Manuel Romero es Director Adjunto y Profesor de Investigación del Instituto Madrileño de Estudios Avanzados IMDEA Energía. Durante su carrera profesional ha participado en numerosos proyectos de investigación sobre sistemas de concentración solar y producción termoquímica de combustibles solares, lo que le llevó a recibir el prestigioso premio “Farrington Daniels” otorgado por ISES (International Solar Energy Society) en 2009.
Manuel, gracias por aceptar la invitación y por tu tiempo. En primer lugar, nos gustaría preguntarte quién es IMDEA Energía y cuál es su contribución a la tecnología solar termoeléctrica.
Es una aventura que comienza hace 15 años, como resultado de una iniciativa impulsada desde la Comunidad de Madrid en 2007, y en la que he tenido la oportunidad de participar desde sus orígenes. Entre los Patronos de la Fundación IMDEA Energía, se encuentra el CIEMAT, que era la institución en la que yo venía trabajando desde el año 1985, siempre ligado a las tecnologías de concentración solar y a la Plataforma Solar de Almería. Desde esa colaboración estrecha entre ambas instituciones, pude contribuir al diseño de los objetivos y del programa de investigación del Instituto y posteriormente, en septiembre de 2008, pasar a incorporarme al equipo directivo y de investigación para poner en marcha el centro y convertirlo en una realidad.
Actualmente, contamos con una plantilla de aproximadamente 150 personas, entre personal investigador y de apoyo, y en nuestro Programa de I+D se abordan una serie de temas de gran relevancia económica y social, como la energía solar, combustibles sostenibles, hidrógeno, dispositivos de almacenamiento de energía, gestión inteligente de la demanda eléctrica, sistemas y procesos energéticos con mayor eficiencia y valorización de las emisiones de CO2. En el ámbito de la energía solar, IMDEA Energía hizo una firme apuesta, desde el principio, por el desarrollo de una línea de investigación en energía termosolar, que se lleva a cabo fundamentalmente por parte de la Unidad de Investigación en Procesos Térmicos de Alta Temperatura (UPAT), cuyo responsable es José González Aguilar, y en la que yo participo como Profesor de Investigación. En UPAT siempre hemos buscado la complementariedad y colaboración con otros centros de I+D en energía solar termoeléctrica, evitando duplicidades y buscando un sello distintivo en la realización de proyectos y en el desarrollo de tecnologías, enfocándonos a las nuevas generaciones de plantas de tercera generación, así como en procesos termoquímicos para el almacenamiento de energía y para la producción de combustibles solares.
¿Qué iniciativas de investigación o proyectos se están llevando a cabo en IMDEA Energía sobre la tecnología termosolar? ¿Y sobre el almacenamiento térmico?
En particular trabajamos en sistemas y componentes para tecnologías modulares de alta concentración solar y altas temperaturas, cuyo máximo exponente es el campo de 169 heliostatos ACES (Alta Concentración de Energía Solar), en el que hemos realizado experiencias piloto por encima de 1500ºC y con irradiancias pico por encima de 3.000kW/m2, y el simulador solar de 42kWe Kiran-42. También hemos sido pioneros en el desarrollo de dispositivos para almacenamiento termoquímico y en prototipos de receptores y reactores solares volumétricos 3D, de partículas y presurizados. Por último, contamos con importantes referencias en proyectos relativos a la producción de hidrógeno y combustibles solares, así como en la producción de calor solar para procesos industriales. Nuestras capacidades se completan con importantes experiencias en la modelización y análisis de sistemas integrando tecnologías y procesos novedosos para la concentración solar.
En el ámbito regional, hemos coordinado en los últimos 12 años, los proyectos SOLGEMAC, ALCCONES y ahora ACES-2030, que congregan a los centros de investigación, universidades y empresas más destacadas en energía termosolar en la Comunidad de Madrid, y donde también participa PROTERMOSOLAR. En lo que se refiere a las tecnologías de receptor central, estamos participando en destacados proyectos orientados a explorar nuevos fluidos térmicos, como el proyecto europeo NEXT-CSP basado en el uso de aire altamente cargado en partículas, o el proyecto SHARP-sCO2, orientado al desarrollo de componentes para plantas termosolares con CO2 supercrítico. Nuestras instalaciones forman parte de la red de infraestructuras SFERA-III (Solar Facilities for the European Research Area), facilitando acceso a usuarios y también la cooperación con otras instalaciones para la mejora de servicios y metodologías de ensayo. En el ámbito nacional desarrollamos el proyecto HECTOR sobre caracterización y control de campos de helióstatos. En lo que respecta al calor de proceso, tenemos importantes proyectos en marcha con empresas como Synhelion para la obtención de clinker de cemento; CEDRION para la integración de sistemas de refrigeración en plantas termosolares, basados en descargas corona o la producción de vapor y calor de media temperatura con la empresa SEENSO y con el proyecto europeo PROMETEO, en los que se pretende integrar el calor solar en procesos de producción de hidrógeno con electrolizadores de alta temperatura de óxido sólido.
El proyecto Sun-to-Liquid ha recibido numerosos reconocimientos, entre ellos ha sido reconocido como uno de los mejores proyectos medioambientales del mundo al recibir el prestigioso 22nd Energy Globe Award durante la Conferencia COP26 el pasado mes de noviembre en Glasgow. ¿Podría hablarnos, en líneas generales, sobre este disruptivo proyecto?
Sun-to-Liquid es uno de nuestros proyectos bandera y del que estamos especialmente orgullosos. El proyecto empezó en 2016 y finalizó a comienzos de 2020, solo unas semanas antes de que empezara la pandemia. En tan solo cuatro años pudimos hacer realidad la demostración integral, en una instalación experimental solar creada “ad-hoc”, de toda la cadena necesaria para producir combustible líquido (queroseno y naftas) a partir de CO2 y agua. En tan solo un año llevamos a cabo el diseño del campo solar y la construcción del mismo, en Móstoles y adyacente a nuestro Instituto. En verano de 2017 comenzó la instalación del reactor solar desarrollado por ETH Zúrich y la planta Fischer-Tropsch construida por la empresa holandesa Hygear y usada para la obtención del combustible líquido sintético. Tras un periodo de puesta a punto y caracterización de los distintos sistemas, pudimos operar en el año 2019, por primera vez en el mundo y de manera continuada, realizando el ciclado del reactor para la producción del gas de síntesis, que posteriormente era presurizado y transformado en hidrocarburos líquidos. Las condiciones de operación eran extraordinariamente exigentes pues requerían la realización de ciclos de oxidación y reducción entre 800ºC y 1500ºC de temperatura, y constituyen un hito más allá del estado del arte en las prestaciones de un campo de helióstatos.
El proyecto ha recogido importantes reconocimientos, como el 22nd Energy Globe Award durante la Conferencia COP26 en noviembre de 2021 en Glasgow, o más recientemente el SolarPACES Technology Innovation Award 2022. La tecnología de reactores probada en Sun-to-Liquid ha dado lugar a una colaboración posterior desde 2020 a 2022 con la empresa suiza Synhelion y se espera que contribuya a definir en un futuro próximo un proyecto de demostración previo a su desarrollo comercial.
Para finalizar y en base a tu experiencia profesional ¿qué líneas de investigación en nuevas tecnologías y materiales consideras que pueden resultar claves para la reducción de costes en la tecnología termosolar?
Creo importante que se interiorice en el mundo termosolar que la reducción de costes a toda costa no debe ser una obsesión. En la actual encrucijada energética, se ha podido apreciar el valor de disponer de opciones tecnológicas que permitan también abordar la seguridad energética. En este sentido no se debe dejar en segundo plano el esfuerzo en seguir mejorando la gestionabilidad de las plantas termosolares. Esto pasa por crear soluciones versátiles para todo tipo de hibridaciones con otras tecnologías renovables. Como consecuencia, va a dar lugar a nuevos diseños de plantas con múltiplos solares y sistemas de almacenamiento térmico no habituales. Pero también es importante dar el salto y apoyar demostraciones con plantas que incorporen turbinas de gas en modo “un-fired” y que además puedan cubrir tamaños más modulares e incorporen almacenamiento térmico. El actual modelo de negocio basado en plantas gigantescas, conduce a periodos de implantación excesivamente largos y de muy difícil financiación, así como a enormes y costosos retos en la ingeniería de cambio de escala. La tecnología termosolar, con éxito en un futuro próximo, tiene que poder desplegarse en periodos inferiores a un año y ser altamente modular y replicable.
Muchas gracias por su tiempo.