Evaluación Económica

Parámetros de diseño 


    Para realizar esta evaluación se escogerá la tecnología de torre solar, ya que como se vio en el punto 1.1 presenta menores costos de inversión que las otras tecnologías vistas en su versión con almacenamiento. Por otro lado, para la simulación de la planta se utilizará un software desarrollado por la NREL (National Renewable Energy Laboratory, USA) llamado System Advisor Model (SAM). Este básicamente simula la operación de una planta para luego obtener datos y aproximaciones sobre su funcionamiento tanto físico como económico. El programa incluye además los datos para una planta de torre solar modelo de 100MW, lo que facilita su modelación.

    Para el diseño de la planta se utilizarán como referencia los requerimientos técnicos mínimos propuestos en el Concurso Planta de Concentración Solar de Potencia, que fue publicado por el Ministerio de Energía así como los requerimientos de la demanda vistos en el punto anterior. A continuación se adjunta un resumen de estos requisitos:

- Potencia instalada: igual o superior a 10 MW.
- Almacenamiento: que permita operar la planta durante 3 horas funcionando con una potencia al menos del 85% de la nominal, sin energía solar.
- Combustible fósil: limitado al mantenimiento de la temperatura de los fluidos de trabajo. 


En este concurso se seleccionará un proyecto que reúna los factores necesarios y provee un subsidio por hasta 20 millones de dólares que apoye la materialización de una planta CSP.

Características del emplazamiento 



Para el caso de este tipo de instalación es necesario conocer los valores de la radiación normal directa (DNI), además de las características climáticas de la zona para la simulación. Por esto se utilizarán los datos de Antofagasta obtenidos por el departamento de Energía de Estados Unidos, que además fueron comparados con datos obtenidos por el Ministerio de Energía en la subestación de Crucero, cercana a Antofagasta.

A continuación se presentan los datos de radiación y viento de algunos meses como ejemplo:

Figura 11: Información climática de Antofagasta. Fuente: Departamento Energía USA.

    Para el concurso se entregan algunas localidades recomendadas para el desarrollo del proyecto, de los cuales se eligió un terreno en la comuna de María Elena ubicada al oeste de la subestación Crucero en la Región de Antofagasta. El terreno tiene una superficie de 404,4 hás. avaluado en UF 13.750 (US$641.860), que será utilizado como referencia para la estimación del costo por terreno.

Figura 12: Terreno escogido. Fuente: Google Earth.


Campo Helioestático y Torre 

    Para su diseño se utiliza la herramienta optimization wizard, que calcula automáticamente el campo y colector óptimo según los requerimientos que se esperan de la central. Un parámetro muy importante es el múltiplo solar, que se define como el cociente entre la potencia térmica absorbida por el fluido de trabajo en el punto de diseño y la potencia térmica requerida por el sistema turbina-generador. En general este valor se encuentra en el rango 1,5 – 3 y depende de la relación entre almacenamiento y potencia de la central.

Figura 13: Captura del programa SAM.

    

En la figura anterior se puede observar cómo el programa entrega los parámetros técnicos necesarios para las condiciones ingresadas. Las casillas en azul son datos que calcula el programa, mientras que las que están en blanco son aquellas que se ingresan. En el caso de esta modelación se utilizaron los datos técnicos de la planta modelo que el programa provee.

Para el diseño de la torre se utilizarán los datos de la planta modelo, a excepción del fluido de transferencia térmica para el que fue elegido la sal (60% NaNO3, 40% KNO3) por ser Chile un productor mundial de este producto.

Por otro lado el programa entrega las posiciones de cada heliostato, así como la configuración espacial del campo. En la figura siguiente las zonas más rojas corresponden a mayores densidades de heliostatos:


Figura 14: Diseño del campo helioestático. Fuente: Simulación SAM.

Bloque de Potencia y Almacenamiento 


Por bloque de potencia se entiende el generador de vapor, turbina de vapor y la refrigeración e intercambiadores. La central posee una potencia bruta de 115 MW, la cual es necesaria generar para obtener los 100 MW de diseño. Se utiliza un rendimiento de 0,412 del ciclo de conversión, propio para la tecnología utilizada en este tipo de centrales. Además para el sistema de refrigeración se opta por uno de aire ya que así se disminuye el uso agua en un 90%, lo que es muy importante por ser este recurso tan escaso en la zona. Por último se escoge un uso de combustibles fósiles en el modo minimun backup level, que restringe al uso de combustibles para el caso no se cumplan los requerimientos mínimos de funcionamiento.

Costos de Inversión


Los costos de inversión que entrega SAM para su planta modelo son los siguientes:

Figura 15: Costos directos del proyecto. Fuente: Simulación SAM.



A continuación se describen cada uno de los costos considerados:

· Site Improvements: costos de preparación del terreno donde será instalada la planta.

· Heliostat Field: costo por metro cuadrado que incluye todos los costos relativos a la instalación de los heliostatos (cableado, espejos, mano de obra).

· Balance of plant: costos relacionados con las instalaciones de control de la planta, incluyendo la construcción de edificios y el equipamiento necesario.

· Power Block: costo por kW del bloque de potencia, incluyendo la turbina, los intercambiadores de calor, refrigeración, etc.

· Fossil Backup: costo de instalación del sistema de respaldo en base a combustibles fósiles.

· Storage: costo por kWt del sistema de almacenamiento incluyendo el costo del equipamiento y de la mano de obra necesaria.

    Para el caso del colector y la torre, el programa utiliza fórmulas que han sido desarrolladas para estimar su costo, debido a que no obedecen un comportamiento lineal. Es por esto que se ingresan los parámetros de la figura que responden a un estudio matemático incluido en el programa. Por otro lado se tienen algunos costos indirectos a considerar:

Figura 16: Costos indirectos del proyecto. Fuente: Simulación SAM



Estos incluyen principalmente los costos del terreno y de consultorías. El costo del terreno se estima en US$650 por hectárea, según los datos obtenidos del predio elegido anteriormente. Los costos de ingeniería se estiman como un 10% de los costos directos e incluyen el diseño y la construcción de la planta.

Optimización de la planta


    Para este estudio se han considerado distintas configuraciones, en las que se ha variado el tiempo de almacenamiento y múltiplo solar. En primer lugar se analizará la elección óptima de las características de la central. Para esto se tomarán en cuenta dos criterios: menor LCOE y mayor producción bruta anual. El LCOE es el costo al cual se debe producir la energía a lo largo de la vida útil del proyecto para lograr recuperar la inversión antes del término de ésta. Los resultados de este análisis se presentan en el siguiente gráfico:

Figura 17: Relación entre LCOE y múltiplo solar. Fuente: Elaboración propia.


    Como se analizó en puntos anteriores, la capacidad de los generadores de entregar una curva plana es de suma importancia en un sistema eléctrico como lo es el SING, debido a la gran influencia minera en la demanda. Es por esto que uno de los factores más importantes a considerar dentro del diseño de la planta de concentración solar es la cantidad de horas de almacenamiento térmico que ésta tendrá. Por otro lado, debemos tomar en cuenta que si bien un mayor múltiplo solar significa una mayor producción de energía térmica, esto implica también un fuerte aumento en la inversión. Por estas razones se elige una capacidad de almacenamiento térmico de 14 horas, lo que alcanza a cubrir completamente las necesidades de la demanda y además logra el menor LCOE posible. Esto significa que la planta requerirá un múltiplo solar de 2,8 para poder abastecer tanto la generación de electricidad como el almacenamiento térmico.

    El segundo criterio a considerar es la producción bruta anual de energía en relación a las horas de almacenamiento para los distintos valores de múltiplos solares. Estos resultados se presentan en el siguiente gráfico:

Figura 18: Relación entre energía anual y múltiplo solar. Fuente: Elaboración propia.

    Como se puede observar a medida que se aumentan las horas de almacenamiento aumenta también la energía anual generada. Pero esto se cumple sólo cuando el múltiplo solar es lo suficientemente grande como para abastecer el almacenamiento. Es decir, la energía térmica generada por el colector no siempre es suficiente como para hacer funcionar la turbina y además almacenar energía térmica, es por esto que en un principio las curvas son coincidentes. 

    Por otra parte, existe un efecto de saturación en los tanques ya que estos tienen una capacidad de almacenamiento de energía finita, por lo que llega un punto en que sin importar la energía entregada por el campo, la energía eléctrica generada no aumentará. Por esta razón las curvas se comienzan a aplanar. 

    Observando el gráfico se deduce que a un múltiplo solar de 2,8 el valor de almacenamiento que genera más energía es el de 14 horas, respaldando las conclusiones anteriores.

Discusión de Resultados

 

                
A partir de la optimización realizada en el punto anterior se puede modelar la planta termosolar a evaluar. Los principales parámetros de modelación se presentan a continuación:

Tabla 5: Parámetros de modelación.

    A continuación se presentan las principales características del proyecto modelado en base a las optimizaciones hechas previamente. Junto a estas se encuentran las características de la planta termosolar “María Elena” como punto de comparación.

    La planta María Elena es un proyecto termosolar de 400 MW que consta de cuatro módulos separados de 100 MW cada uno, que actualmente se encuentra en estado de calificación para ser construido en la localidad de María Elena, en la región de Antofagasta. La empresa a cargo del proyecto es Ibereólica Solar Atacama S.A.

Tabla 6: Comparación con planta María Elena. *Fuente: SEA, 2012.

    En esta tabla comparativa se puede observar que los resultados obtenidos por nuestra modelación guardan una relación relativamente lineal con los resultados esperados para la planta María Elena, que cuenta con una capacidad cuatro veces mayor. Por ejemplo, la inversión total requerida para nuestra planta es aproximadamente un cuarto de la inversión requerida por la planta de Ibereólica Solar Atacama.

Resultados Técnicos 

    Es interesante notar el factor de planta que se obtiene es de un 57,9%, un valor muy por encima del que pueden lograr la mayoría de las tecnologías ERNC, exceptuando a la geotermia, la biomasa y algunas centrales mini hidro. Se recuerda que el factor de planta es el cociente entre la energía real generada por una central eléctrica durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período. Es por esto que es un parámetro muy importante por las características de la demanda donde será instalada la central. En el siguiente gráfico se pueden ver los factores de planta típicos tanto para las ERNC como para las tecnologías convencionales.

Figura 19: Factores de planta para distintas tecnologías. Fuente: Jorquera, 2009.



    Es posible notar que la CSP aparece con un factor de planta cercano al 20% muy lejano al casi 60% alcanzado por nuestra modelación. Esto se debe únicamente a que en este gráfico no se considera la capacidad de almacenamiento para la concentración solar de potencia.

    Por otro lado, partir de la simulación realizada con el programa SAM se pueden analizar los distintos resultados obtenidos. Por ejemplo a continuación se presenta la estructura de costos por Watt instalado:

Figura 20: Desglose de costos por Watt instalado. Fuente: Simulación SAM.

Figura 21: Estructura de costos por kW instalado. Fuente: Elaboración propia.

    Como es posible observar en los gráficos, la mayor parte del costo asociado al desarrollo de una planta termosolar de torre es lo que corresponde al campo helioestático, alcanzando hasta un 34% del costo total. Esta estructura de costos se ve fuertemente influenciada por el múltiplo solar que se ha elegido, ya que este representa la proporción entre el campo helioestático y el bloque de potencia que representa la segunda componente más importante en cuanto a costos.

    Debido a la alta capacidad de almacenamiento se requiere un múltiplo solar mayor, para que la planta sea capaz de abastecer tanto la generación como el almacenamiento, lo que finalmente influye directamente en el tamaño del campo helioestático y por lo tanto en un mayor costo. En otras palabras, la capacidad de almacenamiento no sólo influye en su propio costo, sino que también influye fuertemente en los costos del campo helioestático.

    La generación esperada anual para la planta se presenta en el siguiente gráfico:
Figura 22: Generación anual esperada. Fuente: Simulación SAM. 

Como se puede observar, existe una variación importante en la generación dependiendo de la época del año, que se relaciona directamente con la DNI. Si bien la capacidad de almacenamiento permite entregar un suministro relativamente constante durante un día, el suministro a lo largo del año se ve restringido por las condiciones del recurso solar. Esto afecta fuertemente en los contratos que puede lograr la planta, ya que limita el suministro al mínimo nivel que es capaz de entregar durante el año, que en este caso corresponde a los 25GWh generados durante el mes de Junio.

Esta limitante en la cantidad de energía que se puede contratar puede ser compensada en el mercado chileno gracias a las ventas de energía en el mercado Spot. Esto puede significar ingresos adicionales importantes debido a que el precio en mercado Spot es el del costo marginal del sistema, que en el caso de la generación termosolar es muy bajo. Alternativamente se puede optar por una solución de hibridación de la planta, ya que el bloque de potencia puede ser compartido con una planta termoeléctrica de cualquier tipo. Por lo tanto una solución para suplir la falta de recurso solar en el invierno podría ser el uso de combustibles fósiles, logrando de esta manera tener un suministro constante a lo largo del año.

Por otra parte es importante analizar el efecto que produce el contar con almacenamiento térmico en una planta termosolar. Como se mencionó anteriormente, el factor de planta está directamente relacionado con la capacidad de almacenamiento térmico. Este influye fuertemente tanto en la venta por potencia como en la generación de energía, ya que con un mayor factor de planta se logra una mayor utilización de la capacidad instalada a lo largo del año, lo que finalmente se traduce en mayores ingresos monetarios. Por lo tanto se pretende contrastar ambos escenarios por medio de la simulación representada en el siguiente gráfico:

Figura 23: Planta con y sin almacenamiento. Fuente: Elaboración propia. 

Es posible observar la gran diferencia en la cantidad de energía generada anualmente, manteniendo la potencia instalada de 100MW. Esto conlleva a que el factor de planta para el caso sin almacenamiento sea de 25,5%, valor que podría acarrear problemas a la hora de vender la energía de manera óptima.


Resultados económicos


Para el análisis económico financiero se fija una Tasa interna de Retorno (TIR) de un 10%, que corresponde al valor típico para este tipo de proyectos. Con esto se obtienen los siguientes resultados:

Tabla 7: Resultados financieros de la simulación. Fuente: Simulación SAM.

En primer lugar se debe destacar el LCOE obtenido de 153 US$/MWh. Si bien este continúa siendo alto para competir con otras formas de generación tradicionales, en el ámbito de las energías renovables se muestra como una opción factible. A continuación se presenta una tabla con los LCOE para distintas tecnologías.

Tabla 8: LCOE para distintas tecnologías. Fuente: Systep.



Se puede observar que el LCOE obtenido se encuentra sobre la tecnología solar fotovoltaica y la diésel. Sin embargo sigue siendo 85% más caro que el desarrollo de plantas termoeléctricas a carbón.

No obstante las energías renovables pueden comerciar incentivos ERNC que deben pagar generadores tradicionales que no cumplan con la ley ERNC actual, por otro lado al considerar la capacidad de almacenamiento, este tipo de plantas puede acceder a recibir pagos por potencia firme considerables tomando en cuenta su factor de planta. Es por esta razón que la tecnología diésel que presenta el LCOE más alto, tiene igualmente un alto desarrollo en el SING, siendo remunerado por la capacidad que entrega al sistema. Así la Concentración Solar de Potencia se muestra como una mejor opción que las plantas fotovoltaicas para el perfil de demanda que encontramos en el norte del país. Es interesante realizar un análisis de sensibilidad del LCOE con variables como las horas de almacenamiento o el costo del campo helioestático:

Figura 24: Análisis de sensibilidad para el LCOE. Fuente: Simulación SAM.



Observando la figura se puede apreciar la fuerte dependencia del LCOE con respecto al costo por metro cuadrado del campo helioestático, principalmente por ser este la mayor fracción del costo de inversión. Es por esto que es muy importante concentrar los esfuerzos en intentar reducir el costo de esta componente mediante investigación y desarrollo de nuevas tecnologías y materiales. Otro resultado interesante es lo que ocurre al variar las horas de almacenamiento, ya que el aumento influye de manera muy distinta a la disminución de la variable. Como se puede observar un aumento de 3 horas se traduce una variación de 4 US$/MWh mientras que la disminución de 3 horas produce una variación de apenas 1 US$/MWh.

Esto se debe a que es preferible tener menos capacidad de almacenamiento y que sobre energía, a que se instale capacidad de almacenamiento sobreestimada sin tener recursos térmicos para abastecerla. Es por esto que se recalca la importancia en la optimización de la relación almacenamiento-múltiplo solar para el diseño de este tipo de plantas.

Por otro lado los costos de inversión obtenidos para la torre solar con almacenamiento son muy altos en comparación al resto de las tecnologías. Si bien la inversión se puede recuperar por los niveles de ingresos discutidos anteriormente, se produce una barrera de entrada considerable al necesitar inversiones tan altas, desincentivando el desarrollo de proyectos de gran envergadura.


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