Cuándo será la hora de la energía termosolar? Por Dr. Gerardo Hiriart Le Bert e Ing. Salvador Espíndola Hernández Investigadores de Proyecto IMPULSA del Instituto de Ingeniería de la UNAM La energía solar, que abunda en la parte noroeste de la república Mexicana puede ser transformada a electricidad por dos tecnologías básicas. La fotovoltaica que convierte directamente la radiación solar en energía eléctrica y la tecnología termosolar donde la radiación directa del sol se concentra en un foco para calentar un fluido de trabajo, el que a su vez produce vapor para mover una turbina en ciclo Rankine. Existen muchas variantes de este último, aunque el concepto central no cambia demasiado. La pregunta base de este artículo es Cuándo será rentable la energía solar?. Consideramos que los dos aspectos fundamentales que deben tomarse en cuenta para contestarla son: El costo del kw instalado y el precio del gas natural. Los demasiado optimistas y arduos defensores de la energía solar argumentan que dada la abundante radiación solar en Baja California, bastarían unos pocos kilómetros cuadrados para asegurar un suministro de energía eléctrica a toda esa zona. Por otro lado los exageradamente pesimistas dicen que aunque se acepte que ya existe tecnología fotovoltaica y termosolar, sus costos son tan elevados que jamás podrán competir con los hidrocarburos. Con el único fin de aportar valores numéricos a esta discusión planteamos el siguiente análisis. Tomemos un escenario simplificado en el que la potencia máxima en Baja California sea de 2,000 MW, operando con un factor de planta anual promedio de 0.8 y todo el parque de generación sea ciclo combinado a gas natural y que, en lo solar, la radiación directa de la zona tenga un valor pico de 1 kw/m 2 y un acumulado anual de 1820 kwh. Por otro lado supongamos como costos de inversión 500 US$/kW instalado para una central de ciclo combinado, lo que es razonable según las experiencias de CFE. Para la termosolar es muy difícil cuantificar el costo de capital de inversión, sin embargo tomando un aproximado de lo que costará el kw termosolar en la planta de Agua Prieta (unos 2,800 US$/kW instalado) y las publicaciones de los colegas españoles 1 consideramos razonable utilizar un valor de 2,800 US$/kW instalado. Para la fotovoltaica consideraremos un costo instalado, con los convertidores y demás aditamentos necesarios, de 5,600 US$/kW (La reciente instalación que CFE realizó en Mexicali, costó más de 7000! ) Para el análisis económico tomaremos, en forma simplificada, una vida útil de las plantas de 25 años con un factor de planta de 0.8 y una tasa de descuento del 10 % (FVP sería de 9.077). En aras de la simplificación no incluiremos los costos de operación y 1 Obtenido de: Renovables 100%, Un sistema eléctrico renovable para la España peninsular y su viabilidad económica.
mantenimiento para ninguna de las centrales, tomaremos una eficiencia de los ciclos combinados de 45% y el costo de referencia del precio del gas de 5 US$/MBTU. Opciones básicas que analizaremos A. Parque con 2,000 MW con puro ciclo combinado La inversión de 2,000 MW de plantas de ciclo combinado será de US$ 1,000,000,000. Con un factor de planta de 0.8 generará 14,016 GWh/año. Por lo que el costo nivelado correspondiente a la inversión será de 0.78 US /kwh. El costo nivelado correspondiente al combustible, con una eficiencia del 45 % y costo del combustible de 5 US$/MBTU será de 3.79 US /kwh. Total (CNE) 4.58 US /kwh (sin O&M) B. Planta híbrida (solar-ciclo combinado) Para claridad de la explicación esta planta híbrida la consideramos como dos plantas independientes, una de ciclo combinado y la otra termosolar, diferente al concepto de planta hibrida que se usó en el estudio de la Central Híbrida de Agua Prieta. Las diferencias en costos no son significativas ya que en la planta termosolar casi el 80 % de la inversión corresponde a su componente de espejos e intercambiadores de calor. De esta forma la inversión inicial sería de US$ 1,000,000,000 para la central de Ciclo Combinado y de US$ 5,600,000,000 para la termosolar. Con un factor de plata de 0.8 se generarían 14,016 GWh/año resultando del costo nivelado por la inversión de 5.18 US /kwh. En el consumo de combustible se tendrá un ahorro de 2,920 GWh/año ya que la planta termosolar de 2,000MW generaría 5 kwh diarios por kw instalado, con factor de planta de 0.8, por lo que el costo nivelado final de la componente combustible será en este caso de 3.0 US /kwh. C. Generación eléctrica 100 % solar Si se decidiera instalar 2,000 MW de planta solar capaces de generar día y noche esta potencia se tendría el siguiente razonamiento. La planta termosolar de 2,000 MW generaría 5 kwh/día m 2. Para poder almacenar energía, se va a requerir generar durante las horas de sol los 19 kwh adicionales para completar los 24 kwh diarios. Es decir se necesitarían entonces 4.8 plantas de 2,000 MW cada una para generar durante las horas de sol la potencia demandada más la energía necesaria para el almacenamiento (ya sea baterías, sales eutécticas, re-bombeo, o alguna otra tecnología) para poder usar la planta termosolar en forma continua durante el día y la noche. Las centrales de ciclo combinado no se podrían desmantelar y sólo se usarían en casos de emergencia por falta de radiación solar en días nublados. En este caso el costo de inversión sería el de 4.8 plantas termosolares por 2,000 MW por 2,800 US$/kW igual a US$ 268,800,000,000 más los 2,000 MW de ciclo combinado (que permanecen sin desmantelar) a 500 US$/kW instalado lo que da un gran total de US$ 278,800,000,000. Las termosolares generarían los 14,016 GWh/año que requiere este escenario. Con estos valores se tiene un costo nivelado por inversión de 21.9 US /kwh de los cuales corresponden 21.1 US /kwh a las plantas termosolares, y 0.8 US /kwh a la inversión de ciclo combinado.
D. Fotovoltaico Aunque sería poco practico pensar en 2,000 MW fotovoltaicos el precio del kw instalado, aprecios comerciales de hoy, es del doble que la termosolar aunque la generación sea la misma. Es decir, el costo nivelado del kwh se va a más del doble que el de la solar térmica mostrado anteriormente (de unos 44 US /kwh). Influencia del precio del combustible en el precio del kwh Las plantas de ciclo combinado son inversiones relativamente bajas pero que dependen fuertemente en el costo del combustible para el precio nivelado de generación. Por otro lado las plantas termosolares son inversiones extremadamente altas, totalmente independientes de los precios de los combustibles. Con esta sencilla premisa es fácil imaginar que existe un precio del gas natural para el cual estas tecnologías se igualan en cuanto a costo nivelado de generación (CNG). En la figura 1 se ejemplifica el costo nivelado del kwh generado (sin incluir los costos de O&M) para un escenario con 100 % de ciclo combinado a gas natural. Otro de una mezcla de ciclo combinado (2,000 MW) y planta termosolar sin almacenamiento (2,000MW). También se indica el tercer caso que es abasteciendo de energía con 100% de planta solar y teniendo de respaldo las plantas de ciclo combinado para los casos de emergencia. 30 28 26 Ciclo combinado 24 22 Solar 100% CNG US /kwh 20 18 16 14 12 Híbrida 10 8 6 4 2 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 US$/MBTU Figura 1. Influencia del precio del combustible en el precio del kwh De la grafica se desprende que cuando el precio del gas llegue a los 28 US$/MBTU los precios de los tres escenarios convergen en un valor cercano a los 22 US /kwh.
Ayuda de los bonos de carbono. Con el apoyo que se ha dado internacionalmente a las energías renovables para desplazar otras tecnologías que emiten CO 2 durante la combustión, los bonos de carbón que se cotizan en el mercado actualmente a precios superiores a los 10 US$/ton CO 2 deben de ser estudiados. En el escenario de este artículo 1 kwh solar desplaza aproximadamente 0.7 kg de CO 2. Aplicando esta cifra para el caso B (Híbrido de ciclo combinado y termosolar sin almacenamiento) 2,920 GWh/año producidos con energía solar, redundarían en un ingreso de 2,044,000 US$/año lo que abarataría en solo 2% el costo nivelado de la energía de la zona. Para el caso C en el cual toda la energía se suministra con una fuente solar el ahorro en el precio del kwh bajaría de 22.91 US /kwh a 22.21 US /kwh Variación del Costo de las centrales termosolares Es de esperarse que el avance de la tecnología y las mejoras en los diseños logren abaratar el costo de inversión de las centrales termosolares. En la figura 2 se muestra el efecto que tendría una reducción del 20% y 50% del costo del kw instalado. Evidentemente este efecto es enorme en el caso de que toda la instalación fuera solar tal como se ve en la grafica. Los precios del gas para lograr igualar a las de ciclo combinado serian de 22 y 14 US$/MBTU. Para el caso de la planta hibrida (solar-ciclo combinado) esta disminución es poco importante ya que en este caso el costo esta fuertemente dominado por el precio del combustible. 30 28 Costos futuros US$/kWinstalado 26 24 22 Solar 100% 2,800 Ciclo combinado CNG US /kwh 20 18 16 14 12 10 2,240 1,400 8 6 4 2 Híbrida 2,800 2,240 1,400 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 US$/MBTU Figura 2. Influencia del precio del combustible en el precio del kwh para diferentes costos de inversión
Generación solar para autoconsumo Hasta aquí se ha analizado el efecto que tendría la incorporación de la energía solar para el proveedor nacional de energía (CFE en este caso). Sin embargo, desde la perspectiva de un consumidor privado que tenga alguna instalación (consideramos 1 MW para este ejemplo) conectada permanentemente a la red en tarifa H-M y pagando a CFE los precios actuales por demanda, energía e impuestos, podría tener un enfoque diferente al del generador. En la Tabla 1 se indican las horas y los meses para las diferentes tarifas (base, media y punta) que aplica CFE en Baja California Sur. Si este usuario privado consumiera permanentemente 1 MW pagaría mensualmente a CFE las cantidades que se indican en la parte inferior de la grafica. Es de resaltar que durante las horas punta en los meses de verano se llegan a superar los 20 US /kwh en hora de insolación. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Cargo mensual por capacidad $/kw 16.2 16.0 15.9 15.5 15.8 16.5 17.2 17.5 17.4 17.3 17.0 17.0 Precio equivalente por demanda US /kwh 0.3 0.3 0.3 0.3 2.1 2.3 2.3 2.4 2.3 2.4 0.3 0.3 Base US /kwh 4.8 4.7 4.6 4.5 5.0 5.0 Intermedio US /kwh 6.1 6.0 6.0 5.8 5.9 6.2 6.5 6.5 6.5 6.5 7.0 6.4 Punta US kwh 21.5 22.5 23.5 23.8 23.6 23.6 Tabla 1. Desglose del precio de la tarifa H-M en la zona de Baja California Sur. Si este consumidor privado decidiera instalar una planta termosolar de 1 MW, en la modalidad de autoconsumo, podría tener significativos ahorros al no consumir de la red energía en las horas en la que ésta es más cara. Evidentemente seguiría pagando completo el cargo por demanda estipulado en las tarifas. Realizando el cálculo detallado del ahorro que tendría este privado al no consumir de la red la energía indicada, se ha construido la tabla 2 donde se indican los ahorros mensuales que se tendrían. En este caso el ahorro anual seria de US$ 195,850. MES Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ahorro total [US$/mes] 8,400 9,400 11,350 21,500 20,000 24,700 21,500 23,000 19,500 18,200 9,400 8,900 AHORRO ANUAL (US$) 195,850 Tabla 2. Ahorro mensual al no consumir energía de la red en horas de sol, utilizando una planta termosolar de 1 MW. Con este ahorro anual, puesto en valor presente con una tasa de descuento del 10%, se requerirían más de 40 años para pagar la inversión. Para que esta inversión sea rentable, es decir, que la inversión se pague en 25 años debe ocurrir cualquiera de las siguientes circunstancias: 1. Que el precio del gas suba al doble con lo cual el incremento correspondiente en tarifas eléctricas haría rentable este proyecto de auto consumo. 2. Que el consumidor obtenga un subsidio de US 5 por cada kwh solar que produzca (lo que no es muy descabellado si se compara con los subsidios existentes en Europa) 3. Que se abarate el costo de la central solar de 2.8 a 2.0 millones de dólares. Estas tres circunstancias pueden muy bien ocurrir en forma simultánea, por lo que se concluye que aunque en este momento no es rentable esta instalación de autoconsumo se está muy cerca de que lo sea al ocurrir las circunstancias anteriores combinadas.
Discusión de resultados A pesar de las enormes ventajas que tiene la energía solar para el Noroeste de México, en este simplificado análisis se ha visto que para que sea competitiva con las plantas de ciclo combinado en esa zona, el precio del gas debe subir a valores superiores de 28US$/MBTU en lo que en forma aproximada equivale a un costo de 200US$ el barril de petróleo. Por otro lado el costo de la inversión inicial en plantas solares podría llegar a disminuir a la mitad del actual, si se logran importantes avances tecnológicos, en este caso la solar sería competitiva cuando el precio de gas supere los 14 US$/MBTU. También se ha podido demostrar que desde el punto de vista de un inversionista privado que construye una central solar para autoconsumo, operándola solamente en las horas de sol para ahorro de energía, la rentabilidad del proyecto se acerca mucho a valores positivos, sobre todo si se conjuga un incremento del precio del gas, abaratamiento de la planta solar y venta de bonos de carbono.