La distribución de la termosolar en tiempo real aumenta los ingresos en más de un 15 %

La distribución de la termosolar en tiempo real aumenta los ingresos en más de un 15 %

El nuevo software que combina algoritmos de distribución con predicciones probabilísticas podría reducir los precios de las ofertas de la termosolar (CSP) en una cuarta parte e impulsar el nuevo despliegue de CSP en EE.UU., según dijo Mike Wagner, investigador principal del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), a New Energy Update.

El 1 de octubre, el NREL puso en marcha un nuevo estudio de tres años sobre el software de distribución optimizada de CSP que permite realizar operaciones en tiempo real en las centrales de CSP. Entre los socios del proyecto se encuentran los promotores estadounidenses SolarReserve, BrightSource e instituciones de investigación como la Universidad de Northwestern y la Escuela de Minas de Colorado.

En uno de los siete nuevos proyectos de CSP del NREL financiados por la Oficina de Tecnologías de Energía Solar (SETO) del Departamento de Energía (DE) de los Estados Unidos, los socios de investigación desarrollarán una herramienta automatizada de toma de decisiones para ajustar mejor el suministro de CSP a la demanda de energía.

Los investigadores predicen que el software de distribución optimizada podría contribuir a reducir los precios de las licitaciones de CSP en un 25 % y evitar la necesidad de disponer de energía proveniente de combustibles fósiles durante los períodos de alta demanda.

El software de distribución agregará valor a través de “unos mayores ingresos, un menor tiempo de inactividad y una generación y fiabilidad mejores”, según dijo Wagner a New Energy Update.

En el suroeste de Estados Unidos, el software de optimización podría permitir a los operadores producir a plena capacidad durante las 40-50 horas de mayor demanda del año y a más del 97,5 % de capacidad durante las 1000 horas de mayor demanda, aseguró Wagner.

“Esto confiere a la CSP un enorme valor en la red y posibilita una nueva capacidad eléctrica renovable que no requiere de potencia adicional de respaldo no renovable de bajo factor de capacidad”, explicó.

Los investigadores de EE.UU. también están desarrollando diseños de CSP para altas temperaturas a fin de reducir los costes de almacenamiento. Juntos, estos proyectos contribuirán a guiar a los EE.UU. hacia los objetivos de coste del DE para 2030 de 50 $/MWh en centrales de CSP de carga base y 100 $/MWh en centrales de CSP de carga máxima, según dijo Mark Mehos, director del Programa CSP del NREL, en unas declaraciones.

“La SETO quiere estimular el despliegue orientado al mercado de la CSP con almacenamiento de energía térmica en los Estados Unidos”, dijo.

              Centrales de CSP a gran escala en EE.UU

Fuente: CSP Today Global Tracker

Respuesta rápida

El nuevo software de distribución optimizada permitirá el avance de las simulaciones desde los métodos actuales, que funcionan con periodos de una hora, hasta las operaciones en tiempo real.

La investigación se apoyará en los solucionadores no lineales desarrollados por el Laboratorio Nacional Argonne, los modelos de predicción probabilísticos de la Universidad Northwestern y los algoritmos de distribución optimizada construidos por la Escuela de Minas de Colorado.

El modelo tiene en cuenta los precios previstos de los recursos solares y de la electricidad en las siguientes horas y días, lo que permite a los operadores aprovechar la energía de almacenamiento térmico (TES) para explotar los precios o las condiciones de funcionamiento más favorables.

En comparación con los métodos de “distribución en bloque” no optimizada, la distribución optimizada en tiempo real puede aumentar los ingresos de las ventas de electricidad del día siguiente “en un 15 % o más, en función del mercado”, explicó Wagner a New Energy Update.

El modelo de optimización integra incertidumbres de fuentes externas para aumentar la precisión.

Los datos históricos sobre las regiones, como la nubosidad y la temperatura, se utilizan para elaborar predicciones y límites de incertidumbre.

Esto ayuda a minimizar los eventos de “alto coste”, como los disparos de turbina debidos a unos niveles de almacenamiento bajos, la pérdida de ingresos de producción durante los períodos de alto valor y la descarga de la potencia de salida, dijo Wagner.

La modelización de la incertidumbre tiene repercusiones importantes, ya que puede llegar a aumentar los ingresos en alrededor de un 5 %, aseguró.

Oportunidades de Mercado

Los promotores de la CSP predicen que la reducción de costes y el aumento de la penetración de la energía eólica y solar podrían respaldar una nueva oleada de desarrollo de la CSP en EE.UU. y Europa.

El sistema de distribución optimizada en tiempo real será más beneficioso para las centrales de CSP en los mercados con variaciones notables en los precios de la electricidad entre los períodos diurnos y nocturnos, dijo Wagner.

“El mercado del ISO de California es un buen ejemplo, porque la producción de energía fotovoltaica ha originado una reducción significativa de las tarifas diurnas”, dijo.

A finales de junio, la potencia solar instalada en California era de 22,8 GW, de los cuales unos 10 GW eran a escala industrial.

              Precios de la energía en el sistema horario de California en 2017

(Haga clic en la imagen para ampliar)

Fuente: ISO de California

SolarReserve está desarrollando la central Sandstone CSP de 2 GW con 10 horas de almacenamiento en Nevada, que suministrará electricidad a California durante los períodos de alta demanda por la tarde y por la noche.

El objetivo de SolarReserve es conseguir un “buen” precio por debajo de los 90 $/MWh para el proyecto, según dijo Kevin Smith, director general de SolarReserve, a New Energy Update en septiembre.

Si el software de distribución optimizada es capaz reducir este precio en un 25 %, lo situaría por debajo de los 67,5 $/MWh. En cambio, la asesoría Lazard estima que el coste de generación de las centrales de gas de ciclo combinado de EE.UU. es de 41-74 $/MWh y el de las centrales de gas de máxima producción de 152-206 $/MWh, de acuerdo con sus últimas cifras.

Los costes de la energía fotovoltaica con batería también están disminuyendo y estos proyectos serán muy competitivos para la demanda máxima nocturna en los próximos años, según explicaron los analistas de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) a New Energy Update el mes pasado.

La caída de los costes situará el precio de los proyectos de energía fotovoltaica con baterías del suroeste de Estados Unidos por debajo del de las centrales de gas en los próximos años, sin necesidad de ningún tipo de subsidio estatal, según afirmó Tara Narayanan, analista solar del BNEF.

Costes de operación

La distribución optimizada permitirá a los operadores maximizar el rendimiento de los componentes al tiempo que se reducen los costes de mano de obra y los tiempos de inactividad.

Al tener en cuenta las relaciones entre el rendimiento de los componentes y los factores de mercado, el software reduce el número de arranques de turbina, los cuales pueden llegar a acelerar la aparición de daños y propiciar mayores costes de mantenimiento, según afirmó Wagner.

Un estudio reciente llevado a cabo por el NREL y SolarReserve demostró que la sincronización inmediata optimizada entre la producción y la distribución puede reducir los arranques anuales de turbina en un 85 %.

El NREL ha descubierto que la disminución de los arranques de la turbina puede incrementar los ingresos anuales alrededor de un 8,5 %, dijo Wagner.

Partiendo de una central con unos ingresos netos de 70 millones de dólares al año que lleva funcionando 25 años, el aumento en los ingresos por disminución de los arranques de turbinas podría ser de alrededor de 150 millones de dólares, aseguró.

La distribución optimizada también permite mejorar la planificación de los recursos de personal de mantenimiento, facilita las estrategias de limpieza y sus datos pueden utilizarse para mejorar el desarrollo del proyecto, dijo Wagner.

“Todavía estamos trabajando en la cuantificación de estos impactos”, explicó.

Un futuro híbrido

El NREL también ha adaptado sus modelos de optimización para incorporarlos a los sistemas híbridos CSP-PV.

El interés en el suministro híbrido CSP-PV aumenta a medida que los operadores buscan una electricidad de menor coste para períodos de distribución más prolongados.

Las centrales combinadas de CSP-PV pueden suministrar 24 horas de energía de carga base a un coste menor por MWh que las centrales de CSP independientes o las centrales de CSP y PV por separado, según explicaron varios expertos del mercado a New Energy Update en agosto. Los ahorros propiciados por los proyectos híbridos contemplan la disminución de los gastos de capital por MWh debido a la reducción de requisitos para el campo solar y al aumento en la eficiencia logística y de mano de obra en las fases de construcción y operación.

Las primeras pruebas han demostrado que los beneficios son similares en el caso de la distribución optimizada en centrales híbridas, dijo Wagner.

El modelo preliminar muestra una “reducción notable del coste total de la energía para las centrales híbridas CSP-PV sin afectar a la fiabilidad”, dijo.

Por Kerry Chamberlain

Traducido por Vicente Abella Aranda

newenergyupdate.com/csp-today

2018-11-21T14:51:14+00:0021-11-2018|Categories: Destacadas, Documentos, Internacional, Nacional, Noticias del día, Sin categoría|Tags: , |