Termosolar en perspectiva: Detalles de ingeniería y mercado

Respecto al mercado, vale la pena revisar primero el contexto.

La central se encontrará interconectada en un sistema operado bajo un modelo de despacho por mérito económico. Esto significa que se recibe primero la energía con costo de generación más bajo. Al no requerir combustibles, esta central tendrá un costo marginal que tiende a cero, similar al de solar y eólica en la región. Al igual que las centrales solares y eólica instaladas en los últimos años, esta central se despachará casi por default. Entre todas las actuales suman 150 MW de capacidad instalada, que es ¼ de a demanda. El resto se alimenta con centrales térmicas poco eficientes. Un punto importante es que la central termoeléctrica, igual que las tres anteriormente mencionadas, tendrá almacenamiento de energía, sólo que esta lo hará de forma térmica. Y a diferencia de las baterías, que solo soportan una parte en el caso de las fotovoltaicas y eólicas, esta se diseña para que pueda ofrecer energía 24 horas al día.

Entonces, su entrada en operación, ¿a quién va a desplazar? En realidad Baja California Sur es un sistema altamente deficitario de energía. Los apagones. La entrada de esta central será incluso tardía, aún si se lograra el milagroso 2028 de entrada en operación comercial. La demanda crece de forma muy acelerada en BCS. Pero si a alguien va a desplazar, será a las centrales de turbogás o de combustión interna de CFE. Esa es buena noticia porque podría significar sacar del sistema emisiones y, en caso de que saque de operación, marginar el mercado de BCS con una fracción del costo de las centrales de CFE, que ha llegado a más de mil dólares en algunos momentos.

La complejidad operativa de este sistema (mayor a la de un fotovoltaico u eólico) le podría generar un costo marginal más alto, pero incluso así se despacha en automático. En caso de entrar muchísima renovable que desplace a todas las centrales de combustibles, podría ofrecer reserva operativa al sistema y cobrar por potencia. Este proyecto podría ser, entonces, la tumba de proyectos de gas natural en el sitio y cumpliría con la función de hacer del sistema de BCS un laboratorio de la transición energética, todo esto si tiene una operación estable y sin contratiempos. Pero eso depende de la ingeniería…

“Este proyecto podría ser, entonces, la tumba de proyectos de gas natural en el sitio”.

Ingeniería…

Pero, aunque decimos que el proyecto podría ser la tumba de proyectos de gas natural en el sitio –lo que tiene mucho de verdad– tampoco podemos dejar de ver las complejidades técnicas de una instalación de este tipo.

Para empezar, una planta termosolar de concentración –en adelante CSP por sus siglas en inglés, para abreviar– produce energía eléctrica utilizando vapor, que se produce aprovechando el calor del sol para calentar un fluido especial (un aceite similar al que se utiliza en un coche), o almacenar calor en sales fundidas liquidas llamadas “sales solares”. Estas son una mezcla de 60% nitrato de sodio y 40% nitrato de potasio. que se mantienen liquidas gracias a una reacción eutéctica, que a grandes rasgos consiste en que al mezclar dos sólidos se obtiene un líquido que se mantiene estable a una temperatura determinada (se pueden añadir otros compuestos para modificar esa temperatura de estabilización, pero esos son los “ingredientes” básicos).

Esta capacidad maravillosa de almacenar calor es lo que permite a estas centrales producir electricidad por la noche, cuando no hay sol, y esta es la gran ventaja que diferencia a las plantas CSP de las fotovoltaicas. La cuestión es que conseguirlo no es ni fácil, ni barato.

Porque todo esto suena muy bonito, pero este concepto de almacenamiento de calor -que el corazón tecnológico de una planta CSP- es solo una parte del todo. Y dependiendo de la tecnología utilizada –“convencional” con todo montado a nivel piso, o “de torre”, como los proyectos que el gobierno ha anunciado recientemente– el desarrollo del proyecto puede clasificarse de dos formas: difícil, o muy difícil –y lo mismo aplica para la puesta en marcha y, desde luego, la operación.

Es difícil porque los proyectos así no son fáciles por defecto, pero también porque los sistemas que se utilizan son complejos de diseñar y de montar, difíciles de probar y dejar listos para operación, y consecuentemente de operar de forma eficiente (operación eficiente significa más dinero… así es esto).

No hay que ponerse dramáticos… hay mucho de tecnologías “comunes” y buenas por probadas (los sistemas y las turbinas de vapor son una muestra), pero por ejemplo, también están las inmensas dificultades de bombear miles de toneladas de aceite inflamable por un sistema de tuberías que mide cientos de kilómetros, y que va por el centro de los espejos parabólicos (en CSP convencional) para calentarlo y producir vapor, o usarlo para elevar la temperatura de cientos de toneladas de sales fundidas para almacenar calor. Ahora imaginen el problema adicional de hacer esto mismo, pero para bombear toneladas de sales fundidas hasta el tope de una torre de 150 metros de alto, que es impresionante, pero que hoy por hoy sigue siendo una tecnología en desarrollo, que sigue teniendo problemas de ingeniería que todavía no se han podido solucionar del todo.

Nada de esto quiere decir que no pueda hacerse, pero sí que, puestos a elegir, lo lógico será siempre ir por la opción que es menos complicada, menos costosa (porque ningún proyecto de esa escala es barato) y menos problemática en términos de operación, porque una operación problemática es cara siempre.

En cualquier caso, optar un CSP convencional antes que una torre siempre será mejor opción por varias razones, pero principalmente dos: las torres son muy difíciles de construir, y la tecnología de los sistemas de transporte de las sales fundidas sigue en desarrollo. En corto, en CSP siempre será más fácil diseñar, montar, bombear y operar en horizontal, que en vertical.