Solar térmica híbrida: hasta 20 horas de respaldo

El solar térmico vuelve con un argumento que las baterías no igualan

Cubrir una noche completa con solar fotovoltaica más baterías cuesta alrededor de US$166 por MWh, mientras que una planta termosolar que almacena calor y genera después del atardecer ronda los US$95 por MWh. La comparación, publicada por The Conversation a partir del análisis del profesor Craig McGregor, director del grupo de investigación en energía solar térmica de la Universidad de Stellenbosch, es exactamente el hueco de mercado que una empresa pequeña quiere ocupar con un giro de diseño: en lugar de construir un respaldo aparte, su planta comparte casi todo el hardware de generación con un sistema alimentado por combustibles fósiles, según describe Ars Technica.

¿Qué es el solar térmico concentrado y por qué perdió la carrera?

La idea es simple: en lugar de convertir fotones en electricidad, se usan espejos con seguimiento motorizado (heliostatos) que concentran la luz del sol en un punto dentro de una torre. Ahí se calienta un fluido de trabajo que después mueve una turbina de vapor tradicional, o cuyo calor se almacena para generar de noche.

Existen muchas variantes: distintos fluidos, distintos métodos de almacenamiento y espejos en forma de canal que eliminan la necesidad de torre. Todas buscan lo mismo: reducir los problemas propios de la tecnología, que arrastra muchas partes móviles, fluidos potencialmente corrosivos y falta de estandarización. Ese cóctel, señala Ars Technica, es parte de la razón por la que el costo de estas plantas nunca logró seguir el ritmo de la fotovoltaica.

Hasta hace aproximadamente una década el futuro del solar concentrado parecía brillante: las mejoras en almacenamiento térmico lo habían convertido en una forma de generar energía las 24 horas. No ocurrió. El costo del solar concentrado bajó lo suficiente como para competir con la energía nuclear, pero el precio de la fotovoltaica se desplomó y los paneles se volvieron la fuente de electricidad más barata en la mayoría de los lugares. Con un buen sitio para generar, hoy es muy difícil ganarle a la economía de un panel.

La propuesta: una sola planta, dos fuentes de calor

El hueco que la compañía —descrita por Ars Technica solo como una empresa pequeña, sin identificarla— intenta abrir es el del respaldo. Hoy, para cubrir la noche o los déficits provocados por el clima, el sistema eléctrico construye instalaciones adicionales: típicamente baterías y plantas a gas natural.

La promesa del diseño híbrido es evitar esa segunda instalación. La versión de solar concentrado que proponen está pensada para que un sistema de respaldo fósil comparta la mayor parte del hardware de generación con el lado solar. En términos de capital, eso significa una turbina en lugar de dos, una interconexión en lugar de dos, un permiso en lugar de dos y un solo equipo de operación y mantenimiento.

Es un argumento de eficiencia de capital, no de química: la tecnología no cambia el hecho de que quemar gas emite, cambia cuánto cuesta tener la capacidad lista para cuando no hay sol.

¿Cuánto cuesta la electricidad que se entrega de noche?

Aquí está el nudo del negocio. Sudáfrica ofrece un caso de estudio útil porque el carbón todavía aporta el 74% de su electricidad y su plan energético está en plena revisión, según The Conversation. El país ya opera plantas de concentración solar que suman unos 600 MW, suficientes para abastecer a entre 350.000 y 400.000 hogares promedio al año, pero no aprueba nuevos proyectos desde 2014.

Las cifras que McGregor pone sobre la mesa explican por qué:

• Fotovoltaica diurna: alrededor de US$35 por MWh.
• Fotovoltaica más baterías para cubrir una noche completa: alrededor de US$166 por MWh.
• Solar concentrado con almacenamiento térmico: alrededor de US$95 por MWh.
• Nuclear: alrededor de US$140 por MWh.

El detalle técnico que sostiene esa cifra intermedia es el almacenamiento. Las plantas modernas concentran la luz para calentar sales fundidas a unos 565 °C, las guardan en tanques aislados y producen vapor después del atardecer, con capacidad de 12 a 20 horas de respaldo. Guardar calor durante horas es mucho más barato que guardar electricidad en baterías durante esas mismas horas.

El error metodológico que McGregor atribuye al plan energético de su país es comparar el precio de la fotovoltaica en horas de sol contra el costo de construir concentración solar, sin contar lo que cuesta la electricidad en el punto en que se entrega al consumidor. Su grupo de investigación estima que la red sudafricana tiene espacio para entre 6 y 10 GW de concentración solar.

Qué significa esto para tu startup

• Modela el costo de la energía en la ventana crítica, no el promedio. Si tu producto compite por electricidad nocturna o por calor de proceso, el número relevante es el MWh de la hora en que lo necesitas. Un panel de US$35/MWh que no genera a las 21:00 no es tu benchmark: lo es el sistema completo con almacenamiento.
• Busca activos compartidos. La tesis del híbrido —una turbina, dos fuentes de calor— es aplicable a otros negocios intensivos en capital: interconexión, permisos, terreno y personal de operación. Antes de levantar capital para un activo nuevo, pregunta qué infraestructura existente puede servir a dos procesos a la vez.
• Mira el calor industrial como entrada. The Conversation menciona que sistemas de concentración solar más pequeños podrían reemplazar las calderas diésel y eléctricas que muchas industrias usan para calor de proceso. Para una startup de energía, vender calor a una fábrica es un contrato distinto, y a menudo más simple, que vender electricidad a la red.
• Audita la cadena de suministro antes de creer en el costo. En Sudáfrica, hasta el 60% de los componentes de una planta de concentración solar podrían fabricarse localmente, porque la planta se construye sobre todo con hormigón, acero y vidrio. En LATAM y España ese porcentaje cambia según quién fabrique heliostatos, receptores y tanques de sales. El capex se decide ahí.

Lo que todavía no se puede verificar

La nota de Ars Technica describe el concepto, no un proyecto firmado. No publica el nombre de la compañía, ni cifras de costo, ni capacidad, ni ubicación, ni plazos de construcción, ni si existe un cliente o un contrato de compra de energía. Tampoco hay datos públicos sobre la eficiencia del lado fósil del sistema ni sobre sus emisiones.

Para un founder que evalúa entrar a este segmento, eso significa que la tecnología está en fase de tesis, no de comparables verificables. Antes de cualquier decisión de inversión o de asociación, la pregunta que hay que hacerle al proveedor es concreta: ¿cuál es el costo nivelado del MWh entregado en la ventana de respaldo, medido y no proyectado?

Conclusión

El solar concentrado no va a ganarle a la fotovoltaica en el día, y probablemente no lo intente. Su terreno es el otro: la noche, la industria que necesita calor y los sistemas que hoy dependen de baterías caras o de plantas de gas construidas solo para unas horas al día.

La apuesta del híbrido es de eficiencia de capital: hacer que el respaldo pague por sí mismo compartiendo turbina, conexión y permisos con el lado solar. Es una tesis atractiva y, por ahora, sin cifras públicas que la respalden. Para quien decide con data, la tecnología merece seguimiento y escepticismo en partes iguales: el costo del respaldo es la variable que define si una planta es un activo o un problema.

Fuentes

• Turning a solar power system into its own backup — Ars Technica (fuente original)
• South Africa is overlooking solar technology that can keep generating electricity after sunset — The Conversation