4 Análisis de costes
4.2.4 Evolución del coste normalizado de la energía
(LEC)
Evolución de la eficiencia de la central
A la hora de calcular el coste normalizado de la energía, tal como se expuso en la introducción de este capítulo, es necesario conocer, además de los parámetros financieros establecidos an- teriormente, tanto el coste de inversión de la central como la producción eléctrica anual de la misma. Hasta ahora se ha presentado el coste de la central de referencia, tanto en el escenario ac- tual como en los dos escenarios de evolución, el conservador y el optimista. Por tanto, para esti- mar la evolución del LEC de la central a lo largo del periodo de estudio es necesario conocer la evolución de la eficiencia de la central, lo que permitirá conocer, a partir de una producción de
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referencia, la producción estimada para los di- ferentes años.
El análisis de la evolución de la eficiencia de la central está relacionado con las mejoras tecno- lógicas esperadas para el periodo 2010-2020, algunas de ellas relacionadas con las evoluciones expuestas en el análisis de costes presentadas anteriormente y otras de carácter independien- te. Dado que es imposible predecir con exactitud cuándo tendrán lugar las innovaciones tecnológi- cas que afectarán a la eficiencia de las centrales, tan sólo se ha considerado el incremento total esperado a corto/medio plazo (2010-2015) y el esperado a medio/largo (2015-2020) y se ha su- puesto una evolución lineal a lo largo de los años por simplicidad.
Como puede observarse en la Tabla 9, se han considerado incrementos del 7-9% para los es- cenarios conservador y optimista a corto/medio plazo, mientras que estas magnitudes ascienden a 10-14% en el 2020.
Tabla 9. Incrementos de eficiencia de la central de canal parabólico de referencia esperados en 2015 y 2020 2015 2020 Incremento mínimo eficiencia (%) 7 10 Incremento máximo eficiencia (%) 9 14
Estas magnitudes están basadas en los avances técnicos esperados relacionados fundamental- mente con los nuevos diseños de las estructuras de los captadores, con las mejoras en las pro- piedades térmicas y ópticas de los espejos y los absorbedores, con el incremento de tamaño de los tubos y con los pequeños progresos esperados en el bloque de potencia.
Evolución del LEC
Una vez conocida la evolución tanto del coste de inversión de la central como de la eficiencia de la misma es posible calcular el LEC a lo largo del periodo de estudio y presentar su evolución es- perada. La aplicación del modelo económico de cálculo del LEC detallada anteriormente a los datos presentados hasta este punto proporciona
las curvas correspondientes a los escenarios conservador y optimista que se muestran en la Figura 15.
Figura 15. Evolución del LEC estimada en el periodo 2010-2020 para la central de canal parabólico de referencia
Evolución del LEC
80 100 % 60 40 20 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020
El caso base para el cálculo del LEC en el instante inicial corresponde al coste de inversión detalla- do anteriormente y a una producción estimada de 157 GWh/año, que resulta un valor representati- vo de una central con estas características que operase en un emplazamiento con una irradia- ción solar anual cercana a los 2050 kWh/m2·año
y con latitud próxima a los 37.4º. Bajo estas con- diciones, el LEC que se obtiene para 2010 es aproximadamente 0,161 €/kWh y las reduccio- nes esperadas para 2015 se encuentran entre el 11 y el 18%, ascendiendo a 15 y 24% en 2020.
4.3 CONCENTRADORES
LINEALES DE FRESNEL
4.3.1 Coste de inversión de
centrales de referencia
Al igual que en el caso anterior, se presenta el coste de inversión total de la central de referencia de 30 MW de generación directa de vapor satura- do, desglosado según los subsistemas funcionales definidos con el fin de mostrar la repercusión que cada uno de los sistemas tiene en el coste total de la central. Posteriormente, se describen los
Análisis de costes
diferentes subsistemas en función de los elemen- tos que los componen y se muestra nuevamente el desglose de costes de cada uno de ellos.
Coste de inversión total
El coste de inversión total de la planta de re- ferencia de tecnología Fresnel es de 107 M€ aproximadamente. La Figura 16 muestra el des- glose de costes para los diferentes subsistemas funcionales y los costes generales asociados al proyecto llave en mano.
Figura 16. Desglose del coste total de inversión para la planta de referencia de tecnología de receptor lineal de Fresnel Desglose del coste de inversión
Sistema de captación de la energía solar
Sistema de conversión de la energía solar en térmica Sistema de almacenamiento de la energía térmica Bloque de potencia Ingeniería y margen EPC
26%
49%
10% 1% 14%
Tal y como puede observarse, y contrariamente a lo que sucede en otras tecnologías, en ésta los costes de inversión del sistema de captación de la energía solar y del sistema de conversión de la energía so- lar en energía térmica son relativamente pequeños en comparación con el resto de costes de inversión de la central.
El coste de inversión del bloque de potencia es mayor que lo que cabría esperar para un bloque de potencia de 30 MW, debido, tal y como se ha men- cionando anteriormente, a que la central utiliza dos turbinas de 15 MW en vez de una de 30 MWe, motivado por razones operacionales.
En la Tabla 10 se presentan los costes de cada uno de los sistemas de forma numérica para el caso de referencia objeto de este análisis.
Tabla 10. Costes totales de inversión de la de reflector lineal de Fresnel (millones de euros)
Concepto Importe (millones de euros)
Sistema de captación de la energía solar 27,37 Sistema de conversión de
la energía solar en térmica 11,19 Sistema de
almacenamiento de la
energía térmica 0,60 Bloque de potencia 51,98 Ingeniería y margen EPC 15,40
Total 106,55
Desglose de los costes de inversión por subsistemas funcionales
Sistema de captación de la energía solar
Como se ha comentado, en la tecnología Fresnel los costes relativos a los componentes espe- cíficos de la tecnología termosolar tienen un impacto inferior en el cómputo total de la central de referencia. No obstante, dentro de estos com- ponentes, los relativos al sistema de captación de la energía solar son los más representativos, suponiendo aproximadamente el 26% del cos- te total.
Básicamente, el sistema de captación de la energía solar está compuesto por los componentes, tanto espejos como estructuras, que forman los con- centradores lineales de Fresnel. Asimismo, este sistema incluye los sistemas necesarios para el posicionamiento de los espejos que permite con- centrar la radiación solar. El coste de inversión del
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sistema de captación de la energía solar incluye, además de los componentes específicos mencio- nados, los costes relacionados con la construcción, tales como nivelación del terreno, movimiento de tierras, montaje y montaje del campo, entre otros. La Figura 17 muestra el desglose de costes para el subsistema funcional referido.
Figura 17. Diagrama del desglose de costes para el sistema de captación de la energía solar para central con tecnología de receptor lineal de Fresne
Sistema de captación de la energía solar
Espejos Estructuras metálicas Sistemas de posicionamiento Movimiento de tierras Cimentación Montaje Nave de montaje 6% 4% 50% 16% 10% 5% 9%
Tal como se muestra en la Figura 17, la repercu- sión de las estructuras metálicas en comparación con el coste del resto de elementos del sistema de captación de la energía solar es la más im- portante, suponiendo cerca del 50% del coste asociado a este sistema. La Tabla 11 muestra los valores numéricos concretos para el subsistema considerado.
Tabla 11. Costes de inversión del sistema de captación de la energía solar para la central de receptor lineal de Fresnel (millones de euros) Sistema de captación de la energía solar 27,37 Espejos 2,58 Estructuras metálicas 13,58 Sistemas de posicionamiento 1,59 Movimiento de tierras 2,72 Cimentación 1,51 Montaje 4,31 Nave de montaje 1,08
Sistema de conversión de la energía solar en energía térmica
El sistema de conversión de la energía solar en energía térmica en el caso de la tecnología de concentradores lineales de Fresnel es menos complejo que en otras tecnologías y su repercu- sión en el coste total de la central también es reducida, cerca del 10%. Esto es principalmente debido a la tecnología de generación directa de vapor que se ha considerado como referencia, en la cual el vapor que se expande en la turbina es generado directamente en los tubos absorbedo- res, evitando fluidos secundarios, intercambiador de calor, etc.
Como es previsible, el coste principal del sistema de conversión de la energía solar en térmica es el asociado a los tubos absorbedores, cuyos costes se estiman en función de los precios disponibles para la tecnología de canales parabólicos para ab- sorbedores comerciales con una dimensión casi estándar de 4 m.
Se presenta en la Figura 18 el desglose de los costes de este sistema en función de sus compo- nentes principales, que en este caso se reducen a los tubos absorbedores, el sistema de tube- rías, válvulas, etc. y las calderas de gas natural consideradas.
Análisis de costes
Figura 18. Diagrama del desglose de costes para el sistema de conversión de la energía solar en térmica para central de receptor lineal de Fresnel
Sistema de conversión de la energía solar en térmica
Tubos absorbedores (considerados 4 m unidad) Tuberías, válvulas y accesorios unión entre módulos
Calderas de gas natural 15%
74% 11%
Una vez más, la Tabla 12 muestra los valores con- cretos utilizados en este análisis de costes.
Tabla 12. Costes de inversión del sistema de conversión de la energía solar en térmica para la central de receptor lineal de Fresnel (millones de euros)
Sistema de conversión de la
energía solar en térmica 11,19
Tubos absorbedores
(considerados 4 m unidad) 8,24 Tuberías, válvulas y accesorios
unión entre módulos 1,68 Calderas de gas natural 1,27
Sistema de almacenamiento de la energía térmica En la central de referencia de esta tecnología no se in- cluye ningún sistema de almacenamiento de energía térmica. Sin embargo, hay una consideración que se ha de tener en cuenta ya que la configuración de esta cen- tral hace que sea necesario contar con un separador de vapor que mantenga controladas las propiedades del va- por producido a través de los captadores. Este separador
de vapor consta de un depósito de vapor, ya sea un úni- co o varios depósitos, que almacenan vapor saturado, actuando como amortiguador. El sistema no está diseña- do específicamente con fines de almacenamiento, sino que proporciona cierto tiempo de reacción a la central eléctrica que puede ayudar en condiciones transitorias. Por este motivo se han considerado dos depósitos de 160 m3 de capacidad cada uno dentro del subsistema
de almacenamiento térmico, teniendo en cuenta que no puede considerarse realmente como tal, ya que su fin no es puramente el almacenamiento y posterior utilización de la energía, pero que físicamente es muy semejante. Ya que el coste de este sistema se reduce a la construcción de estos dos depósitos, cuyo coste to- tal es aproximadamente de 600.000 €, no se presenta ningún desglose ni tabla de precios en este apartado. Bloque de potencia
Por último en cuanto al análisis de los sistemas funcio- nales se presentan los costes asociados al bloque de potencia de la central, encargado de convertir la ener- gía térmica en eléctrica. Como se vio en el desglose general, el peso de este sistema en la inversión total es el mayor de todos, alcanzando casi el 50% de la in- versión total. Tal y como se ha mencionado, el bloque de potencia tiene una potencia total de 30 MW y está compuesto por dos turbinas de 15 MW por motivos operacionales, lo que lleva a una inversión superior a la esperada en términos de potencia instalada. El des- glose de costes del sistema se muestra en la Figura 19.
Figura 19. Diagrama del desglose de costes para el bloque de potencia para la central de receptor lineal de Fresnel de referencia Bloque de potencía
Equipos rotatorios y mecánicos Sistemas auxiliares (BOP) 33%
53% 14%
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La Tabla 13 muestra los valores numéricos concre- tos para el subsistema considerado:
Tabla 13. Costes de inversión del bloque de potencia para la central de receptor lineal de Fresnel de referencia (millones de euros)
Bloque de potencia 51,98
Equipos rotatorios y mecánicos 27,53
(Continuación)
Sistemas auxiliares (BOP) 16,95
Obra civil 7,50
Detalle del modelo de costes de inversión
En la siguiente tabla se muestra la tabla del mo- delo económico de inversión completa, en la que se aprecian los precios unitarios considerados y las magnitudes concretas que llevan al desglose de gas- tos expuesto hasta este punto.
Tabla 14. Detalle del modelo de inversión de la central de receptor lineal de Fresnel de referencia (euros)
Sistema de captación de la energía solar 27.373.053
Espejos 12,00 Euros/mapertura2 215.527 m2 2.586.326
Estructuras metálicas 63,00 Euros/mapertura2 215.527 m2 13.578.214
Sistemas de posicionamiento 1.900,00 Euros/unidad 840 unidades 1.596.000 Movimiento de tierras 12,60 Euros/mapertura2 215.527 m2 2.715.642
Cimentación 7,00 Euros/mapertura2 215.527 m2 1.508.690
Montaje 20,00 Euros/mapertura2 215.527 m2 4.310.544
Nave de montaje 5,00 Euros/mapertura2 215.527 m2 1.077.636
Sistema de conversión de la energía solar en térmica 11.194.080
Tubos absorbedores (considerados 4 m
unidad) 1.784,00 Euros/unidad 4.620 unidades 8.242.080 Tuberías, válvulas y accesorios unión
entre módulos 4.000,00 Euros/modulo 420 módulos 1.680.000 Calderas de gas natural 42,40 Euros/kWt nominales 30.000 kWt 1.272.000
Sistema de almacenamiento de la energía térmica 600.000
Tanque 162 m3 (incluida obra civil) 300.000,00 Euros/
Análisis de costes (Continuación) 80 100 % 60 40 20 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Bloque de potencia 51.983.790
Equipos rotatorios y mecánicos 917,79 Euros/kW 30.000 kW 27.533.790 Sistemas auxiliares (BOP) 565,00 Euros/kW 30.000 kW 16.950.000
Obra civil 250,00 Euros/kW 30.000 kW 7.500.000
Ingeniería y margen EPC 15.399.021
Ingeniería PeM 1.501.203
Margen EPC (17%) 13.897.818
Total 106.549.945
Una vez descritos los costes de inversión de la central de referencia, los subsistemas en los que se descom- pone y el desglose de costes de estos subsistemas, se puede pasar a presentar la evolución estimada de los costes a lo largo del periodo 2010-2020.
4.3.2 Evolución de los costes
de inversión
Evolución del coste de inversión total
En la Figura 20 se muestra, de forma global, la reducción esperada en el coste de inversión relativo a las centrales de tecnología Fresnel a lo largo del periodo analizado. Como se ha hecho anteriormente, se presentan dos cur- vas, una referente a un escenario más conservador y otra relativa a un escenario más optimista.
Figura 20. Evolución del coste de inversión total para la central de receptor lineal de Fresnel Evolución del coste de inversión total de la central
Como puede verse, se espera que los costes de inver- sión total de la planta de referencia experimenten una reducción de entre el 8% y el 14% para el año 2020. En los siguientes apartados se detallan las principales reducciones de costes asociadas a cada subsistema.
Desglose de la evolución de costes por subsistemas funcionales
A continuación se presentan las evoluciones esti- madas para el coste de inversión de los diferentes sistemas funcionales de la central, así como para algunos componentes de especial relevancia. La es- timación de la evolución del coste de inversión de cada uno de los sistemas y componentes se basa en los avances esperados en el periodo de estudio, que se especifican en cada caso.
Sistema de captación de la energía solar
Como se vio anteriormente, las estructuras metálicas son el componente más representativo dentro del cos- te del sistema de captación de la energía solar, ya que suponen aproximadamente el 50% del coste del mis- mo. Por esto, la evolución del coste de las estructuras metálicas es la que marca la tendencia general del sistema completo y, además, es la más significativa. Las estructuras metálicas actuales diseñadas para los captadores de receptor lineal de Fresnel tienen todavía margen de optimización, tal como pasa con las de los canales parabólicos. Además, en este caso tan sólo se han implantado hasta la fecha un pequeño número de concentradores lineales de Fresnel dados los escasos equipos, tanto comerciales como de de- mostración, existentes, lo que hace que se espere una relevante reducción de costes en los próximos años.
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Los cambios relacionados con la implementación de la producción en masa, los nuevos diseños y el ahorro en materiales pueden tener un impacto importante que se estima alrededor del 20-25% a medio plazo (2015) y alrededor del 25-35% a largo plazo (2020). Otro de los factores más importantes que hay que tener en cuenta es la estandarización. En la actuali- dad se está llevando a cabo un proceso de regulación de la tecnología CSP y se espera que esta regulación juegue un papel importante en todas las tecnolo- gías. Este aspecto se explica más ampliamente en el apartado de canales parabólicos, ya que es la tec- nología utilizada como punto de partida en el proceso de estandarización. Para dicha tecnología de canal parabólico se espera que tenga repercusión en el 2014, por lo que se estima que, para el resto de las tecnologías CSTP esta repercusión se produzca al menos un año más tarde. Por semejantes causas a las expuestas para la tecnología de canal parabólico, la estandarización se estima que implique una re- ducción de los costes de entre un 6 y un 12% en las estructuras metálicas de los concentradores Fresnel. En la Figura 21 se presenta la evolución esperada en el coste de inversión relacionado con las estruc- turas metálicas.
Figura 21. Reducción estimada de costes en estructuras metálicas para la tecnología del reflector lineal de Fresnel
Evolución del coste de inversión total de la central
80 100 % 60 40 20 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020
Aunque en este caso la repercusión de los espejos en el coste del subsistema de captación de la energía so- lar es mucho menor que en el resto de tecnologías, por similitud con el resto del documento se presen- ta también la evolución estimada en el coste de los mismos. Dado que los espejos utilizados en la tec- nología Fresnel son más sencillos y de menor coste que en otras tecnologías, las reducciones de costes
se esperan, principalmente, como consecuencia de la aplicación de la producción en masa, así como de la posible introducción de nuevos materiales reflec- tores. No obstante, la tecnología actual de espejos adaptada a los reflectores lineales de Fresnel es muy madura y no se prevén avances especiales, por lo que la reducción de los costes en relación con la produc- ción en masa se estima en alrededor del 4-5% en un plazo medio (2015), alcanzando una disminución de hasta el 8-6% a largo plazo.
En la Figura 22 se muestra gráficamente la evolu- ción esperada en el coste de los espejos.
Figura 22. Reducción estimada de los costes en espejos, para la tecnología del reflector lineal de Fresnel
Evolución del coste de inversión de los espejos
80 100 % 60 40 20 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020
El resto de los componentes incluidos en el sistema de captación de la energía solar no se espera que experimenten reducciones de coste considerables. Para el mecanismo de posicionamiento, solo se considera la reducción relacionada con la curva de experiencia, teniendo un PR del 85-87%. Los demás gastos de inversión incluidos dentro de este sistema están relacionados principalmente con la construc- ción y la mano de obra. La posible disminución de costes de las partidas del movimiento de tierras, así como del montaje y de la nave de montaje a cons- truir, tan solo ha sido considerada en un escenario optimista, habiéndose evaluado mediante una cur- va de aprendizaje del 99% como consecuencia de la experiencia acumulada a lo largo de los años. En el caso de las cimentaciones se ha considerado un valor