Tecnologías recientes permiten almacenar parte

de la energía térmica recolectada por el día, y usarla

durante la noche.

Un proyecto español para generar electricidad limpia, tanto de día como de noche, y solo empleando plantas termosolares, se ha convertido en el mayor complejo solar diseñado en Europa para producir energía eléctrica. El proyecto contempla un ambicioso programa de construcción de plantas generadoras en diversas regiones de España.

A finales de 2012 comenzó a funcionar en Badajoz, en período de prueba, la más reciente de las plantas construidas en Extremadura (Extresol 3), que se suma a las ya en funcionamiento (Extresol 1 y 2). Se espera que Extresol 3 comience a trabajar de forma regular en 2013. También se encuentran ya funcionando otras tres plantas similares en Andalucía (Andasol 1, 2 y 3), más otras seis en construcción en otras regiones, o que ya están funcionando como la Manchasol 1, en Ciudad Real. El proyecto contempla alcanzar un total de 19 plantas, cada una diseñada para generar una potencia de 50 MW (Fig. 1).

Las plantas termosolares no usan celdas fotovoltaicas para producir electricidad, ni baterías recargables para almacenar la energía que no se utiliza en el momento; funcionan exclusivamente a partir del calor que entrega la radiación solar. Concentran la radiación mediante espejos para calentar algún fluido con propiedades térmicas adecuadas; el fluido, calentado hasta alcanzar altas temperaturas, se usa para vaporizar agua. El vapor de agua se envía a la turbina de un generador de corriente alterna, similar a las que existen en las plantas convencionales de petróleo, y así se obtiene la energía eléctrica.

Funcionamiento de las plantas termosolares

La primera planta comercial de este tipo se materializó en 2006 en la instalación Andasol 1, en Granada, como fruto de la colaboración entre la constructora española ACS (Actividades de Construcción y Servicios) y la empresa alemana Solar Millenium AG.

Posteriormente le siguieron otras en rápida sucesión. Es cierto que otras plantas termosolares funcionaban ya desde hace más de 20 años en el desierto de Mojave, en California; sin embargo, el proyecto germano-español se diferenció de los anteriores al emplear una técnica novedosa para lograr que la planta trabaje de manera continua, tanto de día como de noche. Para ello se almacena parte de la energía solar capturada durante el día como energía térmica, bajo la forma de sales fundidas a alta temperatura. La energía se recupera posteriormente mediante el enfriamiento de las sales, ya sea durante la noche o en días nublados, lo que permite seguir generando vapor de agua y evitar que la producción de electricidad se interrumpa. En el Norte de México existen desiertos como el Bolsón de Mapimí y el de Altar, con posibilidades para generar energía termosolar. Algunos han sido declarados áreas protegidas.

La radiación solar se recoge mediante grandes espejos parabólicos y se hace incidir sobre tuberías recolectoras de acero inoxidable colocadas en el foco de cada parábola, lugar donde se concentran los rayos solares. Los espejos son capaces de concentrar la luz unas 80 veces y calentar las tuberías de 4 m de longitud hasta temperaturas cercanas a los 400 ºC. Cada tubería va rodeada por un tubo de borosilicato transparente, similar al conocido vidrio Pyrex y aislado al vacío, que evita las pérdidas de calor y permite el paso de 96% de la luz solar incidente. Por el interior de las tuberías circulan sales fundidas, compuestas de una mezcla de 40 partes de nitrato de potasio y 60 de nitrato de sodio, clasificadas internacionalmente como sales no contaminantes. Espejos y tuberías van colocados en colectores de 12 m de largo y 6 m de ancho, con 28 espejos y 3 tuberías cada uno. Los colectores poseen sensores y motores hidráulicos individuales que les permiten seguir automáticamente la posición del Sol para lograr la mayor eficiencia posible (Figs. 2 y 3). Cada planta posee 7 488 de estos sistemas para recolectar la luz solar.

Durante el funcionamiento diurno, una parte de las sales fundidas es conducida por tuberías hacia un intercambiador de calor para generar vapor de agua (Fig. 4). La parte restante se almacena en grandes tanques de 36 m de diámetro y 14 m de altura, que se encuentran a temperaturas de 390 y 290 ºC, respectivamente (Figs. 4 y 5). El aislamiento térmico de los tanques, similar al de un termo o frasco Dewar, permite mantener la alta temperatura durante varias semanas de ser necesario. Durante la noche, o si el día se nubla, las sales del tanque «caliente» se envían al intercambiador y al enfriarse vaporizan el agua. El vapor es enviado a la turbina y de esta forma se recobra la energía solar almacenada durante el día para generar electricidad. Mediante este proceso las plantas del proyecto termosolar logran duplicar el número de horas operacionales de una planta termosolar convencional. Cada planta es capaz de trabajar a plena capacidad hasta 7,5 horas después de la puesta de Sol.

La amortización energética es el tiempo que tarda una planta para producir la energía que se empleó para construirla. Las plantas termosolares tienen una amortización de unos 5 meses, comparable a las de energía eólica (4 a 7 meses), mucho menor que la de una planta fotovoltaica de celdas solares, cuya amortización transcurre entre 2 y 5 años. Su estimado de vida útil es de unos 40 años. Al no quemar petróleo, cada planta solar evita la emisión anual de 152 000 toneladas métricas de CO2, cantidad que sería emitida al medio ambiente si se usara petróleo para vaporizar el agua y producir la misma energía. El costo de construcción de cada planta fue de unos 300 millones de euros y cubre una superficie equivalente a la de 70 campos de fútbol. En condiciones óptimas cada planta garantiza energía estable durante las 24 horas para unas 30 000 viviendas.

El sistema de colectores y tuberías no es el único posible para construir plantas termosolares. La planta Gemasolar, también en la península ibérica, emplea una tecnología de torre central para calentar las sales fundidas, y posee una capacidad de generación de 20 megawatt.

Fig. 5. Tanques de almacenaje de las sales fundidas.

* Doctor en Ciencias Físicas, Departamento de Ingeniería Civil y Ambiental, Universidad de Guanajuato, México.

** Doctor en Ciencias Físicas, Universidad de La Habana, Cuba.

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