distribución provincial de los costes figura 108...

Figura 105 Distribución provincial de los costesde eliminación de CO2 de la fotovoltaicaintegrada en edificación (fachada sur) con laestructura de costes actual.

Figura 106 Distribución provincial de los costesde eliminación de CO2 de la fotovoltaicaintegrada en edificación (fachada sur) con laestructura de costes del año 2050.

Figura 107 Distribución provincial de los costesde eliminación de CO2 de la fotovoltaicaintegrada en edificación (fachada SW) con laestructura de costes actual.

Figura 108 Distribución provincial de los costesde eliminación de CO2 de la fotovoltaicaintegrada en edificación (fachada SW) con laestructura de costes del año 2050.

Figura 109 Distribución provincial de los costesde eliminación de CO2 de la fotovoltaicaintegrada en edificación (fachada W) con laestructura de costes actual.

Figura 110 Distribución provincial de los costesde eliminación de CO2 de la fotovoltaicaintegrada en edificación (fachada W) con laestructura de costes del año 2050.

Análisis y prospectiva de costes

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3.2.3. Termosolar

Las centrales termosolares tienen comoúnico referente histórico comercial las plan-tas SEGS desarrolladas en California desdeprincipios de los años 1980 hasta principiosde los años 1990. Si bien con una implemen-tación muy limitada para lo que es el caminoa recorrer por la curva de aprendizaje, consus 354 MWe implementados en esa déca-da, y con la experiencia de O&M obtenida alestar en operación hasta la actualidad, pro-porcionan ya una idea de dónde puede llegaresta tecnología si se la permite seguir avan-zando por la curva de aprendizaje, lo cualpodría perfectamente corresponder a lasituación actual si se permite el desarrollode los planes de inversión en nuestro país.

En la Figura-111 mostramos la evolución delcoste de la electricidad termosolar asociadaa las plantas SEGS de California. Podemosobservar una rápida reducción de costes

desde el año 1980 hasta el 1988 asociada arecorrer la curva de aprendizaje durante elperíodo en el cual se fueron instalando lasdistintas plantas SEGS de California. A partirde ese instante, se sigue apreciando unareducción de costes asociada a las mejorasen la O&M que ha ido proporcionando laexperiencia de explotación comercial. [VerFigura 111].

En la Figura-112 mostramos las proyeccio-nes del US DOE sobre el coste de la electrici-dad termosolar, mostrando cómo se llega aalcanzar la competividad con las tecnologías“convencionales” en torno al año 2015, yesto considerando unas tasas de crecimien-to muy inferiores a las que proporciona elpotencial de esta tecnología incluso si sólotenemos en cuenta nuestro país, y sin teneren cuenta el incremento del coste de la elec-tricidad de las centrales “convencionales”que cabe esperar a medida que vaya pasan-do el tiempo. [Ver Figura 112].

Renovables 100%. Un sistema eléctrico renovable para la España peninsular y su viabilidad económica

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Figura 111 Evolución del LEC de la electricidad termosolar de las plantas SEGS implementadas enCalifornia.

Sin embargo, es importante recalcar que enel caso de la electricidad termosolar, la evo-lución de costes está asociada además de alvolumen de producción, a otros factorescomo tamaño, criterio de dimensionado,capacidad almacenamiento…, y evolucióntecnológica, permitiendo acceder a ciclosde potencia de mayores prestaciones. Portanto, es preciso desglosar más la estructu-ra de costes y fijar un supuesto de evolu-ción tecnológica para poder elaborar unapredicción de la evolución de costes, que decualquier forma seguirá dependiendo del cri-terio de dimensionado adoptado, por lo queno existe una única curva de evolución decostes para la termosolar. En el caso deeste estudio, el criterio de dimensionadoadoptado en términos de múltiplo solar ycapacidad de almacenamiento, así como lastecnologías solar y del bloque de potenciaempleadas son las expuestas en (IIT, 2005).

En la Figura-113 mostramos la dependenciade los costes de inversión del bloque depotencia y del BOP (balance of plant1) con eltamaño de la central termosolar según (Sar-gent & Lundy, 2003). En nuestro caso, alestar considerando centrales de 50 MWe

estamos considerando una situación conser-vadora en términos de costes. En la Figura-114 mostramos una descomposición de lareducción de costes de la tecnología termo-solar de torre según (Sargent & Lundy, 2003),pudiendo comprobar cómo para 2018 la pro-ducción en masa es responsable tan sólo deun 28% de la reducción de costes esperada,mientras que el incremento de potencia delas centrales es la causa de un 49% de lareducción de costes, y las mejoras tecnológi-cas de un 23%. En la Figura-115 mostramosuna descomposición de costes de inversiónde una central termosolar de colectores cilin-droparabólicos construida en el 2004 con 12


107Figura 112 Proyección de la evolución del LEC termosolar según US DOE.

horas de almacenamiento térmico y un múlti-plo solar de 2,5 según (Sargent & Lundy,2003). En la Figura-116 mostramos la evolu-ción proyectada hasta el 2020 en (Sargent &Lundy, 2003) del coste total de inversión delas centrales de colectores cilindroparabólicoscon 12 h de almacenamiento y sin almacena-miento, para diversos supuestos de evolu-ción de rendimientos y de costes unitarios.En la Figura-117 mostramos la evolución pro-yectada hasta el 2020 en (Sargent & Lundy,

2003) del coste de O&M de las centrales decolectores cilindroparabólicos con 12 h dealmacenamiento y sin almacenamiento, paradiversos supuestos de tasas de sustituciónde los tubos colectores. Y finalmente, en laFigura-118 mostramos la evolución del LECde las centrales de colectores cilindroparabó-licos con 12 h de almacenamiento y sin alma-cenamiento, para distintos supuestos de evo-lución de costes y de rendimientos según(Sargent & Lundy, 2003). [Ver Figuras 113 a 118].


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Figura 113 Dependencia de los costes de inversión del bloque de potencia y del BOP (balance ofplant) con la potencia de la central según (Sargent & Lundy, 2003). Las dos curvas mostradascorresponden a dos proyecciones de costes distintas, las evaluadas en el marco de esta referenciay las anteriores del SunLab.


109Figura 114 Desglose de la reducción de costes proyectada para las centrales termosolares de torreentre los efectos de la producción en masa, de las mejoras tecnológicas y del incremento depotencia de las centrales (Sargent & Lundy, 2003).

Figura 115 Descomposición de costes de inversión de una central termosolar de colectorescilindroparabólicos construida en el 2004 con 12 horas de almacenamiento térmico y un múltiplosolar de 2,5 según (Sargent & Lundy, 2003).


110 Figura 116 Evolución proyectada hasta el 2020 en (Sargent & Lundy, 2003) del coste total de inversiónde las centrales de colectores cilindroparabólicos con 12 h de almacenamiento y sinalmacenamiento, para diversos supuestos de evolución de rendimientos y de costes unitarios.

Figura 117 Evolución proyectada hasta el 2020 en (Sargent & Lundy, 2003) del coste de O&M de lascentrales de colectores cilindroparabólicos con 12 h de almacenamiento y sin almacenamiento,para diversos supuestos de tasas de sustitución de los tubos colectores.

Procesando la información contenida en (Sar-gent & Lundy, 2003) relativa a los costes deinversión del campo solar, el bloque depotencia y el resto de elementos, y añadien-do la información de la evolución esperadadel coste del almacenamiento térmico dispo-nible en (Sargent & Lundy, 2003) y (Pilking-ton Solar International, 2000), podemos obte-ner los escenarios de evolución de costespresentados en la Figura-119. [Ver Figura 119].

En base a la información disponible hemosprocedido a elaborar proyecciones de curvasde aprendizaje para cada uno de los compo-nentes de la central de colectores cilindropa-rabólicos considerada en este estudio. Losvalores de las tasas de crecimiento de lapotencia mundial instalada y de las tasas deprogreso asumidos son los que mostramosen las siguientes tablas. Debemos recordar

que puesto que nuestro objetivo es exclusi-vamente analizar la situación en el año 2050,y este año está suficientemente alejadocomo para poder asumir que cualquier tecno-logía llamada a desempeñar un papel rele-vante en el nuevo modelo energético ya hayarecorrido completamente su curva de apren-dizaje para esas fechas, la evolución tempo-ral para alcanzar el valor asintótico de la curvade aprendizaje es irrelevante de cara a losresultados de este estudio. En las Figuras120, 121 y 122 mostramos la evolución depotencia instalada y costes de inversión aso-ciada a estas tasas de crecimiento y de pro-greso por la curva de aprendizaje para loscolectores solares, el almacenamiento térmi-co, y el bloque de potencia con BOP. En laFigura 123 mostramos la evolución proyecta-da de los costes de O&M. [Ver Tablas 6 y 12 yFiguras 120 a 123].


111Figura 118 Evolución del LEC de las centrales de colectores cilindroparabólicos con 12 h dealmacenamiento y sin almacenamiento, para distintos supuestos de evolución de costes y derendimientos según (Sargent & Lundy, 2003).

Tabla 6 Tasas de crecimiento de la potenciamundial de campo solar con colectorescilindroparabólicos.

Período Tasa de crecimiento mundial (%)

2005 - 2010 25

2011 - 2020 38

2021 - 2030 31

2031 - 2040 25

2041 - 2050 10

Tabla 7 Evolución de la tasa de progreso encurva aprendizaje para los campos solares decolectores cilindroparabólicos.

Período Tasa de progreso (%)

2005 - 2010 90

2011 - 2020 90

2021 - 2030 94

2031 - 2040 96

2041 - 2050 100


112 Figura 119 Escenarios de evolución de costes de componentes y total según procesado deinformación de (Sargent & Lundy, 2003) y (Pilkington Solar International, 2000).

Tabla 8 Tasas de crecimiento de la potenciamundial de almacenamiento térmico.


2005 - 2010 25

2011 - 2020 38

2021 - 2030 31

2031 - 2040 25

2041 - 2050 10

Tabla 9 Evolución de la tasa de progreso encurva aprendizaje para el almacenamientotérmico.


2005 - 2010 80

2011 - 2020 83

2021 - 2030 90

2031 - 2040 95

2041 - 2050 100

Tabla 10 Tasas de crecimiento de la potenciamundial del bloque de potencia y BOP decentrales termosolares.


2005 - 2010 25

2011 - 2020 38

2021 - 2030 31

2031 - 2040 25

2041 - 2050 10

Tabla 11 Evolución de la tasa de progreso encurva aprendizaje para el bloque de potencia yBOP de centrales termosolares.


2005 - 2010 88

2011 - 2020 92

2021 - 2030 95

2031 - 2040 97

2041 - 2050 100

Tabla 12 Evolución de la tasa de progreso encurva aprendizaje para los costes de O&M decentrales termosolares.


2005 - 2010 88

2011 - 2020 92

2021 - 2030 95

2031 - 2040 97

2041 - 2050 100

Para apreciar mejor el efecto acumulado detodos estos factores, en la Figura-124 mostra-mos la evolución del coste de inversión total,particularizando para el dimensionado de cen-tral termosolar realizado en el marco de esteestudio (IIT, 2005) en la provincia de Almería (potencia = 46 MWe; SM = 3; almacenamiento= 15 h). Como podemos ver, el coste de inver-sión total para este diseño de central en esteemplazamiento geográfico evoluciona desde4374 €/kWe en el año 2005 hasta alcanzar1350 €/kWe en la zona asintótica de la curvade aprendizaje desde el año 2040. Para inter-pretar esta información el términos de LEC,añadiendo a los costes de inversión y deO&M las actuaciones energéticas de estacentral termosolar presentadas en (IIT, 2005),podemos evaluar la evolución de los costesde la electricidad generada, cuyos resultadospresentamos en la Figura-125. En la Figura-126 mostramos la misma información pero entérminos de costes de eliminación de CO2. Espreciso resaltar que para elaborar estos gráfi-cos se han mantenido constantes las actua-ciones energéticas de la central, correspon-diendo con las proyectadas para el año 2050,por lo que el LEC y CECO2 actuales son meno-res de los que se obtendrían con las centralesactuales, pues estas no incorporan las mejo-ras tecnológicas consideradas para el año2050. [Ver Figuras 124 a 126].


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114 Figura 120 Evolución de la potencia instalada y los costes de inversión de colectores para centralestermosolares.

Figura 121 Evolución de la potencia instalada y los costes de inversión del almacenamiento térmicopara centrales termosolares.


115Figura 122 Evolución de la potencia instalada y los costes de inversión del bloque de potencia y elBOP para centrales termosolares.

Figura 123 Evolución de los costes de O&M para centrales termosoalres.


116 Figura 124 Evolución del coste de inversión total del diseño de central termosolar realizado en esteestudio (IIT, 2005) para la provincia de Almería. La central termosolar tiene una potencia de 46 MWe yestá diseñada con un múltiplo solar de SM = 3 y 15 horas de almacenamiento térmico.

Figura 125 Evolución del LEC del diseño de central termosolar realizado en este estudio (IIT, 2005)para la provincia de Almería. La central termosolar tiene una potencia de 46 MWe y está diseñadacon un múltiplo solar de SM = 3 y 15 horas de almacenamiento térmico, considerando la tecnologíaproyectada para el año 2050.

Tomando como base la estructura de cos-tes presentada, empleando los años meteo-rológicos tipo adoptados en (IIT, 2005) pararepresentar el recurso solar en cada una delas provincias peninsulares, y en base a unmodelado dinámico en base horaria de lacentral termosolar basada en la tecnologíaadoptada en (IIT, 2005), hemos procedido aevaluar las actuaciones económicas de lascentrales termosolares con una resoluciónprovincial. En la Figura-127 presentamos elmapa del LEC provincial bajo la estructurade costes actual. En la Figura-128 mostra-mos el mapa del LEC provincial con laestructura de costes proyectada para el año2050. En las Figuras 129 a 130 mostramoslas actuaciones técnico-económicas, en tér-minos de costes de eliminación de CO2, paracentrales termosolares con resolución pro-vincial, tanto para la estructura de costes

actual como para la proyectada para el año2050. Como podemos ver, bajo la estructurade costes actual, el LEC oscila en las distin-tas provincias entre 11,93 y 27,96 c€/kW.he,y el CECO2 entre 2001 y 607 €/Tm-CO2. Bajola estructura de costes proyectada para elaño 2050, el LEC oscila en las distintas pro-vincias entre 3,07 y 8,13 c€/kW.he, y elCECO2 entre -24 y 105 €/Tm-CO2. El valornegativo del CECO2 en algunas provinciasrefleja el hecho de que la termosolar alcan-za un valor del LEC inferior al de referenciaadoptado para evaluar los CECO2 (valor de unciclo combinado en el año 2004). [Ver Figuras127 a 130].


117Figura 126 Evolución del CECO2 del diseño de central termosolar realizado en este estudio (IIT, 2005)para la provincia de Almería. La central termosolar tiene una potencia de 46 MWe y está diseñadacon un múltiplo solar de SM = 3 y 15 horas de almacenamiento térmico, considerando la tecnologíaproyectada para el año 2050.

Figura 127 Distribución provincial del LEC de losdiseños de central termosolar considerados eneste proyecto. Tecnología proyectada para elaño 2050. Estructura de costes actual.

Figura 128 Distribución provincial del LEC de losdiseños de central termosolar considerados eneste proyecto. Tecnología proyectada para elaño 2050. Estructura de costes proyectada parael año 2050.

Figura 129 Distribución provincial del CECO2 delos diseños de central termosolar consideradosen este proyecto. Tecnología proyectada para elaño 2050. Estructura de costes actual.

Figura 130 Distribución provincial del CECO2 delos diseños de central termosolar consideradosen este proyecto. Tecnología proyectada para elaño 2050. Estructura de costes proyectada parael año 2050.

3.2.5. Geotérmica

En la tecnología geotérmica de roca seca espreciso diferenciar los costes en dos compo-nentes: costes de perforación y costessuperficiales. Los costes superficiales estánasociados al bloque de potencia y BOP,incluyendo la inversión necesaria de losequipos de bombeo del fluido geotérmico (elcoste energético de bombeo se traduce enuna reducción de la potencia neta de la cen-tral). Los costes asociados a la perforación,debido a que están asociados a profundizarhasta una cota donde se encuentren nivelestérmicos adecuados, tienen una importanciarelativa que decrece con la potencia de lacentral, pudiendo constituir el 50% de lainversión en una planta pequeña y reducién-dose hasta un 20% en una planta de mayorpotencia eléctrica. Por otro lado, la reduc-ción en los costes de perforación permiteacceder a mayores profundidades con nive-les térmicos más elevados, lo cual repercutedirectamente sobre el rendimiento del ciclode potencia, y por tanto sobre los costes de


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inversión superficiales, o bien permite explo-tar emplazamientos con menor gradientetérmico superficial, lo cual modifica eltecho de potencia geotérmica a instalar.Con la tecnología de taladrar actual, losbuenos emplazamientos geotérmicos (gra-diente > 50ºC/km) ya proporcionan en laactualidad LEC de la geotérmica HDR en elrango de 6 - 10 c€/kW.he, pero estos empla-zamientos son relativamente escasos. Parapoder hacer universalmente accesible lageotérmica HDR deben desarrollarse nue-vas técnicas de taladrado para, apartándosede la dependencia exponencial del coste deperforación con la profundidad, poder explo-tar con costes razonables los emplazamien-tos de bajo gradiente térmico (20 - 40ºC/km),que son los que están uniformemente repar-tidos por todo el planeta.

La tecnología rotativa para taladrar, conven-cional en las explotaciones de petróleo y gasnatural, resulta más cara para HDR porencontrar rocas más duras y tener que ir amayor profundidad. Podría evolucionarsehacia una mejor tecnología rotativa, pero paraexplotar recursos con gradiente inferior a40ºC/km y hacer universal la HDR será preci-so descender a profundidades del orden de 4a 8 km, por lo que la dependencia exponen-cial del coste de la tecnología rotativa con laprofundidad no es asumible. Introduciendocambios tecnológicos en la perforación quepermitieran una mayor velocidad de avance yun menor desgaste permitiría evolucionarhacia una tecnología de coste lineal. Las tec-nologías de chorro térmico, erosión con aguao cavitación con agua parecen adecuadaspara alcanzar estos objetivos.

En la Figura-131 mostramos la dependen-cia de los costes de perforación con la

profundidad, tanto para la tecnología rotati-va actual (exponencial) como para la tecno-logía de futuro con costes lineales, según(Tester J.W. et al, 1994). Para el desarrollode este proyecto hemos asumido que en laactualidad se dispone de la tecnología rota-tiva con costes exponenciales, por lo quelimitamos la temperatura del recurso geo-térmico alcanzado a 180ºC, permitiendoimplementar un ciclo de potencia con unrendimiento del 11%. Por contra, para el año2050 asumimos que ya está desarrollada latecnología de perforación con costes linea-les, por lo que suponemos que se puedeacceder a una temperatura del recurso geo-térmico de 250ºC, permitiendo implementarun ciclo de potencia con un rendimiento del16%. Esto conduce a un incremento de lostechos peninsulares de potencia y genera-ción con esta tecnología, que pasa de ser de2,48 GWe en la actualidad a 3,60 GWe en elaño 2050. [Ver Figura 131].

El efecto de esta mejora en la tecnología deperforación sobre el LEC es tanto mayorcuanto menor sea la categoría geotérmicadel emplazamiento (menor gradiente detemperatura obligando a ir a mayores pro-fundidades). En la Figura-132 mostramos elLEC de instalaciones geotérmicas de HDRen emplazamientos de distinta categoría, ypara la tecnología de perforación actual y latecnología de perforación lineal (Tester J.W,et al, 1994). [Ver Figura 132].


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120 Figura 131 Dependencia con la profundidad de los costes de perforación con la tecnología rotativaactual (exponencial) y con la tecnología lineal del futuro según (Tester J.W, et al, 1994).

Figura 132 LEC de instalaciones geotérmicas de HDR en emplazamientos de distinta categoría geotérmica(gradiente térmico) y en función del tipo de tecnología de perforación empleada (Tester J.W, et al, 1994).

distribución provincial de los costes figura 108...

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