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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
ENERGÍA RENOVABLES
Ing. Zingmunth Turowiecki
Máster en Ingeniería de la Energía – Energías Renovables Universidad Politécnica de Madrid Madrid, 5 Marzo 2013
ANÁLISIS DE VIABILIDAD TÉCNICO – ECONÓMICA DE CENTRALES TERMOSOLARES
EN PAISES EN VÍA DE DESARROLLO
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
ENERGÍA RENOVABLES
ANÁLISIS DE VIABILIDAD TÉCNICO – ECONÓMICA DE CENTRALES TERMOSOLARES EN PAISES EN VÍA DE DESARROLLO
Realizado por: Ing. Zingmunth R. Turowiecki T.
Madrid, Marzo 2013
Tutor: Ing. Dr. Alberto Abanades Velasco
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2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
3.1 Objetivo General
• Desarrollar un análisis de viabilidad técnica - económica de centrales termosolares en países en vía de desarrollo.
3.2 Objetivos Específicos
• Analizar referencias bibliográficas teóricas y prácticas referidas a las técnicas de evaluación de viabilidad técnico – económica de proyectos.
• Describir las distintas tecnologías de centrales termo solares de concentradores solares.
• Estimar costos de inversión y flujos generados por el negocio de generación de electricidad, con el fin de evaluar la rentabilidad de la planta.
• Realizar un estudio financiero que determine la rentabilidad de la inversión en una planta termosolar, ubicada en un país en vía de desarrollo
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EVALUACIÓN DE VIABILIDAD TÉCNICO DE PROYECTOS
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Aspectos a considerar en la evaluación Técnica
3. METODOLOGÍAS APLICADAS
3.1- Técnicas de evaluación de viabilidad técnico – económica de proyectos.
Localización
Tecnología Tamaño
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Radiación promedio anual sobre el planeta tierra. Fuente: http://www.ayre.com.mx/tecnosolar/energia_solar.html#quees.
RECURSO SOLAR DISPONIBLE EN LOS PAISES EN VÍA EN DESARROLLO
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CENTRAL TERMOSOLAR UBICADA EN AMÉRICA LATINA - CHILE
Sistema
Interconectado del
Norte Grande
(SING)
Sistema
Interconectado
Central (SIC)
Sistema de Aysén
Sistema de
Magallanes
Sistema Interconectado Chileno. Fuente: http://fisica.usach.cl/~websolar/interior/theproject.htm.
Radiación solar en Chile
Fuente: http://www.schueco.com/web/cl-
solar/home/techo_solar_chile/que_es_la_energia_solar/l
a_radiacion_solar_en_chile
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Sistema unifilar simplificado de SING. Fuente: Anuario 2010 y Estadística de Operación de Centro de Despacho Económico
de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande.
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EVALUACIÓN DE VIABILIDAD ECONÓMICA DE PROYECTOS
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Los países tienen una cierta flexibilidad para reducir
sus emisiones, ya que el Protocolo de Kioto
propone tres mecanismos flexibles para facilitar el
cumplimiento de los objetivos de reducción de
emisiones:
•El Mecanismo de Aplicación Conjunta (AC).
•El Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL)
•El Comercio Internacional de Emisiones.
POLITICA DE PROMOCIÓN ENERGÉTICA
Protocolo de Kioto Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo
El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo es el
organismo de la ONU que promueve el cambio y conecta a los
países con los conocimientos, la experiencia y los recursos
necesarios para ayudar a los pueblos a forjar una vida mejor.
Está presente en 177 países y territorios, trabajando con los
gobiernos y las personas para ayudarles a encontrar sus propias
soluciones a los retos mundiales y nacionales del desarrollo.
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Criterios de evaluación de Viabilidad Económica
3. METODOLOGÍAS APLICADAS
3.1- Técnicas de evaluación de viabilidad técnico – económica de proyectos.
Valor actual neto (VAN)
Tasa interna de retorno o de rendimiento
Período de recuperación del
capital (PR)
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SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
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Concentradores Cilindro-
Parabólicos
Disco Parabólicos con
Motor de Stirling
Torre Central
Concentradores Tipo Fresnel
SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
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SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
Concentradores Cilindro-Parabólicos
Los componentes principales del campo solar de la tecnología cilindro-parabólica son: 1) El reflector cilindro-parabólico. 2) El tubo absorbedor. 3) El sistema de seguimiento del sol. 4) La estructura metálica. La eficiencia solar-eléctrica alcanzada por estas centrales está sobre el 15%.
Con este sistema se consiguen razones de concentración entre 70 y 100.
La tecnología cilindro-parabólica es la tecnología de centrales termosolares más desarrollada.
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SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
Disco Parabólicos con Motor de Stirling
Los componentes principales son:
1) concentrador solar de alta reflectividad 2) receptor solar de cavidad. 3) motor Stirling o una microturbinaEl sistema de seguimiento del sol. 4) La estructura metálica. Este tipo tecnología es actualmente la más eficiente de todas las tecnologías solares, con cerca de 25% de eficiencia neta de conversión de la energía solar a eléctrica. Las razones de concentración también son las más altas, entre 1000 y 5000.
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SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
Torre Central
Los componentes principales son:
1) Campo de helióstatos o espejos móviles 2) receptor solar situado en la en la parte superior de una torre. Las eficiencias solar-eléctricas alcanzadas por estas centrales están en el rango del 15- 20%. Los factores de concentración que se consiguen en este caso oscilan entre 600 y 1000.
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SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
Concentradores Tipo Fresnel
La tecnología fresnel utiliza reflectores planos contiene los siguientes componentes:
1) Espejos planos normales. 2) Absorbedor concentrador solar de alta reflectividad. 3) sistema de seguimiento del sol. 4) La estructura metálica. Las eficiencias solar-eléctricas alcanzadas por estas centrales están en el rango de 8 a 10%. Se consiguen razones de concentración entre 30 y 70.
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SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN
Cilindro-parabólicos Rector Central Discos Parabólicos Fresnel
Maxima Potencia por central 80MW 20MW 140kW 5MW
Temperatura operación 390ºC 500 a 1500ºC 750º C Eficiencia solar-eléctrica
15% 15 -20% 25% 8-10%
Razón de concentración 70-100 600 - 1000 1000 -5000 30-47
Riesgo tecnológico Bajo Medio Alto Medio
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C
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Generación Eléctrica
• Plantas conectadas a la red eléctrica
• Máxima potencia por central hasta la
fecha: 80MW. Potencia total
construida: más de 500MW y más de
10GW en desarrollo
• Plantas conectadas a la red eléctrica
• Máxima potencia por central hasta la
fecha: 20MW en construcción,
Potencia total ~50MW con al menos
100MW en desarrollo
• Sistemas pequeños independientes,
sin conexión a red o centrales más
grandes de discos conectados a la
red eléctrica
• Máxima potencia por central hasta la
fecha: 140kW, propuestas para
100MW y 500MW en Australia y
EE.UU.)
• Plantas conectadas a la red, o
generación de vapor para su uso en
plantas térmicas convencionales.
• Máxima potencia por central hasta la
fecha: 5MW en EE.UU., con 177MW
en proceso de desarrollo)
ventajas
• Ya en el mercado – más de 16.000 millones de kWh de
experiencia operativa; temperatura operativa potencial de
hasta 500°C (400°C probado comercialmente)
• Eficiencia neta anual de probado rendimiento de la planta del
15% (radiación solar a potencia eléctrica neta)
• Inversión y costes operativos probados comercialmente
• Modularidad
• Buen uso del terreno
• La menor demanda de materiales
• Concepto híbrido probado
• Capacidad de
almacenamiento • Buenas perspectivas a medio plazo para grandes eficiencias
de conversión, temperatura operativa potencial de más de
1000°C (565°C probado a escala de 10 MW)
• Almacenamiento a altas temperaturas
• Posible operación híbrida
• Mejores para refrigeración en seco que los cilindro
parabólicos • Mejores opciones para usar en lugares no llanos
• Eficiencias de conversión muy altas – conversión solar pico a
electricidad neta de más del 30%
• Modularidad
• Integra de la forma más efectiva el almacenamiento
• térmico en una central grande
• Experiencia operativa de primeros proyectos de demostración
• Fácil fabricación y producción en serie de piezas disponibles
• No requiere agua para refrigerar el ciclo
• Ya disponible
• Pueden adquirirse espejos planos y doblarse in situ, menos
costes de fabricación
• Posible operación
• híbrida
• Muy alta eficiencia solar alrededor del mediodía solar.
Desventajas
• El uso de medio de transferencia
térmica a base de aceite restringe
hoy las temperaturas operativas a
400°C, por lo que se obtienen sólo
calidades de vapor moderadas
• Los valores anuales de rendimiento
previstos, los costes de inversión y su
operación necesitan pruebas a mayor
escala en operaciones comerciales
• No hay ejemplos de uso comercial a
gran escala
• Objetivos de costes previstos de
producción en serie aún por probar
• Menor potencial de disponibilidad
para integración a la red
• Receptores híbridos aún en proceso
de I+D
• Reciente entrada en el mercado, sólo
hay pequeños proyectos operativos
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ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y FLUJOS GENERADOS POR
EL NEGOCIO DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
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Irradiación diaria en el plano horizontal (Wh/m2)
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
7490 7180 6680 5680 4800 4040 4260 4840 5810 6950 7610 7820
IRRADIANCIA DIRECTA (B) EN EL PLANO INCLINADO (W/M2) ENE FEB MA
R
ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 383 378 382 0 0 0 0 0 0 376 413 421
7 477 474 481 431 385 295 316 330 386 472 511 518
8 565 562 569 512 459 362 385 403 465 559 601 609 9 639 635 639 573 512 409 434 457 528 630 677 686
10 694 689 689 614 544 437 463 492 571 682 733 743 11 728 721 718 636 559 449 477 511 596 713 767 779 12 739 732 727 643 564 453 480 517 604 724 779 790
13 728 721 718 636 559 449 477 511 596 713 767 779 14 694 689 689 614 544 437 463 492 571 682 733 743
15 639 635 639 573 512 409 434 457 528 630 677 686 16 565 562 569 512 459 362 385 403 465 559 601 609 17 477 474 481 431 385 295 316 330 386 472 511 518 18 383 378 382 0 0 0 0 0 0 376 413 421 19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Energía Eléctrica Producida MWh Horas Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sep Octubre Nov Diciembre
1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
5 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
6 51,77 51,09 51,62 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 50,77 55,82 56,88
7 64,46 64,06 64,98 58,25 51,95 39,81 42,68 44,57 52,10 63,74 68,98 70,00
8 76,27 75,92 76,83 69,17 61,95 48,91 52,00 54,37 62,81 75,49 81,15 82,23
9 86,24 85,77 86,32 77,45 69,09 55,25 58,57 61,69 71,26 85,14 91,38 92,59
10 93,70 93,00 93,03 82,94 73,42 58,96 62,49 66,46 77,15 92,15 99,00 100,36
11 98,28 97,37 96,94 85,94 75,54 60,67 64,36 69,00 80,54 96,35 103,65 105,15
12 99,82 98,82 98,22 86,87 76,15 61,13 64,88 69,78 81,63 97,74 105,21 106,76
13 98,28 97,37 96,94 85,94 75,54 60,67 64,36 69,00 80,54 96,35 103,65 105,15
14 93,70 93,00 93,03 82,94 73,42 58,96 62,49 66,46 77,15 92,15 99,00 100,36
15 86,24 85,77 86,32 77,45 69,09 55,25 58,57 61,69 71,26 85,14 91,38 92,59
16 76,27 75,92 76,83 69,17 61,95 48,91 52,00 54,37 62,81 75,49 81,15 82,23
17 64,46 64,06 64,98 58,25 51,95 39,81 42,68 44,57 52,10 63,74 68,98 70,00
18 51,77 51,09 51,62 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 50,77 55,82 56,88
19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Total 1.041 1.033 1.038 834 740 588 625 662 769 1.025 1.105 1.121
31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31
32.280 28.930 32.168 25.030 22.942 17.650 19.377 20.521 23.081 31.776 33.155 34.757
321.666 MWh
Energía Generada anual [GWh]
Capacidad nominal de generación [MWe]
Energía eléctrica al año GWh
100 320,74
150 480,33
200 639,93
250 801,07
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EVALUACIÓN DE LOS COSTO DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN
3. METODOLOGÍAS APLICADAS
Costo de estructuras soportantes de
colectores parabólico
Costo de tubos receptores de calor
Costo de reflectores parabólicos
Costo de fluido térmico
Costo de equipo intercambiador de
calor
Costo de bloque de potencia
Costo de sistema de seguimiento solar
Costo de sistemas electrónicos y de
control
Costo de tuberías de interconexión y
conectores Costo de obras civiles
Costos adicionales Costo de elaboración
de proyecto MDL
Costo de línea de interconexión al
sistema Costo proyecto MDL
Costo línea de transporte de energía
Costo del personal de la planta
Costos de partes y recambios
Costo del agua
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ÁREA TOTAL DE CAMPO DE CCP
Capacidad nominal de
generación [MWe] 100 150 200 250
Área de Colectores [m2] 832.760 1.246.960 1.661.160 2.079.720
Área de Colectores [Ha] 83,28 124,70 166,12 207,97
Costo total de inversión
Capacidad nominal de generación
[MWe] 100 150 200 250
Costo de Estructura Soporte 42.887.140,00 64.218.440,00 85.549.740,00 107.105.580,00
Costo del montaje de la Estructura
Soporte 12.866.142,00 19.265.532,00 25.664.922,00 32.131.674,00
Costo de HCEs 22.317.968,00 33.418.528,00 44.519.088,00 55.736.496,00
Costo de los Reflectores Parabólicos 22.317.968,00 33.418.528,00 44.519.088,00 55.736.496,00
Costo del fluido térmico 6.674.571,40 9.994.384,40 13.314.197,40 16.668.955,80
Costo del Intercambiador de Calor 9.200.000,00 11.100.000,00 12.800.000,00 13.797.500,00
Costo Total Bloque de Potencia + BOP 77.353.361,08 105.941.754,84 131.335.696,33 156.253.162,84
Costo de seguimiento solar 9.993.120,00 14.963.520,00 19.933.920,00 24.956.640,00
Costo del sistema de control 13.324.160,00 19.951.360,00 26.578.560,00 33.275.520,00
Costo del Tuberías de interconexión y
conectores 15.822.440,00 23.692.240,00 31.562.040,00 39.514.680,00
Costo de Obras civiles 17.487.960,00 26.186.160,00 34.884.360,00 43.674.120,00
Costos adicionales 17.487.960,00 26.186.160,00 34.884.360,00 43.674.120,00
Costo proyecto MDL 254.171,40 324.473,30 383.077,99 441.567,47
Costo línea de transporte de energía 480.000,00 480.000,00 480.000,00 480.000,00
Costo Total [$] 268.466.961,88 389.141.080,54 506.409.049,72 623.446.512,12
Costo total de operación y mantenimiento.
Capacidad nominal de generación
[MWe] 100 150 200 250
Costo de personal [$] 683.114 790.856 898.598 1.007.170
Costo de materiales y servicios [$] 1.082.588 1.621.048 2.159.508 2.703.636
Costo agua + desmineralizante [$] 612.215 916.813 1.221.412 1.529.029
Costo total O&M [$] 2.377.917 3.328.717 4.279.518 5.239.835
Costo total O&M [$/kWh] 0,00741 0,00693 0,00669 0,00654
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Costo de sistemas de enfriamiento húmedo y seco
Capacidad nominal de generación
[MWe] 100 150 200 250
Costo del condensador de agua $ 3.207.394 4.803.334 6.399.283 8.010.735
Costo de condensador de aire $ 22.451.755 33.623.339 44.794.979 56.075.148
Diferencia de costos 19.244.361 28.820.005 38.395.696 48.064.413
Incremento de potencia y energía de ventiladores
Capacidad nominal de
generación [MWe] 100 150 200 250
POTENCIAS
Ventilador humedo kWe 2,49 3,72 4,96 6,21
Ventilador seco kWe 5,35 8,01 10,66 13,35
Diferencial kWe 2,86 4,28 5,71 7,14
ENERGÍAS
Ventilador humedo MWhe/año 6,57 9,85 13,12 16,42
Ventilador seco MWhe/año 13,62 20,40 27,17 34,02
Diferencial MWhe/año 7,04 10,55 14,05 17,59
Costos Totales del Bloque de Potencia + BOP + Sist. Enfriamiento seco
Capacidad nominal de
generación [MWe] 100 150 200 250
Costo Total [$/kWe] 77.353.361 105.941.755 131.335.696 156.253.163
Bloque de Potencia + BOP.
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Energía Generada anual [GWh]
Capacidad nominal de generación [MWe]
Energía eléctrica al año GWh
100 320,74
150 480,33
200 639,93
250 801,07
Ingresos netos por venta de energía eléctrica (69,354 $/MWh)
Capacidad nominal de generación
[MWe]
Energía eléctrica al año
[$] 100 22.244.068,41
150 33.312.311,93
200 44.380.610,63
250 55.556.434,58
Ingreso por venta de CER [$]
Capacidad nominal de generación
[MWe]
Ingreso por venta de CER [$]
100 2.807.009,90
150 4.203.732,14
200 5.600.454,38
250 7.010.750,79
Ingreso por potencia firme
Capacidad nominal de generación
[MWe]
Ingreso por potencia firme $
100 2.120.873,20
150 3.181.309,80
200 4.241.746,40
250 5.302.182,99
Potencia firme de la central termo solar.
Capacidad nominal de generación [MWe]
Potencia Firme MW
100 19,62
150 29,43
200 39,24
250 49,05
ERY= 0,5603· Gy
Precios de los CERs
El precio actual de los CER ≈ 15,62 $.
Precio marginal de la energía 69,354 $/MWh
Energía eléctrica generada y toneladas de CO2 reducidas por año
Capacidad nominal de generación [MWe] 100 150 200 250
Energía eléctrica al año GWh 320,73 480,32 639,91 801,06 Emisiones de la planta en toneladas de CO2 equivalentes
179.706 269.125 358.544 448.832
Precio de la potencia firme 9,0087 $/kWh/mes
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RESULTADOS
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4. RESULTADOS
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•Se demostró la viabilidad técnica-económica de centrales termosolares en países en vía de desarrollo, particularmente con la utilización del mecanismo de desarrollo limpio, propio del protocolo de Kioto; en regiones definidas como áridas o semiáridas, con poca nubosidad, a fin de reducir la interferencia en los valores de radiación directa.
• Este trabajo permite disponer de un mecanismo normalizado para la evaluación técnica-económica de centrales termosolares, tomando en cuenta el precio marginal de la energía, el coste de oportunidad del agua, los certificados la emisión de carbono por la reducción de emisiones e incluso la incorporación de trabajo en conjunto con plantas de generación convencional.
• En el análisis de sensibilidad realizado, tomando en cuenta la variación del precio marginal de la energía para los diferentes tamaños de plantas, se determinó el precio mínimo de venta que garantiza la recuperación de los costes (inversión, operación y mantenimiento). De tal manera que sirve como un indicador o referencia, para la toma de decisión en la implementación de plantas termosolares de colectores cilíndricos parabólicos.
5. CONCLUSIONES
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•Para un precio de la energía eléctrica de 80 USD/MWh, la planta termosolar solo es rentable, si la capacidad nominal es igual o superior a 150 MWe. Esta particularidad se debe a que se presentan las ventajas de economías de escala, debidas básicamente al bloque de potencia y al equipo intercambiador de calor.
• Se calculó que para que la planta termosolar de 100 MW sea rentable con un precio de la energía eléctrica de 60 USD/MWh, debe existir una producción de energía eléctrica con carbón de al menos 50% de la capacidad de la planta, mientras que para una planta de capacidad de 250 MW solo se requiere un 30%.
• En el presente trabajo se confirmó el beneficio de la utilización de los certificados de emisión de carbono, debido a la reducción gases de efecto invernadero que se logran por la construcción de plantas termosolares en países en vía de desarrollo.
5. CONCLUSIONES
Los resultados obtenidos en el caso específico del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING):
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6. RECOMENDACIONES
• A los futuros desarrollos en ese campo, se propone investigar sobre los incentivos necesarios a nivel estatal, que permitirían a esta tecnología competir de mejor manera con otras tecnologías de generación eléctrica más contaminantes, como por ejemplo el carbón.
• Realizar un estudio en el que se tome en cuenta las variaciones en costos de la tecnología de colectores cilíndricos parabólicos, a fin de determinar el porcentaje de disminución de dichos costos, para que una planta sea rentable.