Una torre de más de 60 metros se erige frente a un campo de espejos giratorios en el extremo sur de Albuquerque (EEUU). Forma parte de las Instalaciones Nacionales de Pruebas Solares Térmicas de EEUU, operadas por los Laboratorios Nacionales Sandia. Allí, unos científicos están desarrollando tecnologías más baratas, más eficientes y de mayor temperatura para concentrar la energía solar.

Los cientos de espejos enfocan la luz solar hacia un receptor ubicado en la parte superior de la torre solar. En los sistemas convencionales, este receptor calienta agua u otros fluidos para generar vapor, el cual sirve para impulsar una turbina eléctrica. Pero aquí, una cortina de finas partículas de cerámica cae continuamente a través del rayo de sol concentrado. Las partículas, que se asemejan a la arena negra, pueden alcanzar fácilmente unas temperaturas 100 ºC más altas que los fluidos estándar. Eso podría aumentar la energía disponible y reducir los costes de producción y almacenamiento.

Este enfoque es uno de los tres que los investigadores barajan para ayudar a concentrar la energía solar para hacerla asequible y sostenible. En enero, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable de Estados Unidos (NREL, por sus siglas en inglés) publicó una hoja de ruta de demostración de próxima generación que destacaba la lluvia de partículas, los sistemas de sal fundida a mayor temperatura y un fluido de transferencia de calor a base de gas como vías prometedoras para producir energía solar térmica a unos cinco céntimos de euro por kilovatio-hora en 2020, una meta establecida por la Iniciativa SunShot del Departamento de Energía de EEUU (DOE, por sus siglas en inglés) en 2011.

El Departamento de Energía del país anunció en septiembre que invertiría unos 53 millones de euros en aproximadamente una docena de proyectos prometedores, lo que está resucitando e interés por un campo que se había desvanecido en gran medida de la mirada pública (ver Arranca la termosolar más grande del mundo mientras la industria cuestiona la tecnología).

Los investigadores de los Laboratorios Nacionales Sandia, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable, el Laboratorio Nacional del Río Savannah y Brayton Energy han confirmado a MIT Technology Review que han solicitado estos fondos, individualmente o en equipo. Los documentos de concepto debían entregarse a principios de este mes, y la fecha límite para las solicitudes completas es a mediados de enero de 2018.

"Todo el campo de la energía solar de concentración lo ve como una gran oportunidad de investigación", afirma el ingeniero de los Laboratorios Nacionales Sandia e investigador principal del proyecto de lluvia de partículas, Cliff Ho.

La gran ventaja de la energía solar de concentración frente a la energía fotovoltaica es que la energía térmica es más fácil y barata de almacenar que la electricidad. Eso significa que las plantas pueden aumentar o disminuir la producción para satisfacer las demandas de la red en tiempo real, incluso por la noche, una flexibilidad que los paneles solares no pueden igualar sin grandes y caras baterías u otras formas limitadas de almacenamiento.

El problema es que construir y operar una planta de energía solar térmica es costoso. La planta Ivanpah, que costó casi 2.000 millones de euros y tiene 170.000 espejos en el Desierto Mojave de California, propiedad de BrightSource, NRG y Google, se ha convertido en el último traspiés del sector (ver Una de las termosolares más prometedoras está al borde del cierre en solo dos años). Desde que empezó a operar en 2014, el proyecto ha sido plagado por altos costes, una baja producción, un incendio y amenazas de la comisión de servicios públicos de cerrarla. En la década de 1980, Luz International construyó nueve plantas de generación de energía solar de concentración en el mismo desierto, solo para cómo iban colapsando a medida que las políticas gubernamentales de apoyo cesaban. Luz y BrightSource fueron fundadas por Arnold Goldman, quien falleció en junio.

En diciembre del año pasado, el análisis del coste nivelado de la energía de Lazard concluyó que la producción de energía desde una torre termosolar con almacenamiento costaba entre 101 euros y 155 euros por megavatio-hora, frente a los entre 41 euros y 67 euros que cuesta el gas natural de ciclo combinado. La construcción de este último enfoque también cuesta aproximadamente una octava parte por kilovatio, de acuerdo con las cifras de 2015 de NREL.

Los investigadores del DOE ya sabían que el primer paso para mejorar la eficiencia y la economía de la energía solar de concentración consiste en realizar una transición desde los ciclos tradicionales de energía de vapor a lo que se conoce como un ciclo Brayton superrápido de dióxido de carbono. Al someter el dióxido de carbono a altas temperaturas y presiones, adquiere las propiedades de un líquido y un gas, y aumenta significativamente la eficiencia de la conversión energética.

Un artículo de Science en mayo concluyó que un ciclo Brayton de dióxido de carbono supercrítico podría ser hasta un 30% más eficiente que las turbinas de vapor convencionales. El problema es que ejecutar este ciclo de energía requiere una fuente de calor de al menos 700 ˚C para aprovechar todo su potencial, así como un sistema de transferencia de calor capaz de operar a temperaturas tan altas.

Las tres vías destacadas de NREL son formas de subir la temperatura, aunque cada uno tiene su propio conjunto de promesas y desafíos. La sal fundida, por ejemplo, ya se ha probado (ver Las sales fundidas pueden reducir a la mitad el precio del almacenamiento de energía), pero pasar a sales alternativas capaces de operar a temperaturas más altas requerirá materiales de contención, tuberías y bombas más resistentes. El enfoque del gas podría llevarse a cabo con gases relativamente fáciles de manejar como el dióxido de carbono y el helio, pero se necesitarán investigaciones adicionales para minimizar la pérdida energética que deriva de la circulación de los gases.

El receptor de partículas en caída de los Laboratorios Nacionales Sandia es lo más parecido a un prototipo en funcionamiento de cualquiera de estas vías. Los ingenieros lo colocaron en la torre de las Instalaciones Nacionales de Pruebas Solares Térmicas en julio de 2015.

Las partículas están hechas principalmente de alúmina y óxido de hierro. Después de caer a través del rayo solar, vuelven a la parte superior a bordo de un ascensor, formando un bucle. El equipo ha logrado temperaturas de hasta 900 ˚C, según el ingeniero Ho de los Laboratorios Nacionales Sandia.

En estos momentos, el receptor no está conectado a ningún componente adicional. Pero el equipo ha estado trabajando en el desarrollo un intercambiador de calor para transferir el calor de las partículas al dióxido de carbono presurizado que fluye a través de un circuito conectado. Un grupo distinto de los Laboratorios Nacionales Sandia ya ha estado desarrollando y evaluando ciclos supercríticos de dióxido de carbono. El equipo de Ho ha comenzado a trabajar en su propio sistema diseñado para la instalación de energía solar de concentración. Tienen planes de conectar el intercambiador de calor una vez que llegue en marzo y el bucle de dióxido de carbono supercrítico poco después. Ho espera encender el sistema integrado el próximo verano.