Resumen de Electricidad, combustibles y productos químicos a partir de soluciones híbridas casi comerciales de energía solar concentrada y biomasa: un análisis técnico-económico

Raúl Ernesto Gutiérrez Álvarez

• español

  Esta tesis se centra en el estudio de diferentes esquemas de hibridación entre sistemas de energía solar concentrada y de conversión termoquímica de biomasa para la generación de una amplia variedad de productos como electricidad, combustibles y químicos. En la selección de alternativas de proceso y modos de hibridación se priorizaron sistemas con una elevada madurez tecnológica. En la primera parte de la tesis, se exploraron diferentes modos de hibridar concentrated solar power plants (CSP) con calderas de biomasa para la generación de electricidad. Mientras que, en una segunda parte se abordó la integración de sistemas comerciales de CSP en biorrefinerías termoquímicas para poligeneración. Las plantas hibridadas de potencia CSP-biomasa son tecnologías actualmente comerciales. Hasta ahora su despliegue se ha visto limitado debido principalmente a sus mayores costos y complejidad en relación con otras tecnologías renovables como solar fotovoltaica o eólica. No obstante, la reducción de los costos incentivado por el avance de las tecnologías, además de la gran variedad de opciones de hibridación y estrategias de operación han renovado el interés en los sistemas hibridados. El principal atractivo de estas tecnologías reside en su elevada flexibilidad, permitiéndole alcanzar un suministro firme de energía renovable que podría sustituir a las plantas fósiles tanto de carga base como de operación pico. En este sentido, se han modelado varios sistemas basados en las tecnologías de colectores cilindro parabólicos (PT) y torre solar (ST), cada uno con sistemas de almacenamiento térmico de energía (TES) a 5 niveles de capacidad (Sin TES, 5, 10, 15 y 20 horas). En todos los casos de estudio se ha utilizado el recurso solar de Sevilla (España) como referencia. Se partió del desempeño de las plantas CSP stand-alone (paper I), para luego estudiar la inclusión del sistema de respaldo basado en la combustión directa de biomasa y utilizando 7 estrategias modulares de operación. El desempeño de los sistemas propuestos fue analizado comparativamente según criterios técnicos, económicos y operacionales a través de una herramienta de decisión multicriterio (paper II). Además, se ha explorado el rol del TES para suavizar la operación del sistema de respaldo de biomasa y reducir los riesgos asociados al suministro de materia prima de entrada (paper III). Finalmente, se han explorado las incertidumbres asociadas con la posible rentabilidad de los sistemas hibridados al participar como tecnologías tomadoras de precio en el mercado Ibérico de la electricidad (paper VI). Los resultados muestran que la participación de la biomasa de respaldo favorece el funcionamiento del sistema como planta de carga base, aumentando el factor de capacidad (CF) hasta el 71%, la eficiencia eléctrica neta hasta el 10%, y reduciendo el coste de generación hasta el 56%, en comparación con las plantas CSP autónomas. Para el recurso solar considerado (Sevilla, España), se pueden conseguir unos costes de generación razonables (0,153 USD/kWh) para una compensación equilibrada entre biomasa y TES, permitiendo al mismo tiempo un inclusión de grandes capacidades de TES reduce a la mitad la demanda anual de biomasa y acentúa la complementariedad estacional entre los recursos solares y de biomasa. En cuanto a la rentabilidad del mercado, los esquemas de CSP-biomasa tienen hasta un 33% de probabilidad de lograr una rentabilidad positiva en el futuro mercado de la electricidad. No obstante, para promover un mayor despliegue de estas tecnologías siguen siendo necesarias las subvenciones tarifarias para fomentar la generación renovable gestionable. El uso de energía solar concentrada en procesos específicos de biorrefinerías termoquímicas ha sido ampliamente investigado para una integración de calor a alta temperatura en reactores endotérmicos. No obstante, este enfoque presenta substanciales desafíos a nivel de tecnología, proceso y economía lo que limita su viabilidad para el futuro cercano. En comparación, en esta tesis se ha utilizado un enfoque de integración a nivel de sistema y basado en el suministro de las utilidades derivadas de CSP más adecuadas a la intensidad del DNI de Sevilla (i.e., electricidad) (Paper V). Para ello se modelaron 3 escenarios de biorrefinerías stand-alone basadas en la gasificación de 500 MWth de biomasa para la producción de DME (SC1-SC2), considerando diferentes alternativas de proceso para el mejoramiento del syngas. Además, se modelaron otros 3 escenarios (relacionados con los primeros) con ciertas variaciones de proceso (especialmente asociadas al uso de fuentes residuales de energía) debido a la integración de una planta de torre solar de 50 MWe. Los conceptos propuestos se evaluaron tecnoeconómicamente a fin de evaluar el impacto de la asistencia solar sobre la viabilidad de los conceptos. Los resultados muestran que, Los escenarios asistidos por la CSP lograron una mejora del combustible en el rango del 2-4%, hasta el 85% de cobertura de la demanda de electricidad y excedentes de energía de hasta el 52% de la demanda de la biorrefinería. Sin embargo, la inclusión de un bloque de CSP conlleva un aumento de los costes de inversión de hasta el 74% y una disminución de la tasa interna de retorno (TIR) de 9,2 puntos en comparación con una biorrefinería autónoma. El precio de venta mínimo del DME osciló entre 14 y 18,1 USD/GJ para los escenarios autónomos y entre 18,3 y 21,2 USD/GJ para los escenarios asistidos por CSP. Además, estos resultados sugieren que la integración modular basada en tecnologías comercialmente disponibles puede constituir un primer paso hacia la viabilidad de las futuras biorrefinerías.

• English

  This thesis deals with the study of various hybridisation schemes between concentrated solar power and thermochemical biomass conversion systems to generate a wide variety of products such as electricity, fuels, and chemicals. In selecting process alternatives and hybridisation schemes, systems with high technological maturity were prioritised. The first part of the thesis explored different modes to hybridise concentrated solar power plants (CSP) with biomass boilers for electricity generation. The second part addressed the integration of commercial CSP systems in thermochemical biorefineries for polygeneration. CSP-biomass hybrid power plants are currently commercial technologies. Their deployment has been limited mainly due to their higher costs and complexity compared to other renewable technologies such as solar PV or wind. However, cost reductions driven by technological progress, as well as the wide variety of hybridisation options and operating strategies, have renewed interest in hybridised systems. The main attraction of these technologies lies in their high flexibility, allowing them to achieve a firm supply of renewable energy that could replace fossil plants in both baseload and peak operation. In this sense, several systems based on parabolic trough (PT) and solar tower (ST) technologies have been modelled, each with thermal energy storage (TES) systems at five capacity levels (No-TES, 5, 10, 15 and 20 hours). The Seville (Spain) solar resource has been used as a reference in all case studies. The performance of the stand-alone CSP plants (paper I) was used as a baseline. Then the inclusion of a back-up system based on direct biomass combustion through 7 modular operating strategies was studied. The performance of the proposed systems was comparatively analysed according to technical, economic, and operational criteria using a multi-criteria decision tool (paper II). Furthermore, the role of TES in smoothing the operation of the biomass back-up system and reducing the risks associated with the feedstock supply has been explored (paper III). Finally, the uncertainties associated with the possible profitability of hybrid systems when participating as price-taking technologies in the Iberian electricity market have been explored (paper VI). The results show that the participation of biomass back-up favours the operation of the system as a base-load plant, increasing the capacity factor (CF) up to 71%, the net electric efficiency up to 10%, and reducing the cost of generation down to 56%, compared to stand-alone CSP plants. For the considered solar resource (Seville, Spain), reasonable generation costs (0.153 USD/kWh) can be achieved for a balanced trade-off between biomass and TES while allowing a firm energy capacities reduces by half the annual demand for biomass and accentuates the seasonal complementarity between solar and biomass resources. Regarding to market profitability, CSPbiomass schemes have up to 33% probability of achieving positive profitability in the future electricity market. Nonetheless, tariff subsidies to encourage renewable dispatchable generation are still needed to promote greater deployment of these technologies. The use of concentrated solar energy in specific thermochemical biorefinery processes has been extensively investigated for high-temperature heat integration in endothermic reactors. However, this approach presents technological, process and economic challenges that limit its feasibility in the near future. In comparison, this thesis has used a system-level integration approach based on the provision of CSP-derived utilities best suited to Seville's DNI intensity (i.e., electricity) (Paper V). For this purpose, three scenarios of stand-alone biorefineries based on the gasification of 500 MWth of biomass for DME production (SC1-SC2) were modelled, considering different process alternatives for syngas upgrading. In addition, three related scenarios were modelled with certain process variations (primarily associated with residual energy sources) due to the integration of a 50 MWe solar tower plant. The proposed concepts were techno-economic assessed to evaluate the impact of solar assistance on the feasibility of the concepts. The results show that CSP-assisted scenarios achieved a fuel upgrading in the range of 2-4%, up to 85% of electricity demand coverage and power surpluses of up to 52% of biorefinery demand. However, the inclusion of a CSP block leads to an increase in investment costs of up to 74% and a decrease in the internal rate of return (IRR) of 9.2 points compared to a stand-alone biorefinery. The DME minimum selling price ranged from 14 to 18.1 USD/GJ for the stand-alone scenarios and between 18.3 to 21.2 USD/GJ for the CSP-assisted scenarios. Furthermore, these results suggest that modular integration based on commercially available technologies may constitute a first step towards the feasibility of future biorefineries.