Una gran variedad de procesos industriales funciona mediante el suministro de calor continuo a temperaturas bajas, por debajo de los 150 grados. Esa energía puede abastecerse a partir de fuentes renovables y con equipos fabricados localmente a precios más accesibles. Con ese objetivo, un equipo de científicos del Conicet y la Universidad Nacional de Salta (UNSa) construyó un dispositivo de concentración solar térmica que puede generar calor hasta 120 grados. Se trata, más precisamente, de un Colector Cilindro-Parabólico (PTC) que demandó una inversión de US$ 5.000, y en las pruebas alcanzó una potencia máxima de 8 kilovatios térmicos (kWt) y una eficiencia del 70%.
“La tecnología de concentración solar térmica está muy probada, y con buenos resultados, a nivel internacional. En grandes escalas, incluso, se usa para generar electricidad. Está disponible comercialmente, pero está protegida por patentes y los equipos importados son costosos -explica Pablo Dellicompagni, científico del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional (INENCO) del Conicet-UNSa, que lideró el desarrollo-. En particular, la tecnología de concentración solar basada en colectores cilindro-parabólicos, como el equipo que construimos, es la más consolidada”.
“Cerca de la mitad de la energía que consume la industria se destina a procesos térmicos de temperaturas bajas y medias, por lo que este tipo de sistemas son ideales para reemplazar o complementar el uso de gas natural –agrega-. En el sector de alimentos y bebidas se usa para la pasteurización, que se realiza a 60 grados, o para la esterilización de envases, cocción y lavado industrial. Se aplica en países como México, Estados Unidos y Alemania”. También la incorporan el rubro textil, para el lavado de fibras y teñido de telas; el papelero y maderero, en las etapas de secado, blanqueado y cocción, y la minería y la química, por el aporte de calor en la extracción y tratamiento de sales.
Si bien la construcción de este prototipo abre la posibilidad de fabricar equipos con insumos locales, según Dellicompagni la energía termo solar enfrenta dos competencias en el país: las tarifas subsidiadas de gas natural y los sistemas fotovoltaicos, que se han posicionado como la tecnología solar dominante.
Energía termo solar: cerveza, petróleo y vapor
La tecnología solar térmica es una fuente renovable que se basa en transformar la radiación en energía calórica. Según la Agencia Internacional de Energía, a finales de 2024 la capacidad total operativa de este tipo de energía alcanzó 544 GWth en el mundo (777 millones de metros cuadrados de superficie de captación) y sumó 17,8 GWth de potencia. La energía termo solar para procesos industriales, en tanto, creció un 28%, tras poner en marcha 106 nuevas plantas que sumaron 120 MWth de capacidad. El 69% de ellas utiliza equipos PTC, como el prototipo que se construyó en Salta. Los principales mercados, en términos de nuevas operaciones durante 2024, fueron China, Alemania, Países Bajos, México y Austria.
Una de las instalaciones termo solares más grandes del mundo pertenece a la productora de cerveza Heineken. En su fábrica de Sevilla, en España, en 2023 inauguró una planta de 30 MWth con tecnología PTC, que fue diseñada para cubrir cerca del 50% de la demanda de calor de la unidad productiva. Pero el mayor proyecto que recurre a este tipo de equipos está en Omán. Fue construido en 2017, suma una potencia 342 MWth y se usa para generar vapor que se inyecta en el proceso de recuperación mejorada de petróleo.
En América Latina esta energía para procesos industriales se utiliza en México -que tiene 139 plantas y usuarios como Unilever-, y en Brasil, que posee cinco proyectos que suman 5MWth (abastece, por ejemplo, una instalación de la fabricante de alimentos y bebidas PepsiCo). En la Argentina, sin embargo, todavía no hay aplicaciones comerciales de este tipo.
Piloto para producir a bajas temperaturas
El prototipo construido por los científicos del Conicet está instalado en el campus experimental del INENCO, en Salta. “Es una estructura de superficies reflectivas curvas (canal parabólico) que gira siguiendo al sol de manera automática durante todo el día. La luz solar que captan esas superficies se concentra en un tubo central por el que circula agua, y que eleva su temperatura hasta convertirla en agua caliente o vapor presurizado”, define el investigador.
La estructura del PTC consta de un bastidor metálico (de 6,5 metros de longitud) que sostiene dos módulos reflectores de forma parabólica (hechos de láminas de aluminio) y un sistema de seguimiento solar que hace girar el eje de Este a Oeste. El tubo de acero que absorbe la temperatura –y por el que circula el fluido que transporta calor- tiene seis metros de longitud y un diámetro de 1,5 pulgadas. La superficie de captación solar, conformada por los dos módulos parabólicos, es de 11 metros cuadrados.
El prototipo, cuyo proceso de desarrollo y validación se publicó a mitad de año en la revista científica internacional “Tecnologías y Evaluaciones de Energía Sostenible” (editorial Elsevier), transita las etapas 3 y 4 del Nivel de Madurez Tecnológica (TRL), una escala de nueve rangos que clasifica a las tecnologías según su estadio evolución. En este caso, se trata de una fase de testeo en entorno de laboratorio.
“El equipo fue ensayado, medido y está generando vapor, pero aún no fue acoplado a un determinado consumo térmico. Es preciso seguir trabajando en el diseño a fin de que sea más robusto y de más fácil operación y mantenimiento”, amplía el investigador. “Hace falta un poco más de inversión y lograr un diseño estructural de mayor solidez, por ejemplo, para que la estructura de soporte sea apta para condiciones de viento elevado. También hay que hacer mejoras en el sistema de seguimiento solar y sumar automatización en el suministro de agua. Un gran objetivo podría ser dar un salto desde el taller científico a la fabricación de equipos en serie”.
Pero admite que para llegar a nivel TRL 9 “hay un largo camino”, ya que “se necesitan más instancias de prueba, de garantías de funcionamiento, y que los sistemas de control y de seguridad operen de manera aceitada. En eso estamos trabajando hoy”.
Construir con insumos locales
La inversión para un prototipo de operación comercial demanda casi US$ 5.000. El mayor costo, del 35%, lo insumió el tubo de acero con cubiertas de vidrio borosilicato, seguido por el sistema de seguimiento solar, que representa el 23% e incluye el motor, los algoritmos de seguimiento automático y la electrónica. En tanto, la estructura metálica y el bastidor de soporte, demandaron el 20%. Otra medida es el costo de la potencia térmica instalada, que expresa la inversión por cada unidad de potencia térmica máxima que genera el equipo (de 8 kWt). En este caso, el valor de construcción es de US$622 por kWt.
“Es posible lograr un diseño construido 100% con materiales e insumos disponibles en el mercado nacional, como láminas de aluminio de alta reflectancia y tubos de vidrio convencionales, eliminando la dependencia de componentes importados. Esto reduce drásticamente el costo de fabricación y de generación de calor, manteniendo un rendimiento térmico más que aceptable”, indica Dellicompagni, que es doctor en Ciencias Renovables.
En cuanto a la sustitución de combustible fósil, según las estimaciones experimentales del prototipo, con una generación térmica máxima de referencia de 8,401 kWht anual que se obtuvo, el volumen de gas natural equivalente desplazado es de 910 a 970 metros cúbicos por año, lo que supone un potencial de mitigación neta de 2,24 a 2,39 tCO2 anual por equipo.
La competencia: gas a bajo precio y paneles solares
La tecnología solar térmica compite con otras fuentes de energía: los combustibles fósiles, como el gas natural, y la solar fotovoltaica. En el primer caso, la barrera es principalmente económica debido a los menores costos de las tarifas de gas natural. En las mejores condiciones en que se midió el prototipo –sin incluir costos de ingeniería, instalación o integración al proceso-, el equipo produce calor a 7,19 centavos de dólar por kWht. “Esa cifra representa entre 1,9 y tres veces el costo del calor generado con gas natural sin subsidios, y la brecha se amplía a unas tres o cuatro veces frente a las tarifas subsidiadas”, explica el investigador.
Esta diferencia, sin embargo, puede modificarse en función de las políticas tarifarias y de subsidios a la energía que se implementen. “Su adopción entonces dependerá de las medidas de des-carbonización de procesos industriales que lleven adelante las empresas y del esquema tarifario en cada región del país. Como toda tecnología renovable, requiere una inversión inicial para su instalación. Por eso es clave contar con líneas de crédito verde o incentivos de fomento”.
Otro desafío –señala el científico- es la generalización de la tecnología fotovoltaica, que ha prevalecido “por el marco regulatorio que promueve las energías renovables, por sus menores costos de instalación e inversión inicial, y sus plazos de obra que son más breves”. Sin embargo, apunta que para esa tecnología “los valores del almacenamiento en un sistema de baterías de ion litio se triplican. Es muy costoso”. En este punto, “se abre una ventana para el mundo de la concentración solar, que permite almacenar energía térmica para seguir generando vapor y abastecer a las máquinas con costos mucho más económicos”.
, Mariana Pernas
