Evaluación de sistemas de almacenamiento termomecanicos para plantas fotovoltaicas en medio rural

Curso: 2022-2023 Director: Diarce Belloso, Gonzalo Estudiante: Bugedo Gonzalo, Unai EVALUACIÓN DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TERMOMECÁNICOS PARA PLANTAS FOTOVOLTAICAS EN MEDIO RURAL MÁSTER UNIVERSITARIO EN INVESTIGACIÓN EN EFICIENCIA ENERGÉTICA Y SOSTENIBILIDAD EN LA INDUSTIA, TRANSPORTE, EDIFICACIÓN Y URBANISMO TRABAJO FIN DE MASTER Fecha: Bilbao, 24, 09, 2023 1 INDICE 1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 9 2. CONTEXTO ........................................................................................................................... 11 3. Estado del arte..................................................................................................................... 16 3.1 Almacenamiento térmico ............................................................................................ 16 3.1.1 Almacenamiento térmico sensible (STES) .................................................................. 16 3.1.2 Almacenamiento térmico de calor latente (LHTES).................................................... 18 3.1.3 Almacenamiento termoquímico ................................................................................ 19 3.2 Materiales empleados en TES sensibles ............................................................................ 20 3.3 Análisis del estado actual .................................................................................................. 21 4. OBJETIVOS Y ALCANCE ........................................................................................................ 28 5. BENEFICIOS .......................................................................................................................... 29 6. METODOLOGÍA .................................................................................................................... 31 6.1 Pasos seguidos ................................................................................................................... 31 6.2 Herramientas y software utilizado .................................................................................... 32 6.3 Consideraciones climáticas y estacionales ........................................................................ 32 6.4 Parámetros variables ......................................................................................................... 33 6.4.1 Módulos ..................................................................................................................... 33 6.4.2 Capacidad TES ............................................................................................................ 34 6.4.3 Potencia TES ............................................................................................................... 35 7. DESCRIPCION Y ANALISIS DE LOS RESULTADOS ................................................................... 36 7.1 Perfil producción y consumo ............................................................................................. 37 7.2 Carga y descarga del TES ................................................................................................... 45 7.3 Análisis energético y económico ....................................................................................... 64 7.3.1 Payback ....................................................................................................................... 67 7.3.2 VAN ............................................................................................................................. 75 7.3.2 TIR ............................................................................................................................... 78 8. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 81 9. BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................... 83 2 ÍNDICE ILUSTRACIONES Ilustración 1. Mix energético España (enero-junio) 2022.[19] __________________________________ 12 Ilustración 2. Mix energético anual España 2010.[21] ________________________________________ 12 Ilustración 3. Mix energético anual España 2015.[20] ________________________________________ 12 Ilustración 4. En la figura previa se muestra las instalaciones de almacenamiento acumulativo de energía de diferentes países desde el año 2018 hasta 2040. Fuente: BloombergNEF. ______________________ 15 Ilustración 5. Configuraciones de funcionamiento del sistema TES basado en material granular. Referencia [9] ________________________________________________________________________ 22 Ilustración 6. Sistema esquematizado de carga y descarga de un sistema termomecánico.[23] _______ 24 Ilustración 7. Lecho empacado en construcción.[15] _________________________________________ 26 Ilustración 8. A la izquierda una sola unidad de potencia y varios acumuladores de frío y calor. A la derecha se duplica cada componente.[23] _________________________________________________ 27 Ilustración 9. Perfil producción y consumo de agosto, cubriendo el 80% de la demanda. ____________ 37 Ilustración 10. Perfil producción y consumo de agosto, cubriendo el 60% de la demanda. ___________ 37 Ilustración 11. Perfil producción y consumo de agosto, cubriendo el 30% de la demanda. ___________ 38 Ilustración 12. Perfil consumo febrero. ____________________________________________________ 39 Ilustración 13. Perfil consumo octubre. ____________________________________________________ 40 Ilustración 14. Perfil producción y demanda mensual para un año completo con 69.595 módulos. ____ 41 Ilustración 15. Perfil producción y demanda mensual para un año completo con 52.196 módulos. ____ 42 Ilustración 16. Perfil producción y demanda mensual para un año completo con 26.098 módulos. ____ 43 Ilustración 17. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 45 Ilustración 18. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia __________________________________________________________________ 46 Ilustración 19. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 46 Ilustración 20. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 48 Ilustración 21. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 48 Ilustración 22. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 49 Ilustración 23. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 50 Ilustración 24. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 50 Ilustración 25. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 51 Ilustración 26. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 52 Ilustración 27. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 52 Ilustración 28. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 53 Ilustración 29. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 54 Ilustración 30. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 54 Ilustración 31. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 55 3 Ilustración 32. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 56 Ilustración 33. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 56 Ilustración 34. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 57 Ilustración 35. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 58 Ilustración 36. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 58 Ilustración 37. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 59 Ilustración 38. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 60 Ilustración 39. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 60 Ilustración 40. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 61 Ilustración 41. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia __________________________________________________________________ 62 Ilustración 42. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. _________________________________________________________________ 62 Ilustración 43. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. _________________________________________________________________ 63 Ilustración 44. Ejemplo de retribuciones menos pagos anual, en el caso de 52.196 módulos, 30 MWh y 7500kW. ____________________________________________________________________________ 64 4 ÍNDICE TABLAS Tablas 1. Ahorro energético 69595 paneles. ________________________________________________ 65 Tablas 2. Ahorro energético 52196 paneles. _______________________________________________ 66 Tablas 3. Ahorro energético de la red 26098 paneles _________________________________________ 66 Tablas 4. Retribución anual y desembolso inicial con 69595 módulos, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia. __________________________________________________________ 67 Tablas 5. Retribución anual y desembolso inicial con 52196 módulos, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia. __________________________________________________________ 68 Tablas 6. Retribución anual y desembolso inicial con 26098 módulos, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia __________________________________________________________ 68 Tablas 7. Retribución anual y desembolso inicial con 69595, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia (solamente TES)_____________________________________________________________ 69 Tablas 8. Retribución anual y desembolso inicial con 52196, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia (solamente TES)_____________________________________________________________ 69 Tablas 9. Retribución anual y desembolso inicial con 26098, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia (solamente TES)_____________________________________________________________ 70 Tablas 10. Retribución anual y desembolso inicial de solo paneles. ______________________________ 70 Tablas 11. Paybacks en años de los prototipos con 69595 módulos solares (paneles más TES). _______ 71 Tablas 12. Paybacks en años de los prototipos con 52196 módulos solares (paneles más TES). _______ 71 Tablas 13. Paybacks en años de los prototipos con 26098 módulos solares (paneles más TES). _______ 71 Tablas 14. Paybacks en años de los prototipos con 69595 módulos solares (solamente TES). _________ 72 Tablas 15. Paybacks en años de los prototipos con 52196 módulos solares (solamente TES). _________ 73 Tablas 16. Paybacks en años de los prototipos con 26098 módulos solares (solamente TES). _________ 73 Tablas 17. Paybacks en años de los prototipos, con diferente número de módulos solares (solamente paneles). ____________________________________________________________________________ 74 Tablas 18. VAN (TES más paneles) ________________________________________________________ 75 Tablas 19. VAN (solamente TES) _________________________________________________________ 76 Tablas 20. VAN (solo paneles). ___________________________________________________________ 77 Tablas 21. TIR (TES más paneles). ________________________________________________________ 78 Tablas 22. TIR (solamente TES). __________________________________________________________ 79 Tablas 23. TIR (solamente paneles). ______________________________________________________ 80 5 PALABRAS CLAVE Almacenamiento energía térmica (TES), Almacenamiento energía térmica sensible (STES), almacenamiento térmico en grava, viabilidad financiera. 6 RESUMEN En la actualidad, la creciente demanda energética global y la urgente necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero han puesto de manifiesto la creciente necesidad de avanzar hacia una matriz energética más sostenible y respetuosa con el medio ambiente. La implementación y expansión de sistemas de energía renovable se ha convertido en un factor determinante para el progreso de la sociedad actual y la lucha contra el cambio climático. Las fuentes de energía renovable, como la solar, la eólica, la hidroeléctrica y la geotérmica, presentan una serie de ventajas innegables en comparación con las fuentes de energía convencionales. No solo son más limpias y respetuosas con el medio ambiente, sino que también se obtienen de fuerzas de la naturaleza inagotables, lo que garantiza un suministro de energía a largo plazo. Sin embargo, su implementación a gran escala enfrenta desafíos significativos, especialmente en el sector residencial. En el ámbito de la vivienda, el consumo de combustibles fósiles para satisfacer las necesidades térmicas y energéticas es considerable. Lograr una mayor eficiencia energética en los hogares es fundamental para reducir la huella de carbono de la sociedad. Aquí es donde entran en juego las energías renovables. La instalación de paneles solares en techos, la utilización de sistemas de calefacción geotérmica y la adopción de tecnologías de energía eólica a pequeña escala son ejemplos de soluciones que pueden transformar la forma en que los hogares obtienen y utilizan la energía. Sin embargo, un desafío clave en la integración de energías renovables en el sector residencial radica en la intermitencia de la generación. La energía solar no está disponible durante la noche, y la energía eólica depende del viento. Para abordar este problema, es esencial desarrollar sistemas de almacenamiento térmico y eléctrico efectivos que puedan almacenar el exceso de energía generada durante los momentos de máxima producción y liberarla cuando la demanda sea alta y la generación insuficiente. Con este propósito en el presente trabajo se ha desarrollado un sistema de almacenamiento térmico en lecho de roca. Este sistema está formado por un tanque de almacenaje el cual será rellenado con grava, la cual será la encargada de realizar el almacenamiento de energía termomecánica. En el presente proyecto se evaluará la viabilidad económica y el comportamiento del sistema de almacenaje. Este estudio se enfocó en evaluar la viabilidad económica de sistemas fotovoltaicos con almacenamiento térmico (TES) considerando múltiples variables. Se analizaron indicadores clave como el Payback, el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR) para diferentes configuraciones. Se encontró que, en términos generales, la inversión en estos sistemas es rentable, con Paybacks de 3 a 6 años y VAN y TIR positivos. En resumen, se respalda la viabilidad financiera de los sistemas fotovoltaicos con TES, con variaciones en la rentabilidad según la escala y las características específicas de cada configuración. 7 ABSTRACT Currently, the growing global energy demand and the urgent need to reduce greenhouse gas emissions have underscored the imperative to transition towards a more sustainable and environmentally friendly energy matrix. The implementation and expansion of renewable energy systems have become a crucial factor in the progress of today’s society and the fight against climate change. Renewable energy sources such as solar, wind, hydroelectric, and geothermal offer undeniable advantages compared to conventional energy sources. Not only are they cleaner and more environmentally friendly, but they are also inexhaustible, ensuring a long-term energy supply. However, their large-scale implementation faces significant challenges, particularly in the residential sector. In the realm of housing, the substantial use of fossil fuels to meet thermal and energy needs is evident. Achieving greater energy efficiency in homes is fundamental to reducing society's carbon footprint. This is where renewable energies come into play. The installation of solar panels on rooftops, the utilization of geothermal heating systems, and the adoption of smallscale wind energy technologies are examples of solutions that can transform how households acquire and utilize energy. Nonetheless, a key challenge in integrating renewable energies into the residential sector lies in the intermittency of generation. Solar energy is unavailable at night, and wind energy depends on the wind's strength. To address this issue, it is essential to develop effective thermal and electrical storage systems capable of storing excess energy generated during peak production times and releasing it when demand is high and generation is insufficient. With this purpose in mind, the present work has developed a thermal storage system using a rock bed. This system consists of a storage tank that will be filled with gravel, which will be responsible for storing thermal energy. In this project, an evaluation of the economic feasibility and performance of the storage system will be conducted. This study aimed to assess the economic viability of photovoltaic systems with thermal energy storage (TES) while considering multiple variables. Key financial indicators such as Payback, Net Present Value (NPV), and Internal Rate of Return (IRR) were analyzed for various configurations. It was found that, in general terms, investments in these systems are profitable, with Payback periods ranging from 3 to 6 years and positive NPV and IRR values. In summary, the financial feasibility of photovoltaic systems with TES is supported, with variations in profitability depending on the scale and specific characteristics of each configuration. 8 LABURPENA Egungoan, energia behar handiko hazkundea eta gas efektua izoztuzko emisioak murrizteko beharra agertu du ingurumenarekiko jasangarriago eta errespetuzkoa den energia matrize baterantz egin beharra. Energi berriztagarrien sistema erabilera eta hedapena gizarte modernoaren aurrera egiteko eta klima aldaketa aurkako borrokan faktore garrantzitsua bihurtu da. Energia berriztagarriak, hala nola eguzki, haize, hidroelektrikoa eta geotermikoa, aurkako energia iturrien aldean argiak eta ingurumenarekiko errespetagarriak diren abantaila ezin ikargatuak eskaintzen dituzte. Ez soilik garbiagoak eta ingurumenarekiko errespetu handiagoa dutenez, baina baita agortasunik gabeak ere, energi hornikuntza luzeko ziurtatzen dute. Hala ere, beren erabilera zabala izateak erronka handiak dakar, batez ere etxebizitza sektorean. Etxebizitzaren inguruan, beroa eta energia beharrak asetzeko fosil erretiluak erabilera nabarmena dute. Etxeetan energia eraginkortasun handiagoa lortzea oso garrantzitsua da gizartearen karbono hondarrak murrizteko. Hemen energia berriztagarriak sartzen dira. Hondarrizko teilak egokitzea, geotermiko bero-sistemak erabiltea eta haize-energiaren teknologiak txikitasun mailan adopzioa diren adibideak dira, etxebizitzak energia lortzen eta erabilten dituzten modua aldatu dezaketen irudiak. Hala ere, energia berriztagarrien etxebizitza sektorean integrazioan erronka nagusi bat aurkitzen da energia sortuaren tartekotasunean dagoena. Eguzki energia gaua zehar erabilgarri ez da eta haize-energiak haizearen indarretik mendekatzen du. Herritarrek energia gutxien eskuratzen eta erabiltzen duten unean energia gehiago gordetzeko eta eskatzen den batean gehiegizko beharra dagoenean eta sortzea gutxi den unean aski den energia gordetzeko sistema termiko eta elektriko eraginkorra garatzeko oso garrantzitsua da. Helburu horrekin, lan hau gaur egungoan gurutzatu da, leho bat erabiliz energia gordetzeko sistema garatu da. Sistema honek beroa gordetzeko erabiliko den grava batekin beteko den biltegia du, eta horrek energia termikoa gordetzeko ardura izango du. Lan honetan energia gordetzeko sistemaaren garapeneko eta ekonomiagintzako ebaluazioa egingo da. Azterketa hori biltegiratze termikoa (TE) duten sistema fotovoltaikoen bideragarritasun ekonomikoa ebaluatzera bideratu zen, aldagai ugari kontuan hartuta. Funtsezko adierazleak aztertu ziren, hala nola Payback, Egungo Balio Garbia (VAN) eta Barne Itzulera Tasa (TIR) konfigurazio desberdinetarako. Aurkitu zen, oro har, sistema horietan egindako inbertsioa errentagarria dela, 3-6 urteko Paybacks eta VAN eta TIR positiboekin. Laburbilduz, TES duten sistema fotovoltaikoen finantza-bideragarritasuna babesten da, konfigurazio bakoitzaren eskalaren eta ezaugarri espezifikoen arabera errentagarritasunean aldaketak eginez. 15 • Almacenamiento térmico: almacenar energía en materiales que permitan retenerla y liberarla de manera controlada. • Supercondensadores: Almacena grandes cantidades de energía eléctrica en formas de cargas electrostáticas (sin reacciones químicas). Estos supercondensadores pueden ser cargados o descargado en segundos, siendo una opción idónea para necesidades puntas de potencia. • Volantes de inercia: Almacenaje en forma de energía cinética cuyo funcionamiento se basa en un disco al cual se la aplica energía para que comience a girar, y cuando se cesa de proporcionarle dicha energía es capaz de mantener su movimiento sin apenas rozamiento, pudiendo emplearse posteriormente. • Baterías: Almacena energía en compuestos químicos capaces de generar carga eléctrica, las cuales pueden generar respuestas muy rápidas. Cabe remarcar en este apartado las baterías de litio, las cuales poseen un elevado potencial electroquímico y puede acumular grandes cantidades de energía, siendo su gran problema el elevado coste de fabricación. • Pilas de combustible de hidrógeno: Almacenamiento químico continuo. La principal diferencia con las baterías es que abastece permanentemente la pila desde el exterior, permitiendo su uso constante. Existen otros tipos de pilas de combustible, pero las de hidrógeno son las más empleadas. En la Ilustración 4 previa se muestra las instalaciones de almacenamiento acumulativo de energía de diferentes países desde el año 2018 hasta 2040. Fuera de las técnicas de almacenamiento de energía nombradas anteriormente, las cuales son las que más importancia y relevancia tienen actualmente, existen otros tipos de almacenamiento en vías de desarrollo las cuales tienen un futuro prometedor. Ilustración 4. En la figura previa se muestra las instalaciones de almacenamiento acumulativo de energía de diferentes países desde el año 2018 hasta 2040. Fuente: BloombergNEF. 16 3. Estado del arte El método Power to Heat to Power es un método el cual consiste en convertir la electricidad en calor para posteriormente volver a ser transformada en electricidad. En el presente TFM se explicarán los diferentes métodos de almacenamiento térmico. 3.1 Almacenamiento térmico Los sistemas de almacenamiento de energía térmica (TES, por sus siglas en inglés, Thermal Energy Storage) representan una categoría tecnológica de singular importancia en el ámbito de la gestión y optimización de los recursos energéticos. Estos sistemas revisten una funcionalidad crítica al permitir la acumulación y posterior liberación de calor en una variedad de aplicaciones, lo que, a su vez, conduce a un aprovechamiento más eficiente y efectivo de la energía térmica. La trascendencia de los TES se manifiesta con especial énfasis en el contexto actual, caracterizado por la creciente transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles. Los TES operan en base a un principio fundamental: capturar el excedente de energía térmica cuando está disponible y restituirla en momentos de demanda, creando así un equilibrio en la oferta y la demanda de energía térmica. Este proceso se lleva a cabo mediante la utilización de materiales o fluidos capaces de retener y posteriormente liberar el calor en función de las necesidades del sistema. Existen diversas categorías de TES, cada una con características particulares: 3.1.1 Almacenamiento térmico sensible (STES) Los sistemas de almacenamiento de energía térmica (TES) sensibles son una categoría de tecnologías de TES Implica almacenar energía térmica en un medio, que no sufre un cambio de fase cuando se le agrega calor. La cantidad de energía que se puede almacenar dentro de un medio específico depende principalmente de la capacidad calorífica específica del material, la densidad de energía, la difusividad térmica, la masa, la conductividad térmica, el volumen específico, la estabilidad mecánica, el rango de temperatura de funcionamiento, la presión de vapor y la rentabilidad [6][7]. Principios Fundamentales de los TES Sensibles: En los sistemas de TES sensibles, el material de almacenamiento (que puede ser agua, rocas, arena, sales u otros materiales) actúa como un "depósito" para el calor. Cuando se desea almacenar energía térmica, se calienta el material mediante una fuente de calor externa, como la energía solar concentrada o la electricidad. Cuando se necesita utilizar la energía térmica almacenada, el material se enfría, liberando el calor almacenado para su uso. Fórmulas Relevantes: 1. Capacidad Térmica Específica (C): La capacidad térmica específica de un material (también conocida como calor específico) se refiere a la cantidad de calor que se necesita para elevar la temperatura de una unidad de masa del material en una unidad de temperatura (generalmente 17 Kelvin o grados Celsius). Se expresa en unidades de energía por unidad de masa y unidad de temperatura. La fórmula general es: Q = m ⋅ C ⋅ ΔT Donde: - Q es la cantidad de calor transferida (energía térmica). - m es la masa del material. - C es la capacidad térmica específica del material. - ΔT es el cambio de temperatura. Para el almacenamiento de energía térmica, se puede utilizar esta fórmula para calcular la cantidad de energía térmica almacenada o liberada al cambiar la temperatura del material de almacenamiento. 2. Eficiencia del Almacenamiento de Energía Térmica (η): La eficiencia de un sistema de TES mide qué tan bien se puede recuperar la energía térmica almacenada cuando se libera. Se calcula mediante la siguiente fórmula: 𝜂 = 𝐸𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝐸𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 Donde: - 𝐸𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 es la energía térmica recuperada del sistema. - 𝐸𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 es la energía térmica almacenada en el sistema. Una alta eficiencia es deseable para garantizar que la mayor parte de la energía almacenada sea útil cuando se libera. 3. Tiempo de Almacenamiento (τ): El tiempo de almacenamiento se refiere al período durante el cual la energía térmica se retiene en el material de almacenamiento antes de ser liberada. Este parámetro es esencial para determinar la capacidad de un sistema de TES para mantener la energía térmica durante períodos de baja demanda. Su cálculo puede depender de varios factores, como la tasa de pérdida de calor del material y la capacidad térmica del sistema. Los TES sensibles son ampliamente utilizados en aplicaciones como la calefacción y la refrigeración de edificios, así como en sistemas de energía solar concentrada. La elección del material de almacenamiento y el diseño del sistema juegan un papel crucial en su eficiencia y rendimiento general. Estos sistemas desempeñan un papel fundamental en la gestión de la energía térmica y son un componente esencial en la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y renovables. 18 3.1.2 Almacenamiento térmico de calor latente (LHTES) Los sistemas de almacenamiento de energía térmica (TES) latente son una categoría de tecnologías de TES que se basan en la transición de fase de un material para almacenar y liberar calor. A diferencia de los TES sensibles, donde la energía se almacena principalmente como un cambio en la temperatura, en los TES latente, la energía térmica se almacena y libera durante la fusión (cambio de fase sólido a líquido) o la solidificación (cambio de fase líquido a sólido) de un material. Profundicemos en los TES latente, incluyendo sus principios fundamentales y algunas fórmulas relevantes. Principios Fundamentales de los TES Latente: En los sistemas de TES latente, se utiliza un material de cambio de fase, como una sal o parafina, que tiene la propiedad de absorber y liberar grandes cantidades de energía térmica durante la transición de fase. Cuando el material se calienta y cambia de sólido a líquido (fusión), absorbe calor, almacenando energía. Cuando se enfría y cambia de líquido a sólido (solidificación), libera calor, liberando la energía almacenada. Esto permite una alta densidad de energía en comparación con los TES sensibles. Fórmulas Relevantes: 1. Cambio de Energía (Q): La cantidad de energía térmica absorbida o liberada durante la transición de fase se calcula utilizando la siguiente fórmula: 𝑄 = 𝑚 ⋅ ℎ Donde: - 𝑄 es la cantidad de energía térmica absorbida o liberada (en julios). - 𝑚 es la masa del material de cambio de fase (en kilogramos). - ℎ es la entalpía de fusión o solidificación del material (en julios por kilogramo). La entalpía de fusión (o solidificación) es una propiedad del material y representa la cantidad de energía requerida para cambiar una unidad de masa del material de sólido a líquido (o viceversa). 2. Eficiencia del Almacenamiento de Energía Térmica (η): La eficiencia de un sistema de TES latente mide qué tan bien se puede recuperar la energía térmica almacenada durante la transición de fase. Se calcula de manera similar a los TES sensibles: 19 𝜂 = 𝐸𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝐸𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 Donde: - 𝐸𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 es la energía térmica recuperada del sistema durante la transición de fase. - 𝐸𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 es la energía térmica absorbida durante la transición de fase. Una alta eficiencia es esencial para maximizar la utilidad de la energía almacenada. 3. Tiempo de Almacenamiento (τ): Al igual que en los TES sensibles, el tiempo de almacenamiento en los TES latente se refiere al período durante el cual la energía térmica se retiene en el material de cambio de fase antes de ser liberada. Su cálculo depende de varios factores, incluida la tasa de pérdida de calor del material y la capacidad de almacenamiento. Los TES latente se utilizan en diversas aplicaciones, como sistemas de energía solar concentrada, refrigeración de edificios, almacenamiento de energía eléctrica y procesos industriales que requieren una liberación controlada de calor. La alta densidad de energía y la eficiencia de almacenamiento hacen que los TES latente sean una opción atractiva para la gestión de la energía térmica en sistemas sostenibles y eficientes desde el punto de vista energético. 3.1.3 Almacenamiento termoquímico Los sistemas de almacenamiento de energía térmica (TES) químicos son una categoría de tecnologías de TES que utilizan reacciones químicas para almacenar y liberar energía térmica. A diferencia de los TES sensibles y latentes, que almacenan energía principalmente mediante cambios de temperatura o transiciones de fase, los TES químicos implican transformaciones químicas reversibles que involucran compuestos químicos específicos. Aquí se profundizará en los TES químicos, incluyendo sus principios fundamentales, aplicaciones y ejemplos de reacciones químicas utilizadas. Principios Fundamentales de los TES Químicos: Los sistemas de TES químicos aprovechan las reacciones químicas endotérmicas (absorben calor) y exotérmicas (liberan calor) para almacenar y liberar energía térmica. Estas reacciones químicas ocurren en un material de almacenamiento específico, que se carga con energía térmica durante la reacción endotérmica y se descarga cuando la reacción exotérmica es activada. La reversibilidad de estas reacciones es fundamental para la recarga y descarga repetidas del sistema. Ejemplos de Reacciones Químicas en TES: 20 1. Reacción de hidratación-deshidratación de sales: Un ejemplo común es la utilización de sales hidratadas, como el cloruro de calcio hexahidratado (CaCl2·6H2O). Durante la carga, la sal absorbe calor al deshidratarse (perdiendo sus moléculas de agua). Durante la descarga, la sal libera calor al hidratarse nuevamente (recuperando las moléculas de agua). 2. Reacciones redox: Algunos TES químicos utilizan reacciones redox (de reducción-oxidación) reversibles, como la reacción entre hierro y óxido de hierro (Fe/FeO), donde el hierro se oxida (absorbiendo calor) durante la carga y se reduce (liberando calor) durante la descarga. 3. Reacciones de cambio de fase químico: Algunos materiales orgánicos pueden experimentar cambios de fase químicos reversibles, como la cristalización/deshidratación de ácido tereftálico. Durante la carga, el material se cristaliza y absorbe calor, y durante la descarga, se deshidrata y libera calor. Aplicaciones de los TES Químicos: Los TES químicos se utilizan en una variedad de aplicaciones, incluyendo: 1. Generación de Energía: Se pueden aplicar en sistemas de generación de energía, como ciclos termodinámicos con almacenamiento químico, para proporcionar energía térmica cuando sea necesario. 2. Calefacción y Refrigeración: Los TES químicos se utilizan para sistemas de calefacción y refrigeración de edificios, almacenando calor o frío durante los períodos de bajo costo de energía y liberándolo cuando la demanda es alta. 3. Almacenamiento de Energía Solar: Los TES químicos son útiles en aplicaciones de energía solar concentrada, donde se utilizan para almacenar y liberar calor para generar electricidad de manera continua. 4. Aplicaciones Industriales: Se aplican en procesos industriales que requieren calor a temperaturas específicas, como la industria química y la metalurgia. 5. Movilidad Sostenible: En aplicaciones de movilidad sostenible, los TES químicos pueden utilizarse en sistemas de almacenamiento de calor para vehículos eléctricos o sistemas de calefacción y refrigeración de vehículos. 3.2 Materiales empleados en TES sensibles Los sistemas de almacenamiento de energía térmica (TES) sensibles utilizan una variedad de materiales como medios de almacenamiento para absorber y liberar calor mediante cambios de temperatura. Los materiales seleccionados deben tener propiedades específicas que les permitan funcionar de manera eficiente en aplicaciones de TES. A continuación, se mencionan algunos ejemplos de materiales comunes utilizados en TES sensibles: 1. Sales Fundidas: Las sales fundidas son uno de los medios de almacenamiento de calor más utilizados en TES sensibles. Estas sales tienen puntos de fusión y solidificación bien definidos, lo 21 que les permite absorber calor durante la fusión y liberarlo durante la solidificación. Ejemplos de sales fundidas incluyen el nitrato de sodio y el nitrato de potasio. 2. Agua: El agua es un excelente medio de almacenamiento de calor debido a su alta capacidad térmica y su amplio rango de temperaturas de operación. Se utiliza en sistemas de TES sensibles, como tanques de almacenamiento de agua caliente. 3. Piedras o Rocas: Las piedras o rocas pueden utilizarse como material de almacenamiento en sistemas de TES sensibles. Estos materiales tienen una alta capacidad térmica y pueden mantener el calor durante períodos prolongados. Se calientan durante el día y liberan calor durante la noche. Poseen precios muy bajos. 4. Fluidos Térmicos: Los fluidos térmicos, como aceites minerales, aceite de transferencia de calor o glicol, se utilizan en sistemas de TES sensibles para transportar calor desde el colector de calor (por ejemplo, paneles solares) hasta el medio de almacenamiento. 5. Materiales de Almacenamiento de Aire Caliente: En algunos sistemas de TES sensibles, el aire caliente se utiliza como medio de almacenamiento. Durante la carga, se calienta el aire y se almacena en un contenedor aislado. Luego, el aire se libera y se utiliza para generar energía térmica cuando es necesario. 6. Cerámicas y Materiales de Alta Conductividad Térmica: Algunos materiales cerámicos y compuestos con alta conductividad térmica se utilizan para mejorar la transferencia de calor en sistemas de TES sensibles, lo que aumenta su eficiencia. La elección del material de almacenamiento depende de factores como la temperatura de operación, la capacidad de almacenamiento de calor, la eficiencia y la durabilidad requerida para una aplicación específica. Cada material tiene sus propias ventajas y limitaciones. 3.3 Análisis del estado actual Entre las tres opciones, la de calor sensible es la tecnología actualmente más madura, siendo la más utilizada a gran escala. Los materiales empleados en este método normalmente son sales fundidas [9] debido a sus propiedades favorables para la transferencia de calor. No obstante, cuentan con inconvenientes, ya que, tienen limitada la temperatura máxima de operación debido a la descomposición de las sales fundidas a altas temperaturas. Entre las diferentes alternativas, los materiales granulares como la arena o rocas son ampliamente empleados debido a su bajo coste. Dependiendo del tamaño del material granular sólido del sistema TES y de la velocidad del fluido de trabajo, se pueden dar varias configuraciones de operación. Para velocidades del fluido (U) inferiores a la velocidad de mínima fluidización (Umf) del material granular, el fluido percolará entre los sólidos en los procesos de carga y descarga, permaneciendo los sólidos estáticos en el proceso. Por lo tanto, los procesos de carga y descarga en este caso se producirán secuencialmente, contando con un alto grado de segregación térmica en el sistema TES, que contará con una zona de temperatura alta (TA) y otra de baja (TB) separados por una termoclina que se desplaza y crece a medida que el proceso de carga o descarga progresa, como puede verse en la Ilustración 5. 22 Sin embargo, velocidades del fluido por encima de la velocidad de mínima fluidización producen la fluidización de los sólidos, generándose burbujas de fluido en el interior del lecho que contribuyen a producir altas tasas de mezclado de los sólidos que ocasionan la homogeneización de la temperatura en todo el sistema. Por lo tanto, la temperatura del sistema TES presentará un valor intermedio (Ti) entre la temperatura alta y la baja, tal como se observa en la Ilustración 5. Un trabajo previo realizado mediante simulaciones CFD del proceso de descarga de un sistema TES con material granular y empleando CO2 supercrítico como fluido de trabajo [10] demostró que, para aplicaciones de recuperación de energía de un sistema TES, la configuración de lecho fijo es más ventajosa que el régimen de lecho fluidizado, desde un punto de vista exergético, para maximizar la eficiencia del ciclo termodinámico y, por lo tanto, también la eficiencia global de la planta de energía solar. En cambio, el régimen de lecho fijo limita la velocidad del fluido por debajo de la velocidad de mínima fluidización de las partículas sólidas que conforman el material granular, limitando de este modo el gasto másico de fluido. Por lo tanto, se propone un diseño novedoso para operar el lecho de partículas sólidas en un régimen de lecho fijo incluso a altas velocidades del fluido. La solución propuesta consiste en confinar el material granular mecánicamente entre dos distribuidores que permiten la circulación del fluido evitando el movimiento de los sólidos, la fluidización de las partículas y por tanto el mezclado característico de los lechos fluidizados. De este modo, el lecho confinado podría operar a alta velocidad con segregación térmica en el interior del lecho, contando con la zona de alta y baja temperatura separadas por la termoclina, tal como se observa en la Ilustración 5, lo que permitiría maximizar la exergía del fluido de trabajo a la salida del sistema TES. Ilustración 5. Configuraciones de funcionamiento del sistema TES basado en material granular. Referencia [9] 23 El crecimiento de la energía renovable requiere un almacenamiento eléctrico flexible, de bajo costo y eficiente para equilibrar el desajuste entre la oferta y la demanda de energía [11]. Cada una de las diferentes tecnologías EES (de sus siglas en inglés Electrical Energy Storage) se basa en diferentes principios físicos y, por lo tanto, tienen diferentes indicadores de rendimiento característicos, como relaciones potencia-capacidad, tiempos de respuesta de carga y descarga, diferentes relaciones energía/potencia-volumen y diferentes costos específicos por kW y por kWh[12]. Debido a estas diferencias, cada tecnología EES tiene un nicho de aplicación que se adapta mejor a ella, y varios nichos ya han encontrado su EES más adecuado. El requisito de utilizar un medio de almacenamiento económico llamó la atención sobre conceptos de almacenamiento alternativos, aunque en la mayoría de los casos las eficiencias no son comparables con las que ofrecen las baterías. Una de las tecnologías que más está llamando la atención es el grupo de tecnología llamado Baterías de Carnot. Baterías de Carnot: Como ya se ha comentado, el crecimiento de las energías renovables está ligado a la necesidad de mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico. Este problema puede enfocarse desde diferentes ángulos, tanto desde el lado de la demanda como en el da la producción. Aumentar la capacidad de almacenamiento de energía en las redes una estrategia comprobada, estando algunos métodos de almacenaje fácilmente explotables casi agotados (hidroeléctrica por bombeo). En los próximos años se prevé un gran aumento de energías como la fotovoltaica, la cual tiene su producción enfocada en las horas centrales del día. Por ello se necesitará una flota de almacenamiento que pueda cargar a potencia nominal durante varias horas al día, para de esta manera trasladar cantidades masivas de energía de las horas de mayor producción a otro instante. En otras palabras, se requerirán de sistemas a escala de red, enfocados a la larga duración (4-8 horas). En este contexto, las relaciones potencia-capacidad requeridas serás muy bajas, por lo que se descartan tecnologías como las basadas en baterías químicas de litio. Esto hace que entren en juego tecnologías emergentes, siendo una de las que más están llamando la atención las Baterías de Carnot. 24 Una batería de Carnot es un sistema utilizado principalmente para almacenar energía eléctrica. En una batería de Carnot, la energía eléctrica (entrada) se utiliza para establecer una diferencia de temperatura entre dos ambientes, los depósitos de baja temperatura (LT) y alta temperatura (HT) como se muestra en la Ilustración 6. De esta manera, el almacenamiento se carga y la energía eléctrica se almacena como energía térmica. A medida que el calor fluye contra el gradiente térmico, se gasta trabajo para cargar el almacenamiento. En la fase de descarga, la exergía térmica se descarga permitiendo que el calor fluya desde el depósito HT al depósito LT. El flujo de calor alimenta un motor térmico (HE) que lo convierte en trabajo y descarga el calor residual en el depósito de LT. De esta manera, se recupera una fracción del aporte eléctrico. Así, cuando la demanda se encuentra por encima de la cantidad de energía producida, la batería de Carnot entra en funcionamiento para cubrir la demanda faltante. Estas baterías almacenan energía eléctrica como energía térmica, la cual será recuperada durante la descarga. La carga puede efectuarse con diferentes tecnologías de calefacción, mientras que la descarga puede realizarse con diferentes tecnologías de motores térmicos. Dado que las baterías de Carnot se basan en bombas de calor y motores térmicos, se componen de bombas, compresores, expansores, turbinas e intercambiadores de calor, que son todos componentes que pueden ampliarse fácilmente. Estas baterías pueden tener rendimientos más bajos que otras tecnologías, pero cuentan con independencia geográfica (no requieren de depósitos o cuevas). Esta independencia geográfica se debe a que alas baterías de Carnot acumulan la energía en forma de calor y no de presión (puede requerir de una pequeña presurización), permitiendo que cualquier ubicación pueda ser fácilmente explotada. Pese a estar volviéndose cada vez más popular, tiene el nivel de disponibilidad tecnológico (TRL) más bajo entre las tecnologías EES, siendo su potencial tecnológico real poco claro. Ilustración 6. Sistema esquematizado de carga y descarga de un sistema termomecánico.[23] 31 6. METODOLOGÍA La metodología empleada en este Trabajo de Fin de Máster se erige como el cimiento sobre el cual se construye una investigación rigurosa y un análisis exhaustivo de un STES basado en grava. Esta sección revela el enfoque y los procedimientos que guiarán la realización de la investigación, permitiendo una evaluación crítica de la viabilidad, eficiencia y potencial de esta tecnología innovadora. El proceso metodológico abordará aspectos clave, desde la recopilación de datos experimentales hasta el análisis numérico y la evaluación económica. A través de la implementación de un prototipo y la utilización de herramientas de simulación, se explorará el rendimiento de este sistema en situaciones diversas y se cuantificarán los impactos en términos de ahorro energético y costos. A través de la metodología descrita en esta sección, se busca abrir la puerta a una comprensión más profunda de los sistemas de almacenamiento de energía térmica sensible basados en grava, sentando las bases para un mayor progreso significativo en la transición hacia una energía más sostenible y eficiente. 6.1 Pasos seguidos En el proceso metodológico, se han seguido una serie de pasos esenciales para llevar a cabo la investigación de manera rigurosa. Estos pasos incluyen: 1. Recopilación de Información: Se realizó una exhaustiva búsqueda de información relevante sobre el sistema de almacenamiento de energía térmica (TES) basado en lecho de rocas. Esto incluyó revisar literatura científica, informes técnicos y estudios previos relacionados con el tema. 2. Recogida de Datos: Se recolectaron datos fundamentales utilizando las herramientas previamente mencionadas, como PvGis y la base de datos de consumos de Castilla y León. Estos datos proporcionaron información valiosa sobre la producción fotovoltaica, la demanda y otros parámetros clave. 3. Configuración de Software: Se empleó Microsoft Excel para configurar un software personalizado que permitiera dimensionar los recursos necesarios para la instalación fotovoltaica y el TES de acuerdo con los requisitos de demanda, capacidad y potencia deseados. 4. Análisis de Perfiles de Consumo y Producción: Se llevaron a cabo análisis detallados de los perfiles de consumo de energía y producción fotovoltaica. Esto incluyó el estudio de la variación energética del almacenamiento por horas a lo largo de cada día del año en la ubicación del prototipo. 5. Cálculo de Saldos Mensuales: Se calcularon los saldos mensuales que resultaron de la compra de energía debido a la insuficiencia del almacenamiento y las ganancias derivadas de la retribución económica por el excedente fotovoltaico. 6. Estudio Financiero: Se llevó a cabo un análisis financiero exhaustivo que incluyó el cálculo de indicadores clave como el Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno 32 (TIR) y el período de recuperación (Payback). Este análisis se realizó en un horizonte temporal de veinticinco años para evaluar la viabilidad económica del proyecto. 6.2 Herramientas y software utilizado Se ha empleado como herramienta de simulación de producción fotovoltaica el programa PvGis, con el cual se ha generado una simulación de la producción diaria de un año entero hora por hora en la ubicación del prototipo en Villarcayo de Merindad de Castilla La Vieja, información con la cual posteriormente se ha obtenido un día tipo de producción para cada mes del año, obteniendo resultados muy concretos. También se ha utilizado la base de datos de consumos de Castilla y León para obtener la demanda y hacer un día tipo para cada mes del año. Esta información ha sido comparada con la producción obtenida en PvGis para de esta manera saber los excesos de producción. Toda la información obtenida se trasladó a Excel para poder manejar todos los campos de datos y obtener tablas y gráficos con los que sea más fácil contrastar los datos. En la ejecución de este estudio, se han empleado diversas herramientas y software para llevar a cabo un exhaustivo análisis. Estas herramientas se han seleccionado estratégicamente con el objetivo de garantizar una investigación sólida y la obtención de resultados precisos. Una de las herramientas fundamentales utilizadas ha sido el programa PvGis, reconocido por su capacidad para simular la producción fotovoltaica con gran precisión. Con PvGis, se ha llevado a cabo una simulación detallada de la producción diaria de energía fotovoltaica a lo largo de todo un año, a nivel horario. Este enfoque minucioso ha permitido la generación de perfiles de producción altamente específicos para cada hora de cada día, lo que constituye una valiosa fuente de datos para el análisis. Además, se ha recurrido a la base de datos de consumos de energía de la región de Castilla y León. Esta base de datos ha servido como fuente para obtener información sobre la demanda de energía eléctrica en la zona de estudio. Mediante este recurso, se ha construido un perfil de demanda típico para cada mes del año, información crucial para poder evaluar junto a el perfil de producción fotovoltaica los excedentes de energía que se generarán. La etapa de análisis y procesamiento de datos se ha realizado principalmente en la plataforma de Microsoft Excel. Esta herramienta ha sido fundamental para la manipulación de los datos obtenidos, permitiendo la creación de tablas y gráficos que facilitan la comparación y contraste de la información recopilada. 6.3 Consideraciones climáticas y estacionales En el desarrollo de este estudio, es crucial tener en cuenta las condiciones climáticas y estacionales de la ubicación del prototipo en Villarcayo de Merindad de Castilla la Vieja, una localidad al norte de la provincia de Burgos, España. Estas consideraciones son esenciales para comprender la dinámica de producción y demanda de energía en la región, así como para evaluar 33 la viabilidad y eficiencia del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible basado en grava. 1. Variabilidad Estacional: Villarcayo de Merindad de Castilla La Vieja experimenta cambios estacionales significativos en términos de temperatura y condiciones climáticas. Los inviernos pueden ser fríos, con temperaturas bajo cero, mientras que los veranos tienden a ser más cálidos. Esta variabilidad estacional tiene un impacto directo en la demanda de energía, ya que la necesidad de calefacción en invierno contrasta con la demanda de refrigeración en verano. Estas fluctuaciones estacionales deben ser consideradas al evaluar la capacidad del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible para satisfacer la demanda en diferentes momentos del año. 2. Disponibilidad Solar: La radiación solar también varía a lo largo del año en esta región. Los meses de verano tienden a tener una mayor cantidad de horas de sol y una radiación solar más intensa en comparación con los meses de invierno. Esta variabilidad estacional de la radiación solar impactará directamente en la producción fotovoltaica y, por lo tanto, en la cantidad de energía disponible para el almacenamiento. 3. Perfil de Demanda: La demanda de energía eléctrica en la localidad de Villarcayo de Merindad de Castilla la Vieja puede estar influenciada por factores estacionales, como el aumento de la población durante las vacaciones de verano o la mayor necesidad de calefacción en invierno. Comprender estos patrones de demanda estacionales es fundamental para evaluar la capacidad del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible para cubrir picos de demanda en momentos específicos del año. 4. Eficiencia Estacional: Dado que las condiciones estacionales pueden afectar la eficiencia y el rendimiento del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible, es importante evaluar cómo se comporta en diferentes momentos del año. Esto implica considerar la capacidad de carga y descarga en función de las temperaturas ambiente y los requerimientos de demanda. 6.4 Parámetros variables Este proyecto está ubicádo en lá locálidád de Vi llárcáyo de Merindád de Cástillá lá Viejá, Espán á y evaluará diferentes situaciones, variando para ello 3 parámetros fundamentales: número de módulos solares, capacidad de almacenaje y potencia del almacenaje. Se estudiarán tres diferentes casos para cada uno de los parámetros: 6.4.1 Módulos En cuanto a los módulos solares, se contempla un análisis pormenorizado que abarcará tres escenarios distintos, cada uno de ellos diseñado para cumplir con un porcentaje específico de la demanda eléctrica durante el mes de agosto. Este mes se selecciona estratégicamente debido a que representa el punto álgido de consumo eléctrico a lo largo del año, impulsado por un notable aumento de población durante dicho período. 34 Los módulos solares en consideración cuentan con una superficie de 1,93 metros cuadrados y una eficiencia del 22,80%. Cada unidad posee un valor unitario de 350,00€, lo que influye significativamente en el desembolso económico necesario para cada escenario de estudio. Para ilustrar estas configuraciones en detalle: 1. Caso del 80%: En esta instancia, se requiere un conjunto de 69.595 paneles solares para atender el 80% de la demanda durante el mes de agosto. 2. Caso del 60%: Este escenario contempla la instalación de 52.196 paneles solares con el objetivo de satisfacer el 60% de la demanda de agosto. 3. Caso del 30%: Para cumplir con el 30% de la demanda en este escenario, se requieren 26.098 paneles solares. Estos datos y configuraciones representan un análisis detenido de las necesidades y costos asociados con la instalación de paneles solares en los diferentes escenarios de cobertura de demanda, contribuyendo de manera significativa a la comprensión de la viabilidad económica y operativa de este TES. 6.4.2 Capacidad TES Los tres casos de estudio han sido cuidadosamente seleccionados con el objetivo de abarcar un rango representativo de capacidades de almacenamiento de energía térmica sensible (STES). Estas capacidades específicas son de 10MW, 20MW y 30MW, y su elección está respaldada por un análisis detenido que busca obtener resultados significativos y aplicables en el contexto del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible basado en grava. La razón detrás de la elección de estas capacidades radica en un equilibrio estratégico. Por un lado, se ha considerado que capacidades por encima de los 30MW no proporcionarían mejoras significativas en el rendimiento del sistema STES en cuestión. Esto se debe a que, a medida que se incrementa la capacidad de almacenamiento más allá de este umbral, los beneficios adicionales en términos de cobertura de picos de demanda tienden a ser marginales. Por lo tanto, para optimizar la eficiencia y la rentabilidad, se ha establecido este límite superior. Por otro lado, se ha tenido en cuenta que capacidades por debajo de los 10MW resultarían insuficientes para abordar de manera efectiva los momentos de mayor demanda energética. Estos casos de estudio con capacidades menores no lograrían cubrir de manera significativa los picos de consumo, lo que limitaría su aplicabilidad práctica y su impacto en la eficiencia energética. Así, los tres casos de estudio seleccionados representan un conjunto integral que abarca desde una capacidad moderada hasta una capacidad máxima efectiva, proporcionando una perspectiva completa de las capacidades del STES basado en grava en diferentes escenarios. Esta variedad de capacidades permitirá una evaluación exhaustiva de su rendimiento y viabilidad en diversas situaciones, garantizando que los resultados obtenidos sean aplicables y significativos tanto a nivel local como global en la búsqueda de soluciones más sostenibles y eficientes en el ámbito de la energía térmica sensible. 35 6.4.3 Potencia TES En el ámbito de la potencia del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible (STES), se llevará a cabo un análisis minucioso que abarcará una gama de capacidades específicas cuidadosamente seleccionadas para ofrecer una comprensión integral de su impacto y eficacia en el contexto de esta tecnología innovadora. Los casos de estudio que se explorarán en términos de potencia del STES son los siguientes: 2500kW, 5000kW y 7500kW. Estas capacidades han sido elegidas estratégicamente con el objetivo de capturar una visión completa de las capacidades de potencia del sistema, y esta elección se basa en consideraciones técnicas y prácticas fundamentales. En primer lugar, se ha observado que, a medida que la potencia del STES aumenta más allá de los 7500kW, los cambios en su rendimiento y eficiencia tienden a ser marginales. En otras palabras, las mejoras adicionales en términos de la capacidad para cubrir la demanda se vuelven cada vez menos significativas a medida que se aumenta la potencia. Por lo tanto, se ha considerado que los casos seleccionados ofrecen un rango representativo que permite abordar eficazmente los requisitos de potencia sin entrar en regiones de retornos decrecientes. Por otro lado, capacidades de potencia por debajo de los 2500kW se han descartado debido a que no serían capaces de satisfacer de manera efectiva la demanda energética en momentos críticos. Estos casos de menor potencia resultarían insuficientes para cubrir adecuadamente los picos de consumo, lo que limitaría su utilidad y eficacia en la aplicación práctica. En resumen, la elección de los casos de estudio de potencia del STES busca proporcionar una evaluación completa y significativa de su rendimiento en diversas situaciones, desde una capacidad moderada hasta una capacidad máxima efectiva. Esto asegura que los resultados obtenidos tengan relevancia tanto a nivel local como global en el contexto de la búsqueda de soluciones energéticas más eficientes y sostenibles. 36 7. DESCRIPCION Y ANALISIS DE LOS RESULTADOS En esta sección, se expondrán y examinarán en detalle los resultados derivados de las simulaciones previamente definidas en la sección 6.4. La metodología aplicada ha involucrado la variación de las tres variables fundamentales identificadas en la sección 6.1, con el propósito de analizar la influencia que ejercen sobre el (TES). Se llevará a cabo un análisis exhaustivo para determinar si el aumento o la disminución de estas variables tienen un impacto significativo en el rendimiento del sistema de almacenamiento. Los resultados se describirán y comentarán de manera detallada en las secciones subsiguientes. Este análisis proporcionará una comprensión sólida de cómo estas variables fundamentales afectan el TES y servirá como base para la evaluación crítica de su eficiencia y viabilidad. 37 7.1 Perfil producción y consumo Como ya se comentó anteriormente, el mes que se ha tomado de referencia para cubrir un porcentaje de su demanda de manera fotovoltaica ha sido el mes de agosto por ser el mes con mayor demanda de todo el año debido al aumento de la población en este mes. En Ilustración 9, Ilustración 10 e Ilustración 11 se muestran los perfiles de producción y consumo para un 80%, 60% y 30% de la demanda. Estos perfiles proporcionan una visión clara de la variación en la generación fotovoltaica y el consumo eléctrico en estos escenarios. Ilustración 9. Perfil producción y consumo de agosto, cubriendo el 80% de la demanda. Ilustración 10. Perfil producción y consumo de agosto, cubriendo el 60% de la demanda. 38 El análisis del perfil de consumo revela patrones distintivos en la demanda eléctrica a lo largo del día: 1. Inicio del Día: El perfil de consumo muestra una disminución en las primeras horas del día, alcanzando su punto más bajo alrededor de las 5:00 de la mañana. Esta reducción inicial en la demanda eléctrica puede atribuirse a la disminución de actividades durante la noche y a la menor necesidad de iluminación y electrodomésticos en funcionamiento en ese momento. 2. Crecimiento a Mediodía: A partir de las primeras horas de la mañana, la demanda comienza a aumentar gradualmente, pero el crecimiento se vuelve más pronunciado hacia el mediodía. El pico máximo de demanda se alcanza aproximadamente entre las 14:00 y las 15:00. Este aumento puede explicarse por la actividad diurna, que incluye la operación de empresas, fábricas y la mayoría de los dispositivos eléctricos en uso. 3. Descenso Tardío: Después del pico de mediodía, la demanda comienza a disminuir gradualmente, pero no de manera tan pronunciada como en las primeras horas de la mañana. Esto sugiere que las actividades continúan durante la tarde, aunque a un ritmo más lento que al mediodía. 4. Segundo Pico Nocturno: El perfil de consumo muestra un segundo pico de demanda alrededor de las 22:00. Este aumento nocturno podría estar relacionado con actividades adicionales que ocurren en el hogar durante la noche, como la cocción de alimentos y el uso de dispositivos electrónicos. 5. Ciclo Repetitivo: Estos patrones de crecimiento y disminución en la demanda se repiten a lo largo del día, formando un ciclo recurrente. Este ciclo destaca la necesidad de adaptar la generación y el almacenamiento de energía para satisfacer las demandas cambiantes a lo largo del día. En resumen, el perfil de consumo eléctrico muestra una dinámica que refleja las actividades diarias y las variaciones en la necesidad de energía eléctrica a lo largo del día y la noche. Ilustración 11. Perfil producción y consumo de agosto, cubriendo el 30% de la demanda. 39 Estos perfiles son esenciales para la planificación y dimensionamiento adecuado del sistema de almacenamiento de energía. Ayudan a determinar la capacidad de almacenamiento requerida para garantizar que se pueda cubrir la demanda en todos los escenarios, especialmente en momentos críticos. Este ensayo demuestra que, a medida que se intenta cubrir un mayor porcentaje de la demanda con energía solar, se acerca más a la producción, pero aún existen momentos en los que se necesita energía adicional, lo cual resalta la necesidad de un sistema de almacenamiento de energía efectivo para aprovechar al máximo la generación solar excedente durante el día y utilizarla para satisfacer la demanda en las horas nocturnas. El perfil de consumo es repetitivo a lo largo del año, para ello se mostrarán los perfiles de consumo de febrero y octubre (meses elegidos al azar) con la Ilustración 12 e Ilustración 13 respectivamente para comprobar su veracidad. Ilustración 12. Perfil consumo febrero. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00:00 kW Horas Perfil consumo febrero CONSUMO (kW) 40 Ilustración 13. Perfil consumo octubre. Es evidente que estos patrones de consumo presentan una estabilidad a lo largo de todo el año, con fluctuaciones mínimas en su comportamiento. La observación de estas tendencias constantes proporciona una base sólida para la planificación y optimización de sistemas de energía renovable y almacenamiento en la región. Como se comentó en el apartado 6.1.1 el cubrir el 80% de la demanda equivale a 69.595 módulos solares, el 60% a 52.196 y el 30% a 26.098. Cubrir el 80% de la demanda en agosto, siendo este el mes con mayor demanda supone que los meses con una menor demanda tengan energía sobrante, la cual acabará llenando el TES y tendrá que ser volcada a la red, por la cual se recibirá una compensación económica, la cual ha sido establecida en 0,13 €/kW. Esta cifra ha sido obtenida mediante el promedio de precios que ofrecen las principales compañías eléctricas al volcar los excedentes eléctricos a su red. A continuación, se mostrará en la Ilustración 14, Ilustración 15 e Ilustración 16 los perfiles de producción y consumo de todo el año en función de 69.595, 52.196 y 26.098 módulos solares: 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00:00 kW Horas Perfil consumo octubre CONSUMO (kW) 47 contraste, en escenarios con una potencia más reducida, se observarían pendientes más suaves debido a que el sistema de almacenamiento no tendría la capacidad suficiente para atender esos puntos críticos de la demanda. Es relevante destacar que, en situaciones en las que se alcance la potencia máxima y aún quede excedente, esta energía no se desperdicia, sino que se vende a la red. Esta consideración cobra importancia, ya que, en los casos de menor potencia, donde el TES se llena a un ritmo más pausado, ese excedente se convierte en un ingreso adicional. En contraste, en los casos de mayor potencia, donde se puede destinar más energía al llenado del almacenamiento térmico, una vez que este se satura, toda la energía restante se vierte directamente a la red. Estas observaciones subrayan la importancia de optimizar la potencia del sistema en función de las condiciones y los objetivos específicos, considerando tanto la eficiencia del TES como las oportunidades de ingresos adicionales mediante la venta de excedentes a la red eléctrica. Con este almacenamiento de 69.595 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento, se aprecia que en todos los casos se pueden cubrir los picos principales de la demanda, en los que el precio de la electricidad es mayor, lo cual supone un ahorro energético notorio. Es posible cuestionar si estos prototipos pudieran estar sobredimensionados, dado que el TES alcanza su capacidad máxima de almacenamiento durante un extenso período de horas diarias. 48 Ilustración 21. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. Ilustración 20. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. • 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y variando la potencia: 49 Ilustración 22. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. Estos escenarios se asemejarían a los previos (69.595 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento, variando la potencia), pero debido a la menor capacidad de almacenamiento de este TES, alcanzaría su máxima capacidad más temprano y comenzaría a vender el excedente a la red con mayor anticipación. Esta situación implicaría una mayor cantidad de ingresos, pero, al tener menos capacidad de almacenamiento, requeriría utilizar energía de fuentes externas antes de lo previsto, lo que resultaría en costos adicionales. Ambos casos continuarían cubriendo los picos de demanda al mediodía y a las 10 de la noche, por lo que se requerirá un análisis posterior para determinar cuál de ellos sería más viable. 50 • 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y variando la potencia: Ilustración 24. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. Ilustración 23. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. 51 Ilustración 25. Carga y descarga TES con 69.595 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. Este escenario se asemejaría al caso anterior, pero con una capacidad de almacenamiento significativamente reducida, lo que daría lugar a una mayor acentuación de las características y diferencias en su funcionamiento. La disminución en la capacidad de almacenamiento tendría un impacto notable en la dinámica del sistema, generando variaciones más pronunciadas. La principal diferencia con los casos anteriores sería que, debido a la limitada capacidad de almacenamiento, en varios no llegaría a cubrir casos las horas de la zona pico de la noche, teniendo que extraer electricidad de la red a las horas más caras del día. 52 Se pasará a representar los casos con 52.196 placas fotovoltaicas en las ilustraciones siguientes: Ilustración 27, Ilustración 26, Ilustración 29, Ilustración 28, Ilustración 30, Ilustración 31, Ilustración 33, Ilustración 32 y la Ilustración 34. Ilustración 27. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. Ilustración 26. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. • 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y variando la potencia: 53 En estos escenarios, se obtiene un perfil de funcionamiento de gran similitud con el observado en el caso de 69.595 paneles, siendo la principal diferencia el mes de agosto, el cual no logra alcanzar su capacidad máxima de llenado en ningún momento del día. La potencia, como factor determinante, muestra efectos notables en los resultados obtenidos, con notorias diferencias entre las configuraciones. Estas diferencias se acentúan especialmente en los meses con menor irradiación solar, donde la variación de potencia se traduce en llenados más parciales de los sistemas de almacenamiento de energía térmica sensible. En el extremo de la menor potencia, se llega al escenario en el que el almacenamiento no alcanza su capacidad máxima en ningún momento En los meses de mayo (mes con buena producción solar, pero con poca demanda) el sistema de almacenaje no termina por descargarse en ningún punto del día. Ilustración 28. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 30MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. 54 • 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y variando la potencia: Ilustración 29. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. Ilustración 30. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. 55 Gran similitud al caso anterior el cual contaba con un mayor almacenamiento, pero obteniendo gráficos más achatados debido a la capacidad más reducida de almacenamiento. Es importante resaltar que, aun contando con una capacidad menor, cubre las horas donde la energía se establece entre los puntos más caros del día. Ilustración 31. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. 56 Ilustración 32. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 7500 kW de potencia. Ilustración 33. Carga y descarga TES con 52.196 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 5000 kW de potencia. • 52.196 módulos, 20MWh de capacidad de almacenamiento y variando la potencia: 63 Este prototipo, caracterizado por tener el menor número de módulos y la capacidad de almacenamiento más limitada, se posiciona como el modelo de estudio que cubre la menor parte de la demanda energética mediante la combinación de TES y paneles solares. Sin embargo, esta limitación en sus parámetros se traduce en una mayor eficiencia en términos económicos. Esto se debe a que, en los casos previamente analizados con capacidades mayores, la mayoría de las veces no se alcanzaba a llenar el TES por completo, lo que resultaba en un desembolso inicial significativo para un recurso que apenas se usa. Desde una perspectiva económica, esta configuración con menor capacidad de almacenamiento podría considerarse la más rentable. Dentro del conjunto de casos analizados, todos con una capacidad de almacenamiento de 10 MWh y 26,098 paneles, la opción de menor potencia podría ser evaluada como una de las más atractivas. Esto se debe a que las diferencias observadas con respecto a los casos de mayor potencia son mínimas. El TES es capaz de satisfacer la demanda energética durante las horas pico del mediodía, cuando la electricidad alcanza su precio más alto en el mercado. Sin embargo, es insuficiente en la mayoría de los casos para abastecer la demanda durante las horas pico nocturnas. Esta situación plantea una oportunidad para optimizar aún más la configuración del sistema, buscando un equilibrio entre la capacidad de almacenamiento y la potencia de carga y descarga. Ilustración 43. Carga y descarga TES con 26.098 módulos, 10MWh de capacidad de almacenamiento y 2500 kW de potencia. 64 7.3 Análisis energético y económico El análisis económico de este estudio representa un paso fundamental en la evaluación de los distintos prototipos estudiados. Tras detallar los perfiles de consumo y los procesos de carga y descarga de cada configuración, se procederá a desglosar el análisis económico en tres enfoques clave: el sistema conjunto de módulos solares y TES, los módulos solares de forma independiente y el TES por separado. En la evaluación del sistema completo, se considerarán los ahorros generados tanto por la venta de excedentes de energía como por la retención y posterior utilización de energía no demandada a través del TES. Este enfoque permitirá comprender la sinergia entre los componentes del sistema y cómo contribuyen al rendimiento global y la eficiencia económica. Cuando se analicen únicamente los paneles solares, se tendrá en cuenta la energía generada exclusivamente por ellos y no suministrada desde la red, así como los ingresos obtenidos por la venta de excedentes. Este enfoque permitirá evaluar la eficacia de los paneles solares como generadores de energía y su impacto en la factura energética. Por último, al examinar el TES de manera independiente, se considerarán los ahorros y beneficios adicionales derivados de la implementación de este sistema de almacenamiento en combinación con los paneles solares. Esto incluirá el aprovechamiento de la energía térmica almacenada y su contribución a la eficiencia energética general de la instalación. Para todos estos análisis, se emplearán numerosas tablas enlazadas que otorgarán resultados precisos de los pagos y retribuciones obtenidos en cada mes, como se muestra en el siguiente ejemplo, en la Ilustración 44. Han sido empleados los siguientes precios de la electricidad: • Pico (10:00-14:00 y 18:00-22:00): 0,21 €/kWh. • Llano (8:00-10:00, 14:00-18:00 y 22:00-24:00): 0,16 €/kWh. • Valle (00:00-8:00): 0,13 €/kWh. Ilustración 44. Ejemplo de retribuciones menos pagos anual, en el caso de 52.196 módulos, 30 MWh y 7500kW. 65 El precio establecido como retribución de los excedentes energéticos ha sido 0,13 €/kWh. Este dato se ha realizado mediante el promedio que ofrecen las principales empresas del mercado. Para determinar qué sistema es más rentable, se analizarán tres factores clave: Payback, Tasa Interna de Retorno y el Valor Actual Neto. Pero antes de realizar este análisis en necesario conocer los datos de los precios de los elementos: 1. Módulos solares: Como ya se comentó en un apartado anterior, los paneles fotovoltaicos tienen un precio unitario de 350,00€. 2. Compresor: contará con un precio de 2035(𝑋 10)0.6, [18] siendo X el número de MW de la potencia de entrada (en este proyecto, la potencia de entrada y la de salida es la misma). Las opciones disponibles serán 7.5, 5 y 2.5 MW. 3. Turbina: Supondrá un coste de 1002 ∗ 3 ∗ ( 𝑥 10)13 ⁄, [18] siendo X el número de MW de la potencia de salida (7.5, 5 y 2.5 MW). 4. Grava: Su precio variará en función de la fórmula: 8( 𝑥 1000), [18] siendo X la masa en toneladas. 5. Tanque de almacenaje: El desembolso a realizar será: 563 + 0.22 ∗ 𝑥, [18], siendo X el volumen del tanque en metros cúbicos. Dicho volumen será el necesario para cubrir toda la grava que se requiera. Dependiendo del modelo seleccionado, los costos de sus componentes experimentarán variaciones significativas. Antes de realizar el análisis económico, se mostrarán a continuación los ahorros energéticos que se consiguen con los diferentes modelos en las tablas Tablas 1, Tablas 2 y Tablas 3. Para un mejor entendimiento visual, se empleará una escala de colores, que van desde el mejor caso en color verde más oscuro, al peor caso, el cual sería rojo oscuro. Ahorro energético de la red [kW] 69595 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 19677841 23177156 24362960 5000 [kW] 19677841 23327841 26283528 7500 [kW] 19677841 23327841 26354038 Tablas 1. Ahorro energético 69595 paneles. 66 Tablas 2. Ahorro energético 52196 paneles. Tablas 3. Ahorro energético de la red 26098 paneles Como era de anticipar, los mayores ahorros energéticos se manifiestan en aquellos casos que poseen tanto un mayor número de paneles solares como una capacidad de almacenaje más amplia. Por consiguiente, el prototipo que destaca por su máxima eficiencia en términos de ahorro energético es el configurado con 69595 paneles solares, 30 MWh de capacidad de almacenamiento y una potencia de 7500 kW. Le sigue de cerca su homólogo con una potencia de 5000 kW. En un plano similar, se encuentran los prototipos compuestos por 52196 paneles solares y con capacidad de 30 MWh y potencias de 7500W y 5000W. Estos dos escenarios, sin diferencias en términos de ahorro energético, demuestran la eficacia de una capacidad de almacenamiento de 30 MWh y una potencia de 5000 kW en la optimización de la eficiencia energética y el ahorro económico. En el extremo opuesto de la escala, se ubican los prototipos caracterizados por una capacidad de almacenamiento más reducida y 26098 paneles solares. Estos modelos registran ahorros energéticos inferiores en comparación con los de mayor capacidad. Es fundamental destacar que estos datos no representan un factor determinante en la elección del modelo más competitivo, dado que es evidente que los prototipos con capacidades de almacenamiento y generación fotovoltaica inferiores no pueden competir en términos de ahorro energético con aquellos de mayor capacidad. Ahorro energético de la red [kW] 52196 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 19184494 22473569 23404744 5000 [kW] 19184494 22801431 25395931 7500 [kW] 19184494 22801431 25395931 Ahorro energético de la red [kW] 26098 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 15289990 16572734 16691869 5000 [kW] 15289990 16765641 16954020 7500 [kW] 15289990 16765641 16954020 67 Para tomar una decisión más fundamentada y seleccionar el modelo más competitivo, será esencial llevar a cabo un análisis económico más exhaustivo que evalúe factores como los costos iniciales, los ingresos generados por la venta de excedentes y la eficiencia general de cada configuración en el contexto del sistema de almacenamiento de energía térmica sensible basado en grava. 7.3.1 Payback El "payback" es el tiempo que lleva recuperar el dinero que se invirtió inicialmente en un proyecto o inversión a través de los ingresos generados por ese proyecto. Por lo general, se mide en años o meses y obtener un período de payback más corto es preferible, ya que significa que se recupera la inversión más rápido. El cálculo implica dividir la inversión inicial por los flujos de efectivo generados para determinar cuánto tiempo se necesita para igualar la inversión inicial. Debido a que los módulos solares poseen una vida útil de 25 años, se empleará este dato como número de periodos para la realización del paybcak. A continuación, se mostrarán en las tablas Tablas 4, Tablas 5 y Tablas 6 las retribuciones anuales y el desembolso inicial a realizar del prototipo TES más paneles: • 69595 paneles: retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 10 MWh 7,005,975.53 € 26,827,176.03 € 2500 kW, 20 MWh 7,064,078.08 € 27,222,321.78 € 2500 kW, 30 MWh 7,067,052.35 € 27,617,467.52 € 5000 kW, 10 MWh 7,025,123.00 € 27,985,849.14 € 5000 kW, 20 MWh 7,108,344.20 € 28,380,994.89 € 5000 kW, 30 MWh 7,113,931.48 € 28,776,140.63 € 7500 kW, 10 MWh 7,025,123.00 € 28,945,362.74 € 7500 kW, 20 MWh 7,123,948.74 € 29,340,508.48 € 7500 kW, 30 MWh 7,134,593.31 € 29,735,654.23 € Tablas 4. Retribución anual y desembolso inicial con 69595 módulos, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia. 68 • 52196 paneles: • 26098 paneles: 18,268,600.00 € retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 10 MWh 5,510,422.64 € 20,737,526.03 € 2500 kW, 20 MWh 5,561,620.06 € 21,132,671.78 € 2500 kW, 30 MWh 5,572,494.41 € 21,527,817.52 € 5000 kW, 10 MWh 5,522,452.11 € 21,896,199.14 € 5000 kW, 20 MWh 5,617,190.70 € 22,291,344.89 € 5000 kW, 30 MWh 5,618,890.93 € 22,686,490.63 € 7500 kW, 10 MWh 5,522,452.11 € 22,855,712.74 € 7500 kW, 20 MWh 5,630,189.49 € 23,250,858.48 € 7500 kW, 30 MWh 5,637,655.27 € 23,646,004.23 € retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 10 MWh 3,101,414.33 € 11,603,226.03 € 2500 kW, 20 MWh 3,124,261.54 € 11,998,371.78 € 2500 kW, 30 MWh 3,124,270.42 € 12,393,517.52 € 5000 kW, 10 MWh 3,104,667.81 € 12,761,899.14 € 5000 kW, 20 MWh 3,140,575.03 € 13,157,044.89 € 5000 kW, 30 MWh 3,140,575.03 € 13,552,190.63 € 7500 kW, 10 MWh 3,104,667.81 € 13,721,412.74 € 7500 kW, 20 MWh 3,140,575.03 € 14,116,558.48 € 7500 kW, 30 MWh 3,140,575.03 € 14,511,704.23 € Tablas 5. Retribución anual y desembolso inicial con 52196 módulos, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia. Tablas 6. Retribución anual y desembolso inicial con 26098 módulos, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia 69 Se pasará a mostrar en las tablas Tablas 7, Tablas 8 y Tablas 9 las retribuciones anuales y el desembolso inicial de solamente el TES: • 69595 paneles: • 52196 paneles: retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 10 MWh 958,874.96 € 2,468,926.03 € 2500 kW, 20 MWh 1,016,977.52 € 2,864,071.78 € 2500 kW, 30 MWh 1,019,951.78 € 3,259,217.52 € 5000 kW, 10 MWh 978,022.43 € 3,627,599.14 € 5000 kW, 20 MWh 1,061,243.64 € 4,022,744.89 € 5000 kW, 30 MWh 1,066,830.92 € 4,417,890.63 € 7500 kW, 10 MWh 978,022.43 € 4,587,112.74 € 7500 kW, 20 MWh 1,076,848.17 € 4,982,258.48 € 7500 kW, 30 MWh 1,087,492.74 € 5,377,404.23 € retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 10 MWh 689,552.61 € 2,468,926.03 € 2500 kW, 20 MWh 740,750.03 € 2,864,071.78 € 2500 kW, 30 MWh 751,624.38 € 3,259,217.52 € 5000 kW, 10 MWh 701,582.08 € 3,627,599.14 € 5000 kW, 20 MWh 796,320.67 € 4,022,744.89 € 5000 kW, 30 MWh 798,020.90 € 4,417,890.63 € 7500 kW, 10 MWh 701,582.08 € 4,587,112.74 € 7500 kW, 20 MWh 809,319.46 € 4,982,258.48 € 7500 kW, 30 MWh 816,785.24 € 5,377,404.23 € Tablas 7. Retribución anual y desembolso inicial con 69595, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia (solamente TES) Tablas 8. Retribución anual y desembolso inicial con 52196, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia (solamente TES) 70 • 26098 paneles: Por último, se mostrará en la Tablas 10 el desembolso inicial y retribución anual de solamente los paneles: retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 10 MWh 275,046.13 € 4,759,337.24 € 2500 kW, 20 MWh 297,893.35 € 6,882,457.19 € 2500 kW, 30 MWh 297,902.22 € 9,005,577.14 € 5000 kW, 10 MWh 278,299.61 € 5,918,010.35 € 5000 kW, 20 MWh 314,206.83 € 8,041,130.30 € 5000 kW, 30 MWh 314,206.83 € 10,164,250.25 € 7500 kW, 10 MWh 278,299.61 € 6,877,523.95 € 7500 kW, 20 MWh 314,206.83 € 9,000,643.89 € 7500 kW, 30 MWh 314,206.83 € 11,123,763.84 € retribucion anual desembolso inicial 2500 kW, 80% 6,047,100.57 € 24,358,250.00 € 5000 kW, 80% 6,047,100.57 € 24,358,250.00 € 7500 kW, 80% 6,047,100.57 € 24,358,250.00 € 2500 kW, 60% 4,820,870.03 € 18,268,600.00 € 5000 kW, 60% 4,820,870.03 € 18,268,600.00 € 7500 kW, 60% 4,820,870.03 € 18,268,600.00 € 2500 kW, 30% 2,826,368.19 € 9,134,300.00 € 5000 kW, 30% 2,826,368.19 € 9,134,300.00 € 7500 kW, 30% 2,826,368.19 € 9,134,300.00 € Tablas 9. Retribución anual y desembolso inicial con 26098, variando la capacidad de almacenamiento y la potencia (solamente TES) Tablas 10. Retribución anual y desembolso inicial de solo paneles. 71 Una vez mostrados de donde provienen los precios y los desembolsos que hay que realizar para cada payback posteriormente analizado, se puede adquirir una comprensión más precisa de los períodos de recuperación que se alcanzarán en cada caso. Esto permite una visión más detallada y completa de los resultados económicos de los diferentes prototipos. En las próximas Tablas 11, Tablas 12 y Tablas 13, y, se presentarán detalladamente los períodos de recuperación económica (payback) ofrecidos por los diferentes prototipos que incorporan tanto el sistema de almacenamiento térmico (TES) como los paneles fotovoltaicos (PV). Estos datos son esenciales para evaluar la viabilidad financiera de cada configuración y determinar cuál de ellas es la más conveniente en términos de retorno de inversión. Con el propósito de facilitar la comprensión visual, se ha implementado una codificación de colores, donde los resultados más favorables se representan en tonos de verde oscuro y los menos favorables en tonos de rojo. Tablas 11. Paybacks en años de los prototipos con 69595 módulos solares (paneles más TES). Tablas 12. Paybacks en años de los prototipos con 52196 módulos solares (paneles más TES). Tablas 13. Paybacks en años de los prototipos con 26098 módulos solares (paneles más TES). TES + Paneles 69595 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 3.83 3.85 3.91 5000 [kW] 3.98 3.99 4.05 7500 [kW] 4.12 4.12 4.17 TES + Paneles 52196 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 3.76 3.80 3.86 5000 [kW] 3.96 3.97 4.04 7500 [kW] 4.14 4.13 4.19 TES + Paneles 26098 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 3.74 3.84 3.97 5000 [kW] 4.11 4.19 4.32 7500 [kW] 4.42 4.49 4.62 72 Observando las tablas presentadas, se pueden extraer conclusiones sobre la relación entre la capacidad de almacenamiento, la potencia y los tiempos de retorno de inversión. Se percibe una leve tendencia hacia tiempos de recuperación de la inversión más cortos a medida que disminuye la capacidad de almacenamiento y la potencia en cada tabla individual. Este patrón se mantiene consistente a lo largo de los análisis, y se observa que un aumento en la potencia tiende a prolongar los tiempos de retorno más que un aumento en la capacidad de almacenaje. El caso de los 26,098 paneles presenta una curiosidad notable, ya que tiene tanto el payback más corto como el más largo. Aunque este salto es mínimo, dado que el tiempo de retorno más corto es de 3,74 años y el más largo es de 4,62 años, lo que equivale a menos de un año de diferencia en el período de recuperación económica. En cuanto a los casos de 69,595 y 52,196 paneles, muestran similitudes notables entre sí. Los paybacks oscilan en rangos de 3,83 a 4,17 años y de 3,76 a 4,19 años, respectivamente, siendo el primero el que presenta un rango de años más estrecho de los tres casos analizados. Es importante destacar que las diferencias en los tiempos de retorno de inversión entre los diferentes prototipos no son significativas, ya que un año de diferencia en un período de vida útil de 25 años no representa un obstáculo importante. Por lo tanto, se hace evidente la necesidad de llevar a cabo análisis económicos adicionales y considerar otros factores relevantes antes de tomar decisiones finales sobre la selección del prototipo más adecuado para el proyecto. En las próximas Tablas 14, Tablas 15 y Tablas 16 se presentarán detalladamente los períodos de recuperación económica (payback) ofrecidos por los diferentes modelos de estudio que incorporan solamente el sistema de almacenamiento térmico (TES): Tablas 14. Paybacks en años de los prototipos con 69595 módulos solares (solamente TES). TES 69595 paneles CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE CAPACIDAD ALMACENAJE POTENCIA [kW] 10 [MWh] 20 [MWh] 30 [MWh] 2500 [kW] 2.57 2.82 3.20 5000 [kW] 3.71 3.79 4.14 7500 [kW] 4.69 4.63 4.94 79 El análisis de la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los modelos que incluyen tanto el TES como los paneles fotovoltaicos revela una tendencia definida: a medida que disminuye el número de paneles, así como la potencia y la capacidad de almacenamiento, la TIR tiende a aumentar. Este patrón es especialmente evidente en el caso de los prototipos con menos paneles, donde se obtienen los valores más altos de TIR. De manera interesante, se repite el escenario en el cual el modelo con la menor cantidad de paneles logra las TIR más elevadas, siendo el valor máximo alcanzado en este caso un impresionante 27%. Por otro lado, el resultado menos favorable se produce cuando se maximizan todos los parámetros. Esta variación en la TIR tiene una correlación lógica con lo observado en el apartado de 7.2 Carga y descarga del TES, donde se evidenció que el TES rara vez superaba los 10 MWh, a excepción de casos sueltos. Sin embargo, es importante destacar que, independientemente de la configuración específica, todas las TIR obtenidas se sitúan por encima del 3%. Este hecho es fundamental, ya que indica que todos los proyectos son altamente rentables desde un punto de vista financiero. En otras palabras, los valores de la TIR confirman que cada uno de los prototipos analizados representa una inversión sólida y atractiva con la capacidad de generar un retorno económico significativo a lo largo de su vida útil de 25 años, siendo el mejor de los casos el de 26098 paneles, 10MWh y 2500kW (27%). • TIR solo TES: En el caso de analizar los beneficios únicamente aportados por el TES, el mejor resultado lo hallamos en el prototipo con mayor número de paneles, pero menor cantidad de capacidad de almacenamiento y potencia, caso el cual obtiene una TIR increíblemente alta (39%), la cual disminuye hasta casi la mitad si aumentamos progresivamente la capacidad de almacenamiento y la potencia (20%). El caso de 52196 paneles también ofrece buenos resultados, oscilando entre el 28 y el 15%, siguiente el patrón del caso anterior. Con 26098 paneles, la cosa cambia, puesto que la tasa más elevada obtenido es del 3% la cual iguala, pero no supera la tasa de interés preseleccionada. El resto de las tasas que se generan están por debajo de este 3%, incluso estando en negativo, por o cual no se llegaría a considerar rentable este proyecto. Al analizar los beneficios generados exclusivamente por el TES, observamos una variación significativa en las Tasas Internas de Retorno (TIR) en función de la configuración de los prototipos. Los resultados son particularmente notables. VAN 2500kW, 10MWh 2500kW, 20MWh 2500kW, 30MWh 5000kW, 10MWh 5000kW, 20MWh 5000kW, 30MWh 7500kW, 10MWh 7500kW, 20MWh 7500kW, 30MWh 69595 paneles 14,228,105.34 € 14,844,707.94 € 14,501,353.48 € 13,402,849.95 € 14,456,847.28 € 14,158,993.67 € 12,443,336.35 € 13,769,057.81 € 13,559,267.51 € 52196 paneles 9,538,355.41 € 10,034,717.89 € 9,828,928.80 € 8,589,153.23 € 9,843,704.52 € 9,478,165.13 € 7,629,639.64 € 9,110,540.77 € 8,845,397.77 € 26098 paneles 30,081.71 € 1,695,196.30 €- 3,818,161.71 €- 1,071,938.07 €- 2,569,800.29 €- 4,692,920.24 €- 2,031,451.66 €- 3,529,313.89 €- 5,652,433.83 €- TIR 2500kW, 10MWh 2500kW, 20MWh 2500kW, 30MWh 5000kW, 10MWh 5000kW, 20MWh 5000kW, 30MWh 7500kW, 10MWh 7500kW, 20MWh 7500kW, 30MWh 69595 paneles 39% 35% 31% 27% 26% 24% 21% 21% 20% 52196 paneles 28% 26% 23% 19% 20% 18% 15% 16% 15% 26098 paneles 3% 1% -1% 1% 0% -2% 0% -1% -3% Tablas 22. TIR (solamente TES). 80 El mejor rendimiento se encuentra en el prototipo con la mayor cantidad de paneles, pero con menor capacidad de almacenamiento y potencia. En este caso, se obtiene una TIR sorprendentemente alta, alcanzando un asombroso 39%. No obstante, esta TIR se reduce casi a la mitad cuando aumentamos gradualmente tanto la capacidad de almacenamiento como la potencia, situándose en el 20%. El caso de 52,196 paneles también arroja resultados positivos, con Tasas Internas de Retorno que oscilan entre el 28% y el 15%, siguiendo un patrón similar al caso anterior. Sin embargo, la situación cambia radicalmente cuando nos centramos en el prototipo con 26,098 paneles. En este caso, la TIR más alta alcanzada es del 3%, igualando, pero no superando la tasa de interés preseleccionada. Además, el resto de las tasas generadas están por debajo del 3%, llegando incluso a valores negativos. Esto indica que, en estos escenarios, el proyecto no sería considerado rentable, ya que no generaría un retorno económico que justificara la inversión. Estos resultados subrayan la importancia de la configuración específica de los prototipos en relación con el TES y cómo esto influye en su rentabilidad desde un punto de vista financiero. • TIR solo paneles: Cuando analizamos el caso de solo paneles, los resultados son consistentemente positivos en todas las combinaciones evaluadas. Sin embargo, es interesante anotar que existen algunas diferencias notables en cuanto a la rentabilidad entre los diferentes modelos. El prototipo con 26,089 paneles ha demostrado ser el más eficiente en términos de rentabilidad, obteniendo ligeramente mejores resultados en comparación con el modelo con la mayor cantidad de paneles. Esto indica que, en este escenario particular, la inversión se recupera más rápido y genera un retorno económico más sólido. Por otro lado, el modelo con el mayor número de módulos, aunque sigue siendo rentable, muestra resultados ligeramente menos favorables en términos de tiempo de recuperación de la inversión y tasas de retorno. A pesar de estas diferencias, todos los casos de solo paneles han demostrado ser inversiones sólidas y rentables. Número Paneles TIR 69595 25% 52196 26% 26098 31% Tablas 23. TIR (solamente paneles). 81 8. CONCLUSIONES En el desarrollo de este trabajo de investigación, se ha realizado un exhaustivo análisis de sistemas fotovoltaicos con almacenamiento termomecánico (TES), teniendo en cuenta múltiples variables y configuraciones. El objetivo fundamental ha sido evaluar la viabilidad económica de estos sistemas en función de diferentes parámetros, considerando aspectos como la capacidad de almacenamiento, la potencia, el número de paneles solares y la demanda energética. A lo largo de las secciones anteriores, se han analizado detenidamente los resultados obtenidos en términos de producción de energía, carga y descarga del TES, así como indicadores financieros clave como el Payback, el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). En este apartado de conclusiones, se presentarán las reflexiones finales basadas en los hallazgos y análisis realizados durante el desarrollo de este trabajo: En cuanto al payback, todos los modelos evaluados en este estudio muestran Paybacks muy bajos (salvo el caso de solo TES con el menor número de paneles), lo que indica que la inversión en sistemas fotovoltaicos con TES es, en general, financieramente rentable. Esta conclusión respalda la viabilidad económica de estos proyectos, puesto que la mayoría de los prototipos tienen payback comprendidos entre los 3 y 6 años. Las conclusiones del análisis del VAN son que todos los modelos evaluados muestran valores positivos de VAN, lo que indica que la inversión en sistemas fotovoltaicos con TES es financieramente rentable. Esto respalda la viabilidad de estos proyectos desde una perspectiva económica. Se han observado diferencias significativas en los valores del VAN entre las distintas configuraciones analizadas. Estas diferencias reflejan la importancia de elegir cuidadosamente la configuración del sistema en función de los objetivos financieros específicos y las condiciones del proyecto. Los modelos con un mayor número de paneles solares muestran VAN más altos, siendo poco relevante las variaciones de potencia y capacidad de almacenaje. Los modelos con un menor número de módulos fotovoltaicos tienden a mostrar VAN ligeramente más bajos. Esto indica que la inversión es sólida, pero se generarán repercusiones económicas menores. Los resultados de la TIR han confirmado que todos los modelos evaluados son inversiones rentables, ya que sus tasas de retorno están por encima de la tasa de interés preseleccionada, salvo en los casos de solo TES con el menor número de paneles. Sin embargo, se han observado diferencias significativas en términos de rentabilidad entre las distintas configuraciones. Se ha observado que, en términos generales, los modelos con una menor cantidad de paneles solares, menor capacidad de almacenamiento y menor potencia de carga y descarga del TES tienden a mostrar tasas de retorno más altas, a excepción del caso solo TES, caso particular en el que, a mayor número de paneles, mayor TIR. Esto sugiere que, en este contexto particular, un enfoque de menor escala puede ser más beneficioso desde el punto de vista financiero. Por otro lado, los modelos con una mayor capacidad de almacenamiento y mayor potencia de carga y descarga, aunque siguen siendo rentables, muestran tasas de retorno ligeramente más 82 bajas. Esto indica que la inversión es sólida, pero el tiempo requerido para recuperar la inversión es mayor en comparación con los modelos de menor escala. La elección de la configuración adecuada dependerá de los objetivos financieros específicos y las condiciones del proyecto, lo que destaca la importancia de un enfoque personalizado en la implementación de sistemas de energía solar con TES. 83 9. BIBLIOGRAFÍA [1] «D. Sostenible, “Asamblea General,” Boletín la Soc. Geológica Mex., vol. 4, no. 1, pp. 1– 40, 1908, doi: 10.18268/bsgm1908v4n1x1.» [2] «Comision Europea, “Un planeta limpio para todos. La visión estratégica europea a largo plazo de una economía próspera, moderna, competitiva y climáticamente neutra,”», Accedido: 8 de septiembre de 2023. [En línea]. 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