Innovación en renovables: científicos del Conicet desarrollan un equipo de concentración solar térmica para uso industrial

Un equipo del Conicet y la Universidad Nacional de Salta (UNSa) construyó un dispositivo de concentración solar térmica que genera calor de hasta 120 grados. Es un Colector Cilindro–Parabólico (PTC) que demandó una inversión de US$ 5.000.

En las pruebas alcanzó una potencia máxima de 8 kilovatios térmicos (kWt) y una eficiencia del 70%.

“La tecnología de concentración solar térmica está muy probada, y con buenos resultados, a nivel internacional. En grandes escalas, incluso, se usa para generar electricidad. Está disponible comercialmente, pero está protegida por patentes y los equipos importados son costosos”, explica Pablo Dellicompagni, científico del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional (INENCO) del Conicet-UNSa, quien lideró el desarrollo. Agrega que la tecnología de colectores cilindro-parabólicos “es la más consolidada”.

Qué industrias pueden usarla

Según Dellicompagni, cerca de la mitad de la energía que consume la industria se destina a procesos térmicos de temperaturas bajas y medias. Por eso estos sistemas son ideales para reemplazar o complementar el gas natural. Se usan en:

• Alimentos y bebidas: pasteurización (a 60 grados), esterilización de envases, cocción y lavado industrial.
• Textil: lavado de fibras y teñido de telas.
• Papel y madera: secado, blanqueado y cocción.
• Minería y química: aporte de calor para extraer y tratar sales.

Se aplica en países como México, Estados Unidos y Alemania. Sin embargo, en Argentina la energía termosolar enfrenta dos competidores: las tarifas subsidiadas de gas natural y los sistemas fotovoltaicos, hoy la tecnología solar dominante.

El mundo solar térmico en cifras

Según la Agencia Internacional de Energía, a fines de 2024 la capacidad operativa total alcanzó 544 GWth en el mundo (777 millones de m² de captación) y sumó 17,8 GWth. La energía termosolar para procesos industriales creció un 28%, con 106 nuevas plantas que aportaron 120 MWth. El 69% usa equipos PTC, como el prototipo salteño. Los principales mercados en 2024 fueron China, Alemania, Países Bajos, México y Austria.

Una de las instalaciones más grandes pertenece a Heineken: en su fábrica de Sevilla inauguró en 2023 una planta de 30 MWth con tecnología PTC, pensada para cubrir cerca del 50% de la demanda de calor. El mayor proyecto está en Omán: se construyó en 2017, suma 342 MWth y genera vapor para la recuperación mejorada de petróleo.

En América Latina, México tiene 139 plantas, con usuarios como Unilever. Brasil posee cinco proyectos que suman 5 MWth, por ejemplo para PepsiCo. En Argentina todavía no hay aplicaciones comerciales.

Cómo funciona el prototipo

El equipo está instalado en el campus experimental del INENCO, en Salta. “Es una estructura de superficies reflectivas curvas (canal parabólico) que gira siguiendo al sol de manera automática durante todo el día.

La luz solar que captan esas superficies se concentra en un tubo central por el que circula agua, y que eleva su temperatura hasta convertirla en agua caliente o vapor presurizado”, define el investigador.

Sus características técnicas:

• Bastidor metálico de 6,5 metros de largo.
• Dos módulos reflectores parabólicos de láminas de aluminio.
• Sistema de seguimiento solar de Este a Oeste.
• Tubo de acero absorbedor de 6 metros y 1,5 pulgadas de diámetro.
• Superficie de captación de 11 m².

El desarrollo y la validación se publicaron a mitad de año en la revista Sustainable Energy Technologies and Assessments (Elsevier). El prototipo está en las etapas 3 y 4 del Nivel de Madurez Tecnológica (TRL), una escala de nueve niveles, en fase de pruebas de laboratorio.

Lo que falta para llegar al mercado

“El equipo fue ensayado, medido y está generando vapor, pero aún no fue acoplado a un determinado consumo térmico. Es preciso seguir trabajando en el diseño a fin de que sea más robusto y de más fácil operación y mantenimiento”, señala Dellicompagni.

Hace falta más inversión, una estructura apta para vientos fuertes, mejoras en el seguimiento solar y automatización del suministro de agua. Un gran objetivo sería pasar del taller científico a la fabricación en serie. Para llegar al TRL 9, admite, “hay un largo camino”.

Cuánto cuesta y qué ahorra

Un prototipo de operación comercial demanda casi US$ 5.000. Los principales costos son:

• 35%: tubo de acero con cubiertas de vidrio borosilicato.
• 23%: sistema de seguimiento solar (motor, algoritmos y electrónica).
• 20%: estructura metálica y bastidor.

El costo por potencia instalada es de US$ 622 por kWt. Según el investigador, es posible un diseño 100% con insumos nacionales, como láminas de aluminio de alta reflectancia y tubos de vidrio convencionales. Eso reduciría el costo y eliminaría la dependencia de componentes importados.

Según las estimaciones del prototipo, cada equipo desplazaría entre 910 y 970 m³ de gas natural por año. Eso equivale a mitigar entre 2,24 y 2,39 tCO₂ anuales.

El desafío del precio frente al gas y la fotovoltaica

En las mejores condiciones medidas, sin contar ingeniería ni instalación, el equipo produce calor a 7,19 centavos de dólar por kWht. Es entre 1,9 y tres veces el costo del calor con gas natural sin subsidios, y unas tres o cuatro veces frente a las tarifas subsidiadas. Esa brecha puede cambiar según las políticas tarifarias. “Su adopción entonces dependerá de las medidas de des-carbonización de procesos industriales que lleven adelante las empresas y del esquema tarifario en cada región del país”, explica. Por eso, considera clave contar con líneas de crédito verde o incentivos.

La fotovoltaica prevaleció, dice, por el marco regulatorio, sus menores costos iniciales y sus plazos de obra más breves. Pero el almacenamiento en baterías de ion litio “se triplica” en costo. Allí “se abre una ventana para el mundo de la concentración solar, que permite almacenar energía térmica para seguir generando vapor y abastecer a las máquinas con costos mucho más económicos”.