Las centrales solares térmicas que producen vapor más caliente pueden capturar más energía solar. Es por eso que Siemens está estudiando una mejora de la tecnología solar térmica para impulsar su límite de temperatura más allá de los 160°C que permiten los diseños actuales. La idea es expandir el uso de las sales fundidas, que muchas plantas ya utilizan para almacenar el exceso de calor. Si la idea resultara viable, aumentaría la temperatura de las plantas de vapor hasta los 540ºC—la temperatura máxima que las turbinas de vapor pueden soportar.

El nuevo diseño de Siemens, como ocurre en todas las grandes plantas de energía solar térmica actuales, capta el calor solar a través de unos espejos parábolicos colocados en fila que concentran la luz solar solar sobre unos tubos colectores de acero. El talón de Aquiles del diseño es el aceite sintético que fluye a través de los tubos y que transmite el calor capturado a los generadores centralizados de las plantas: el aceite sintético se descompone por encima de los 390°C, limitando la temperatura de diseño de las plantas.

Varias empresas como BrightSource, eSolar y SolarReserve proponen evitar la limitación de la temperatura causada por el aceite sintético construyendo las llamadas plantas con torre de energía, que utilizan los campos de espejos para enfocar la luz solar sobre una torre central. Sin embargo, Siemens espera mejorar el diseño de los canales sustituyendo el aceite por sales fundidas termoestables para capturar el calor en ellos. El diseño resultante debería ser no sólo más eficiente que las plantas de canales actuales, sino que también debería ser más barato de construir. "Unos de los próximos pasos lógicos sería simplemente reemplazar el aceite por sal", afirma Peter Mürau, director del programa de tecnología de sales fundidas de Siemens.

En realidad, el gigante de la ingeniería alemán será el segundo en intentar impulsar sales fundidas a través de tubos colectores solares. El verano pasado, la empresa italiana Enel empezó a hacer fluir sal fundida a través de un terreno de unos 30.000 metros cuadrados de espejos adyacentes a su planta eléctrica de gas natural cerca de Siracusa, Sicilia. Las sales salen del tubo colector de 5.4 kilómetros a 565°C, aumentando la producción de energía de la planta en un 5 por ciento.

La planta de Enel utiliza tubos colectores de la empresa italiana Archimede Solar Energy, el único fabricante de tubos colectores diseñados para funcionar con sales fundidas. Sus tubos colectores utilizan un recubrimiento metalocerámico termoestable para maximizar la absorción de calor, así como unas cañerías de acero más gruesas y estabilizadas con titanio para evitar la flexión a altas temperaturas. Paolo Martini, director de desarrollo de negocio de Archimede, afirma que la planta está funcionando bien. Enel tiene planeado construir una planta de 30 megavatios en Sicilia.

Desde 2009, Siemens ha acumulado una participación del 45 por ciento en Archimede, pero ha optado por volver a la escala piloto para optimizar el concepto de sales fundidas antes de ofrecer plantas a escala comercial a sus clientes globales. "Estamos convencidos de que la tecnología va a funcionar. Sin embargo, aún queda mucho trabajo que hacer para optimizar su eficiencia", comenta Mürau.

Siemens está construyendo una planta piloto de sales fundidas en un terreno perteneciente a la Universidad de Evora en Portugal. La planta debería estar operativa para el año entrante. La planta—parte de un consorcio alemán de investigación que incluye el gigante de los productos químicos y las sales K+S AG y el Centro Aeroespacial Alemán—se utilizará para reducir las pérdidas de energía asociadas tanto a las temperaturas más bajas como a las más altas que las plantas comerciales pueden experimentar.

En el extremo superior, las pérdidas se producen por el calor que es capturado por los tubos del colector y que se disipa antes que pueda ser entregado a las turbinas de la planta. "La pérdida de calor sigue una curva exponencial, y en las temperaturas más altas el efecto es muy importante," explica Mürau. Siemens tratará de alcanzar las temperaturas más altas posibles sin llegar al punto que estas pérdidas sean mayores que la ganancia por usar un vapor más caliente.

El reto en el extremo inferior se debe al alto punto de solidificación de las sales fundidas. La mezcla de nitrato de potasio y de sodio fundidos utilizada en los sistemas de almacenamiento de calor y en la planta de demostración de Enel solidifica cuando se enfría por debajo de los 220°C. La solidificación es fácil de prevenir en los tanques de almacenamiento de energía centralizados, pero presenta un grave riesgo a lo largo de los varios kilómetros de tubos colectores. Para contrarrestar este riesgo, la planta de Enel mantiene las sales en los tubos por encima de 290°C, gastando una cantidad de calor considerable que de otro modo podría ser utilizado para generar energía. Mürau comenta que Siemens está buscando una formulación de sales con un punto de solidificación de 150°C o incluso inferior, lo que significaría que tendría que utilizar mucho menos calor para evitar que el contenido de los tubos solidifique.

Si los esfuerzos de Siemens tienen éxito, según Mürau, las plantas de tubos calefactores de sal fundida podrían reducir el coste de la generación de energía en más del 10 por ciento en comparación con las plantas de aceite. (Las estimaciones del coste actual de la energía solar térmica varían entre los 13 y los 20 céntimos de dólar por kilovatio-hora, lo cual sigue siendo significativamente más alto que el coste de la energía generada a partir de combustibles fósiles.) La reducción de costes proviene tanto de un aumento de varios puntos porcentuales en la generación de energía gracias a que las turbinas de vapor funcionarían a una temperatura mayor, como de un menor coste de construcción.

Sin embargo, algunos expertos sostienen que el riesgo de congelación podría ser un motivo suficiente para impedir la comercialización de las plantas basadas en sales fundidas. Thomas Mancini, director del programa de concentración de energía solar del Laboratorio Nacional Sandia, afirma que él personalmente se mantiene "escéptico" en cuánto a la utilización de sales fundidas en los tubos colectores debido a la amenaza inherente de la solidificación. Mancini señala que incluso a 100°C (la temperatura de ebullición del agua), habría un riesgo de solidificación significativo.

Sin embargo, en la industria hay otros que se empiezan a interesar por el potencial de las sales fundidas. En enero, por ejemplo, la empresa SkyFuel, con sede en Colorado, inició, con el apoyo del Departamento de Energía de EE.UU., un esfuerzo de I+D de 4,3 millones para modificar su película metálica para espejos circulares para su uso en tubos colectores de alta temperatura.