Una parte importante de los procesos industriales demanda calor a temperaturas inferiores a 150 °C. En la Argentina, esa energía suele provenir de combustibles fósiles. Sustituir una fracción por energía solar térmica permitiría reducir emisiones, pero requiere tecnologías eficientes, fabricables en el país y económicamente viables.

En ese contexto, Pablo Dellicompagni y Hugo Aparicio, del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional (INENCO, CONICET–UNSa), evaluaron el desempeño termoeconómico de un colector solar cilindroparabólico de bajo costo. Dellicompagni es investigador del CONICET e integra el Grupo de Concentración Solar Térmica (CONSOLTER).

La investigación se publicó en la revista Sustainable Energy Technologies and Assessments. El trabajo combina datos obtenidos en condiciones reales con un modelo financiero, un análisis de incertidumbre y una comparación con los precios del gas natural industrial considerados por el estudio.

Un prototipo fabricado y probado en Salta

El equipo posee una superficie de apertura de 11 metros cuadrados y una longitud de 6,5 metros. Su reflector está compuesto por láminas de aluminio de alta reflectancia. El receptor utiliza un tubo de acero pintado de negro y una cubierta de vidrio de borosilicato para disminuir las pérdidas térmicas. También incorpora seguimiento solar de un eje.

El colector fue caracterizado en once campañas experimentales realizadas entre septiembre de 2023 y agosto de 2025. Las pruebas abarcaron valores de irradiancia normal directa de entre 590 y 1.015 W/m², caudales de hasta 4,6 kilogramos por minuto y temperaturas cercanas a 131 °C. La eficiencia de conversión solar a térmica alcanzó un máximo del 77,7 %.

En la campaña con mayor producción, el sistema entregó 24,71 kWh térmicos por día. Además, el prototipo generó vapor alrededor de 120 °C y 2,4 bar, condiciones de interés para procesos industriales de temperatura media. Su configuración modular permite conectar colectores en serie para elevar la temperatura o en paralelo para aumentar el caudal.

El colector cilindroparabólico fue construido con materiales disponibles en el mercado local y probado en el campo experimental del INENCO, en Salta. Imagen adaptada de Dellicompagni y Aparicio (2026).

Cuánto cuesta el calor producido

Para comparar alternativas, los autores calcularon el costo nivelado del calor (LCOH, por sus siglas en inglés). Este indicador reúne la inversión inicial, los costos de operación, la vida útil y la energía producida para expresar cuánto cuesta cada unidad de calor a lo largo del proyecto.

Con una vida útil de 20 años, una tasa de descuento real del 9 % y una disponibilidad teórica de 340 días por año, el LCOH alcanzó 12,84 centavos de dólar por kWh térmico al incluir toda la instrumentación del prototipo. Al excluir el pirheliómetro científico utilizado para medir la irradiancia solar directa, el valor bajó a 7,19 centavos de dólar por kWh térmico.

La diferencia responde a que ese instrumento de investigación representó cerca del 47 % de la inversión del prototipo. No es indispensable para la operación cotidiana de una instalación comercial, que puede utilizar seguimiento astronómico y datos satelitales. Sin el equipo científico, la inversión directa del colector fue estimada en 4.976 dólares, equivalentes a 453 dólares por metro cuadrado.

Los autores también advierten que el cálculo considera los costos directos de materiales, componentes y fabricación. Una instalación industrial debería sumar ingeniería, preparación del sitio, integración con el proceso y contingencias. Según las referencias utilizadas en el artículo, esos conceptos podrían incrementar la inversión inicial entre un 15 y un 25 %. La producción anual real también podría ser menor por nubosidad, mantenimiento y degradación de los componentes.

Tres caminos para mejorar la competitividad

El análisis de sensibilidad mostró que el costo del calor depende principalmente de tres variables: la inversión inicial, la cantidad de energía térmica producida y las condiciones de financiamiento. Los gastos operativos tuvieron una influencia comparativamente menor.

Frente a los rangos de gas natural industrial sin subsidios utilizados en el trabajo, el escenario solar de referencia todavía resultó entre 1,9 y 3 veces más costoso bajo las condiciones financieras de base. La paridad, por lo tanto, no surge de manera automática. Requiere financiamiento preferencial, reducción de costos mediante fabricación a mayor escala y tarifas de combustibles fósiles que reflejen sus costos.

El estudio sostiene que estas vías son complementarias. La combinación de al menos dos de ellas podría acelerar el despliegue de calor solar para procesos industriales en regiones argentinas con alta radiación, como el noroeste del país.

Aporte ambiental y próximos pasos

En el escenario de máxima producción extrapolado por los autores, cada módulo podría desplazar entre 910 y 970 metros cúbicos de gas natural por año. Esto equivale a evitar entre 2,24 y 2,39 toneladas de dióxido de carbono anuales. La estimación ofrece una primera referencia localizada y deberá complementarse con evaluaciones de ciclo de vida.

El equipo plantea continuar con ensayos de largo plazo, sistemas activos de control de caudal, almacenamiento térmico e integración con calderas de biomasa o eléctricas. También propone estudiar el efecto de la fabricación en serie sobre los costos.

La principal contribución del trabajo es una metodología replicable que integra mediciones de campo, incertidumbre experimental y variables financieras. Ese marco puede orientar decisiones de empresas, fabricantes locales, organismos públicos y entidades de financiamiento interesadas en descarbonizar el calor industrial en América Latina.