La energía termosolar marca récord histórico de generación eléctrica mensual al alcanzar los 899 GWh en julio

La termosolar ha generado electricidad durante 24 horas al día los 31 días del mes de julio, obteniendo el récord de generación por encima de 100 MW a lo largo de 723 horas

También ha obtenido un nuevo récord al alcanzar una generación continua por encima de 100MW durante 16 días consecutivos

La energía termosolar ha marcado récord histórico de generación eléctrica mensual al alcanzar los 899 GWh en julio, según los datos de REE (Fuente: REE) recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, que indica que esta generación supone un 4,1% del total de la generación de julio en España.

Además, la termosolar ha generado electricidad durante 24 horas al día los 31 días del mes de julio, por lo que también logra un nuevo récord de generación por encima de 100MW a lo largo de 723 horas, equivalente a 30 días, según los datos de ESIOS (Fuente ESIOS) recogidos por la patronal termosolar española. El tercer récord que ha superado la termosolar el pasado julio es el haber alcanzado una generación continua por encima de 100 MW durante 16 días consecutivos.

Respecto a la generación mensual de julio, los 899 GWh de generación termosolar suponen un factor de carga del 53%, teniendo en cuenta que la potencia instalada en España es de 2.300MW, lo que representa aproximadamente un 2% de la potencia total instalada del sistema eléctrico español. El anterior récord lo ostentaba el mes de julio de 2015, con 889 GWh, si bien, cabe recordar que el parque termosolar está formado en sus 2/3 partes por centrales sin almacenamiento y 1/3 por centrales con almacenamiento, debido a las circunstancias de la década en la que se diseñaron las centrales. En el futuro todas las centrales termosolares irán provistas de almacenamiento.

Este récord de generación mensual viene precedido de un año en el que la generación termosolar está siendo menor que la del año anterior. De hecho, 2017 fue un año con una radiación solar excelente, pero con hidraulicidad realmente baja. Sin embargo, este año, ha tenido más lluvias y esta abundancia de borrascas tiene asociada una mayor generación hidráulica y eólica. La principal conclusión es que la complementariedad de recursos renovables es una realidad en España y si se dimensiona el parque de generación de manera correcta, España puede alcanzar elevados niveles de descarbonización del sistema eléctrico, tal y como Protermosolar argumenta en su Informe de transición del sector eléctrico. Horizonte 2030.

Más información en acerca de datos de generación en: https://www.protermosolar.com/la-energia-termosolar/el-sector-en-cifras/

Estudio de análisis de valor de las centrales termosolares en España en 2025

RESUMEN EJECUTIVO

Acceder al informe completo

Se ha realizado el presente estudio para analizar el impacto que tiene el cambio de modelo energético en España. Este cambio obedece a varias razones, por un lado, los compromisos adquiridos en materia de energías renovables y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y por el otro, la continua reducción de los costes que han tenido las energías renovables tanto solares como eólicas, haciendo que sean competitivas en el contexto actual.

Los mencionados compromisos supondrán una descarbonización del sistema energético español y la inclusión de un mayor porcentaje de las energías renovables. Actualmente, las energías renovables fotovoltaica y eólica, por su progresiva reducción de costes, son las que aparecen como mejor medio para reducir las emisiones, pero adolecen de falta de gestionabilidad, pues dependen de la existencia en tiempo real del recurso que las origina. Otras tecnologías que sí tienen esa gestionabilidad, pudieran ser las llamadas a cubrir la descarbonización mencionada. No obstante, aunque desde un punto de vista técnico parece lo más razonable, se debe de analizar si, desde un punto de vista de despacho económico, es posible la aparición de éstas y que impacto tienen en el mercado.

El objeto del presente estudio es realizar ese análisis. Para ello, partimos de la situación energética actual y estudiamos diferentes escenarios de evolución para determinar cuál será el mix energético más probable. Además, se analiza desde un punto de vista teórico, si ese mix es suficiente para cubrir la demanda prevista.

En ese mix, se introduce un incremento de la participación de las energías renovables, tanto por las últimas subastas que se han llevado a cabo, como el probable aumento por las condiciones de mercado. También se introduce la tecnología Termosolar dada su gestionabilidad en un porcentaje que, desde ese punto de vista teórico, aporte robustez al sistema y se procede a descarbonizar el mix para estudiar su impacto.

Una vez se ha determinado el escenario de demanda más probable, se analiza el mismo en el año 2025 desde un punto de vista de despacho económico. Con las premisas indicadas, se analiza que el sistema sea estable y robusto, es decir, sea capaz de cubrir todas las situaciones de la demanda con las diferentes tecnologías, respetando sus características técnicas y económicas. Además, se analiza cómo se comportaría el mercado si no se introdujera la gestionabilidad de las plantas termosolares.

Para el cálculo del valor aportado por las centrales termosolares presentado en este estudio se ha usado el modelo de simulación que realiza el cálculo del despacho óptimo (despacho de mínimo coste) tal y como se hace en los mercados de libre competencia.

También cabe destacar que el comportamiento de central térmica “clásica” de las centrales termosolares les permiten proveer una serie de beneficios al sistema en términos de gestión de despacho y seguridad, estabilidad de red, etc.

Actualmente, la gestionabilidad del sistema está soportada por la capacidad de las centrales térmicas de carbón y de gas natural en regular los desequilibrios producidos a la hora de casar la producción con la demanda. Ello se debe a que las centrales nucleares poseen muy poca flexibilidad de gestión, las centrales hidráulicas (salvo las de bombeo) están expuestas a la capacidad hidráulica y las centrales eólicas y fotovoltaicas se deben a la existencia del recurso que las produce. Otras tecnologías como la biomasa o la cogeneración no tienen entidad como para gestionar los balances. Por ello, al tratarse la tecnología Termosolar con almacenamiento de una central térmica “clásica” tiene un efecto sustitutorio total frente a la gestionabilidad del carbón o del gas natural, como se comprobará en el informe.

El análisis realizado nos muestra que la diferencia entre retirar las centrales de carbón del sistema español y sustituirlas por un conjunto de generación renovable con alto predominio de la Termosolar, con un complemento eólico y fotovoltaico, no sólo no incrementa los costes finales, sino que los reduce.  Esto es debido a que se puede retirar de forma rentable energía que de otra manera se produciría con centrales de ciclo combinado, ayudando, por ello, a la transición energética pues le evita a la atmósfera una elevada cantidad de gases de efecto invernadero.

Además, el sistema eléctrico queda protegido de la volatilidad que provocaría la entrada de tecnologías no gestionables produciendo, a su vez, una optimización que impacta de forma positiva en la introducción de las tecnologías fotovoltaica y eólica, al servir de sistema de compensación de energía.

 

Las termosolares permitirían ahorrar al sistema 430 millones en 2025

  • El estudio proyecta un escenario sin centrales de carbón, con la incorporación de 7.000 MW de potencia termosolar con almacenamiento
  • Sustituir las actuales centrales de carbón por un conjunto de generación renovable con alto predominio de la termosolar reduce los costes del sistema manteniendo la estabilidad de la red
  • La incorporación de termosolar permitiría una reducción de más del 18% de las emisiones de CO2 a la atmósfera
  • El escenario contempla una aportación de los ciclos combinados inferior al 16% y con el pool por debajo de 5c€/kWh, gracias a la termosolar con almacenamiento

Enlace a la presentación del informe

Madrid, 06 de junio de 2018. La incorporación al sistema de 7.000 MW de nueva potencia termosolar con almacenamiento ahorraría 430 millones de euros en el horizonte 2025, sin centrales de carbón, con una aportación de generación inferior al 16% anual de los ciclos combinados y con el pool por debajo de 5c€/kWh. Esta es la principal conclusión del estudio de Análisis de Valor de las Centrales Termosolares en España en 2025, informe de la Plataforma Tecnológica Solar Concentra, cuya secretaría técnica lleva Protermosolar, que subraya que este ahorro se debe gracias a la gestionabilidad de las centrales termosolares. En el caso de que la retirada del carbón fuese sustituida por gas, en lugar de por centrales termosolares, encarecería el coste de generación.

Este estudio, que proyecta un escenario de mix de generación a 2025, contempla, adicionalmente a los 7GW termosolares, nueva potencia instalada partiendo de los valores esperados a 2020 (adicional a las subastas), Se incorporan 3GW de centrales eólicas, 5GW de fotovoltaica (y 1,2 GW de cogeneración, manteniendo la capacidad instalada nuclear y eliminando por completo la de carbón.

El informe de Solar Concentra (Plataforma Tecnológica financiada por el Ministerio de Economía, Industria y Competitividad), que ha sido elaborado por las consultoras Adalid Asesores y Consultores (ADAYC) y MRC Consultants and Transaction Advisers (MRC Spain), demuestra que con la incorporación de 7.000 MW de nueva potencia termosolar con almacenamiento, el precio ponderado de la electricidad sería de 49,78 €/MWh frente a los 52,31 €/MWh (una reducción del 4,8%) sin termosolar adicional.

Además, la incorporación de termosolar permitiría una reducción de más del 18% de las emisiones de CO2 a la atmósfera, que pasarían de 23 millones de toneladas a 18,7 millones de toneladas. Asimismo, la operación de las centrales termosolares asegurarían la robustez del sistema con su generación síncrona, evitando su sustitución por centrales de gas,

Gracias a la termosolar, el sistema eléctrico quedaría protegido de la volatilidad que provocaría la sustitución del carbón exclusivamente por tecnologías no gestionables, facilitando, no obstante, la incorporación de nuevas centrales eólicas y fotovoltaicas.

Para el cálculo del valor aportado por las centrales termosolares presentado en este análisis se ha usado el modelo de simulación que realiza el cálculo del despacho óptimo (despacho de mínimo coste) tal y como se hace en los mercados de libre competencia.

Enlace a la presentación del informe

Este estudio es la antesala del informe que presentará próximamente Protermosolar, en el que se proyecta un mix a 2030 sin centrales nucleares ni de carbón y sin elevar el coste del sistema.

La termosolar es tras la gran hidráulica la tecnología líder mundial en almacenamiento para generación eléctrica renovable

  • Por ello, España es líder mundial en almacenamiento de energía renovable

Los escenarios de grandes volúmenes de tecnologías renovables no gestionables en los sistemas eléctricos están despertando la preocupación por la necesidad de almacenamiento, para evitar las pérdidas por vertidos. Esto no sería un problema con un crecimiento balanceado entre las renovables gestionables y no gestionables y afortunadamente, en países como España, a diferencia del centro de Europa, esto si sería posible.

GTM Research, ha publicado recientemente un estudio en el que estima que la capacidad de almacenamiento de energía llegará en 2022 a 21.600MWh, olvidando la tecnología que en estos momentos y muy probablemente a futuro liderará el almacenamiento de energía para fines eléctricos.

España es líder mundial en almacenamiento de energía en las nuevas tecnologías renovables gracias a la termosolar que, tras la gran hidráulica, es la tecnología líder en almacenamiento para generación eléctrica renovable, según los datos Global Energy Storage del DOE (Department of Energy de EE UU), que ha analizado Protermosolar.

Las centrales termosolares con almacenamiento en España cuentan con 6.850 MWh de capacidad de almacenamiento eléctrico en 18 instalaciones. Tras España, contando tecnologías de baterías y de centrales termosolares, figuran EE UU, con 5.200 MWh, Sudáfrica, con 2.600 MWh, y China con 1.000 MWh.

A nivel mundial, la capacidad de almacenamiento de centrales termosolares en operación y en construcción asciende a 22.150 MWhe, mientras que el resto de tecnologías, incluyendo baterías, están en un escalón muy inferior, ya que todas ellas agrupadas llegan tan solo a 6.600MWhe.

El análisis señala también que la tecnología de sales fundidas para fines de generación eléctrica, está, a nivel mundial, muy por encima al de otras alternativas como, por ejemplo, las baterías.

 

*Lithium-ion, sodium-sulfur, vanadium flow, lithium iron phosphate, vanadium redox, zin bromine Flow… **Hydrógeno, flywheel, adiabatic compressed air…

 

La termosolar es la única renovable gestionable con unos precios que están en la actualidad entre 50 y 60 €/MWh, según lo demuestran los contratos adjudicados en recientes concursos internacionales.

El almacenamiento en centrales termosolares tiene unos costes de inversión de unos 40 €/kWh de capacidad eléctrica equivalente instalada, mientras que los sistemas de baterías, teniendo en cuenta el battery pack y el balance of system, están 10 veces por encima en precio.

El almacenamiento se encuentra integrado en las propias centrales termosolares, de forma que su generación puede seguir las necesidades de la demanda. Disponer de centrales gestionables es esencial para cualquier sistema eléctrico, en lugar de tener que hacer inversiones adicionales para tratar de aprovechar los vertidos que se producirían con una mayor penetración de centrales renovables no gestionables.

Pero además, ese volumen de almacenamiento podría ofrecerse, con una inversión muy reducida, para aprovechar los vertidos de energía eólica, que suelen coincidir con días poco soleados, con un 40% de rendimiento.

En el reciente concurso de Dubái de 700 MW de potencia para ser despachada entre las 4 de la tarde y las 5 de la mañana del día siguiente, la tecnología fotovoltaica no pudo competir por falta de producto y precio y la termosolar resultó adjudicataria por ser más barata que los ciclos combinados. Hoy por hoy, las centrales termosolares constituyen la tecnología más competitiva para centrales de tamaño comercial con varias horas de almacenamiento, según Protermosolar.

El despliegue termosolar a futuro contará exclusivamente con centrales con almacenamiento y países como China y Dubái (UAE) serán los nuevos líderes mundiales en almacenamiento de energía en breve plazo, gracias a los 1.400MW y 700MW, respectivamente que están en construcción en la actualidad.

Para Luis Crespo, presidente de Protermosolar, “es difícil de entender que con estas referencias y con los costes a los que las centrales termosolares podrían desplegarse en nuestro país, que la Comisión de Expertos no haya tenido en cuenta a la termosolar en el futuro mix de generación, que la propia comisión ha previsto con cuente con 80.000 MW de tecnologías renovables no gestionables, lo que resultará inviable tanto desde el punto de vista técnico como de inversión y obligaría al mantenimiento de un respaldo muy elevado de centrales convencionales, contradiciendo en sus términos el concepto de Transición Energética.  Es necesario un mix equilibrado de tecnologías solares (fotovoltaica y termosolar) que permita avanzar más rápidamente hacia la descarbonización, sin incremento de costes para el sistema, con generación fotovoltaica en las horas centrales del día y de termosolar en la tarde-noche, gracias a su almacenamiento y capacidad de respaldo”.

Dinamarca inaugura una red de climatización y electricidad con termosolar y biomasa

En el número de septiembre de 2017 de Energías Renovables en papel se exponían los avances hacia la implantación de la cuarta generación de redes de calor, mucho más eficientes y con integración de varias tecnologías. También se citaba dónde estaba la cuna de este desarrollo, en Aalborg, Dinamarca, justo donde se acaba de inaugurar una de las redes más avanzadas del mundo, con un sistema híbrido con termosolar de concentración y biomasa que produce energía térmica y eléctrica

Hace unos días se conocían varios proyectos, el de Alcalá de Henares es el más avanzado, que tienen la intención de desarrollar en la provincia de Madrid redes de calor con la hibridación de biomasa, termosolar de concentración y gas. En Dinamarca ya se ha conseguido, prescindiendo del gas. Hace un par de semanas se presentaba en Aalborg.

“El sistema presenta la primera planta de cogeneración de Dinamarca, pero también de todo el mundo, que integra energía termosolar de concentración y una caldera de biomasa, mientras que también utiliza el ciclo orgánico de Rankine (ORC, en sus siglas en inglés) para convertir la energía en calefacción urbana y electricidad”. Así lo explica la empresa que ha desarrollado el proyecto: Aalborg CSP A/S.

Se confirma así el liderazgo de Dinamarca en la implantación de redes urbanas de distribución de energía de cuarta generación. En un reportaje publicado en el número de septiembre de Energías Renovables se citaba a la Universidad de Aalborg como uno de los focos mundiales de investigación para integrar sistemas inteligentes de energía, incluidas redes de electricidad, gas y térmica, con edificios más eficientes energéticamente, claves de esa cuarta generación.

Cuarenta y cinco millones de euros de inversión
Desde Aalborg CSP A/S confirman que “los beneficios que aportan estas tecnologías innovadoras permiten a la planta de calefacción urbana Brønderslev Forsyning lograr una eficiencia energética récord, precios de energía más bajos y una solución de futuro que no depende de los precios fluctuantes de los combustibles fósiles”.

Aunque la inauguración oficial tuvo lugar a mediados de marzo, con la presencia de los ministros daneses de Energía, Servicios Públicos y Clima y de Hacienda, la planta termosolar de concentración, que ocupa casi tres hectáreas, lleva en funcionamiento desde 2016. La puesta en marcha en línea de la caldera de biomasa y la unidad de ORC ha conseguido completar el sistema de cogeneración, que en conjunto ha supuesto una inversión de 45 millones de euros.

Fuente:

https://www.energias-renovables.com/biomasa/dinamarca-inaugura-una-red-de-calor-termosolarbiomasa-20180402

Cédric Philibert of the IEA talks about CSP in industry and reveals these opportunities and barriers

A Word with Cédric Philibert

Source: MENA CSP KIP

Cédric Philibert, Senior Analyst in the Renewable Energy Division of the International Energy Agency

Using solar heat for industrial processes isn’t a new concept and with advancements in CSP technology, new opportunities are being presented. From aiding in the high temperature oil extraction process to low temperature food processing, the application of CSP in industry is providing unique opportunities and, of course, challenges. In this interview, Cédric Philibert of the IEA talks about CSP in industry and reveals these opportunities and barriers.

L.N. What areas of industrial application are starting to experience an impact?

C.P.  So far, non-concentrating solar technologies have dominated industrial applications, with the bulk being in low temperature heat which is basically food and drink.

You can see CSP technology in sectors where you need higher temperature levels. There are several applications, mostly in industries such as food and drink, pharmaceuticals, and textiles.

You also have some in extractive industries. For example, the enhanced-oil-recovery (EOR) project by Glasspoint in Oman. They have adapted CSP to local conditions by using a greenhouse to protect the parabolic troughs from wind and sand. The greenhouse allows for a nightly roof cleaning and the use of lighter troughs. The steam produced is pumped into wells to extract larger quantities of oil.

L.N. In what fields do you think CSP could have the biggest impact in terms of industrial applications?

C.P.  There are two big areas: the extractive industries like oil, gas and mining and food processing. Both industries are usually remote, which drives up the cost of obtaining fuel and which usually means that they have available space for the installation of CSP troughs or towers.

However, the higher the temperature, the more difficult it is for solar to compete with fossil fuels. Efficiently reaching higher temperatures using CSP requires a more complex and well-built system, resulting in a higher cost. Furthermore, fuel is burnt at very high temperatures which means that burning fuel to meet low temperature demands is a bit of a waste, giving CSP more of an advantage in the low temperature range than in the high temperature range.

 

L.N. What are the main barriers for CSP in industrial applications?

C.P.  Space is a barrier for sure. The others are cost and uncertainty. CSP has a different financing structure which requires all investments and costs upfront and you need 15-20 years to make a profit. However, mining companies are reluctant to sign a contract beyond five years because they only have visibility for the next few years (except for diamond mining) due to fluctuations in the market value of the commodities they produce. This makes it very difficult for them to get equipped with renewables which are only profitable if the industry or plant lasts 15-20 years.

PV developers have developed an offer of five years for the mining industry which is doable. The material is light enough that it can be reused in different places if the plant is closed, but this is difficult with CSP technologies. So yes, uncertainty over returns in volatile commodity markets is a real barrier.

L.N. How would you say these barriers can be overcome?

C.P.  Space is probably the most difficult to overcome.  We may see the relocation of industries over time to areas where you have good conditions, such as abundant sunshine and ample space.

Learning, economies of scale and moving to places where the resources and cost of capital are more favorable are very important dimensions in terms of overcoming the barrier of cost. Everything that can help de-risk the investment could lower the cost of capital and therefore reduce the total cost.

Additionally, governments can provide support to jump start the industry and reduce costs. France, for example, offers government funding to invest in process heat.

Lastly, an increase in the cost of burning fuels such as a carbon tax or an emissions trading scheme could help as well.

L.N. You’ve mentioned that parabolic trough is one of the CSP technologies that is being used in industrial processes. What CSP technologies are best suited for industrial applications?

C.P.  The best solar heat technology depends on what temperature is needed for a certain process. You have three different categories of temperature: low which is up to 150° C, medium-high which is between 150-500° C and high which is above 500° C. If you look at industry needs, you will have a big chunk of low temperature industrial processes are mostly done by flat plates or evacuated tubes. Troughs work very well for medium-high temperature needs. For temperatures above 500° C, which represents half the total need, you would use towers or ovens. It needs to be point-focus concentration to efficiently collect energy at high temperatures.

 

L.N In your professional opinion, what does the future hold for advancements of CSP and industrial application?

C.P.  I see significant potential. Unlike space heating, which is difficult because of its inter-seasonal liabilities, industry has year-round energy needs and you make significant savings in the summer.

I see a future for CSP especially in medium temperature levels whereas it’s not yet economically viable for high temperature levels.

Executive Summary. Estudio geolocalizado del potencial de aplicaciones de calor solar de proceso en media temperatura

Along the last decade, the potential use of Solar Heat for Industrial Processes (SHIP) has been studied from different perspectives. However, the scope of these diverse studies has usually been more focused on the technical adequacy dimension considering temperatures, pressure and demand profiles. Despite of the fact of the relevance of either solar irradiation, availability of low cost fossil fuel, or surface availability, these variables have been either usually taken into account by a statistical approach or they have not been considered. The detailed analysis of these variables leads to a case by case approach for each industry, which might be considered as not feasible/practical due to the large amount of different industries in Spain.

This study has reduced the target industrial companies to a sufficient low figure that enables the case by case analysis of their own potential. For enabling this approach, it has been necessary to go deeper in terms of resolution. Previous studies stopped at province detail resolution, so that this study has moved a step further up to municipality resolution.

At municipality resolution, three filters have been applied for identifying those places with higher chances to implement SHIP solutions within 4 strategic sectors (Food & Beverage, Agriculture and Cattle raising, Paper and Textile). These three filters are: solar irradiation, availability of piped natural gas and energy demand profiles. In order to take advantage of synergies with previous studies, these 4 sectors have already been selected as the ones with the higher potential of implementing solar heat for industrial processes (SHIP) projects.

The solar irradiation filter is key as the higher the solar irradiation, the higher the solar heat production will be. There are several available solar irradiation studies in Spain, however none of them, based on author’s knowledge, breaks down the solar irradiance by municipality. The source of information for calculating the solar irradiance per municipality has been the information released by the Project named ADRASE conducted by the CIEMAT. A solar irradiation base line has been set in order to consider the sunniest municipalities in Spain.

The competitor of SHIP projects is the current fuel that the industry is using for heat generation. If the current fuel cost is low, the return on investment period of SHIP projects increases, therefore SHIP projects become less appealing for the industry. Nowadays, the piped natural gas supply is the cheapest energy source for heat production. Besides it’s widespread in Spain. As a working tool for the study, a database showing the current gas infrastructure in all municipalities in Spain, has been built up. Coming back to the study outcomes, those municipalities that have piped natural gas infrastructure online have not been analyzed, as most likely, the industries located in such locations will have a current cheap solution for heat generation. So that, the municipalities that have been the focus of the study are those that do not have piped natural gas infrastructure.

The third filter has been used for selecting the municipalities that have industries of the already chosen sectors (Food & Beverage, Agriculture and Cattle raising, Paper and Textile). For this purpose, the INE (Instituto Nacional de Estadítsica) database and the MINETUR (Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital) database have been deeply analyzed at municipality resolution.

Once the abovementioned filters have been applied, it’s granted that the non-excluded municipalities meet the following features: solar irradiation is likely to be high, there is not piped natural gas infrastructure, and there are industries of the selected strategic sectors. This procedure leads to a reduced number of municipalities which enables the detailed analysis of each of them. Then, a list of all the companies of each municipality have been created. The next step has been to select those firms with the CNAE code matching with the 4 strategic sectors. Furthermore, for each industrial company the following variables are know: name of the company, activity, location and size (micro, small, medium, big).

Among the whole list, the micro firms have been excluded as most likely these firms are local shops for either selling or distribution purposes, so that they are not manufacturing plants. Based on each firm activity, those that do not have thermal processes (for instance: storage activity) have been also excluded from the list. Eventually, among the non-excluded listed firms, a visual check through google maps has been carried out for evaluating the surface availability on their roofs.

The above-mentioned process has generated a list of 200 industrial companies where most likely the use of solar energy may be a very interesting solution for industrial energy savings using renewables source of energy. The very last step of the study has been to validate the assumptions that have been considered in the methodology. For this purpose, some meetings have been arranged with the selected industrial firms. These meetings have had the goal of sharing the potential benefits of using solar energy in industrial processes between 100ºC up to 400ºC. Additionally, the meetings have been the final cross-check of the methodology carried out in the study with the current real situation of the interviewed industrial companies.

Once the assumptions used for the selected industrial companies list creation have been validated, the outcome of the study is a visual representation of several maps showing Spanish areas with higher density of industries with a high potential of integrating solar energy for medium range temperature processes among one of their existing industrial processes.

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Estudio geolocalizado del potencial de aplicaciones de calor solar de proceso en media temperatura

 

El objetivo de este estudio es geolocalizar áreas, lo suficientemente concretas dentro de España, donde existan industrias con un alto potencial de instalar sistemas de concentración solar para calor de proceso, y cuyos periodos de retorno a la inversión sean los más cortos posibles.

Nota: Este estudio no pretende ser un trabajo científico, sino una guía para facilitar la implantación de este tipo de proyectos en el sector industrial español.

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Índice del estudio

0 Resumen ejecutivo

1 Estructura del estudio

1.1 Objetivo

1.2 Resumen de la metodología utilizada

1.3 Detalle de metodología

1.3.1 Filtrado por radiación solar

1.3.2 Filtrado por acceso a combustible de bajo coste

1.3.3 Evaluación del consumo térmico en los 4 sectores de estudio

1.3.4 Filtrado por proceso térmico

1.3.5 Filtrado por superficie

1.3.6 Validación mediante visitas

2 Resultados estudio

2.1 Resultados por sector

2.2 Resultados por provincia

2.3 Resultados por municipios