Abengoa avanza en la construcción del complejo termosolar más grande del mundo en Dubai

La compañía acaba de celebrar la finalización del primer campo solar de las tres centrales de energía termosolar con canal parabólico de 200 MW que construye en la fase IV del Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park (MBR), en Emiratos Árabes.
Su construcción ha supuesto la instalación y montaje de 2.120 colectores, de 40 toneladas de peso cada uno.

Abengoa acaba de celebrar la finalización del primer campo solar de los tres construye en el complejo solar más grande del mundo: el Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park. La fase IV del MBR Solar Park está siendo desarrollada actualmente por Noor Energy 1 PSC, una empresa propiedad de DEWA (Autoridad de Agua y Electricidad de Dubai), ACWA Power y Silk Road Fund.

En concreto, Abengoa provee la tecnología y es la encargada del diseño, ingeniería y construcción, para Shanghai Electric Group Co. Ltd., de tres plantas cilindroparabólicas de 200 MW cada una, que forman parte de la fase IV de dicho complejo. Ahora, el desierto de Dubái ha sido escenario de la instalación del último de los 2.120 colectores cilindroparabólicos que forman el campo solar de la primera de las plantas y que ha supuesto el montaje de más de 53.000 toneladas de estructuras, batiéndose incluso récords de producción, al haberse llegado a instalar hasta 80 colectores por semana.

Una nueva generación de colectores

Estos colectores, formados cada uno por una superficie espejada de 1.430 m2 con forma de parábola, son los encargados de concentrar la radiación solar, calentando un fluido de transferencia de calor, el cual producirá vapor que alimenta una turbina para la generación de electricidad. Además, los colectores instalados en esta planta, Spacetube 8.2++, forman parte de la nueva generación de colectores cilindroparabólicos de gran apertura desarrollados por Abengoa. Se trata del colector comercial de mayor apertura del mercado y cuyo innovador diseño ha supuesto importantes mejoras en su rendimiento óptico y optimización de montaje, así como en la reducción de costes de fabricación e instalación.

De esta forma, la compañía consolida su posición como líder mundial en la construcción de plantas termosolares, en la que cuenta con una capacidad instalada de 1,7 GW, que representa el 34 % de la producción a nivel mundial. Asimismo, Abengoa se refuerza, así, como “epecista” de referencia en Oriente Medio. En esta geografía, cuenta con un amplio portafolio que incluye proyectos recientemente adjudicados, como la planta desaladora de ósmosis inversa Jubail 3A en Arabia Saudí o la de Tawelaah, en Emiratos Árabes que, con una capacidad de 909.000 m3/día, será la mayor del mundo de su clase. Además, Abengoa participa actualmente en la construcción de la mayor planta híbrida solar gas del mundo, Waad Al-Shamal, también en Arabia Saudí.

Imagen general del campo solar.

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Momento de la celebración del hito en Emiratos Árabes.

Webinar: ¿Qué aportan los 5GW de Termosolar en el PNIEC al sistema eléctrico español?

Cuando el PNIEC se publicó hace unos meses, sorprendió al incluir 5GW de CSP como parte de los planes de transición energética en el horizonte 2030. De acuerdo con los análisis tradicionales, la CSP ni es la energía renovable más barata, ni la más rápida de construir. Pero sí es la opción renovable más competitiva para complementar la producción fotovoltaica a partir de la puesta de sol.

Su almacenamiento térmico puede ofrecer servicios de mucho valor al sistema adicionalmente a ese desplazamiento de la generación a horas nocturnas. Además las inversiones en termosolar tienen un impacto muy positivo en el PIB y en el empleo así como en el reforzamiento de nuestro liderazgo tecnológico para participar en proyectos en el exterior.

En este webinar exploramos el valor que aporta la CSP a los sistemas eléctricos y por qué España está en una posición privilegiada, comparada con el resto de países europeos, para que la termosolar haga más fácil y económica la descarbonización del sector eléctrico en nuestro país.

  • Descubre las aportaciones que el almacenamiento térmico de las centrales termosolares puede ofrecer al sistema eléctrico en comparación con otras alternativas de flexibilidad que necesitará el sistema ante la elevada penetración de tecnologías no gestionables.
  • Entiende cuál es su valor sobre el sistema eléctrico en general y cómo añadir 5GW de CSP en el sistema eléctrico español evitará gran parte del respaldo fósil así como muchos más GW de renovables no gestionables para alcanzar los objetivos del PNIEC
  • Analiza si en realidad la 5GW de CSP en el sistema eléctrico español suponen un gasto o un ahorro para los consumidores finales, considerando todos las necesidades del sistema eléctrico
6 de octubre a las 17:00 CEST  (Comprueba aquí tu hora local)

https://atainsights.com/es/webinar-que-aportan-los-5gw-de-termosolar-en-el-pniec-al-sistema-electrico-espanol/?utm_source=Speakers&utm_medium=Speakers_webinar&utm_campaign=30330_5GW_CSP_PNIEC

La termosolar Bokpoort alcanza un récord de producción de 21,7 GWh

La central de energía termosolar concentrada de Bokpoort con sede en Sudáfrica, ahora en su quinto año de producción, celebró otro gran récord de producción.

La central de energía termosolar concentrada (CSP) de 50 MW con almacenamiento de 9,3 horas estableció un nuevo récord de producción de invierno en agosto de 2020. El director ejecutivo de la termosolar Bokpoort CSP, Christo Spammer, compartió detalles del desempeño, destacando que la termosolar registró su producción más alta para un mes de invierno con 21,7 GWh, superando su récord anterior de invierno de 19,5 GWh establecido en 2017.

Además, la termosolar registró una producción de 902 MWh en un solo día de invierno austral el 31 de agosto de 2020, que los desarrolladores del proyecto señalaron que es la producción más alta jamás registrada en un solo período de 24 horas en invierno.

Según el proyecto termosolar CSP de Bokpoort, esto equivale a unas 18 horas de operaciones a plena carga (con una turbina de 50 MW) similar a las tecnologías de carga base. La instalación de almacenamiento térmico de la termosolar Bokpoort CSP también permitió que la termosolar respaldara eficazmente la red con energía durante el pico crítico de la tarde (4:00 p. M. A 10 p. M.), Mientras mantenía un factor de carga de hora punta de aproximadamente el 82% para este período a diario.

El presidente de la termosolar Bokpoort CSP, Nandu Bhula, en nombre de la junta y los accionistas, expresó su agradecimiento por los logros de la termosolar hasta la fecha.

“Bokpoort ha estado estableciendo constantemente varios nuevos récords desde el momento en que la termosolar comenzó a producir: primero, el récord africano de 161 horas de operaciones continuas para una central de energías renovables, con producción diurna y nocturna ininterrumpida en marzo de 2016, seguido de un nuevo verano récord de producción mensual de 27,5 GWh en enero de 2019, y ahora también está alcanzando el nuevo récord del mes de invierno”, dijo Bhula.

Agregó que el directorio de Bokpoort CSP continúa desafiando al equipo de administración para que establezca nuevos récords y, por lo tanto, entregue un valor excepcional a la red local. Dada la presión significativa bajo la que se encuentra el sistema de energía con la reducción de carga regular, este rendimiento es realmente valorado por todos.

Rendimiento constante de la termosolar Bokpoort CSP

Paddy Padmanathan, presidente y director ejecutivo de ACWA Power, el accionista principal de Bokpoort CSP, estaba igualmente orgulloso de este logro y compartió que “es nuestra ferviente opinión que esta tecnología sigue siendo relevante para la combinación energética de un país, en particular la capacidad de almacenamiento comprobada para permitir la entrega de energía renovable limpia y confiable, tanto de día como de noche, de manera distribuible, así como respaldar la red a través de la capacidad de servicios auxiliares, complementando a la energía eólica y fotovoltaica intermitentes».

Señaló que el rendimiento constante en todo el mundo ha demostrado el potencial completo de esta tecnología termosolar.

El desarrollo y la implementación de tecnologías renovables en todo el mundo se han intensificado significativamente y el futuro de la termosolar en esta combinación sigue siendo igualmente emocionante.

ACWA Power señaló que con el rendimiento constante de la termosolar Bokpoort CSP y centrales similares en Sudáfrica, la trayectoria reciente de los precios globales, junto con un tiempo de construcción rápido, un alto potencial de localización y beneficios de creación de empleo, las ventajas de la energía termosolar son múltiples.

En particular, las capacidades de almacenamiento se están volviendo cada vez más valiosas a medida que se pone en línea más capacidad de energía fotovoltaica y eólica no distribuible e intermitente. El último Plan Integrado de Recursos (PIR) de Sudáfrica compromete 18 GW adicionales de capacidad para energía fotovoltaica y eólica para 2030.

Si bien los costes de las baterías están disminuyendo, lo que aumenta la competitividad de la energía fotovoltaica más el almacenamiento, la energía termosolar de concentración con almacenamiento sigue siendo más económica durante períodos de despacho más largos y puede ofrecer generación de energía de carga base, incluidos los servicios auxiliares que necesita el operador de la red, concluyó ACWA Power.

Rioglass Solar suministró espejos a la primera central de energía termosolar de Chile

La empresa Cerro Dominador, una empresa chilena propiedad de fondos de inversión administrados por EIG Global Energy Partners (EIG), ha desarrollado con éxito e iniciado la operación comercial de la primera termosolar en América Latina.

El consorcio español Acciona-Abengoa fue el responsable de la construcción llave en mano (EPC) de la central termosolar.
La central, oficialmente denominada Complejo Solar Cerro Dominador, utiliza una combinación de tecnología fotovoltaica (100 MWe) y termosolar (110 MWe). El proyecto se ubica en María Elena, en las cercanías de Calama, en la Región de Antofagasta, en el Desierto de Atacama en Chile. Esta zona tiene uno de los niveles más altos de radiación solar del mundo y, por tanto, es sumamente apta para la energía solar. Cerro Dominador podrá evitar la emisión de 640.000 toneladas de CO2 al año.


La central cuenta con un sistema integrado de almacenamiento de energía térmica (TES) de 17,5 horas, que le permite operar en horario vespertino y nocturno. De esta forma el proyecto generará energía limpia de manera manejable 24/7. El TES utiliza una sal fundida para almacenar la energía térmica de manera eficiente durante un período prolongado si es necesario.
Esta nueva central cuenta con Campo Solar, el área donde se recolecta la energía del sol y se proyecta sobre una caldera solar colocada en lo alto de la Torre Central. El Campo Solar tiene una extensión aproximada de 146 hectáreas y contará con 10.600 helióstatos que dirigirán la radiación solar a un receptor ubicado a una altitud de 252 metros.

Rioglass Solar ha suministrado al proyecto los paneles reflectantes, en este caso Heliostat Mirror Facets, de todo el Campo Solar. Rioglass Solar desarrolló su tecnología única para Heliostat Mirror Facets, que reduce el peso de los helióstatos y aumenta su rendimiento óptico al aplicar un enfoque en el espejo mediante un proceso de producción industrializado y altamente repetitivo en combinación de una reflectancia muy alta, y suministró con éxito a este proyecto.

La energía termosolar (STE) o Energía Solar Concentrada (CSP) juega un papel fundamental en la transición energética y permite una transición energética técnica y económicamente equilibrada tanto en la generación de electricidad como en la descarbonización de los procesos industriales, con fuertes características como la probada de almacenamiento de energía rentable y barato que permite la energía renovable en las horas pico o cubriendo la demanda por la noche, servicios auxiliares, que las fuentes renovables intermitentes como la eólica y la fotovoltaica no pueden proporcionar, e hibridación para ofrecer la mejor solución para el mercado específico. Esto se basa en su almacenamiento de energía térmica integrado (TES) probado y económico.
Galardonado con el CSP Today Industry Choice Award (2016) y el Technology Innovation Award dos veces (2011, 2013), Rioglass, con sede en Bruselas, Bélgica, es una empresa internacional que ofrece tubos receptores de alta gama y espejos de concentración para energía solar concentrada y tecnologías fotovoltaicas y es el líder mundial del mercado de componentes ópticos en el mercado de la CSP.
La innovación está integrada en la cultura de la empresa. Rioglass fue la primera empresa en introducir los espejos parabólicos templados en el mercado, así como la primera en desplegar comercialmente facetas de espejos de helióstatos con una estructura de soporte integrada. Rioglass Solar, a través de sus adquisiciones, también estuvo en la cuna del despliegue de CSP en la década de 1980 y desde entonces ha liderado la innovación e introducción de nuevos conceptos de receptores como tubos de gran apertura y receptores de sales fundidas.
Apoyándose en una sólida experiencia en ingeniería de más de 30 años en las industrias de CSP y relacionadas, Rioglass es ahora el proveedor líder mundial de espejos de concentración y tubos receptores de CSP, con instalaciones de producción de vanguardia y presencia mundial en el mercado de CSP y CPV.
Rioglass ofrece las mejores soluciones económicas basadas en diseños y conceptos innovadores, combinados con una capacidad de producción altamente automatizada para entregar los productos más avanzados y de mayor rendimiento a sus clientes en todo el mundo.

http://helioscsp.com/rioglass-solar-supplied-mirrors-to-chiles-first-concentrated-solar-power-plant/

Primera central termosolar de Chile operará desde fin de año

Contrato con Saesa tendrá una duración de ocho años, comenzó a operar el 1 de agosto de 2020 y se extenderá hasta el 31 de diciembre de 2028. Este es por hasta 600 GWh/año, equivalente al 60% de la capacidad de una de las torres.

Uno de los proyectos más icónicos de la región, Cerro Dominador, ya tiene importantes contratos firmados. El primero, firmado el año pasado, fue con Copec y que comenzó a regir en julio. Ahora fue el turno del grupo Saesa, acuerdo que tiene como objetivo abastecer de energía eléctrica a clientes libres en el sur del país. Este será llevado a cabo mediante la filial Likana Solar, de Cerro Dominador, y es por hasta 600 GWh/año, equivalente a más de la mitad de una de las torres del proyecto.

El acuerdo, que tendrá una duración de ocho años, comenzó a operar el 1 de agosto de 2020 y se extenderá hasta el 31 de diciembre de 2028. Gracias a éste, el grupo Saesa facilitará la reducción de emisiones anuales de CO2 de sus clientes, ya que la energía eléctrica tendrá un origen 100% solar cuando entre en operación en el presente año la planta Concentración Solar de Potencia (CSP) de Cerro Dominador.

Desde la distribuidora Saesa, su gerente general, Francisco Alliende, sostuvo que como compañía tienen la visión de mejorar la calidad de vida de sus clientes, entregando energía confiable.

“En ese sentido, esta alianza nos permitirá ofrecer energía limpia y sustentable a nuestros clientes del sur del país, a precios muy convenientes, haciendo aún más atractivo este mercado para aquellos que se quieran sumar al camino de la sostenibilidad en sus procesos”.

Por su parte, Fernando González, CEO de Cerro Dominador, comentó que “Chile ha comenzado el camino hacia formas más limpias de generación eléctrica y de reducción de las emisiones de CO2, y como Cerro Dominador aspiramos a jugar un rol protagónico en ese desafío. Desde nuestros orígenes estamos comprometidos a contribuir con la transformación de la matriz de nuestro país a través del desarrollo de proyectos que permitan un futuro sostenible. Nuestra tecnología de Concentración Solar de Potencia garantiza un suministro energético por 24 horas en forma 100% renovable, y justamente alianzas como la que firmamos hoy con Saesa permiten que esta solución, tan necesaria para la transición, pueda estar al alcance de todos”.Operación de Cerro Dominador

El emblemático proyecto ya está en sus últimos pasos para comenzar a entregar energía al Sistema Eléctrico Nacional. Según sostuvo el CEO de Cerro Dominador, a fines de este año debería comenzar a operar.

La obra, ubicada en pleno desierto de Atacama, es un complejo solar de energía de vanguardia, formado por una planta fotovoltaica de 100 MW y por la primera planta de Concentración Solar de Potencia de América Latina, con 110 MW de capacidad y 17,5 horas de almacenamiento. Este se encuentra en plena fase de expansión a través de la construcción de nuevos proyectos con la misma tecnología en el norte de Chile.

Sin la gestionabilidad de la termosolar no alcanzaremos el 100% renovable

Lleva casi quince años vinculada a Abengoa, la empresa Top 1 del mundo en soluciones termosolares (no hay compañía sobre la faz de la Tierra que haya instalado más potencia solar termoeléctrica). Allí llegó Cristina Prieto, desde Cepsa: “siempre digo que vi la luz, cuando, en el año 2006, empecé a llevar las plantas de demostración y de I+D en la Plataforma Solúcar. Yo vengo del área del refino, y este era un reto que no podía dejar escapar”. Prieto es hoy, quince años después de su llegada a Abengoa, una de las mujeres que más sabe de termosolar en todo el mundo. Energías Renovables la ha entrevistado: el papel de la termosolar en la transición energética –nos ha dicho– es “indiscutible”.

Cerro Dominador es un complejo solar que combina las tecnologías termosolar y fotovoltaica, una formidable instalación (110 megavatios de tecnología de torre y 100 fotovoltaicos) cuya puesta en marcha lideran dos empresas españolas: Acciona y Abengoa. Reflexiono en voz alta: sin combustibles fósiles, ¿es la hibridación la clave de la transición hacia un modelo 100% renovable? O, ¿por qué hibridar?
En Cerro Dominador, que es propiedad de EIG Global Energy Partners, y donde participamos como diseñadores, como constructora llave en mano, combinamos la producción fotovoltaica con la termosolar para dar un suministro base: suministro 24 horas 7 días a la semana. En realidad, Abengoa ya era líder en hibridación de plantas de ciclo combinado con campo solar, plantas en las que el gas es a lo mejor el 80% y la solar, el 20%. Cerro Dominador está en una zona desértica de Chile, y allí el principal consumidor es la industria minera, que consume por igual durante las 24 horas del día. Así que su objetivo inicial era garantizar este suministro.

No es en todo caso la única planta donde conviven varias tecnologías en la que estamos trabajando. Ahora mismo estamos haciendo muchos estudios sobre cómo sería la sustitución de los generadores en las térmicas de carbón de manera que el suministro de energía lo dé una instalación o bien fotovoltaica, o bien eólica, o bien termosolar, una instalación renovable en todo caso que alimente directamente a las sales fundidas que producen el calor que va a dicho generador. La idea es que se pueda utilizar el mismo bloque de potencia y por tanto reutilizar todas las instalaciones de las térmicas de carbón que se tienen que desmantelar. Estamos en la fase de preingeniería. Nos están solicitando estos estudios, análisis de viabilidad, en Australia, en Estados Unidos, en Chile, en algunas de las instalaciones en España. [Son proyectos ligados a acuerdos de confidencialidad que Abengoa no puede desvelar].

Por resumir: ¿esto sería sustituir al carbón por la termosolar y que todo continuase funcionando?
Sustituir el carbón por combustibles renovables. No tiene por qué ser termosolar. Lo que pasa es que el almacenamiento térmico, que es el producto clave de la termosolar, sí que tiene un papel fundamental en estas soluciones. El almacenamiento térmico lo puedes alimentar con termosolar o con otras renovables. Y la ventaja es esa: que utilizas las instalaciones existentes, los ciclos de potencia existentes, y minimizas el impacto en desarrollo local: puedes mantener plantilla, puestos directos e indirectos…

Abengoa está trabajando en el análisis y desarrollo de “calentadores eléctricos de sales fundidas para la reducción de dumping del campo solar”. Calentadores… Dumping… ¿Qué es eso exactamente?
Las sales las puedes calentar con energía termosolar: cargas el almacén con la concentración solar, pero también puedes cargar de energía térmica el tanque de sales con un calentador eléctrico que alimentes desde una instalación eólica, o desde una fotovoltaica. Dumping es lo que tú rechazas, el exceso de campo que tienes y que no puedes utilizar porque tienes una limitación en tu punto de vertido. Ese exceso de campo, ya proceda de la termosolar, o incluso de la fotovoltaica, lo almacenas. Hasta ahora el rechazo no se utilizaba o se utilizaba con baterías. Bueno, pues también tienes la opción de almacenar térmicamente. Eso es obviamente ineficiente desde el punto de vista termodinámico (estamos hablando de un 40% de eficiencia), pero al mismo tiempo es, económicamente, rentable. Porque cuando tú aplicas estas soluciones sobre ciclos existentes, la realidad económica da.

A ver si lo he entendido. La idea es la siguiente: no “desenchufamos” la fotovoltaica cuando la producción es muy elevada y no hay demanda suficiente; o no desenfocamos los espejos y que no miren a la torre cuando no podemos verter a la red por ese motivo –hay demasiada producción y demanda escasa–… sino que, en esos casos, acumulamos la electricidad en los tanques de sales en forma de calor, y cuando el precio de la electricidad es elevado, por ejemplo a las diez de la noche de un sábado de febrero, utilizamos esa energía solar almacenada en las sales térmicas para producir electricidad y verterla a la red.
Así es.

Y todo ello gracias a un calentador eléctrico.
Sí, a través de un calentador eléctrico que tienes que diseñar especialmente, porque es un elemento complejo en lo que se refiere a utilización y durabilidad. Y sí, lo que te permite este equipo es calentar, con la electricidad sobrante de red o de campo, las sales. Y cuando necesites producir lo único que hay que hacer es que las sales se descarguen sobre el generador y que produzcan electricidad a demanda.

Bien, vamos a dejar por un momento la producción de electricidad, y vamos a pasar a la producción de calor. Abengoa está trabajando en el desarrollo de nuevas aplicaciones de la tecnología termosolar en el campo de la producción de calor de procesos. ¿Con qué fin?
Sí, trabajamos en dos campos principales. Uno: la generación eléctrica, y ahí hemos ido a soluciones híbridas, porque la combinación nos da unos mejores costes, una mejor gestionabilidad y un mejor factor de capacidad de la solución. Y dos: la producción de calor, que en realidad es el mercado natural de la termosolar, tecnología que lo que hace es concentrar el calor en un fluido (caloportador), ya sea este un aceite térmico, ya sean sales. En fin, que la tecnología termosolar produce calor: energía térmica con la que luego podemos producir energía eléctrica, o energía térmica que podemos meter directamente en un proceso industrial. Y ahí voy. La termosolar se puede adaptar perfectamente a la demanda de calor que tiene una refinería, o una petroquímica, o una farmacéutica, o una empresa de alimentación, o una minería. Estamos hablando de calores de proceso que demandan entre los 150ºC y los 400ºC, [para aplicaciones de secado en la industria del papel, procesos de deshidratación de fruta, etcétera]. La termosolar es capaz de suministrar calor de proceso en ese rango de temperaturas calentando fluidos de transferencia en los colectores cilindro parabólicos y puedes integrar esa solución sin tener que modificar en gran medida la instalación existente. O sea, que puedes cambiar el horno que haya, el que utiliza ahora esa empresa, por un horno solar con colectores cilindroparabólicos.

¿Eso ya existe?
Sí. Nosotros tenemos instalaciones ya construidas para el suministro de calor de procesos en una planta minera en Chile y para el suministro de vapor en plantas de alimentación y suministro de agua caliente sanitaria en edificios públicos en Estados Unidos. Y en España estamos trabajando con distintas empresas con el fin de sustituir con soluciones termosolares los hornos de fuelóil, o de gasóil, o de diésel convencionales con los que ahora esas empresas están trabajando.

Cristina Prieto dirige las plantas de demostración y de I+D de la Plataforma Solúcar, donde Abengoa prueba sus prototipos desde principios de siglo, 2005-2006. ¿Es esa (la I+D) la clave del éxito de Abengoa?
Bueno, todos los desarrollos en materia de innovación los planteamos con un enfoque comercial. Y sí, a partir de plantas de demostración que permiten la escalabilidad de resultados, nuestros productos acaban llegando al mercado. Tenemos infinidad de ejemplos de productos que han sido validados en nuestras plantas de demostración de la Plataforma Solúcar, instalaciones demo que pueden ser de cinco megavatios, que es un tamaño bastante relevante. En Solúcar lo trabajamos todo. Por una parte, la tecnología cilindroparabólica. Desarrollamos nuevos colectores, con distintas aperturas; optimizamos los mecanismos hidráulicos para mejorar el seguimiento solar y reducir costes, pero manteniendo siempre el rendimiento óptico del colector. Luego, por otro lado, en una segunda ubicación, dentro de Solúcar, hacemos exactamente lo mismo pero sobre heliostatos. Trabajamos en diseños optimizados para la tecnología de receptor central, optimizamos el diseño, los sistemas de seguimiento y las técnicas de apunte de los distintos componentes del campo solar. Y, por fin, tenemos una tercera ubicación donde hacemos toda la validación óptica y de calidad de los equipos con distintos sistemas de fotogrametría, deflectometría, de manera que podamos ver la calidad óptica de los sistemas que estamos diseñando. Y, como decía, hay muchos ejemplos de validación y salto a la fase comercial.

¿Por ejemplo?
Soluciones que hemos implementado en las plantas cilindroparabólicas que tenemos en España, o también en las plantas cilindroparabólicas de Estados Unidos, o en la planta de torre que tenemos en Suráfrica, en las instalaciones con torre de sales fundidas que hemos llevado a Luneng Haixi, en China, y que ahora hemos llevado también a Cerro Dominador, en Chile. Cada vez que una solución desarrollada y validada por nosotros llega a una fase comercial es un ejemplo del éxito de la innovación en Abengoa.

Bien, en todo caso, más allá de Solúcar, Abengoa también existe. Porque son varios y ambiciosos los proyectos de I+D (multiparte y multinacionales) en los que participa. ¿Qué es, por ejemplo, Solpart?
Sí, es cierto, igual que hacemos desarrollos internos, también participamos mucho en consorcios europeos, para seguir manteniendo este rol de liderazgo tecnológico. La evolución natural de la tecnología termosolar es el calor de proceso. Ya hay soluciones para procesos industriales que demanden hasta los 400ºC, soluciones que están maduras a nivel de componentes. Pero la demanda va más allá aún. Hay demanda de soluciones para industrias muy intensivas en consumo energético, como puede ser la industria de la alúmina, la que opera con minerales de alto consumo, las cementeras o la producción de queroseno. Y ahí estamos, en el desarrollo de soluciones termosolares capaces de producir ese calor. Estamos hablando de temperaturas que rondan los mil grados centígrados. Esto para nosotros constituye todo un reto tecnológico, porque para producir en una torre ese calor hay que diseñar componentes, hay que abordar muchos desafíos… y hay que montar consorcios que garanticen todas y cada una de las partes de esa solución tecnológica. Y ejemplo de ello es efectivamente Solpart, un proyecto europeo que está en fase final y que buscaba una solución de receptor de torre, a una escala de demostración, que permitiese la reducción de los consumos de las cementeras. Ahí hemos desarrollado, en colaboración con otros centros de I+D y con empresas como Cemex, por ejemplo, diferentes configuraciones de receptores que permiten trabajar a esas elevadísimas temperaturas. Y hemos trabajado en la integración de ese calor de proceso en la industria del cemento.

¿Y con qué resultado?
Los resultados han sido bastante positivos. El receptor está a un TRL todavía relativamente bajo, y por eso estamos planteándonos una segunda fase, una escala más relevante, para evolucionar el receptor. [El criterio Technology Readiness Level, que viene del mundo aeroespacial, pretende definir los diferentes niveles en que se encuentra un desarrollo tecnológico para tratar de conocer su grado de madurez; hay 9 niveles; el TRL 1 vendría a ser el concepto base; y el TRL 9, el producto listo para entrar en el mercado].

Oigo «soluciones termosolares para la industria electrointensiva». ¿Puede ser la termosolar una solución para Alcoa?
Evidentemente es una solución en cuanto a reducción de costes y emisiones. Lo que no sé es si llegará a tiempo. Estamos trabajando para que esos procesos sean mucho más competitivos. Pero es verdad que queda todavía un desarrollo tecnológico que implica una serie de años trabajando en estas soluciones para que sea un producto maduro y confiable.

Entiendo que ello es así porque las temperaturas de 1.000ºC son muy elevadas. Pero también he entendido que las soluciones termosolares para producir las otras temperaturas de las que hemos hablado, de 150 a 400, son inminentes. ¿Es así?
Esas son inminentes. Eso ya se puede ofertar. A nivel de componentes lo tienes. Y a nivel de software de integración lo tenemos ya prácticamente cerrado. Lo que a estas soluciones les queda de innovación va a venir más por la vía de alcanzar la madurez operativa en fase comercial. Pero a nivel de desarrollo el proceso está completado, y a nivel de confiabilidad de producto por nuestra parte también está completado. Estas soluciones están listas para el mercado. Las hemos comprobado, como decía, en instalaciones de Chile y Estados Unidos. Pero también es verdad que la alta temperatura todavía no ha alcanzado el cierre de diseño a escala relevante y que por tanto sí que va a necesitar cierto desarrollo adicional antes de llegar a su comercialización. Creemos que va a ser una solución tecnológica, y que va a ser una vía de aplicación de la termosolar, claramente, pero no es algo que puedas ofertar hoy.

¿Dónde está la innovación española en materia de termosolar en comparación con la del resto del mundo?
Bueno, nosotros somos líderes indiscutibles, con un 35% del mercado mundial termosolar. No hay ninguna otra empresa a nivel internacional que pueda tener un desarrollo superior al que nosotros tenemos, con una capacidad en tantas áreas, en tantos componentes. Abengoa, en ese sentido, y en general España, con sus centros tecnológicos y de investigación… Somos líderes en termosolar. Y esto es algo que hay que garantizar y mantener. Ahora mismo no hemos externalizado nada. Tenemos toda la cadena de valor del sector dentro del país. Y creo que pocas tecnologías pueden decir esto. Y nuestros productos comerciales (y no solo hablo ahora de Abengoa, sino también de otras empresas españolas) están en todo el mundo, lo cual avala ese liderazgo.

¿Con quién compite la termosolar española?
Como tecnólogo, China ha identificado la termosolar como un potencial producto. Y en los últimos cinco años ha hecho una inversión que calificaría de… descomunal. Bueno, no tengo la palabra que pueda definir la cantidad de millones que ha destinado a que los centros tecnológicos chinos se pongan al mismo nivel que los demás centros tecnológicos del mundo. Y es cierto que nos están alcanzando. No puedo negar que eso está ahí, que es una competencia clara en cuanto a desarrollo tecnológico, y que ha venido fomentada por una inversión por parte del Gobierno chino de una cuantía inimaginable ahora mismo en cualquier otro lugar. Así que… A nivel de quién va a ser nuestra principal competencia en cuanto a desarrollo tecnológico… China.

¿Qué empresas compiten con Abengoa?
En el mundo termosolar hay empresas involucradas en los principales proyectos en construcción y desarrollo, como son ACWA o Masdar. Y también hay otras empresas de países del cinturón solar, de la zona del Magreb, de Emiratos, y empresas chinas. Grandes tecnológicas como Google están trabajando también en termosolar y promoviendo soluciones tanto de almacenamiento térmico como de almacenamiento eléctrico con campos termosolares. En resumen, todos los países que están dentro del cinturón solar identifican la termosolar como la tecnología que va a permitir flexibilizar las redes eléctricas con alta penetración de renovables, eólica y fotovoltaica, que son renovables no gestionables. Necesitan soluciones de estas características, termosolares, para que los sistemas eléctricos que vienen sean flexibles.

¿Qué le falta a la termosolar para volver a instalar potencia en España? Porque aquí no se ha abierto una sola central desde el año 2013.
Estamos todos pensando en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima [que fija como Objetivo 2030 la instalación de 5.000 megavatios de potencia termosolar en España de aquí a esa fecha]. Hay una necesidad de reconversión del mercado energético a nivel europeo. Y a nivel mundial. Y se está produciendo. Se está implementando realmente. Lo que tenemos que tener claro es que la termosolar no puede competir en coste hoy con otras tecnologías, como la fotovoltaica. No puede competir si lo que estamos buscando es una generación barata y solo atendemos a ese criterio. Lo que yo digo es que hay que atender también a otros. Hay que poner en valor el punto adicional de la termosolar, que es una tecnología gestionable, una tecnología capaz de producir a demanda en condiciones de plantas pico o en condiciones de plantas de suministro base. Los mercados español, estadounidense, los de toda la zona del cinturón solar, van a experimentar –ya lo están haciendo– una alta integración de fotovoltaica, y van a necesitar a la termosolar para contrarrestar las curvas y hacer flexibles los sistemas. Y eso se tiene que valorar, y eso se tiene que ver reflejado en los sistemas de subastas.

¿Debo entender pues que la clave del 100% renovable es la termosolar?
Exactamente. La gestionabilidad es el factor clave que vamos a tener en todos los mercados con penetración de renovables. Sin esa gestionabilidad no vamos a alcanzar ese 100%. Y ese es el papel de la termosolar, papel indiscutible, y que tenemos que poner en valor. Además, tenemos que mantener esta tecnología, en la medida de lo posible, como producto clave de tecnología española.

La última, ¿hay muchas mujeres en el sector termosolar?
En el campo de la investigación, en el que suelo trabajar bastante con centros de investigación, sí que hay una representación relevante. Sin embargo, a nivel constructivo de plantas comerciales, no. Nuestro trabajo empieza en el desarrollo conceptual y termina en la fase de construcción y operación de la solución comercial. Por tanto, podríamos decir que en las etapas más tempranas sí que hay una componente femenina importante, pero que, en las etapas más comerciales, en el sector de la construcción, esa presencia es más minoritaria.

Antonio Barrero F. (24 de agosto de 2020). “Sin la gestionabilidad de la termosolar no alcanzaremos el 100% renovable”. Energías Renovables, el periódico de las energías limpias.
Recuperado de: https://www.energias-renovables.com/entrevistas/a-sin-la-gestionabilidad-de-la-termosolar-20200824

Spanish Start-up Innovates Solar Steam Modules for Industries

When selling to any small business, it is psychologically easier to sell a product that is already made than a project that first will need to be constructed on site. Solatom, a new solar thermal firm has based their business model on this understanding for customers who need steam or hot water to process their products.

The company’s founders focused on designing a plug & play solar module that could be shipped ready to go and be simply connected onsite as a turn-key design. Their modular Fresnel solar reflector systems are designed to generate steam or high pressure hot water for industrial processes.

The Solatom Fresnel solar collector is designed to be shipped in a container IMAGE@Solatom

How it works

Each module is a linear Fresnel solar collector with mirror reflector that rotates to follow the sun, concentrating sunlight onto a vacuum tube at the central focal point along its 20 ft length. Fluid circulating through the tube absorbs the concentrated solar energy and heats up to 300ºC to generate hot water or high pressure steam up to 20 bar. Each module has a thermal power of 15kW and weighs under 23 kg per square meter and is sized to fit precisely into a standard 20 ft or 40 ft shipping container – or on truck beds – for shipping to customers.

“For example, in the case of a project in the Canary Islands we shipped four modules in shipping containers. So we fit two modules in a 40 foot shipping container,” said solar engineer Miguel Frasquet, who is now the CEO of the startup.

“The shipping container was loaded on a truck and transported to the port and put into the boat and unloaded again.From the time that we unloaded them from the shipping containers, we took 48 hours to deploy the complete solar field. It is quite fast. It didn’t make like a lot of unseen work.”

The modules can be connected in series “like lego bricks” at whatever scale is needed by a particular customer, or even to grow as a company’s needs grow. The firms engage local plumbing contractors to connect the modular array to theirsteam network. The Spanish firms that the three year old startup have sold to use steam or hot water to process products as various as cork, chemicals, cleaning products, fertilizer and process meat

The hot water can be stored in highly insulated tanks in two sizes. For example, the cork factory required a 6,000L tank while the fertilizer firm needed one with 10,000L capacity. (Either tank size can be delivered on one truck). The tanks are highly insulated so heat loss is only around 3° even over a weekend when some of these smaller firms like the cork factory do not operate. But the solar system can keep running both days and top it back up by Monday morning when the heat is once more needed for its pre-sunrise factory startup.

Plug & play removes risk for customers

This modular turnkey product approach is different from that of other solar firms such Sopogy, a Hawaiian company that had a similar customer target; small to medium-sized wineries, food processors and chemical firms that need hot water or high pressure steam.

“The big difference is what we’re trying is to provide a completely preassembled product,” Frasquet explained “The traditional way of building this kind of projects is as infrastructure projects in which you’d have to transport all the materials, the equipment, the people. You transport everything and you build everything on site. But for us this is not economical. Instead we ship each module ready to go; you can transport it and plug it in. This way you don’t spend too much time in the field which is the most expensive and least controlled part of a project.”

The founders of the three-year-old start-up bring together solar thermal experience from Abengoa and mechanical engineering and financial experience from London Business School. The team initially tested a first pilot module at Plataforma Solar de Almería (PSA) and subsequent ones were validated in early 2019. The combination of engineering and business experience informed the way they sought their ideal customers among the many industries that need heat to make hot water or steam for their business.

“We spent the first nine months of our company not building projects, but just developing an algorithm to look for and find these kinds of companies,” said Frasquet. “We are very good at finding which kind of company have an energyneed. For us the ideal is the fairly isolated smaller and medium companies away from the city, because they have no access to the natural gas grid, so they use diesel and fuel oil which are way more expensive.”

He described economic viability as a grey area from customers’ perspective – that for some making the switch to solar instead of continuing to buy diesel or fuel oil is viable – even without any renewable energy incentives.

“So far our commercial projects haven’t had any subsidy because there was none in place at that time. So economically it had to work without the subsidy,” he noted. “The main driver of most industries is payback time, and that can vary from one factory to another. For some firms, If the payback time is six years, that is OK. But maybe for another company, that is not fast enough; they need to have a payback time of two years. So the economics really vary for each company. It is a grey area.”

Susan Kraemer, solarpaces.org

Potencial energético de la energía termosolar en Europa

A la luz del marco climático y energético de la UE 2030, MUSTEC (Captación del mercado de la electricidad termosolar a través de la cooperación) tiene como objetivo explorar y proponer soluciones concretas para superar las barreras que obstaculizan el despliegue de proyectos de cooperación de energía termosolar concentrada (CSP).

La termosolar CSP tiene un alto potencial en el suministro de electricidad renovable bajo demanda no solo al sur, sino también a los países del centro y norte de Europa, complementando a la energía eólica y a la fotovoltaica, que no son gestionables. Como dice Yolanda Lechón del Centro Español de Investigación en Energía, Medio Ambiente y Tecnología (CIEMAT) y coordinadora del proyecto MUSTEC: “Nuestro objetivo clave es identificar y superar las barreras que limitan la expansión de la termosolar en Europa. Al mismo tiempo, estamos explorando impulsores potenciales que puedan impulsar la cooperación, ya que el comercio de termosolar intraeuropeo puede desempeñar un papel importante para la descarbonización, estabilización e integración del sistema eléctrico europeo”.

Termosolar competitiva en el mercado energético descarbonizado

Para evaluar los factores que afectan la competitividad de la termosolar en el mercado eléctrico europeo, los investigadores de MUSTEC analizaron el entorno del mercado y el desarrollo futuro de los parámetros tecnoeconómicos de los proyectos de termosolar. En particular, esto cubría el precio del dióxido de carbono y hasta qué punto se puede reducir el coste nivelado de la energía (LCOE) de la termosolar en el futuro. “Basadas en LCOE, las tecnologías de termosolar pueden ser competitivas al brindar una opción alternativa frente a otras tecnologías de generación descarbonizadas (solar fotovoltaica o eólica en tierra), especialmente si tenemos en cuenta su alto potencial de almacenamiento. La tecnología puede proporcionar más de 4 horas de almacenamiento ”, señala Lechón.

Además de los esfuerzos de I + D específicos, una palanca importante para reducir el LCOE de la termosolar es reducir los costes de inversión. MUSTEC es consciente de la necesidad de paquetes de financiación para proyectos de termosolar, así como un marco de inversión que reduzca los riesgos asociados.

“La principal ventaja competitiva de la termosolar es la capacidad de despacho de la electricidad generada”, enfatiza Lechón, a diferencia de los aerogeneradores de energía eólica y la fotovoltaica. La flexibilidad es la palabra clave aquí y MUSTEC ha trabajado para lograr unos precios adecuados y políticas ambiciosas de energía y clima que reflejen el valor de la capacidad de gestión de la termosolar.

La estrategia de MUSTEC refleja el éxito en España

Los socios españoles del proyecto han asesorado al gobierno proporcionando apoyo científico para las políticas de expansión de la termosolar en España. En concreto, el CIEMAT ha asesorado en la construcción de la herramienta de planificación energética TIMES-SINERGIA utilizada en la elaboración de los Planes Nacionales de Energía y Clima (PNEC) y la inclusión de tecnología termosolar. Además, el gobierno solicitó al socio de MUSTEC, CSIC, que asesorara sobre el diseño de subastas de electricidad renovable, incluidas consideraciones específicas para fuentes despachables, como la termosolar.

Significativamente, las consideraciones geopolíticas y de seguridad han sido destacadas por el socio de MUSTEC, RIE ELCANO. Estos incluyen el papel del petróleo y el gas en las estrategias nacionales españolas a través de intercambios en profundidad con los responsables políticos. Los estrechos contactos con el Ministerio Español de Transición Ecológica de la Asociación Europea de Energía Solar Térmica, miembro de ESTELA, y Protermosolar, han reforzado el interés por la tecnología. En cuanto a los avances tecnológicos, el socio español COBRA también está coordinando algunas iniciativas de investigación de la UE, como HYSOL, para desarrollar configuraciones híbridas de termosolar adecuadas.

En consecuencia, el gobierno español ha incluido la tecnología termosolar en su NECP. Habrá 5 GW adicionales de termosolar en 2030, frente a los 2,3 GW en 2020, junto con mecanismos de apoyo que podrían considerar el valor del sistema de la tecnología.

Implicaciones del cambiante panorama geopolítico y económico a raíz del COVID-19

Además de ser plenamente coherente con el espíritu de los objetivos del Pacto Verde Europeo, el apoyo a los mecanismos de cooperación termosolar tendrá los efectos redistributivos beneficiosos de promover una actividad económica sostenible y de alto valor añadido en los Estados miembros del sur (EM).

«La crisis del coronavirus ha cambiado el panorama geopolítico interno de la UE y la energía no es una excepción», señala Lechon. El aumento de la integración de los mecanismos de intercambio y cooperación de la CSP y las energías renovables tendrá importantes beneficios geopolíticos y económicos para Europa que son particularmente valiosos en la crisis actual.

Aumentar la seguridad energética y facilitar la integración de energías renovables, por ejemplo, brindará oportunidades para los EM del sur de la UE que más han sufrido en la reciente recesión. Estos países tienen los recursos solares y la experiencia tecnológica, industrial y de ingeniería para beneficiarse de la construcción y explotación de instalaciones de generación y almacenamiento de CSP.

Lechón concluye: “El proyecto MUSTEC propone la integración y aceleración de los mecanismos de cooperación CSP como una respuesta geopolítica interna coherente de la UE a la crisis del COVID-19”.

La central de energía termosolar Kalulushi en Zambia se prepara para la construcción

La central de energía termosolar Kalulushi en Zambia se prepara para la construcción

Zambia está preparada para la construcción de la termosolar Kalulushi en la provincia de Copperbelt, ya que la sequía masa continúa afectando al país, lo que hace que los proyectos hidroeléctricos sean insostenibles.

Se eligió a una filial zambiana de la firma china Sinohydro para realizar las obras de ingeniería civil para la construcción del proyecto.

La termosolar Kalulushi se construirá en un terreno de 450 hectáreas ubicado a 1 km de Kitwe Chingola Road en el distrito de Kalulushi.

El complejo termosolar estará formado por espejos que concentrarán los rayos del sol para calentar un fluido térmico que hará girar turbinas para producir 200 MW de electricidad.

El proyecto está siendo desarrollado por el Productor Independiente de Energía (IPP) Margam Valley Solar Energy Corporation.

Según Akapelwa Akapelwa, director de Margam Valley Solar Energy Corporation, el consorcio del que su empresa es miembro planea generar un total de 400 MW de electricidad a partir de energía termosolar en la provincia de Copperbelt, que se suma a la participación de renovables en la combinación de electricidad de Zambia.

El país depende de las centrales hidroeléctricas para producir el 85% de su electricidad (2.380 MW), con una capacidad instalada total de 2.800 MW. Zambia es uno de los líderes en desarrollo de energías verdes en África.

Chipre acuerda la construcción de una central termosolar de 50 MW

Una central de energía termosolar puede comenzar a funcionar el próximo año, ya que el acuerdo con el gobierno de Chipre se firmó después de que todos los permisos se hayan obtenido. Alfa Mediterranean está a punto de construir la central termosolar de 50 MW con tecnología australiana.

Tras años de demoras, Alfa Mediterranean Enterprises finalmente firmó el contrato con el gobierno para construir su proyecto CY CSPc EOS Green Energy. La primera central de energía termosolar concentrada (CSP) de 50 MW en Chipre se instalará en Alassa, cerca de Limassol.

Foto: Proyecto EOS Green Energy

El ministro de Agricultura, Desarrollo Rural y Medio Ambiente, Kostas Kadis, dijo que las obras se estiman en 200 millones de euros. La termosolar contribuirá significativamente a la economía local y ayudará a la república a alcanzar sus objetivos climáticos sin costo alguno para el contribuyente, en sus palabras.

El parlamento solo aprobó la garantía estatal de 60,2 millones de euros después de que el inversor obtuviera una garantía bancaria. Alfa Mediterranean, un promotor inmobiliario, está registrado en Paphos.

El Banco Europeo de Inversiones está financiando la termosolar en Chipre. Acordó proporcionar un anticipo de 36,1 millones de euros. El proyecto está respaldado por el programa NER300 de la Unión Europea para tecnologías innovadoras en el sector.

Como ya se han obtenido todos los permisos, la construcción puede comenzar de inmediato y la instalación podría comenzar a funcionar el próximo año. Se convertirá en un proyecto modelo, no solo en Chipre sino también internacionalmente, dijo Kadis.

Anteriormente afirmó que el esfuerzo de termosolar permitirá a Chipre pagar menos por los derechos de carbono europeos. Son esencialmente una multa, dijo el ministro.

«La tecnología que utilizaremos es el principio y el fin de todo para reemplazar los combustibles fósiles, reducir la contaminación ambiental y proteger a las personas», subrayó Neofytou. Pidió ayuda a Kadis y al Ministerio de Medio Ambiente para presentar propuestas en futuras licitaciones en toda Europa.

Alfa Mediterranean ha revelado planes para exportar electricidad a Europa continental a través del interconector EuroAsia. El proyecto de cable submarino está en desarrollo, con el objetivo de vincular las redes israelíes y europeas.

Se acaba de obtener el permiso de construcción para la estación convertidora HVDC (corriente continua de alto voltaje) de Siemens en Chipre. El interconector de 1 GW, que debería terminar en Grecia, está valorado en 2.500 millones de euros. El proyecto trilateral está programado para finalizar en diciembre de 2023. Se está desarrollando otro enlace de energía dentro del interconector EuroAfrica.

CY CSPc EOS Green Energy es también un proyecto termosolar con almacenamiento térmico. La tecnología para almacenar calor es mucho más barata que las baterías.

La termosolar en Chipre tendrá trescientos receptores termosolares (STR). Los heliostatos giratorios, esencialmente espejos, reflejarán la luz solar hacia las torres con almacenamiento térmico de grafito, donde la temperatura puede subir hasta 800 grados centígrados. La energía de las unidades de almacenamiento se puede utilizar durante la noche.

La compañía australiana Solastor desarrolló el sistema, que cuenta con un ciclo de vapor sobrecalentado. El calor se transfiere a una turbina en el suelo. La producción anual estimada de la planta es de 172 GWh, equivalente al consumo de electricidad de 65.000 hogares.

El proyecto se ha pospuesto repetidamente debido a que Chipre carecía de un sistema de apoyo para las energías renovables y su mercado energético aún no se ha completado. Como los precios de la energía no se pueden determinar, las instituciones financieras se mostraron reacias a financiar proyectos.