Equipo de EE. UU. construye concepto de calor de energía termosolar a $ 30/MWh

Un equipo de investigación dirigido por la Universidad de Tulane y la Universidad de San Diego ha desarrollado un convertidor híbrido de energía solar que genera electricidad y vapor a un coste de $30/MWh, dijo la Universidad de Tulane en un comunicado el 15 de julio.

El proyecto de investigación comenzó en 2014, con el apoyo de $ 3.3 millones de fondos del programa ARPA-E del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE). El equipo incluía miembros de la Universidad Estatal de San Diego, Boeing-Spectrolab y Otherlab.

El sistema híbrido utiliza células solares de múltiples uniones para generar electricidad y redirigir los rayos infrarrojos a un receptor térmico, capturando una parte mayor de todo el espectro de la luz solar. La energía térmica se puede almacenar y enviar para aplicaciones de calor, como procesamiento de alimentos, producción química, tratamiento de agua o recuperación mejorada de petróleo.

Los investigadores realizaron extensas pruebas de prototipo y de campo y el sistema demostró una eficiencia del 85.1% y suministró vapor a una temperatura de hasta 240 ° C, dijo la Universidad de Tulane.

El equipo ahora se está moviendo hacia la validación a escala piloto, utilizando fondos de seguimiento de la Junta de Regentes de Louisiana y Reactwell, un socio comercial local, dijo.

Gonzalo Martín, secretario general de Protermosolar: «Confío en que España pueda volver a ser el referente termosolar mundial»

El nuevo secretario general de Protermosolar está convencido de que la solar termoeléctrica es la piedra angular para alcanzar la descarbonización completa del sistema eléctrico español, al garantizar un almacenamiento masivo de energía y aportar un respaldo firme y planificable a la penetración con las renovables intermitentes. También cree que si tanto Gobierno como empresas cumplen el PNIEC, España puede volver a liderar el crecimiento de la termosolar en el mundo.

Vd llegó al sector hace ya casi 15 años, cuando se daba el pistoletazo de salida al desarrollo de la termosolar en España. ¿Cómo vivió aquellos momentos?
Fueron momentos realmente ilusionantes y en mi caso no era consciente del cambio que se avecinaba. Trabajaba como becario en Abengoa ayudando en el diseño de la torre PS10 pero no podía imaginar que empresas como la propia Abengoa, Sener, Acciona, Cobra y muchas otras se convertirían en referentes mundiales del sector, convirtiendo la marca España en el líder tecnológico indiscutible.

Tras esa etapa de «esplendor», las renovables fueron duramente castigadas. ¿De qué manera afectó el parón a las empresas españolas que estaban empezando a incursionar en el sector termosolar? ¿la internacionalización de las compañías españolas fue uno de sus efectos colaterales?
Confluyeron varios factores. Uno fue alcanzar el límite de capacidad termosolar a instalar que imposibilitó nuevos desarrollos en España. Este hecho forzó a las empresas a buscar nuevos mercados. Muchas de las empresas ya tenían experiencia internacional; sin embargo, para casi todas las pymes del sector supuso todo un hito establecerse en países como Estados Unidos, Sudáfrica, Chile o Marruecos. Algunas de ellas incluso se instalaron con fábricas en esos países.

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Adicionalmente, ocurrió el cambio del esquema retributivo de las plantas que estaban ya en operación. Esto no sólo afectó a las plantas nacionales, sino que pensamos que tuvo consecuencias más allá de nuestras fronteras en dos aspectos: el primero es que muchos planes de expansión termosolar de otros gobiernos se vieron cuestionados al ver lo que estaba pasando en España. El segundo fue el cambio drástico que forzó a muchas de nuestras empresas, que tenían un rol de promotor de proyectos, a convertirse en contratistas para terceros. Aunque todo esto es muy difícil de cuantificar, creemos que contribuyó a una ralentización mundial de la termosolar – coincidiendo precisamente con una espectacular bajada de costes de la fotovoltaica– de la que hemos empezado a salir hace unos años con desarrollos híbridos termosolar-fotovoltaica como el de Dubái, demostrando la complementariedad de ambas tecnologías.

Ahora vivimos de nuevo buenos momentos. El PNIEC contempla 5 nuevos gigavatios para esta tecnología de aquí a 2030. ¿Habría que pedir más?
En España tenemos 2,3 GW instalados, y eso en su momento fue suficiente para demostrarle al mundo que la tecnología era viable y que nuestras empresas estaban preparadas para construir centrales fiables que una década después siguen operando de manera estable con producciones muy predecibles año tras año.  Los 5 GW de nueva capacidad que prevé el PNIEC deben ser suficientes para demostrar la importancia del rol termosolar en el nuevo mix energético, que no es otro que ser la principal – a día de hoy casi la única- fuente de generación renovable nocturna que garantice suministro.

Sin embargo, alcanzar la descarbonización completa, prevista para 2050 en el Pacto Verde Europeo, sí requiere más de 5 GW para poder garantizar un suministro nocturno sin depender de energías fósiles. Querría destacar que una de las medidas del PNIEC está orientada a incrementar el almacenamiento energético, lo cual ayudará a disponer de reservas estratégicas descarbonizadas para casar mejor las curvas de generación y demanda. En almacenamiento distinguimos entre los servicios de almacenamiento de respuesta rápida para el control de frecuencia y voltaje y los de almacenamiento masivos de energía – a un coste mucho menor- para su entrega planificada al sistema. Nosotros nos encontramos en estos segundos servicios, que son los llamados a suplir la demanda nocturna, reduciendo o eliminando la necesidad de un respaldo fósil y por tanto convirtiéndose en la piedra angular para alcanzar la descarbonización completa del sistema eléctrico.

¿Tiene capacidad para seguir mejorando esta tecnología?
Completamente. No sólo con mayor almacenamiento, sino con mayores tamaños de turbina que optimicen el coste, con un perfil de funcionamiento orientado a la tarde/noche y con la posibilidad de convertirse en esa reserva estratégica para los picos de demanda, independientemente de que los días anteriores hubieran sido soleados o no.  Los costes de generación se han reducido, según la Agencia internacional de Energías Renovables (IRENA) más de un 47% entre 2010 y 2019; y las perspectivas, basadas en las últimas subastas internacionales, prevén una reducción aún más drástica de hasta un 60% adicional en los próximos dos años. Esto permite, por un lado, que en determinadas ubicaciones ya sea más atractivo instalar una central termosolar que una de combustibles fósiles y, por otro, conforme aumenta la penetración termosolar en el mix energético,  que haya asimismo mayor penetración de renovables intermitentes ya que tienen ese respaldo firme y planificable característico de nuestra tecnología.

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¿Y en precio? ¿Hay margen para que siga bajando y resulte plenamente competitivo, no ya con las plantas que usan combustibles fósiles sino con otras renovables?
El precio al que una planta termosolar puede vender su energía para ser rentable no depende únicamente de los costes “tecnológicos”, es decir, de la inversión en ingeniería, compra de equipos, construcción y mano de obra necesaria para operar la planta, sino también de otros costes externos donde destaca principalmente el financiero. Las plantas previstas para cumplir con los 5 GW del PNIEC pueden suponer una inversión de más de €25 mil millones de los que aproximadamente tres cuartas partes será deuda de proyecto con entidades financieras. Proporcionar un marco retributivo estable en España es la clave para que los costes financieros estén contenidos y no encarezcan la energía. Uno de los principales parámetros que ha permitido establecer el PPA termosolar más bajo hasta la fecha ha sido precisamente la reducción del coste financiero para las plantas de Dubái.



¿De qué manera puede ayudar la termosolar ahora a la reconstrucción del país, a la creación de empleo y de riqueza?
La tecnología termosolar, como he comentado antes, es eminentemente nacional. No sólo a nivel de ingeniería, sino también las empresas constructoras y las que operan y mantienen las plantas. Además, gran parte de la cadena de suministro es nacional. Desde Protermosolar hicimos el pasado mes de abril un documento de propuestas a corto plazo para la recuperación económica, en el que cuantificábamos que la termosolar puede aportar más de €1.300 millones de inversión privada y la creación de 5.500 empleos;  50 empleos indefinidos cualificados ubicados en la España Vaciada y varios miles en la cadena de suministro, únicamente con la instalación de tanques de sales fundidas en algunas de las plantas existentes, reutilizando y maximizando el uso del resto de la infraestructura (turbina para generación eléctrica, punto de conexión, etc).

Esto no requiere nuevas subastas y responde directamente a la medida del PNIEC de aumentar la capacidad de almacenamiento energético en el país. Es más, apenas supondría sobrecoste al sistema eléctrico ya que si se extiende la vida útil de las instalaciones esta inversión adicional podría acometerse con una refinanciación del activo. Ahora mismo no se puede hacer porque el marco normativo vigente no lo permite, pero si se modificase, sabemos que hay un alto interés en el sector por instalar almacenamiento en las plantas existentes.

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Respecto a las subastas anunciadas por el Gobierno, ¿deberían empezarse a hacerse y programarse ya? ¿Qué espera de ellas?
Todo el sector renovable, no sólo el termosolar, está esperando que se anuncien estas subastas y que podamos ver el texto concreto que las regirá. Ahora mismo tenemos el PNIEC que establece los objetivos nacionales hasta 2030 para cumplir con el Pacto Verde Europeo, y está tramitándose la Ley de Cambio Climático y Transición Energética donde sí se habla de los procesos de concurrencia competitiva (las subastas) pero sin entrar en el detalle de su funcionamiento. Para proporcionar esa estabilidad que necesitan los inversores y los financiadores, esperamos no sólo la primera subasta, sino un calendario que permita planificar a los promotores su desarrollo a unos años vista, y que las subastas sean lo suficientemente claras para permitir proyectar los ingresos futuros de estas inversiones.

¿Cree que España puede volver a liderar el crecimiento de esta tecnología e el mundo?
Creo que España puede volver a liderar el sector mundial si cumplimos el PNIEC. Y por cumplir me refiero a todos, gobierno, pero también empresas. El gobierno está marcando la senda, aunque aún falta concretar esos objetivos en un calendario de capacidad asignada que además permita a las empresas planificar sus capacidades. Pero, por otro lado, somos conscientes de que las primeras plantas que se vuelvan a desarrollar en España van a marcar el futuro de las que pudieran venir. Si estas primeras plantas reflejan las reducciones de costes que hemos visto internacionalmente, las entidades financiadoras consiguen ofrecer un coste de deuda bajo y las lecciones aprendidas en operación y mantenimiento se aplican correctamente, sin duda veremos un crecimiento del sector espectacular.
Fuera de España, seguimos muy de cerca los avances en Estados Unidos, Marruecos, Sudáfrica, Emiratos Árabes Unidos y China. En Europa sí que aparece el sector termosolar en los respectivos PNIECs de algunos países como Italia, Chipre, Grecia y el que parece más avanzado, Portugal, aunque con capacidades muy reducidas.

¿Cuánta presencia hay de empresas españolas en las centrales termosolares que se construyen hoy en el mundo?
La empresa española ha estado prácticamente omnipresente en todos los proyectos desarrollados en el mundo hasta hace poco. De los 6,3 GW instalados a nivel mundial, nuestras empresas han tenido un papel relevante en los 2,3 GW españoles, aproximadamente la mitad de los 1,7 GW de EEUU, en 1 GW de Sudáfrica y Marruecos, los 250 MW de Israel y otras participaciones menores en China e India. Aunque gran parte del conocimiento sigue siendo español, ya hay grandes competidores internacionales saudíes o chinos con desarrollos sin presencia española. Creemos que cuando haya subastas en España concurrirán casi exclusivamente empresas españolas, lo que garantiza no sólo la creación de riqueza y empleo en nuestro país, sino fortalecer el tejido industrial para poder seguir compitiendo en proyectos internacionales.

¿Qué le parece la hibridación de la tecnología termosolar con otras renovables? ¿Es ese una de las posibles vías de futuro?
El uso complementario de termosolar con fotovoltaica es la herramienta perfecta que puede aportar el sol al mix energético. La energía fotovoltaica, con costes realmente bajos tanto tecnológicos como de financiación, generó en España durante el año pasado desde las 8h hasta las 19h aproximadamente. Se necesita una alternativa para esas 12-13 horas de la tarde/noche. Las baterías eléctricas son la solución para un servicio de almacenamiento de rápida respuesta, pero el almacenamiento masivo, a bajo coste, para un uso planificado durante toda la noche debe provenir de la tecnología termosolar.

Las plantas termosolares de hace una década no estaban pensadas para ello, sino que estaban diseñadas para generar a máxima potencia y almacenar durante el día y despachar parte de la noche; pero incluso hay plantas que no tienen almacenamiento a día de hoy – aunque podrían instalarlo como he comentado. Para las nuevas subastas, lo óptimo es que la fotovoltaica genere durante las horas centrales del día y la termosolar desde primera hora de la tarde hasta la mañana siguiente. Este uso complementario de termosolar y fotovoltaica no es una hibridación en sí, se puede realizar a nivel del sistema eléctrico.

Con fotovoltaica existen varias hibridaciones posibles. Por ejemplo para abastecer los autoconsumos de la planta termosolar durante el día o directamente para una producción combinada como se ha visto en otras plantas internacionales. También se puede híbridar con biomasa en determinadas ubicaciones, donde se comparte el bloque de potencia.  La tecnología eólica, al tener un perfil de generación más homogéneo durante todo el día no presenta la oportunidad de complementariedad natural de la fotovoltaica, donde además nos aseguramos de que existe buen recurso solar.


Vd lleva casi tres meses como secretario general de Protermosolar. ¿Ha tenido tiempo para enfocarse hacia los objetivos que tiene previsto seguir durante su mandato? ¿O el Covid-19 ha supuesto un freno demasiado fuerte?
Afortunadamente el impacto del covid ha sido limitado en la operación de las plantas existentes gracias a las medidas de protección que tomaron cada una de las empresas. Por tanto, mi actividad en Protermosolar se ha desarrollado con cierta “normalidad”. Creo que todos nos hemos acostumbrado durante el confinamiento a escuchar a un bebé de fondo en las teleconferencias. Sí se ha limitado la parte más institucional de la asociación, al no poder celebrarse encuentros presenciales con actores relevantes. Esperamos que esa parte se subsane no más tarde del cuarto trimestre de este año. Respecto al resto de objetivos de Protermosolar, se ha podido avanzar satisfactoriamente. Hemos celebrado una Junta Directiva, nuestra Junta General anual e incluso ha habido alta de nuevos socios.

Confío plenamente en que España pueda volver a ser el referente termosolar mundial, tenemos el objetivo nacional y europeo, se está preparando el marco normativo, tenemos las empresas y el conocimiento, sólo nos falta ese nuevo pistoletazo de salida que viví como becario hace casi 15 años.

Esta entrevista se puede leer también en el número de julio-agosto de ER (ER193)

Estados Unidos revela los aprendizajes de la energía termosolar

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) de EE. UU. publicó el 12 de junio el primer informe mundial de mejores prácticas mundiales para centrales de energía termosolar concentrada.

El informe establece recomendaciones para mejorar el rendimiento y la confiabilidad de las centrales de torre y canal parabólico.

Muchos de los problemas que enfrentan los operadores de energía termosolar están relacionados con la implementación de diseños y operaciones correctas, en lugar de las brechas tecnológicas, pero ciertos diseños podrían mejorarse, dijo NREL.

Las centrales basadas en tecnología de canal parabólico más establecida generalmente operan a alta disponibilidad, dijo NREL.

La confiabilidad de los sistemas de torre menos maduros, la mayoría de los cuales ahora incorporan almacenamiento de sal moderno, está actualmente menos demostrada, dijo. El fracaso de la central Crescent Dunes en Nevada, torre CSP del mundo con almacenamiento de sal fundida, perjudicó la confianza de los inversores. Los operadores de torres que participaron en el estudio informaron desafíos con los sistemas de almacenamiento de sal, así como con válvulas y receptores.

La gestión de proyectos y las condiciones transitorias son dos áreas clave para la mejora, según un nuevo informe global de CSP. (Crédito de la imagen: NREL)

El informe recomienda un mayor enfoque en el impacto de las condiciones transitorias en la central, como los recursos solares intermitentes y los requisitos de aceleración o apagado rápidos.

La central y el equipo de CSP deben estar diseñados para cumplir con los cambios bruscos de temperatura provocados por las condiciones transitorias, particularmente en las centrales de torre de CSP de mayor temperatura, dijo NREL.

Los modelos de rendimiento deben tener en cuenta los comportamientos transitorios de la central, para evitar sobreestimar la producción. Se requieren evaluaciones altamente detalladas de los recursos solares y eólicos, señaló.

La mayoría de los problemas tecnológicos pueden resolverse mediante la selección adecuada de componentes por parte de ingenieros experimentados de CSP y se debe prestar especial atención a la calidad del heliostato, según el informe.

Las empresas de construcción de adquisiciones de ingeniería (EPC) deben implementar un riguroso aseguramiento de la calidad en toda la instalación de la central, particularmente en sistemas clave como intercambiadores de calor, turbinas y bombas.

Los grupos EPC también deben centrarse más en los sistemas de control y la automatización al instalar la planta, y los propietarios deben contratar a un ingeniero experimentado para que los apoye durante todas las fases del proyecto, junto con un ingeniero independiente.

Problemas del receptor de torre CSP por frecuencia, impacto

Fuente: Estudio de mejores prácticas de energía termosolar concentrada de NREL, junio de 2020.

Los propietarios de la central deben integrar equipos experimentados de operación y mantenimiento al inicio del proceso de instalación para garantizar que esté optimizada para las operaciones, dijo NREL.

«Muchos participantes recomiendan que la empresa O&M opere la central bajo la supervisión del EPC durante la puesta en marcha», dijo.

Los promotores de proyectos deben asegurarse de que el EPC seleccionado tenga la experiencia y los recursos suficientes para construir centrales de CSP, ya que algunos grupos de EPC han tenido problemas con el coste, el cronograma y el rendimiento bajo contratos de precio fijo y de cobertura completa, según el informe.

«Pensamos que se trataría de la tecnología, pero literalmente más de la mitad de los problemas identificados se referían a la implementación: cómo hacerlo correctamente, la estructura del proyecto, la relación de las partes y tener una definición clara de cuáles son los proyectos», dijo NREL.

«Ninguno de [los problemas] es insuperable … De acuerdo con nuestros hallazgos, los autores confían en que las futuras centrales de torre y canal se pueden construir a tiempo y dentro del presupuesto y funcionarán como se espera», dijo.

https://www.nrel.gov/docs/fy20osti/75763.pdf

La primera central de energía termosolar Fresnel de sal fundida a escala de servicios públicos se conecta a la red eléctrica de China

La central termosolar de Fresnel lineal de sal fundida de 50 MW de China Dunhuang ha comenzado oficialmente la operación comercial el 19 de junio de 2020. Para celebrar la ocasión de la operación comercial de la primera termosolar de Fresnel de sal fundida, los promotores y contratistas celebraron una ceremonia de puesta en marcha.

Pioneros de la sal fundida para Fresnel CSP

Este proyecto es el primero de Fresnel lineal de generación de energía termosolar en el mundo que utiliza sal fundida como fluido de transferencia de calor y medio de almacenamiento térmico. No hay experiencia a seguir.

A la Alianza Térmica Solar de China se le dijo que, en la actualidad, el campo del colector solar, proporcionado por Lanzhou Dacheng, alcanza una temperatura de salida superior a 535 ° C en diferentes condiciones de DNI en el sitio, y la desviación de la diferencia de temperatura de la sal fundida de cada uno. El circuito colector solar se puede controlar dentro del 5%.

El proyecto es uno de los proyectos de demostración de termosolar en China, y originalmente se conectó a la red para la generación de energía el 31 de diciembre de 2019, y se puso en modo de operación normal de generación de energía de colector de campo completo el 18 de junio de 2020.

A pesar de la interrupción de la pandemia mundial de COVID-19, y comenzando después del Festival de Primavera de China en febrero, Zhongnan Engineering Corporation Limited de PowerChina, como contratista de EPC, bajo la organización y coordinación del propietario, trabajó activamente con los contratistas participantes, incluidos Lanzhou Dacheng Technology Co., Ltd (Dacheng), PowerChina Sepco 1 Electric Power Construction Co., Ltd para hacer la puesta en marcha.

Solo tomó 18 días desde los flujos de sal fundida caliente en el campo hasta la generación de energía, lo que demostró la capacidad técnica del proyecto termosolar de fresnel lineal de sal fundida.

FROM GREEN DEAL TO GREEN RECOVERY: A JOINT INITIATIVE OF THE EU SOLAR INDUSTRY

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In early 2020, the proposal of the European Commission to launch a “Green Deal” set an ambitious double objective for the sake of European citizens’ wealth and health : increasing the European contribution to fight climate change while boosting the European economy.

Within a few months, the COVID-19 crisis added a dramatic level of urgency to act – beyond single national interests. What is needed is no longer a “boost”, but an unprecedented cooperation to “recover” the severely hit European economy under the unchanged or even increasing threat of climate change. European leaders are called to act and transform this urgency into an opportunity, without delay. This is also what the European Solar Industry is committed to.

In this context, the role of the European Solar Industry remains primarily to support the fight against climate change. It brings immediately available solutions to decarbonise energy systems while opening wide business opportunities and creating sustainable jobs – which are at the heart of a Green Recovery for the European continent.

The decarbonisation challenge applies to three sectors: electricity, heating and cooling and transport. Electricity appears today as the relatively easier-to-reach target, while heat and even more transport, are facing complex challenges and will need more time and effort. However, a smart integration of Concentrated Solar Thermal Technologies (CST) in energy policies will result in innovative multi-technologies solutions impacting not just one, but the three above-mentioned sectors.

ONE SOLAR INDUSTRY FOR EUROPE

The times of industries competing for the deployment of single technologies is over. Solar PV and wind hold and will keep the larger share of installed capacity. The least cost substitution of fossil-based energies comes usually first when countries go through the initial first phase of their energy transition. Unfortunately, this shifted key know-how and essential industrial production capacities of components to non-EU competitors. This should not happen again. A smart integration of the best blend of European technologies will avoid this technological drain and provide sustainable solutions, i.e. adapted to real needs – at real costs.

Therefore, the European “solar industry” can no longer be addressed only as the PV sector, discarding the considerable assets of CST. Today, markets and regulations frame a competition between companies and economies, not between technologies. Presenting the “solar industry” as reduced to PV does not reflect the business reality: not only large corporations, but also many SMEs and research entities in many European countries are working in parallel on sustainable answers using solar technologies. This demonstrates that CST is not a competitor, but a driver for the further deployment of solar electricity generation in and outside Europe proving its competitiveness versus CCGT and even more, versus coal.

WHAT CAN CST DELIVER TO THE ELECTRICITY SECTOR?

The European solar thermal industry can provide power on demand at utility scale without further delay, at lower costs than renewable electricity stored in batteries or hydrogen. This is the timely answer to the challenge of intermittency of PV and wind at sustainable costs. This is possible via:

  • Complementing PV generation after sunset which will contribute to achieve a more ambitious overall deployment of renewables with a higher impact on decarbonisation and prevent overinvestments in non-dispatchable technologies.
  • Constructing new innovative CSP plants with large thermal storage capacity in Southern Europe and EU neighbouring countries with the best solar resources.
  • Revamping not only existing CSP plants, but also fossil-fired installations with thermal storage facilities allowing a further use of existing generation and grid connection infrastructures.
  • Using all cooperation mechanisms provided by the European Commission between Member States and even with the EU Neighbourhood (Southern/ Eastern).
  • All this will result in substantially reduced PV curtailments, with an optimised use of natural resources across the continent, allowing shared benefits of bulk storage capacities and new strategic reserves among more Member States.

WHAT CAN CST DELIVER TO THE DECARBONISATION OF THE INDUSTRY SECTOR?

The decarbonisation of the industrial sector is lagging behind. Major contributions by renewable energy must be achieved through high temperature process heat, sustainable fuels and reducing agents. This goes far beyond the potential that can be covered by biomass alone. This role and potential of CST is particularly important for Southern Europe.

  • CST can provide and store high temperature heat (up to 900°C) at costs clearly below renewable fuels or electricity-based options.
  • CST can provide power and high temperature heat with a very high capacity factor (7000h/year) to enable the decarbonisation of industrial processes.
  • Due to these characteristics, it also allows an efficient operation of renewable fuel production facilities at constant load and at high capacity factors – both essential to reduce the fuel costs.
  • It has the potential to decarbonise heat grids, as it can provide and store heat more efficiently at suitable temperature levels (120°C), compared to non-concentrating collectors, even in central European climate zones.

WHY?

  • Because CST is the cheapest renewable technology to avoid fossil energy backup, making the energy transition easier in Southern European countries.
  • To reap the benefits of the complementarity between PV and CST especially, but also between wind and CST, to make a larger penetration of renewables into the EU electricity sector possible.
  • To reflect the currently non-considered value of storage in upcoming auctions for new renewable capacities and the full system costs.
  • To release the macroeconomic benefits of renewables for Europe.
  • To foster European innovation and keep the European technological leadership in the field of CST, which is just at the beginning of its learning curve. Substantial cost reductions are expected, if backed by strong R&I resources and a proven track record for industrial implementation.

WHEN?

  • CST can make a sustainable energy transition happen right now, without waiting for “hoped-for-viability” of other solutions. It will help match the upcoming bulk storage needs in the electricity and process heat sectors that could be used for harder-to-decarbonise industries.
  • CST is a mature solar technology with a track record of over more than three decades and has already ‘pulled’ the development phase of a “solar industry” in Europe.

WHAT IS THE REAL COST/BENEFIT RATIO OF A LARGER USE OF CST?

When confronting the two-fold objective of a “Green recovery”, the use of LCOEs as only metric for investment decisions is no longer suitable for guiding investments, since CST technologies are just at the beginning of the learning curve with significant further cost reductions expected.

The real ratio between incurred costs and benefits must include a correct valuation of:

  • the added flexibility to the electricity systems via thermal storage;
  • the environmental impact for each sector (reduction of CO2 and GHG);
  • the part of hidden or externalised costs of single technology choices in the total system costs;
  • geopolitical effects on world markets and support to the European Union’s Neighbourhood Instrument policies;
  • societal and macroeconomic impacts on national economies due to new business cases for European companies with more sustainable jobs (local engineering, construction, and component supply chain as well as related services) that can not only substitute but also create jobs in the fossil energy sector;
  • the recognised excellency of European research that brought to Europe a still undisputed technology and innovation leadership in CST.

CALL FOR ACTION

  • Include CST and its characteristics into national regulatory framework conditions and tendering schemes for renewables electricity projects. The design of future auctions should include a market-based valuation of the flexibility added to the system by new capacity – under consideration of shifted or hidden costs of other generation sources (“cost channelling”).
  • Adapt the current “least cost” system planning model that was supportive to the deployment of fossil energy sources in the past; but this is no longer adequate for planning systems with a high share of renewables.
  • Provide access to comparable financial conditions – as available to non-EU competitors on world markets.
  • Finalise the features of currently prepared new financial support mechanisms (CEF, IF) to allow CST to fairly compete for eligibility.
  • Extend the concept of a “sector coupling” that should be understood as a coupling of all assets and resources of all renewables where there is a win in efficiency or costs compared to the use of “decarbonised gas” or biogas.
  • Support large scale CST demonstration projects for high temperature process heat and industrial decarbonisation projects within a more ambitious European innovation ecosystem.
  • Improve funding to the R&I initiatives along the full CST value chain to defend and consolidate the unique worldwide technology leadership of European companies.

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176 signatories from European companies, research entities and associations.

Recuperado de: https://www.estelasolar.org/20200528_joint-initiative-of-the-eu-solar-industry/

Absolicon gets grant for solar thermal plant in Sweden

The Swedish Energy Agency has made a EUR-800,000 (USD 877,000) grant to Absolicon Solar Collector AB for what the latter says will be Europe’s largest solar thermal field for district heating with small concentrated parabolic troughs.

Absolicon’s founder Joakim Byström. Photographer: Lars Wahlström

The project in question will be realised at a site in the city of Harnosand at a total cost of about EUR 1.6 million. It is the result of a study called Future District Heating that was co-financed by Region Vasternorrland, certain firms and by the municipalities of Harnosand, Kramfors and Solleftea.

The demo plant is expected to be finalised next year and if the project is deemed successful, the city could eventually accommodate a larger system of this type, the announcement says.

“In Harnosand, a solar collector plant ten times as large as this demonstration plant and a seasonal warehouse that can store solar heat from summer to winter means that you will be able to completely stop burning fuels in the heating plant during the summer,” said Joakim Bystrom, CEO of Absolicon.

Concentrated Solar Power in Cyprus

Homeowners and businesses in Cyprus showed growing interest in solar thermal technology over the last two years. Collector area additions on the island increased by 5 % in 2018 and by 24 % in 2019 after a small decline in 2017. The growth in collector capacity was the result of an overall good economy and the grants that the government offered for residential solar thermal systems. The photo shows one of the most recently added industrial solar heat systems, designed and installed by German supplier Protarget in 2018. This field of parabolic trough collectors has an aperture area of 288 m2 and provides high-temperature steam for Kean Soft Drinks’ juice factory in Limassol.

“The growth in the construction sector and the government’s campaign to get more energy-efficient installations, including solar systems, up and running have had a positive impact on the solar thermal market,” said Panayiotis Kastanias, of the Cyprus Employers and Business Owners Federation, known as OEB. The campaign included flyers, TV adverts, hoardings and social media outreach. Furthermore, Kastanias added, the country’s solar thermal manufacturers have steadily improved their products and have invested in research and development as well. In all, they produced between 60 % and 70 % of the annual collector additions in the last years, with the remainder being imported mostly from Greece and China.

The country’s grant scheme for solar water heaters has been in place since 2006, although the budget for incentives is approved on an annual basis. In 2019, the government made EUR 300,000 available to fund about 1,000 systems. Replacing an entire system is supported with EUR 350; exchanging only the collector panels will net applicants EUR 175. Because of Covid-19, this year’s grants will reportedly be distributed no earlier than June.

The data on the growth of Cyprus’s solar thermal market originates from annual surveys conducted by the Cyprus Association of Solar Thermal Business Owners (EBHEK). The figures for the flat plate collector area were estimated based on data supplied by the country’s statistical office.

The currently largest SHIP plant on the island is a 760 m² pilot system that was installed at a copper mine in 2013. Put up by Jordan-based Millennium Energy Industries, this field of flat plate collectors uses three solar loops to deliver heat at temperatures ranging from 20 °C to 50 °C to the copper plating baths on site.

The SHIP system put up at Kean Soft Drinks, one of Cyprus’s largest fruit juice producers, is also used for demonstration purposes and has a number of distinctive features. Highly efficient vacuum receiver tubes incorporated into the parabolic trough collectors of the system and a silicone-based thermal oil make it possible to generate steam at up to 425 °C. This steam is used to pasteurise and preserve the fruit juice produced in the factory and reduce the consumption of heavy fuel oil (HFO) by about 15 % annually. The thermal oil was developed by Wacker Chemie, Germany, in collaboration with Protarget, which aimed to create a heat transfer fluid that would not break down even at 400 °C to 450 °C.

“By integrating the SolidTES thermal storage system, steam can be generated around the clock, since it is an essential component of most industrial processes,” said Martin Scheuerer, Managing Director of Protarget, a German-based technology supplier and project developer. SolidTES was developed by Spanish-based CADE Engineered Technologies and consists of modules that allow solid-state storage at up to 500 °C. The modules are composed of solid blocks filled with a mineral composite that shows high thermal performance, with steel tube heat exchangers running across them (see photo below). At Kean Soft Drinks, thermal oil is used as the fluid transferring heat between the parabolic trough collectors and the storage system, but SolidTES can also be charged and discharged by using molten salt, air, pressurised water or steam.

SolidTES module installed inside a container at Kean. The module has a storage capacity of 300 kWh. Depending on requirements, the solar system switches fully automatically between the supply of heat to the steam boiler or to the storage tank.

“Feeding solar thermal energy directly into the existing steam infrastructure of our factory lowers the fuel consumption and the carbon footprint of our conventional fuel boilers significantly,” said Stelios Constantinou, Technical Manager at Kean. The thermal oil is heated to 425 °C to generate steam in a heat exchanger that has the required operating temperature of 185 °C, as used in the factory’s steam grid.

“The concentration solar thermal system has been running for two years and has proved itself to be a reliable and cost-effective source of thermal energy. It also requires very little maintenance,” said Constantinou. “As a result, we have decided to expand our existing solar facility to further reduce Kean’s dependence on fossil fuel and lower CO2 emissions.”

As part of Kean’s strategy to improve energy efficiency, Protarget has designed and commissioned a 220 m² CPC vacuum tube solar field that runs at over 100 °C to preheat boiler feed water to 85 °C. Since being commissioned in early 2020, the system has contributed a great deal to the company’s cost-cutting efforts, as it has lowered fuel consumption by 10 % a year.

Scheuerer sees great potential for more industrial solar heat plants in Cyprus, considering the island is blessed with enormous amounts of sunlight. Other factors in favour of solar are the country’s high fuel prices and a lack of natural gas resources. Even without financial support, which is only provided for residential systems, industrial solar heat plants have payback periods of three to four years.

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La termosolar Cerro Dominador, la primera de Chile y Latinoamérica, iza e instala su receptor solar a 220 metros de altura

Se trata de uno de los últimos hitos de la construcción del proyecto termosolar que ejecutan Acciona y Abengoa en el desierto de Atacama (Chile) y que es propiedad de EIG Global Energy Partners.
Con un peso de 2.300 toneladas, esta pieza de alta complejidad concentrará la radiación solar proyectada desde los 10.600 heliostatos que rodean la torre
Es la primera vez que se realiza esta maniobra en un proyecto de este tipo a nivel mundial.

El proyecto termosolar Cerro Dominador, propiedad de EIG Global Energy Partners y que construyen ACCIONA y Abengoa en el desierto de Atacama en Chile, ha protagonizado, en las últimas semanas, uno de los hitos clave antes de su próxima entrada en operación: el izado e instalación de su receptor solar a 220 metros de altura. El mismo se ubicó en la parte más alta de la torre central del complejo, que está rodeada por 10.600 heliostatos.

En concreto, la maniobra se completó en las últimas semanas, con el posicionamiento del receptor (pieza de alta complejidad que pesa 2.300 toneladas) en el octógono de cimentación, ubicado en a 220 metros de altura en la torre central de la planta termosolar. La función del receptor es concentrar la radiación solar reflejada desde los heliostatos que se ubican alrededor de la torre de 250 metros y, así, calentar las sales que se almacenarán para generar electricidad.

La maniobra completa duró una semana desde el ingreso del receptor en una cavidad ubicada en la base de la torre. Una vez en su interior, con 16 gatos industriales hidráulicos, se realizó el proceso de izado del mismo hasta la parte superior de la construcción. La velocidad de ascenso no superó los 5 metros por hora, por exigencias de seguridad y dada la complejidad técnica de todo el procedimiento.

“Estamos muy orgullosos de haber logrado este hito. Continuamos avanzando sin pausa en la construcción de este proyecto icónico para la región”, sostuvo Fernando González, Ceo de Cerro Dominador.

“Es la primera vez que se realiza esta maniobra a nivel mundial en este tipo de proyectos”, tal y como ha explicado el director de proyecto por parte de Abengoa en Cerro Dominador, Héctor Berlangieri, quien, además, explicó que la idea conceptual e ingeniería de la operación surgen de la compañía española.

Por su parte, Luis Pérez, site manager de ACCIONA en el proyecto, explicó la gran complejidad técnica de esta maniobra de izado: “Se necesita un control total sobre la velocidad de ascenso del receptor, limitada aproximadamente a unos 6 metros por hora. Estamos realmente orgullosos de participar en un proyecto tan singular como este y del compromiso que todos estamos demostrando para que salga adelante.”

IIT-M researchers develop low cost Solar Parabolic Trough Collector for use in desalination, space heating, space cooling

Researchers at the Indian Institute of Technology-Madras (IIT-M) have developed a low cost Solar ‘Parabolic Trough Collector’ (PTC) system for concentrating solar energy with industrial applications in areas such as desalination, space heating and space cooling, among others. This indigenously designed and developed system was lightweight with high energy efficiency under Indian various climatic and load conditions.

«The system can be integrated effectively with various process heat applications and help manufacturers and researchers in solar energy make devices with higher efficiency», a release from the IIT-M said today. The National Solar Mission was launched with the target of providing 20,000 MW through solar power by 2022. However, lower rate of energy generation through solar power was a major roadblock in achieving this target.

Technologies such as this one developed by IIT-M researchers could help meet this target. Prof K Srinivas Reddy, Heat Transfer and Thermal Power Laboratory, Department of Mechanical Engineering, IIT-M, who led the research, said solar energy technology was the most propitious technology for clinching sustainability in the energy domain. Particularly, Concentrated Solar Power (CSP) technology could meet thermal and electrical energy demands due to its high dispatchability and reliability.

States such as Bihar, Haryana, Madhya Pradesh, Maharashtra and Gujarat, among others, have great potential to harness this energy, which could reduce the combustion of non-renewable and polluting sources of energy such as coal and petroleum, the release said. The research team tested the efficiency of this installed system in terms of optical efficiency and thermal efficiency. Optical efficiency is the amount of energy, which is absorbed by the tube over the total energy received by the collector.

Thermal efficiency, on the other hand, was the heat collected over the heat gain by the system. They found that the optical efficiency of the evacuated system is 72 per cent and non-evacuated system is 68 per cent when the heat loss is minimised, it said.

Researchers, industry partner to trial solar thermal energy to enhance comminution

The Coalition for Energy Efficient Comminution (CEEC), a global non-profit funded by mining companies, have partnered with the University of Adelaide’s Institute for Mineral and Energy Resources (IMER) to trial the use of solar thermal energy to enhance comminution.

Comminution is the process by which solid materials are reduced to smaller average particle size by crushing, grinding, cutting, vibrating, or other processes.

In a press release, the Institute’s manager Chris Matthews said that solar thermal heat can weaken rocks, reducing the need for fossil fuel-derived mechanical energy traditionally used to crush and grind rocks, making it a more environmentally sustainable alternative.

“IMER has developed a process where heat is provided by concentrated solar thermal, which data has shown could reduce comminution energy by up to 50%,” Mathews said. “The potential to improve energy efficiency in this project is just one example of the alignment between IMER’s research on low cost, low emissions energy and CEEC’s vision.”

In the view of the institutions involved, innovation in the processing and comminution of the raw materials required for renewable electricity generation and transmission has the potential to revolutionize the mineral and energy resources sector.