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.

El coste de la energía termosolar cayó un 47% entre 2010 y 2019

El promedio ponderado de LCOE de las centrales de energía termosolar concentrada cayó un 47% entre 2010 y 2019, de USD 0,346/kWh a USD 0,182/kWh, excluyendo dos proyectos muy retrasados ​​que no son representativos de la configuración tecnológica optimizada de hoy que se pusieron en servicio en 2019.

El promedio global ponderado de los costes totales instalados de las centrales de Concentración de Energía Termosolar comisionadas en 2019 fue de USD 7,774/kW, una décima parte más alta que en 2018, pero un 36% más baja que en 2010.
Los datos de IRENA muestran que durante 2018 y 2019, los costes totales instalados oscilaron entre USD 3.183 y USD 8.645/kW para proyectos de energía termosolar concentrada con capacidades de almacenamiento de 4 a 8 horas.


Los proyectos con ocho horas o más de capacidad de almacenamiento solar térmico evidenciaron un rango más estrecho, de entre USD 4.077/kW y USD 5.874/kW.
El factor de capacidad de las centrales termosolares aumentó del 30% en 2010 al 45% en 2019, a medida que la tecnología mejoró, el despliegue se produjo en áreas con mejores recursos solares (DNI) y aumentó el número promedio de horas de almacenamiento.


Los datos de la base de datos IRENA muestran un precio promedio ponderado de la electricidad de USD 0,075/kWh para proyectos CSP que se pondrán en marcha en 2021. Esto representa una reducción del 59% en comparación con el promedio ponderado LCOE en 2019.

Los sistemas de concentración de energía termosolar (CSP) funcionan concentrando los rayos del sol usando espejos para crear calor. En la mayoría de los sistemas actuales, el calor creado a partir de la energía del sol se transfiere a un fluido de transferencia de calor. Luego se genera electricidad en un ciclo de vapor, utilizando el fluido de transferencia de calor para crear vapor y generar electricidad como en las centrales térmicas convencionales.

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Las centrales de energía termosolar concentrada de hoy en día también incluyen sistemas de almacenamiento térmico de bajo coste para desacoplar la generación del sol. Con mayor frecuencia, se utiliza un sistema de almacenamiento de sales fundidas de dos tanques, pero los diseños varían.
Con referencia al mecanismo por el cual los colectores solares concentran la irradiación solar, es posible clasificar los sistemas CSP en «concentración de línea» y «concentración focal». Esto se refiere a la disposición de los espejos de concentración.
Los sistemas de concentración lineal más ampliamente implementados son los de canal parabólico (PTC).

Estos sistemas están formados por espejos en forma de canal parabólico, que están conectados entre sí en «bucles». Los espejos cilindroparabólicos también se conocen como colectores y concentran la radiación solar a lo largo de un tubo receptor de calor (absorbente).
Este es un componente térmicamente eficiente colocado en la línea focal del colector. Los sistemas de seguimiento de un solo eje se usan tradicionalmente para aumentar la absorción de energía durante el día y asegurar que se alcance la temperatura más alta posible para el fluido de transferencia de calor (a menudo aceite térmico) dada la intensidad de la irradiación solar y las características técnicas de los concentradores y la transferencia de calor al líquido. Estos transfieren el calor a través de un sistema de intercambio de calor para producir vapor sobrecalentado, que impulsa un turbina para generar electricidad.

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Otro tipo de central de energía termosolar concentrada de enfoque lineal, aunque mucho menos implementada, utiliza colectores Fresnel. Este tipo de termosolar se basa en una serie de espejos casi planos que concentran los rayos del sol en receptores lineales elevados sobre la matriz de espejos.
A diferencia de los sistemas de canal parabólico, en los sistemas de colector Fresnel, los receptores no están conectados a los colectores, sino que se encuentran en una posición fija a varios metros por encima de los sistemas de Fresnel del campo espejo primario.

Las torres solares (ST), a veces también conocidas como torres de energía, son el punto focal más ampliamente desplegado de la tecnología termosolar. En estos sistemas, los espejos se denominan helióstatos (una matriz de espejos basada en tierra).
El campo de helióstatos está dispuesto en un patrón circular o semicircular alrededor de un gran receptor central o torre. Cada helióstato está programado individualmente para seguir al sol, orientando constantemente en dos ejes para concentrar la irradiación solar en el receptor ubicado en la parte superior de una torre. El receptor central absorbe el calor a través de un medio de transferencia de calor, que lo convierte en electricidad, generalmente a través de un
ciclo termodinámico agua-vapor.

Las torres solares pueden alcanzar los factores de concentración solar más altos (más de 1.000 soles) y, por lo tanto, las temperaturas de funcionamiento más altas. Esto les brinda una ventaja en términos de mayor eficiencia de generación de ciclo de vapor y en la reducción del coste del almacenamiento de energía térmica, la reducción de los costes de generación y el resultado de factores de mayor capacidad.
La capacidad instalada acumulada de CSP se multiplicó por cinco, a nivel mundial, entre 2010 y 2019, para alcanzar 6,3 GW. Sin embargo, en comparación con otras tecnologías de energías renovables como la eólica y la fotovoltaica, la termosolar todavía puede considerarse en su infancia, en términos de despliegue. Después de una actividad muy modesta en 2016 y 2017, con adiciones anuales que rondan los 100 MW por año, el mercado global de termosolar creció en 2018 y 2019. En esos años, un número creciente de proyectos se puso en línea en China, Marruecos y Sudáfrica.


Sin embargo, las nuevas adiciones de capacidad en general se mantuvieron relativamente bajas, a 660 MW por año en promedio, durante ese período.
El sector es optimista. Los planes de China de ampliar la tecnología a nivel nacional proporcionarían un impulso a la industria y llevarían la implementación a nuevos niveles. La política de China para apoyar la construcción de 20 centrales a escala comercial para ampliar una variedad de soluciones tecnológicas, desarrollar cadenas de suministro y ganar experiencia operativa incluyó un ambicioso cronograma para su finalización. Varios promotores pudieron cumplir con las fechas de puesta en servicio requeridas, pero muchos tuvieron dificultades por una variedad de razones, desde problemas de adquisición de tierras hasta retrasos en los contratistas de EPC. A pesar de estos retrasos, otros tres proyectos es probable que se comisionen en 2020. La experiencia de la industria obtenida de estos primeros proyectos probablemente sea beneficiosa para los planes de despliegue futuros y para el mayor desarrollo de las cadenas de suministro. Si este es el caso, la industria global puede beneficiarse de esto, ya que los proveedores chinos y los contratistas de EPC ejercerán una creciente presión a la baja sobre las estructuras de costes en proyectos en todo el mundo.

En los primeros años del desarrollo de la termosolar, agregar almacenamiento de energía térmica a menudo no era rentable y su uso era limitado. Desde 2015, casi ningún proyecto se ha construido o planeado sin almacenamiento de energía térmica, ya que agregar almacenamiento de energía térmica es ahora una forma rentable de aumentar los factores de capacidad y contribuye a un LCOE más bajo y una mayor flexibilidad en el envío de electricidad durante el día. La capacidad de almacenamiento térmico promedio para las centrales aumentó de 3,3 horas entre 2010 y 2014 a 5,7 horas entre 2015 y 2019 (un aumento de casi 75%). Para los proyectos de torre, ese valor aumenta de 5 horas en el período 2010-2014 a 7,7 horas en el período 2015-2019 (un aumento del 54%).
Los costes totales instalados para las centrales de termosolar han disminuido entre 2010 y 2019. Esto ha sido así incluso cuando los proyectos desarrollados han aumentado el tamaño de sus sistemas de almacenamiento de energía térmica. Durante 2018 y 2019, los costes de instalación de la termosolar con almacenamiento fueron iguales o menores, a veces dramáticamente, que los costes de capital de las centrales sin almacenamiento comisionadas en el período 2010-2014. Los proyectos encargados en 2018 y 2019 contenidos en la Base de datos de costes renovables de IRENA tuvieron un promedio de 7,2 horas de almacenamiento.
Esto es 2,2 veces mayor que el valor promedio para proyectos encargados entre 2010 y 2014,
y se espera que continúe creciendo. El nivel de almacenamiento promedio para proyectos de la base de datos SolarPACES son 11,7 horas (63% más altas que las de 2018-2019) para los proyectos que se espera estén operativos en 2020 y 2021.
Los costes de capital de la termosolar para proyectos para los cuales los datos de costes están disponibles en IRENA Renewable Cost y que se pusieron en servicio en 2019 osciló entre USD 3.704/kW y USD 8.645/kW, un 16% y 19% respectivamente más que en 2018. Los datos para 2019 incluyen dos proyectos israelíes que se retrasaron mucho (un proyecto de torre y otro de canal parábolico). Uno de estos proyectos se anunció por primera vez en 2008, y la oferta ganadora tuvo éxito en 2012. Estos proyectos continuaron entre 2014 y 2017, utilizando la tecnología y las estructuras de costes de capital de la época.

Excluir estos proyectos da como resultado costes de instalación promedio ponderados de capacidad de USD 5.774/kW en 2019, un valor 10% mayor que en 2018, pero 36% menor que en 2010.
Sin embargo, la variabilidad interanual en los costes de capital promedio sigue siendo alta, dado el pequeño número de proyectos comisionados en cada año. Durante 2018 y 2019, la base de datos de costes renovables de IRENA muestra un rango de costes de capital de entre USD 3.183/kW y USD 8.645/kW para proyectos de termosolar con capacidades de almacenamiento de entre 4 y 8 horas. En el mismo período, el rango de costes de los proyectos con 8 horas o más de capacidad de almacenamiento térmico fue más estrecho, entre USD 4.077/kW y USD 5.874/kW, y tuvo un valor máximo más bajo debido al hecho de que estos proyectos estaban en China.

FACTORES DE CAPACIDAD

La calidad del recurso solar es el factor determinante, junto con la configuración de la tecnología, del factor de capacidad alcanzable para una ubicación y tecnología dada. Agregar capacidad de almacenamiento puede aumentar el factor de capacidad, hasta cierto nivel, dado que hay rendimientos marginales decrecientes.
Sin embargo, esta es una optimización de diseño compleja impulsada por el deseo de minimizar el LCOE.
El LCOE se está optimizando, dado el recurso solar del sitio, a través de la capacidad de almacenamiento y el tamaño del campo solar necesario para minimizar el LCOE y garantizar la utilización óptima del calor generado.
Este es un equilibrio delicado, ya que los tamaños de campo solar más pequeños que óptimos resultan en una subutilización del sistema de almacenamiento de energía térmica y el bloque de potencia seleccionado. Un tamaño de campo solar mayor que el óptimo
agregaría costes de capital adicionales, pero con la posible generación de calor que se reduce a veces
debido a la falta de almacenamiento y capacidad de generación.
El hecho de que los costes de almacenamiento de energía térmica hayan disminuido y las temperaturas de operación hayan aumentado, ha reducido el coste de almacenamiento y ha aumentado el nivel óptimo de almacenamiento para minimizar el LCOE en una ubicación determinada. Este ha sido un contribuyente importante para desbloquear valores de factor de capacidad incrementados para centrales CSP, en los últimos años. Los valores del factor de capacidad para proyectos en la Base de datos de costes de renovables de IRENA durante 2018 y 2019 oscilaron entre el 19% y el 57%.
El mercado termosolar ha experimentado un cambio de áreas con menores recursos solares en sus primeros años, hacia el desarrollo de proyectos en áreas con mayor irradiación, un nivel típicamente referenciado por
la irradiancia normal directa (DNI).
Los proyectos con niveles de DNI más altos que las primeras instalaciones desarrolladas en España se han puesto en línea en una amplia gama de ubicaciones de altos recursos, como Marruecos, Chile y Sudáfrica. Además de la tendencia de mayor capacidad de almacenamiento, que en ocasiones ha compensado la menor disponibilidad de DNI (como en el caso de China). El cambio hacia ubicaciones de alto DNI ha sido un importante impulsor del aumento de los factores de capacidad de CSP.
Las altas temperaturas del fluido de transferencia de calor (HTF) también pueden contribuir a reducir los costes de almacenamiento. Para un nivel de DNI determinado y condiciones de configuración de central fija, las temperaturas HTF más altas permiten un mayor diferencial de temperatura entre los tanques de almacenamiento ‘caliente’ y ‘frío’, lo que significa que se puede extraer una mayor energía (y, por lo tanto, la duración del almacenamiento) para un tamaño de almacenamiento físico dado , o se necesita menos volumen de medio de almacenamiento para lograr un número determinado de horas de almacenamiento.

COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Los costes totales de operación y mantenimiento que incluyen seguros y otros costes de gestión de activos para las termosolares son considerables en comparación con la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre.
El rango típico de costes de operación y mantenimiento para las centrales de termosolar en operación hoy, con algunas excepciones, está en el rango de USD 0,02/kWh a USD 0,04/kWh. Es probable que esta sea una buena aproximación para el rango de O&M en los mercados relevantes, a nivel mundial en la actualidad, incluso si se basa en un análisis que se basa en una combinación de estimaciones de ingeniería ascendentes y los mejores datos de proyectos disponibles.

Sin embargo, el análisis de IRENA para una variedad de mercados sugiere que para los proyectos que lograron un cierre financiero en 2019, son posibles costes de O&M más competitivos en algunos mercados.
Aunque los costes de O&M en términos absolutos son altos en comparación con la energía solar fotovoltaica y muchos parques eólicos en tierra por kWh, los LCOE más altos de las centrales termosolares en la actualidad significan que la participación general de O&M no es tan alta como podría esperarse. El análisis realizado por IRENA en colaboración con DLR, encontró que en 2019, los costes de operación y mantenimiento promediaron alrededor del 18% del LCOE para proyectos en países del G20.
Históricamente, los mayores costes individuales de operación y mantenimiento para las termosolares fueron los gastos para el receptor y reemplazos de espejos. A medida que el mercado ha evolucionado, los nuevos diseños y la tecnología mejorada han ayudado a reducir las tasas de falla de los receptores y la rotura del espejo, reduciendo estos costes. Los costes de seguro también siguen siendo un contribuyente importante a los costes de operación y mantenimiento.

Aunque depende en parte de cuán segura pueda ser la ubicación del proyecto, estos generalmente oscilan entre 0,5% y 1% del desembolso de capital inicial (una cifra que es menor que el coste total instalado).
Sin embargo, los costos de operación y mantenimiento varían de un lugar a otro, dadas las diferencias en irradiación, diseño de la central, tecnología, costes laborales y precios de componentes individuales del mercado, vinculados a las diferencias de costes locales.
El análisis para los países del G20 proporciona estimaciones para una gama más amplia de mercados que los datos reportados históricamente. Esto tiene la ventaja de indicar posibilidades en la implementación de CSP en mercados previamente no desarrollados.

Los resultados indican que en los mercados presentados, es probable que el rango general de los costes de O&M incluidos en el seguro esté dentro del rango de USD 0,011/kWh a USD 0,032/kWh.
Sin embargo, la mayoría de los mercados evaluados en el análisis parecen ser capaces de lograr costes más cercanos al límite inferior de ese rango, en señal de una mejor competitividad en los costes de funcionamiento totales.

COSTE NIVELADO DE ELECTRICIDAD

Los costes totales de instalación más bajos y los factores de mayor capacidad están impulsando la disminución en el coste de la electricidad termosolar. El LCOE de la CSP entre 2010 y 2012 se mantuvo relativamente estable, a un promedio global ponderado de entre USD 0,346/kWh y USD 0,353/kWh.

Con el despliegue adicional de aproximadamente 800 MW en España y algunos proyectos en Estados Unidos y otros mercados, en 2012, el LCOE aumentó con respecto al de 2010 y el rango se amplió.
A partir de 2013, sin embargo, una tendencia a la baja en el LCOE de los proyectos se hace claramente visible.
Los datos de la base de datos de costes renovables de IRENA muestran estimaciones de LCOE promedio ponderadas por proyecto durante 2013-2015 aproximadamente un tercio más bajas que las observadas en el período 2010-2012. Después de 2012, el mercado de CSP también pasó de España a mercados con mayores recursos solares.

En lugar de los efectos del aprendizaje tecnológico por sí solos, es más probable, entonces, que estos DNI más altos ofrezcan una explicación más predominante de los LCOE más bajos durante ese segundo período.
Sin embargo, si bien un cambio hacia ubicaciones de proyectos con DNI más altos contribuyó de manera importante al aumento de los factores de capacidad (y, por lo tanto, a los valores de LCOE más bajos) observados después de 2012, la tendencia creciente del factor de capacidad también está relacionada con un movimiento hacia configuraciones de central con capacidades de almacenamiento más altas con la posibilidad de ser despachado más libremente durante el día.
En 2016 y 2017, solo se completaron un puñado de centrales, con alrededor de 100 MW agregados cada año. Los resultados para estos dos años son, por lo tanto, volátiles e impulsados ​​por los costes específicos de la central.
El aumento del LCOE en 2016 fue impulsado por los mayores costes de los primeros proyectos en Sudáfrica y Marruecos encargados en ese año. En 2017, el LCOE promedio ponderado global volvió a niveles más consistentes con los experimentados en el período 2013 a 2015. Esto fue impulsado por proyectos CSP sudafricanos más nuevos con costes más bajos que las primeras termosolares, mientras que también se desplegó en China, que tiene estructuras de menor coste.
La clara tendencia a la baja en el coste de la electricidad de CSP se reforzó en 2018 y 2019, a medida que el despliegue del mercado recuperó su nivel de 2014 y las instalaciones anuales nuevamente superaron los 600 MW. Coincidiendo con esta aceptación del mercado, la base de datos de costes renovables de IRENA muestra que, excluyendo los dos proyectos israelíes ya discutidos, el LCOE de los proyectos PTC y ST encargados en 2018 y 2019 osciló entre USD 0,100/kWh y USD 0,243/kWh (consistentemente por debajo del valor de 2017) .
En 2019, el promedio global ponderado de LCOE de las termosolares disminuyó un 1% de su valor en 2018 y un 47% de su valor en 2010, cuando se excluye la influencia de los dos proyectos israelíes que entraron en funcionamiento durante 2019.
A pesar de la implementación relativamente escasa en comparación con otras tecnologías, es probable que el mercado de CSP continúe experimentando una tendencia a la baja en el coste de la electricidad, como lo indica la evolución de anuncios de PPA para proyectos de CSP, que se pondrán en funcionamiento en 2020 y 2021. Estos también son cada vez más dentro del extremo inferior del rango de combustibles fósiles.

Los datos de la base de datos IRENA Auction and PPA muestran un precio promedio ponderado de la electricidad de entre USD 0,075/kWh y USD 0,094/kWh para proyectos de CSP que se pondrán en marcha en 2020 y 2021. Esto representa una reducción del 48% al 59%, en comparación al proyecto global promedio ponderado LCOE en 2019.
Sin embargo, estas cifras deben interpretarse con cuidado, ya que no son directamente comparables con la LCOE discutida aquí. Sin embargo, estos anuncios apuntan hacia una mayor competitividad de los proyectos de CSP, en comparación con las alternativas de combustibles fósiles.
Dado que es probable que los costes de la termosolar sigan disminuyendo, la tecnología puede desempeñar un papel importante en una transición hacia mayores cuotas de VRE en mercados de electricidad con excelente recurso solar. La termosolar, con su almacenamiento de energía térmica de bajo coste y larga duración y la capacidad de la tecnología para ser despachada cuando es requerido, la convierte en una tecnología complementaria a la energía solar fotovoltaica y la energía eólica en tierra.

Aunque los detalles de los PPA, incluido el precio acordado, se han puesto a disposición para algunos proyectos, comparar LCOE y PPA y los datos de la subasta puede ser un desafío. Sin embargo, discutir sus diferencias también puede arrojar luz sobre las tendencias de competitividad de una tecnología determinada. Un ejemplo notable de tales detalles anunciados de PPA es la Fase 4 del Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum, ubicado en Dubai. Este proyecto, que fue licitado por la Autoridad de Electricidad y Agua de Dubai (DEWA), representa un cambio radical en la competitividad de la termosolar.
El proyecto consta de 600 MW de canal parabólico y 100 MW de torre. Esto se pondrá en marcha por etapas, a partir del cuarto trimestre de 2020. El precio del PPA se ha anunciado como USD 0,074/kWh por una duración de 35 años.
Ambos números son excepcionales. También son diferentes de las condiciones de referencia utilizadas para el cálculo de LCOE en este estudio, que suponen 25 años de vida económica.
Para comprender este precio de PPA y cómo se logró, se proporciona un análisis de los diferentes factores que lo desvían del LCOE estimado de una planta de CSP de referencia. El análisis toma como punto de partida una planta de referencia en Dubai, basada en una configuración de planta para los elementos PTC similares al último diseño de Noor marroquí, una vida económica de 25 años y un WACC de 7,5%.

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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