World Bank and Jordan’s Ministry of Environment Partner to Promote Concentrating Solar Heat

WASHINGTON, September 10, 2018 – The World Bank and the Ministry of Environment of Jordan will co-host a conference on September 18-19, 2018 under the patronage of H.E Nayef Hmeidi Al Fayez, focused on the industrial and commercial potential of Concentrating Solar Heat (CSH). The total global demand for heat for commercial and industrial processes far outstrips the global demand for electricity. The workshop will present solutions for meeting that demand through renewable resources which are ideally suited to the region and essential for meeting climate goals.


CSH uses solar energy to produce the heat and steam needed for industrial processes and is a clean alternative to fossil fuels. In areas where solar irradiation is high, such as the Middle East and North Africa region (MENA), there is immense potential for CSH.


Jordan is the ideal location for this first CSH event because the country holds a pioneering position in the MENA region on renewable energy. This is especially true of its early adoption of Solar Photovoltaic and Wind energy. Jordan’s investments in renewable energy have improved the delivery of electricity to the population created jobs and boosted energy security while contributing to global climate goals. Jordan’s experience with renewable energy is an example of what can be achieved by concerted government action coupled with private sector engagement.


Furthermore, two of the pioneering installations of CSH for industrial processes in the MENA region can be found in Jordan. Attendees of the workshop will have the opportunity to visit the two first CSH industrial projects in Jordan. The CSH projects, pioneered by RAM Pharma and JTI using Industrial Solar´s technology, will open their doors for the local and international attendees to visit their CSH installations.


The workshop will be attended by high level policy-makers from across the MENA region, as well as international finance institutions, CSH suppliers and industrial companies interested in adopting renewable energy in their processes. An award ceremony on the first day will celebrate the environmental stewardship of CSH first movers.


The Jordan conference event is the third of a series held under the World Bank’s Clean Technology Fund-supported MENA CSP Knowledge and Innovation Program (KIP) and is the inaugural event focusing on how CSH can provide a significant proportion of industrial requirements for the heat and steam needs in the MENA region.



DATE:             September 18-19,2018                        


TIME:               08:45 onwards (local time)     


PLACE:           Crowne Plaza Hotel, Amman, Jordan


Interested media should contact Belén Gallego at, tel. +34 686389472


The MENA CSP Knowledge & Innovation Program was launched by the World Bank and the Clean Technology Fund  to help accelerate Concentrating Solar Power (CSP) investments in MENA. The Program is designed primarily as a resource to address knowledge and awareness gaps, to link projects with sources of finance and technical advice, and to promote innovation to enable CSP/CSH investments.


The Ministry of Environment of Jordan is The Focal Point for UNFCCC responsible for Climate Change agenda of Jordan, Committed through the Nationally Determined Contribution to reduce GHG by 14% by 2030. The Ministry of Environment works closely with different institutions to adopt low emissions technologies and supervise implantation of projects aiming at mitigating Climate Change.

Why India’s concentrating solar heat market is booming

Source: CMI:

India’s subsidy program for Concentrating Solar Heat (CSH) has led to a significant increase in installations across the industrial and commercial sectors, paving the way towards commercialization and driving down the technology’s levelized cost of heat.

The incentives were introduced by Ministry of New & Renewable Energy (MNRE) and further reinforced through a joint project by the MNRE, UN Development Programme and Global Environment Facility.

In just five years (2012–2017), the off-grid scheme had spurred the installation of 71 CSH projects over 45,500 m². Moreover, 34 CSH technology suppliers are now approved as MNRE-channel partners.

“India is on its way to a capacity of at least 20 GWth of CSH over the next 10 to 15 years. This would be split between the manufacturing industry, and the oil and gas, such as enhanced oil recovery and oil refineries. The possibility of adding CSH to existing coal-based power is also enormous because India boasts a large coal-power plant capacity,” says Siddharth Malik, managing director of Megawatt Solutions.

The New Delhi-based company, which focuses on the industrial sector and is an MNRE-channel partner, has installed 30 CSH systems across India, amounting to nearly 5 MWth in capacity, specifically having delivered CSH intervention for waste water evaporation and sludge drying.

“We have worked extensively in the dairy industry, where a lot of heat is used in applications such as pasteurization, boiler feed water heating, and Cleaning-in-Place processes. We’ve also worked with the pharmaceutical industry, which requires heat for vacuum distillations at 140-160 ºC, mostly generated with liquid fuels today,” says Malik.

CSH could also be used in the food industry where drying/dehydration and evaporation is used in large-scale operations. Additionally, the automobile sector represents several opportunities, given the large amount of heat used for de-greasing and cleaning applications. One could also move forward in the rubber industry, where CSH could provide heat for processing rubber at more than 200 ºC.

“There are certain opportunities that are common to all industries. One is pressurized feed water heating at more than 140 ºC to reduce medium pressure steam in process boiler circuits, and the other is industrial wastewater evaporation, something we’re pioneering by CSH,” explains Malik.

Overall, industrial heat processes requiring more than 150 ºC in India account for up to 30% of total energy consumption, expected to be 1,200 MTOe by 2030, according to an IEA report, a staggering number that reflects the huge potential for CSH.

Indian industries are split between fuels, from diesel, furnace oil and natural gas – used mostly in sensitive industries like food and beverage (F&B) and pharmaceuticals – to cheap solid fuels such as wood, coal and biomass, largely used in the textiles, leather, pulp and paper industries.

The former category is more expensive and higher in calorific value and thus creates a better business case for solar thermal to displace those fuels.

Diesel in India costs about USD 89 dollars/MWh compared to USD 8-12/MWh levelized cost of solar heat for CSH. Coal and wood fuel costs up to USD 25/MWh, so CSH has a business case against them as well.

Another market driver is the financial support granted by the government. In February 2018, MNRE pledged to continue its subsidy program for CSH systems, with a target of installing 90,000 m2 of collector area by March 2020.

The subsidy offered is up to 30% of the benchmark or actual investment cost, whichever is lower, and will be reduced to 20% in the last year of the program. For non-profit bodies in special-category states, developers will receive 60%, and 40% in the last year.

“India is a policy driven [concentrating solar thermal] market with a lot of support from international organizations. Up to one-third of the investment cost may be subsidized by the state,” says Bärbel Epp, managing director at Solrico, a research agency focusing on the solar heating and cooling sector.

Perhaps the biggest advantage is the availability of local CSH system components. Apart from solar mirrors, which account for up to 25% of total cost, the balance of the complete system can be sourced locally.

“If you come with European technology to India or Mexico, you won’t reach the same payback because they use rather cost-effective systems,” says Epp, adding that these two countries have the largest number of solar thermal plants in industrial processes in the world.

Considering the market’s maturity, investments in CSH systems in India have a payback time of up to four years when displacing liquid fuels, gas and electricity, and up to six years when displacing solid fuels like wood, biomass and coal, according to Malik.

“The time is right for solar thermal and it has found its path to disrupting the industrial sector,” he asserts. “The addressable potential is very large – in the hundreds of gigawatts.”

Source: CMI:

Reduction of water consumption in Concentrated Solar Power plants 

Saving water when the sun shines! MinWaterCSP cordially invites you to its second and final International Conference on the “Reduction of water consumption in CSP plants”. The conference will conclude its three years of efforts to promote the competitiveness of CSP plants in arid regions. Following on the success of its first Conference in Marrakech, Morocco, in April 2018, this two day conference will present applicable technologies in mirror cleaning and cooling to minimise water consumption in CSP plants. The event will take place in the beautiful wine region of Stellenbosch, South Africa, from the 7th to the 8th November 2018 and will be hosted by MinWaterCSP project partner Stellenbosch University. During the two day conference, participants will share their experiences about the water challenges in CSP plants and learn more about the technological solutions MinWaterCSP has to offer.

The conference programme will be accompanied by an exhibition where industrial stakeholders will inform about their products and services. In addition to the presentations on the second day, a site visit to the full-scale test facility in Stellenbosch will be organised where two main aspects of a novel hybrid (deluge) cooling system, developed within MinWaterCSP, are tested:

  • a 7.315 m (24 ft) diameter axial flow fan and
  • a deluge water circulation system.

Experts from CSP, cooling, mirror cleaning and water technology will meet to make CSP technology ready for regions with severe water scarcity. The event also aims to inspire stakeholders from power utilities, power plant operators, technology suppliers, research institutes and academia that are working in the fields of concentrated solar power. Discover applicable solutions for mirror cleaning and power plant cooling and meet future business partners to face technology challenges and make CSP technology fit for arid regions!

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

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

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

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

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

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

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

Más información en acerca de datos de generación en:

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


Acceder al informe completo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


Las termosolares permitirían ahorrar al sistema 430 millones en 2025

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

Enlace a la presentación del informe

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

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

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

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

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

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

Enlace a la presentación del informe

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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