Primera central termosolar de Chile operará desde fin de año

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Spanish Start-up Innovates Solar Steam Modules for Industries

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

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

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

How it works

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

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

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

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

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

Plug & play removes risk for customers

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

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

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

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

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

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

Susan Kraemer, solarpaces.org

Potencial energético de la energía termosolar en Europa

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

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

Termosolar competitiva en el mercado energético descarbonizado

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

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

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

La estrategia de MUSTEC refleja el éxito en España

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Chipre acuerda la construcción de una central termosolar de 50 MW

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

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

Foto: Proyecto EOS Green Energy

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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.

http://helioscsp.com/wp-content/uploads/2019/02/cost-csp.jpg
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.

http://helioscsp.com/wp-content/uploads/2019/06/installed_costs_of_csp_pv_and_wind_in_2010-2018_irena_may_2019.jpg
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.

http://helioscsp.com/wp-content/uploads/2019/03/Graf-2.png

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.

http://helioscsp.com/wp-content/uploads/2020/07/coste-nivelado-electricidad.png

¿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.

http://helioscsp.com/wp-content/uploads/2020/07/conciliacion-lcoe.png

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