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Cubico Sustainable Investments Limited (“Cubico”), firma especialista en inversión en energías renovables, ha anunciado la adquisición de dos plantas termosolares en Granada, con una producción total de 99,8 MW. Las plantas eran propiedad de dos fondos internacionales, Antin Infrastructure Partners y la división de inversión en infraestructuras de Deutsche Asset Management, junto con la constructora española Cobra Sistemas y Redes.

Las plantas utilizan tecnología termosolar de colectores cilindro-parabólicos con 7,5 horas de almacenamiento térmico en sales fundidas, lo que, combinado con un campo solar de gran tamaño, permite generar energía durante las horas nocturnas.

 

Desde el inicio su operación comercial en 2008 y 2009, respectivamente, las dos plantas han inyectado a la red más de 2 TWh, lo que equivale al consumo anual de más de 600.000 hogares españoles. Esta energía no contaminante ha evitado la emisión de aproximadamente 1.350.000 t de CO2. En 2016, las plantas Andasol generaron más del 2% de la energía solar total en España y el 5,4% de la energía termosolar total.

El funcionamiento de las plantas ocupa directamente a unas 120 personas y genera una cifra similar de empleos indirectos en la región de Granada. Como parte de la adquisición, Cubico integrará a los 13 empleados actuales de Andasol dentro de su estructura.

Almacenar energía a temperaturas superiores a los 1.000 ºC a través del silicio fundido. Es el objetivo del proyecto AMADEUS el primero de este tipo a nivel europeo, coordinado por investigadores del Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM). Los expertos tratarán de crear una nueva generación de dispositivos de almacenamiento energético extremadamente compactos y de menor coste con potencial aplicación en diversos sectores. El almacenamiento directo de energía solar en plantas termosolares, o la integración del almacenamiento eléctrico y la cogeneración en domicilios y distritos son sólo algunas de las aplicaciones que podrían tener los nuevos dispositivos resultantes del proyecto que ha logrado financiación de la convocatoria Future Emnerging Technologies (FET) del programa Horizonte 2020 de la Comisión Europea. Se trata de un logro en sí mismo ya que solo 4 de cada 100 propuestas presentadas han logrado financiación en esta convocatoria, una de las más competitivas de todo el programa.

Con un presupuesto de 3,3 M€ para los próximos tres años, AMADEUS (Next Generation Materials and Solid State Devices for Ultra High Temperature Energy Storage and Conversion) investigará nuevos materiales y dispositivos que permitan almacenar energía a temperaturas en el rango de los 1.000 y 2.000 ºC. De esta forma, se pretende romper con la barrera de los 600 ºC, raramente superada por los sistemas actuales empleados en centrales termosolares.

 

Para conseguirlo, los expertos trabajarán con distintos aleados metálicos de silicio y boro, que funden a temperaturas superiores a los 1.385 ºC y que permitirán almacenar entre 2 y 4 MJ/kg, “un orden de magnitud superior a la de las sales empleadas actualmente”, explica Alejandro Datas, del Instituto de Energía Solar de la UPM y uno de los coordinadores del proyecto.

Además, se estudiarán los materiales necesarios para contener estos metales fundidos durante largos periodos de tiempo y lograr un buen aislamiento térmico, así como los dispositivos para lograr una conversión eficiente del calor almacenado en electricidad.

Dispositivos que toman como base tecnología UPM

Para esto último, el proyecto investigará un nuevo concepto (patentado por investigadores de la UPM) que combina los efectos termiónico y fotovoltaico para lograr la conversión directa del calor en electricidad. A diferencia de las máquinas térmicas convencionales, este sistema no requiere contacto físico con la fuente térmica, ya que se basa en la emisión directa de electrones (efecto termiónico) y de fotones (efecto termofotovoltaico).

Pero, de tener éxito en su desarrollo, estos nuevos dispositivos no sólo podrán trabajar a temperaturas muy elevadas, sino que también permitirán simplificar y abaratar drásticamente el sistema, ya que no requieren de un fluido caloportador, ni de tuberías e intercambiadores de calor, que a día de hoy, suponen gran parte del coste de estas instalaciones.

Además de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM), en el proyecto colaboran otros seis socios de cinco países europeos, con experiencia en campos tan diversos como la metalurgia, el aislamiento térmico, la dinámica de fluidos y dispositivos semiconductores.

El consorcio de investigación, coordinado por Alejandro Datas y Antonio Martí, ambos de la Universidad Politécnica de Madrid, contará con la participación del Consejo Nacional de Investigación de Italia, el Instituto de Investigación de la Fundición de Polonia, la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, el Centro Hellas para la Investigación y la Tecnología de Grecia, la Universidad de Stuttgart de Alemania, y la compañía IONVAC Process SRL de Italia.

Superan los 5 TWh de producción anual en 2015

La curva de aprendizaje de los primeros años de operación de las plantas termosolares está mostrando sus efectos al haber superado los 5 TWH de producción anual agrupada en 2015, según los datos de la Asociación de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) que destaca que con una media de cinco años de operación, las plantas termosolares son cada vez operadas con mayor eficacia al incrementar año tras año su producción.

En los meses de verano de este año, la energía termosolar viene suministrando más del 4% de la demanda, proporcionando cifras de electricidad generada muy similares a las de la fotovoltaica, aunque la potencia instalada de energía fotovoltaica es más del doble que la termosolar.

La energía termosolar cuenta con 2.300 MW de potencia termosolar instalada en España, cuyas plantas se construyeron entre 2007 y 2013, con una mayor concentración de conexión de centrales a red en los años 2010, 2011 y 2012.

Todos estos datos fueron expuestos en un jornada técnica interna para los asociados a Protermosolar sobre La optimización de la operación y el mantenimiento de la plantas termosolares. En dicha jornada se puso de manifiesto como la gestionabilidad de las plantas termosolares empieza a ser analizada y valorada por los responsables energéticos mundiales frente al menor coste de generación de otras tecnologías renovables ‘fluyentes’.

En la sesión también se expuso como las empresas españolas son líderes mundiales en el diseño, tecnología y ‘epcistas’ de plantas termosolares y, gracias a la curva de aprendizaje, ahora en la operación y mantenimiento de las centrales.

Durante la jornada además se presentaron y se debatieron alternativas técnicas y organizativas para la optimización de la operación y el mantenimiento de las centrales instaladas en España.

La experiencia de las empresas españolas en optimización operativa es un valor más a añadir en su liderazgo en diseño y construcción de centrales que ha dado como resultado la activa participación de nuestras empresas en las nuevas centrales que se pondrán en funcionamiento durante los próximos meses en diversas partes del mundo, como Marruecos, Sudáfrica, Oriente Medio, China y Chile, lo que está consolidando el relevante papel de España en la tecnología termosolar a nivel mundial.

La Asociación Europea de la Industria Solar Termoeléctrica (ESTELA) y la Organización Internacional de Energía Termosolar (STELA World) han presentado dos informes en los que se argumenta cómo el Valor que aporta las plantas termosolares con almacenamiento es imprescindible para la incorporación de un mayor número de renovables y, por tanto, para alcanzar sistemas eléctricos libres de CO2.

Los dos informes, titulados El valor de la electricidad termosolar y El valor del almacenamiento térmico, determinan que la gestionabilidad es el valor fundamental que necesitan los sistemas energéticos actuales para ser más eficientes y facilitar la integración de las otras tecnologías renovables no gestionables o fluyentes.

Estos estudios han sido elaborados con el objetivo de ofrecer una nueva perspectiva más allá del simple coste/precio en la comparación de las tecnologías renovables de generación eléctrica, poniendo en valor las ventajas del almacenamiento energético que ofrecen los sistemas gestionables.

De esta forma, las nuevas medidas de inversión hacia una transición energética sostenible deberían ser planteadas, no sólo desde la perspectiva del coste en términos Capex/Opex de una central, sino teniendo en cuenta como factor esencial el valor que cada nueva central añade al sistema eléctrico de un país. Sobre esta base, las decisiones estratégicas con visión de futuro se abrirán camino hacia una combinación de energía mejor integrada y optimizada. La cifra del coste de generación, o del concepto académico del LCOE, no deben seguir siendo la base para la planificación del mix de generación futuro.

“Además, más allá del mero impacto técnico en el sistema eléctrico del almacenamiento y la gestionabilidad, las políticas industriales, el empleo y el liderazgo tecnológico también deberían ser debidamente valorados por los responsables políticos, especialmente en nuestro país”, afirma Luis Crespo, presidente de ESTELA y secretario general de Protermosolar.

El valor de la electricidad termosolar destaca que, de continuar dejando de lado el valor añadido de las tecnologías gestionables de cara a lograr los objetivos acordados en la COP 21 de París para los años 2030/2050, no será posible un sistema de energía libre de CO2 para entonces y pronto empezarán a saturarse las inversiones en este tipo de tecnologías.

En un sistema energético, el Valor proviene esencialmente de la capacidad de almacenamiento de una planta y puede ser expresado tanto en términos operativos (despacho a las horas de demanda pico, horas de funcionamiento efectivo, ahorros de reservas rodantes, contribución a los servicios auxiliares del sistema,…), como en términos de capacidad adicional (ahorro en inversiones de nuevas centrales de respaldo).

Según el informe El valor del almacenamiento, el exceso de generación de energía que se está dando en el mercado evidencia una creciente necesidad, tanto en países industrializados como en economías emergentes, de una integración de sistemas y tecnologías con capacidad de almacenamiento. Además del consecuente desaprovechamiento de energía que produce el exceso de generación ‘fluyente’ también puede conducir a bajos rendimientos en inversiones al reducir la retribución del mercado a quienes ofrecen el mismo producto inflexiblemente al mismo tiempo.

Este último informe destaca que las plantas termosolares con almacenamiento parecen ser, hasta la fecha, casi la única opción viable. Además del valor añadido al sistema de energía en términos operacionales y de capacidad, añaden estabilidad inercial a la red y tienen un impacto macroeconómico altamente positivo. La tecnología de almacenamiento puede suministrar electricidad base como hacen las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles.

Por ello, Luis Crespo considera que “en lugar de buscar soluciones a la sobrecapacidad puntual es mejor evitar dicha patología con una mayor componente de tecnologías con almacenamiento”. En este sentido, el informe señala que las plantas termosolares con almacenamiento y las plantas híbridas PV-CSP parecen ser, hasta la fecha, casi las únicas opciones viables a gran escala.

ESTELA concluye que los reguladores de los sistemas energéticos de todos los países deben proporcionar un marco eficiente para la industria y los mercados de cara a conseguir una proporción más equilibrada entre tecnologías gestionables y no gestionables, para alcanzar los objetivos de penetración de las energías renovables en todo el mundo.

Las plantas termosolares funcionan a altas temperaturas durante largos periodos y los fluidos de transferencia de calor se degradan con el tiempo por craqueo térmico, por oxidación o por ambos. Es importante que estos procesos se monitoricen de forma
rutinaria para asegurar que la planta continúa operando de forma segura y eficiente. Para evaluar el estado de craqueo térmico y el de oxidación se pueden utilizar análisis de laboratorio, y en este artículo se discute un modelo para establecerlos.

Hay informes que indican que el mercado mundial de fluidos de transferencia de calor, conocidos como fluido térmicos, aumentará su valor desde los 1.684 M$ en 2011 hasta 2.557 M$ en 2017. Esta demanda depende de Europa, que supone un tercio de la demanda
global de fluidos térmicos, y será impulsada por el crecimiento en
la región Asia-Pacífico. Existe una gran variedad de fluidos térmicos, con una amplia variedad de usos, incluyendo la producción de energía, por ejemplo en plantas termosolares. El fluido solar más usado es una mezcla eutéctica de bifenilo y óxido de difenilo (p.e. Therminol VP-1, Globaltherm Omnitech y Dowtherm A). Los dos modos más comunes de degradación térmica son el craqueo térmico y el estrés oxidativo.

El craqueo térmico consiste en la ruptura de las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, la oxidación es la ganancia de oxígeno. A alta temperatura, un fluido térmico se degrada, ya sea a través de craqueo térmico, de oxidación o de ambos. Durante el craqueo térmico se acumula carbono y comienza a disminuir la temperatura del punto de inflamación. Durante la oxidación se acumula carbono y el índice de acidez total, un indicador del estado oxidativo, comenzará a aumentar. Leer más…

Christopher Wright
Global Group of Companies

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2016

Investigadores del Instituto Masdar han demostrado con éxito que la arena del desierto de los EAU puede utilizarse en plantas termosolares como sistema de almacenamiento térmico hasta 1.000 ºC. El proyecto de investigación, denominado Sandstock ha buscado desarrollar un receptor solar sostenible y de bajo coste, alimentado por gravedad y un sistema de almacenamiento térmico, utilizando partículas de arena como medio de recolección y transmisión de calor y almacenamiento térmico.

La arena del desierto de los EAU se puede considerar ya un posible material de almacenamiento de energía térmica. Su estabilidad térmica, capacidad de calor específico y tendencia a la aglomeración se han estudiado ha altas temperaturas.

En la 21 edición de la Conferencia SolarPACES, celebrada en Sudáfrica, el estudiante de doctorado Miguel Diago, presentó un informe de investigación con los descubrimientos, este informe fue desarrollado bajo la tutela del Dr. Nicolas Calvet, Profesor Adjunto del Departamento de Ingeniería Mecánica y de Materiales del Instituto Masdar. Los coautores del estudio son el alumno Alberto Crespo Iniesta, el Dr. Thomas Declos, el Dr. Tariq Shamim, Profesor de Ingeniería Mecánica y de los Materiales del Instituto Masdar y la Dr. Audrey Soum-Glade (Laboratorio PROMES CNRES del Centro Nacional Francés de Investigación Científica).

Reemplazar los materiales típicos usados en los sistemas de almacenamiento térmico, aceites sintéticos y sales fundidas, con arena barata pueden aumentar la eficiencia de la planta, debido al aumento de la temperatura de la planta del material de almacenamiento y por tanto, reducir costes. Un sistema de almacenamiento térmico basado en un material local y natural como la arena también representa un nuevo enfoque sostenible, relevante para el desarrollo económico de los futuros sistemas energéticos de Abu Dhabi.

El análisis mostró que es posible utilizar arena del desierto como sistema de almacenamiento térmico hasta 800-1.000 ºC. La composición química de la arena ha sido analizada con técnicas de fluorescencia y difracción de rayos X, que revelan la dominancia de materiales de cuarzo y carbonato. También se midió la reflexividad de la energía radiante de la arena antes y después de un ciclo térmico, ya que se puede utilizar la arena del desierto no sólo como material de almacenamiento térmico sino también como un absorbedor solar directo bajo flujo solar concentrado.

El Dr. Nicolas Clavet declara “La disponibilidad de este material en ambientes desérticos tales como los EAU, permite una importante reducción de costes en plantas termosolares nuevas, que lo pueden utilizar tanto como almacenamiento térmico como absorbedor solar. El éxito del proyecto Sandstock refleja la utilidad y beneficios prácticos de la arena del desierto de los EAU.”

En paralelo con la caracterización, se ha probado un prototipo a escala de laboratorio en el horno solar de 1 MW del Laboratorio PROMES CNRS en Odeillo, Francia. El alumno del Instituto Masdar, Alberto Crespo Iniesta, estuvo a cargo del diseño, construcción y experimento.

El próximo paso del proyecto es probar un prototipo mejorado a escala precomercial en la Plataforma Solar del Instituto Masdar, usando un concentrador bajo haz, potencialmente en colaboración con un socio industrial.

Marruecos está preparado para hacer historia en breve, cuando comience a generar electricidad la primera fase de una de las mayores plantas termosolares del mundo. Cuando esté completamente operativo, el complejo solar Ouarzazate producirá energía suficiente para más de 1 millón de marroquíes, con un posible excedente para exportar a Europa. Asimismo, el complejo reducirá en 2,5 millones de toneladas de petróleo la dependencia de los combustibles fósiles de Marruecos. Ubicado a unos 7 km de la ciudad marroquí que le da nombre, Ouarzazate, al borde del desierto del Sahara, el complejo solar Ouarzazate está poniendo a Marruecos en el mapa como superpotencia solar.

El complejo Ouarzazate, formado por las plantas Noor I, I y III, se está construyendo, y será operado, como asociación público-privada. El socio privado para el desarrollo de Noor I fue seleccionado a través de un proceso de licitación competitiva, adjudicándose el contrato en septiembre de 2012 a un consorcio liderado por ACWA Power en el que participan las empresas españolas Sener Ingeniería y Sistemas, Acciona, TSK y Aries, las tres primeras son los contratistas EPC, mientras que Aries actúa como ingeniería de la propiedad. Los trabajos de construcción comenzaron en el verano de 2013, y próximamente la planta comenzará su operación comercial. En enero de este año se dio a conocer el resultado de la licitación para las fases II y III, que fue adjudicado al consorcio formado por ACWA Power y Sener.

El complejo se compone de cuatro plantas, tres de ellas dotadas de tecnología termosolar y una cuarta de tecnología fotovoltaica. Noor I, de 160 MWe, está dotada de captadores cilindro-parabólicos SENERtrough®, en Noor II, por su parte, se instalará la segunda generación de captadores de Sener, el sistema SENERtrough®-2, y contará con 200 MWe. Por último, Noor III, de 150 MWe, empleará la configuración de torre central con receptor de sales, aplicada con anterioridad por Sener en la planta Gemasolar, en Sevilla, y por tanto será una evolución natural de esta instalación pionera. En todos los casos, las plantas incorporan un sistema de almacenamiento en sales fundidas que les posibili-tará producir electricidad en ausencia de radiación solar. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Noviembre 2015

Schneider Electric y Saft, líder mundial en diseño y fabricación de baterías de tecnología avanzada para la industria, han conseguido dos proyectos de Langa Group para la instalación de sistemas de almacenamiento de energía para dos plantas termosolares en Córcega (Francia), bajo los controles públicos franceses de licitación de la Comisión de Regulación de la Energía (CRE).

Las nuevas plantas de energía solar de Langa Group estarán situadas cerca de Corte y Castifao, en la isla francesa de Córcega. Con una potencia solar de 1MWp y una capacidad de almacenamiento de 1MWh, cada planta producirá más de 1.300 MWh por año, en cumplimiento de las especificaciones de la CRE.

La unión de Schneider Electric y Saft permite cumplir con los requisitos de Langa Group en estos dos proyectos. El consorcio propuso una solución que incluye el diseño, suministro e instalación de los equipos, sistema de gestión y los servicios de mantenimiento.

La combinación de generación de energía fotovoltaica y un sistema de almacenamiento optimiza la integración de la energía solar variable en la red eléctrica de la isla. La energía producida durante el día, cuando la irradiación del sol está en su mayor punto, se almacena en baterías y se redistribuye por la tarde, durante las horas puntas y después del atardecer. Las dos plantas fotovoltaicas generarán energía suficiente para satisfacer las necesidades de electricidad de más de 400 casas corsas anualmente.

El líder del consorcio, Schneider Electric implementará sus soluciones dedicadas al almacenamiento de la energía solar: PVBox para la transformación de energía solar, ESBox para la conversión de energía de batería y el sistema de gestión de energía (EMS) para la gestión y de equipos globales, por su parte Saft Baterías se encargará del control del proyecto de ingeniería y de los servicios para garantizar el correcto funcionamiento del sistema. Schneider Electric también lleva a cabo la interconexión entre los distintos componentes de las plantas y de la red de distribución eléctrica. Schneider Electric desarrolla e industrializa una oferta de almacenamiento de energía y su acoplamiento con los activos de producción de energía renovable, además apoya los proyectos de sus clientes con expertos de ingeniería y servicios de equipos.

Para cada proyecto, Saft implementará su solución de almacenamiento de energía Intensium® Max+ 20E. Esta solución integrada está completamente desarrollada y fabricada por Saft y compuesta por una batería de Litio-ion de alrededor de 1MWh en un contenedor de 20 pies. El container incluye también los sistemas de gestión de seguridad, así como la gestión operacional de la batería a través de un BMS (sistema de gestión de la batería) y la interfaz con el sistema de control de Schneider Electric. Saft apoya a sus clientes durante el ciclo de vida de sus proyectos, alcanzando desde temprano la optimización del dimensionamiento del sistema de almacenamiento de información para servicios de mantenimiento, y una vez que se ha completado la instalación. El proyecto de Langa Group viene por una serie de contratos logrados por Saft para sistemas de almacenamiento de litio-ión para la red eléctrica de todas las islas del mundo.

“Los sistemas de almacenamiento de energía son necesarios para el crecimiento continuo de las energías renovables: permiten integrar la producción de energía en la red de distribución de forma optimizada. Nos convenció la solución propuesta por Schneider Electric y Saft, dos compañías francesas líderes en sus mercados. Sus conocimientos en energía solar y almacenamiento de energía, su oferta competitiva, junto con su presencia local han sido clave en nuestra elección” afirma Hervé Guérin, fundador y consejero delegado de Langa Group.

El contrato se firmó en junio entre Langa Group y el Consorcio Schneider Electric-Saft y las dos instalaciones estarán conectadas a final de año.

Respecto a otras fuentes de energía renovable, las plantas de energía solar térmica de concentración, conocidas como plantas termosolares, presentan la importante ventaja de su fácil integración de sistemas de almacenamiento térmico. Este es sin duda un aspecto clave en este tipo de plantas, que no solo permite ajustar la producción de energía eléctrica a la demanda, sino que también confiere estabilidad a la red.

Actualmente, los sistemas de acumulación de doble tanque con sales fundidas son los únicos comercialmente disponibles. El sistema consiste en dos tanques, uno almacena el fluido caliente y el otro contiene el fluido frío. En este sistema, estos fluidos no pueden mezclarse lo que confiere al conjunto una disponibilidad de energía (exergía) máxima. La sal fundida del tanque frío es calentada en el campo solar y almacenada posteriormente en el tanque caliente.

Cuando la radiación solar no es suficiente para la generación de electricidad, la energía almacenada en el tanque caliente es usada en el bloque de potencia para la generación de vapor. Una vez esta energía es cedida, la sal fundida se devuelve al tanque frío.

Carlos D. Perez-Segarra (Professor), Ivette Rodriguez (Associate Professor), Santiago Torras (Researcher), Pedro Galione (Researcher), Ignacio González (Researcher), Joaquim Rigola (Associate Professor), Assensi Oliva (Professor)
Heat and Mass Transfer Technological Center (CTTC), Universitat Politècnica de Catalunya

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2015

Las ventajas del almacenamiento térmico en plantas termosolares son de sobra conocidas: ofrecer energía de una manera más gestionable, prolongando las horas operativas más allá de la puesta de sol, evitar fluctuaciones asociadas a un recurso solar intermitente y reducir la cantidad de energía sobrante haciendo la planta más eficiente.

Actualmente hay en todo el mundo 3,7 GW termosolares con almacenamiento de energía en plantas operativas, en construcción o en desarrollo, si bien la tendencia hacia plantas con almacenamiento es clara, de acuerdo con la información contenida en el CSP Today Global Tracker, el 59% de la capacidad actualmente en desarrollo contará con almacenamiento térmico de energía. Así lo refleja una de las últimas publicaciones de CSP Today, titulada como este artículo, y en base a la cual se ha elaborado parte del mismo.

Otros contenidos de CSP Today, también nos han ayudado a completar este artículo, con algunos de los casos prácticos de desarrollo de tecnologías novedosas de almacenamiento, que se presentan al final del artículo.

Artículo publicado en: FuturENERGY Junio 2014

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