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La planta termosolar Xina Solar One, propiedad de Abengoa, Industrial Development Corporation (IDC), Public Investment Corporation (PIC) y el Community Trust, ha batido récords al superar las pruebas de producción garantizada en un tiempo récord: solo 16 meses.

El periodo de producción garantizada mide el rendimiento de producción de la planta durante 12 meses consecutivos en un plazo de 24. En este caso, Abengoa ha recibido recientemente la confirmación oficial de este hito después del correspondiente análisis llevado a cabo por el Asesor Técnico de los Bancos Financiadores y el posterior acuerdo de éstos. La planta logró cumplir ese objetivo al final de los primeros 16 meses de operación desde que se obtuviera el 1 de agosto de 2017 la PCD (Practical Completion Date o fecha de recepción provisional), es decir, el 30 de noviembre de 2018, alcanzando una ratio de energía equivalente generada versus garantizada del 100,6 %.

Xina Solar One con una capacidad de 100 MW, cuenta con una nueva generación de colectores cilindroparabólicos, los Spacetube 8.2++. Se trata del colector comercial de mayor apertura del mercado y cuyo innovador diseño ha supuesto mejoras importantes en su rendimiento óptico y optimización de montaje, así como en la reducción de costes de fabricación e instalación.

Asimismo, la planta ha conseguido una generación ininterrumpida de energía de más de 5 días consecutivos, sin cortes durante el horario nocturno y en los meses de verano, gracias a su sistema de almacenamiento en sales fundidas que permite la producción de electricidad cuando no hay sol.

De la misma manera, los consumos de agua y otros consumos auxiliares se han situado también por debajo de los niveles previstos. En concreto, el consumo de agua en una zona tan sensible hidrológicamente ha disminuido drásticamente tras los primeros meses de operación, llegando a una ratio de 0,15m3/MWh.

Xina Solar One, que es la tercera planta construida por Abengoa en Sudáfrica después de Kaxu Solar One y Khi Solar One, abastece de energía limpia a más de 95.000 hogares y evita la emisión a la atmósfera de 348.000 T/año de CO2.

Compromiso con la seguridad y salud

Por otro lado, desde su puesta en operación, la planta no ha registrado ningún incidente de seguridad y salud. De hecho, el pasado mes de agosto se celebraban dos años sin accidentes con baja desde que la planta entrara en operación comercial en agosto de 2017. Este hito, que suma 418.339 h/hombre con solos dos asistencias de primeros auxilios, es fruto del trabajo y compromiso mostrado por todas las partes involucradas en el proyecto.

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Ence Energía y Celulosa ha cerrado la financiación de la compra del 90% de la planta termosolar de Termollano, en Puertollano, por un importe de 110 M€. La operación se ha estructurado bajo modalidad de Financiación de Proyecto (Project Finance) sin recurso y a 13 años. En la operación de financiación han participado el Banco de Santander, BNP Paribas, Bankia y Bankinter.

El cierre de la financiación de Termollano constituye un importante impulso al crecimiento del Negocio de Energía Renovable de Ence, así como el primer paso de la compañía en su diversificación hacia otras energías renovables, diferentes de la generación con biomasa, que recoge su Plan Estratégico 2019-23. Ence confirmó el cumplimiento de los objetivos dicho Plan en el transcurso de su Junta General de Accionistas.

La planta de Termollano dispone de una capacidad instalada de 50 MW y aporta un EBITDA a la compañía de 18 millones de euros/año, que se convierten en caja en su práctica totalidad. El importe de la compra del 90% de la planta a Iberdrola a finales de 2018 tuvo un importe neto de 140 M€.

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La tecnología de Lointek ha sido seleccionada para el suministro llave en mano del sistema integral de generación de vapor y el sistema de aceite-sales del almacenamiento térmico de DEWA IV, la mayor planta termosolar del mundo, que estará operativa en Dubai (Emiratos Árabes Unidos) en 2022.

Lointek se responsabiliza de la ingeniería, fabricación, instalación y puesta en marcha de la isla de potencia en tres fases, la primera de 18 meses y las dos siguientes en sendos períodos consecutivos de 8 meses. Estos sistemas están considerados como elementos críticos en el desarrollo de la planta y de gran dificultad térmico-mecánico en su definición y ejecución.

Dimensiones récord

El proyecto de DEWA IV, que supone una inversión de 4.000 M$, reúne una serie de características récord. Desde el punto de vista de su capacidad, suma una potencia de 950 MW, de los cuales 600 corresponden a generación cilindro-parabólica (el triple de capacidad de las existentes hasta el momento), 250 MW a fotovoltaica y 100 MW al sistema de torre central. Otro elemento destacable del proyecto es la obtención del kWh más barato conocido, con un coste de 7,3 céntimos de dólar.

En cuanto a sus dimensiones, el parque solar tiene una superficie de 3.750 hectáreas; mientras que la torre central, la más alta de las plantas solares construidas hasta el día de hoy, alcanza una longitud de 260 metros.

DEWA IV (Dubai Electricity and Water Authority) se ubica a 50 km de Dubai y responde al Dubai Clean Energy Strategy 2050, en la que se establece alcanzar un 7% de la producción total en energías renovables en 2020, un 30% en 2030 y un 75% a mediados de siglo para el emirato.

Liderazgo mundial

La adjudicación de este contrato supone para Lointek un refuerzo para su posición de liderazgo mundial, con una cuota de mercado superior a un 70% de las plantas termosolares a nivel mundial y la confirmación de su competitividad.

La empresa ha entregado cerca de 1.000 intercambiadores de calor en una década, cifra diez veces superior a la del segundo en el ranking del sector. Lointek ha suministrado los sistemas de potencia en 55 plantas termosolares en diez países de América, Europa, África y Asia, con un total de capacidad de generación eléctrica termosolar renovable de 3.500 MW.

En 2018 Lointek también participó en plantas termosolares de Sudáfrica y Marruecos ya plenamente operativas y, en la actualidad, se encuentra en fase de pruebas en una planta en Israel y en la de instalación de otra en Kuwait.

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Acciona y Abengoa, a través de un consorcio constituido al efecto, han firmado el contrato para completar la construcción de la planta termosolar de Cerro Dominador en Chile. El consorcio, liderado por Acciona Industrial con una participación del 51%, se encargará de construir la planta termosolar de 110 MW con tecnología de Abengoa, qué será la primera de su tipo en Latinoamérica.

La planta termosolar de torre se sumará a la planta fotovoltaica de 100 MW ya en operación, construida por Abengoa y que presta operación comercial desde febrero de 2018, para formar un complejo de energías renovables con una capacidad total de 210 MW y el primero que combina ambas tecnologías en todo el continente.

Este proyecto permitirá generar energía limpia de forma gestionable durante 24 horas y contará con una capacidad de almacenamiento térmico en sales fundidas de 17,5 horas. El campo solar, de 146 ha, cuenta con 10.600 heliostatos que dirigirán la radiación solar a un receptor ubicado a 252 m de altura.

Está previsto que las obras se retomen durante este mes, una vez que Cerro Dominador, empresa de propiedad de fondos administrados por EIG Global Energy Partners, cerrara la financiación del proyecto el pasado mes de mayo con un consorcio de bancos nacionales e internacionales y una vez obtenido el permiso para proceder por parte del consorcio formado por Acciona y Abengoa.

El complejo Cerro Dominador está situado en la localidad de María Elena, en el desierto de Atacama, en la Región de Antofagasta, un área con uno de los índices de radicación solar más elevados del mundo. La planta termosolar que construirán Abengoa y Acciona producirá energía limpia que evitará la emisión a la atmósfera de 640.000 toneladas de CO2 al año. En total, el complejo evitará 870.000 toneladas anuales de emisiones de dióxido de carbono y suministrará energía limpia a través de acuerdos de compra de energía con empresas distribuidoras a 15 años, firmados en 2014.

La construcción de la planta termosolar de Cerro Dominador tendrá una importante contribución al desarrollo local, con la creación de más de 1.000 empleos en la zona en su peak de construcción para los que tendrán acceso prioritario los vecinos de las comunas de la Región.

Cerro Dominador ha seleccionado al consorcio formado por Acciona Industrial y Abengoa por su acreditada experiencia en el desarrollo y ejecución de proyectos termosolares en todo el mundo.

Acciona ha construido 10 plantas termosolares a nivel global con un total de 624 MW de capacidad y tiene actualmente en construcción la planta de Kathu, en Sudáfrica, de 100 MW. Cerro Dominador es la quinta planta termosolar que la empresa construye fuera de España.

Abengoa actuará como socio tecnológico del proyecto de ingeniería y construcción aportando todo su know-how en construcción de plantas termosolares, con una experiencia de más de 30 años habiendo desarrollado y construido plantas con una potencia instalada de 2,6 GW en todo el mundo, lo que representa actualmente el 38% de la capacidad instalada a nivel mundial. Actualmente, es socio tecnológico y participa en la construcción de la fase IV del mayor complejo solar del mundo en Dubai, el Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, propiedad de Dubai Electricity and Water Authority (DEWA).

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La empresa de ingeniería y tecnología Sener está poniendo en funcionamiento, de manera escalonada, los diferentes componentes de la planta termosolar Noor Uarzazat III, la segunda central con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas que diseña y construye Sener, además de aportar su propia tecnología, y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración.

Recientemente, SENER ha realizado el primer arranque del receptor solar, apuntando por primera vez los heliostatos al receptor ubicado en lo alto de la torre, a 250 m de altura, para precalentarlo hasta alcanzar una temperatura de 320 ºC.

Sener ha sido igualmente responsable de la tecnología del receptor, para cuyo diseño y construcción ha aplicado conocimientos del sector aeronáutico. Se trata de un receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos que, una vez en operación, permitirá a la planta una producción bruta de 150 MW y 7,5 horas de almacenamiento en forma de calor, y que ha sido desarrollado en colaboración con empresas marroquíes. Asimismo, Sener ha desarrollado en su totalidad otro elemento clave para este tipo de instalaciones, el sistema de control integrado de receptor y campo solar.

Como paso previo al arranque del receptor, Sener ha completado las pruebas funcionales del campo solar, compuesto por 7.400 heliostatos HE54, diseñados y patentados por la empresa. Este modelo (HE54) incorpora mejoras tales como una mayor superficie reflectante (178,5 m2<\sup> frente a los 115,7 m2<\sup> de los heliostatos de Gemasolar) y un sistema de seguimiento muy preciso, denominado solar tracker, que emplea tecnología espacial de Sener.

Una vez completadas las pruebas de precalentamiento del receptor que están ahora mismo en curso, el siguiente paso, dentro de la fase de pruebas de la instalación, será la circulación de sales por el receptor para ser calentadas hasta la temperatura de operación comercial diaria (550º C), que se producirá en las próximas semanas. La última etapa será la generación de vapor a partir del calor capturado en esas sales fundidas.

Noor Uarzazat III forma parte del complejo solar Noor (Marruecos), dirigido por Masen, que será, una vez finalizado, el mayor complejo solar del planeta. En dicho complejo, Sener forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Uarzazat I y Noor Uarzazat II, ambas con tecnología de captadores cilindro-parabólicos SENERtrough®, y Noor Uarzazat III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en la pionera central Gemasolar, en Sevilla (España), diseñada y construida por Sener y en operación desde 2011.

En la planta termosolar Noor Uarzazat III, Sener es responsable de la ingeniería conceptual y básica de la planta, la ingeniería de detalle y el suministro de los equipos del sistema de almacenamiento térmico, la ingeniería y la construcción del campo solar y del receptor de sales fundidas, y de la puesta en marcha integrada de toda la planta. La entrega de la planta al cliente está prevista para el último trimestre de 2018.

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Cerro Dominador, empresa chilena de propiedad de fondos de inversión administrados por EIG Global Energy Partners (“EIG”), ha anunciado la firma del acuerdo de financiación para su planta termosolar ubicada en el desierto de Atacama, en Chile. Este hito permitirá a la compañía finalizar la construcción del primer proyecto combinado de energía termosolar y fotovoltaica en Latinoamérica, con un total de 210 MW de capacidad instalada.

La planta suministrará energía limpia y fiable al sistema nacional interconectado de Chile, vendiendo la mayor parte de su producción bajo contratos de compraventa de energía a 15 años adjudicados a fines de 2014. La financiación, que asciende a 758 M$, ha sido suscrita por un grupo de instituciones financieras internacionales con la contribución de bancos locales. Entre las entidades financieras involucradas se encuentran: Natixis, Deutsche Bank, Société Générale, ABN AMRO, Santander, Commerzbank y BTG Pactual, así como otros inversores institucionales en un tramo paralelo a la financiación bancaria. Se espera que otros participantes se unan al grupo bancario en las próximas semanas.

El proyecto Cerro Dominador está ubicado en María Elena, en las cercanías de Calama, en la Región de Antofagasta, zona con uno de los mayores niveles de radiación solar del mundo. La nueva planta producirá energía limpia, reemplazando unas emisiones esperadas de 640.000 t/año de CO2, alcanzando como un proyecto integrado un total de 870.000 t/año de reducción de CO2. Asimismo, la nueva etapa de construcción significará una importante contribución en términos de empleo para la región, generando un máximo de 1.000 puestos de trabajo en los próximos dos años.

Panorámica del campo solar de 330 ha. de la planta fotovoltaica, 2015
Panorámica del campo solar de 330 ha. de la planta fotovoltaica, 2015

La compañía ha sido asesorada durante todo el proceso de financiación por Milbank, Tweed, Hadley y McCloy (asesor legal internacional), Morales y Besa (asesor legal local) y Astris Finance (asesor financiero). La finalización de la construcción de la planta será llevada a cabo por un consorcio formado por empresas líderes mundiales en tecnología solar.

Cerro Dominador se enmarca dentro de la Agenda Energética de Chile, que ha buscado diversificar la matriz del país mediante el aumento en uso de energía renovable. EIG asumió el control y la supervisión de la gestión del proyecto solar a finales de 2016. La primera parte del proyecto solar, con 62 MW de energía fotovoltaica comenzó en octubre de 2017, alcanzando los 100 MW completos en febrero de 2018.

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Sugimat avanza en su expansión internacional al desarrollar una caldera de aceite térmico para la planta termosolar de Agua Prieta, en el estado de Sonora, México. Se trata de una de las centrales más importantes de Latinoamérica. La instalación, forma parte de la Central Agua Prieta II, un ciclo combinado con rendimiento aumentado que opera en conjunto con un campo solar. La planta en su conjunto, es un proyecto pionero en el país promovido por la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La caldera, que utiliza fluidos de transferencia de calor DowTherm A y es capaz de trabajar hasta 390 ºC, se encuentra integrada en el bloque de producción del campo solar y ha sido diseñada, fabricada e instalada llave en mano por Sugimat. Se trata de una caldera de aceite térmico de 6 MW que aumenta 10 puntos el rendimiento del ciclo combinado y utiliza un quemador de gas natural de bajas emisiones de NOx. La central termosolar, cuenta con un campo solar de colectores cilindro-parabólicos de 14 MW y un ciclo combinado a gas natural capaz de producir hasta 464,4 MW. Ambos se encuentran interconectados y forman la primera planta híbrida termosolar de México, que aporta una capacidad instalada de generación de 394 MW al Sistema Eléctrico Nacional del país.

Gracias al uso de gas natural como combustible, esta central con tecnología de ciclo combinado de última generación (Integrated Solar Combined Cycle – ISCC), dejará de emitir a la atmosfera más de 208.000 t de CO2 al año, reduciendo el impacto medioambiental.

La localización de la planta, en el estado de Sonora ha sido una decisión estratégica. Se integra en lo que se conoce como el cinturón solar, que abarca la zona con mejor radiación solar del país, por lo que es ideal para la operación de centrales termosolares.

El proyecto, llevado a cabo por Abengoa, cuenta con la financiación del Banco Mundial, que mediante el Programa de Desarrollo de Naciones Unidas, Global Environmental Facility (GEF), ha destinado 200 M$ para promover la tecnología termosolar en cuatro países, uno de ellos México.

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Aalborg CSP A/S en colaboración con Jiangsu Livo New Energy Technology Co., Ltd se ha adjudicado un contrato para suministrar el sistema de generación de vapor para la planta termosolar Shenzen Jinfan de 50 MW que se encuentra entre las primeras 20 plantas de demostración que China pretende construir hacia finales de 2018. La instalación es un proyecto emblemático con una capacidad de almacenamiento de energía excepcionalmente larga de 15 horas y un buen ejemplo de cómo el diseño europeo combinado con la fabricación local puede garantizar la generación de energía renovable a demanda y rentable en China.

El proyecto termosolar Shenzen Jinfan de 50 MW es parte del plan quinquenal de China que apunta a cambiar el panorama de la producción de electricidad a gran escala. En el primer lote, China adjudicó 20 plantas de demostración para producir 1 GW de potencia a una tarifa de 1,15 RMB/kWh si se completa antes de fines de 2018. Para alcanzar bajos niveles de precios, se han anunciado proyectos solares con grandes capacidades de almacenamiento de energía, entre los cuales la planta Shenzen Jinfan CSP de 50 MW demuestra ser una de las más eficientes debido a su excepcionalmente larga capacidad de almacenamiento de energía de 15 horas. Esto permite que la instalación suministre energía durante 24 horas seguidas en el condado de Aksay.

Aalborg CSP, junto con su socio de fabricación local, Livo New Energy Technology, han sido seleccionados para suministrar los equipos de calderas capaces de asegurar la conversión ininterrumpida del calor solar en vapor sobrecalentado a 136 bar y 538 °C. El sistema de generación de vapor SGS4 diseñado para el proyecto Shenzen Jinfan fue diseñado específicamente para satisfacer las expectativas de los mercados emergentes de producción de electricidad rentable y confiable cuando se utiliza sal fundida, un criterio esencial que los mercados en desarrollo, como China, requieren para cumplir con bajos niveles de precios.

Con la tecnología del generador de vapor SGS4, la planta termosolar Shenzen Jinfan se beneficiará de las características operativas excepcionales, como la circulación natural, el diseño sin fugas y un tiempo de arranque rápido. Estos beneficios operativos se traducen en ahorros significativos en términos de componentes CAPEX y OPEX, ya que la planta podrá producir más energía en comparación con un intercambiador de calor común y reducir la necesidad de ciertos componentes auxiliares, como bombas de circulación y diferentes válvulas de drenaje.

Además del equipo de producción de vapor, el alcance de suministro de Aalborg CSP también incluye instrumentos, válvulas, trazado de calor para los recipientes a presión y todas las tuberías de interconexión. La producción ya comenzó en China y se espera que la entrega de componentes se complete el próximo verano para que la instalación pueda suministrar energía renovable a la red antes de finales de 2018.

Datos del proyecto:

• Propietario / usuario final de la planta: Shenzhen JinFan Power Co., Ltd.
• Nombre del proyecto: Proyecto Shenzhen Jinfan Aksay de 50 MW de colectores parabólicos y sales fundidas
• Potencia de la planta: 50 MWe
• Tipo de tecnología: colectores parabólicos con sales fundidas como fluido de transferencia de calor en los tubos receptores
• Diseño de la planta: campo solar de 2,5 km 2 con 152 filas de colectores parabólicos
• Temperatura máxima de la sal fundida: 548 ºC
• Ubicación de la planta: Aksay, provincia de Gansu, República Popular de China
• Capacidad de almacenamiento de energía: 12-15 horas / día
• Vida útil de la planta: 25 años
• Fecha de operación esperada: diciembre de 2018

Datos del suministro de Aalborg CSP:

• Cliente: Jiangsu Livo New Energy Technology Co., Ltd
• Tecnología suministrada: sistema de generación de vapor SGS4
• Volumen de suministro: dos trenes generadores de vapor SGS4 que incluyen instrumentos, válvulas, trazado de calor para los recipientes a presión y todas las tuberías de interconexión
• Temperatura del vapor: 95 ºC
• Producción de vapor: 22,3 kg/s
• Presión de vapor: 136 bara
• Velocidad de aceleración: 10 ºC/min
• Garantía del sistema: 5 años sin fugas y 5 años de garantía de no formación de depósitos
• Finalización de la entrega prevista: junio de 2018

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La actividad de una planta termosolar con receptor central depende de la eficiencia de su campo de heliostatos, un tipo de colector solar compuesto por uno o varios espejos que se mueven con el objetivo de seguir el movimiento del sol y reflejar la luz solar en un punto. Para que el funcionamiento de este tipo de paneles sea el óptimo, es imprescindible ajustar su orientación durante la construcción de una planta y repetir la acción de manera periódica durante su vida útil.

Hasta ahora, la mayoría de las plantas construidas presentan un campo solar compuesto por un número pequeño de este tipo de dispositivos, de modo que su calibración se ha realizado de manera secuencial, es decir, un único dispositivo cada vez. Sin embargo, el afán por reducir los costes de generación de energía solar, ha provocado la construcción de plantas más extensas y compuestas por heliostatos de menor tamaño, un escenario en el que las calibraciones secuenciales no son viables.

En este contexto, los centros tecnológicos CENER e IK4-TEKNIKER han desarrollado una solución de calibración simultánea de heliostatos con el objetivo simplificar las tareas de ajuste y optimizar el funcionamiento de las plantas termosolares, una solución más rápida que permite disminuir los requisitos de estabilidad de los heliostatos reduciendo a su vez el coste asociado a su fabricación.

El procedimiento de calibrado desarrollado, y en proceso de obtención de patente, por CENER e IK4-TEKNIKER permite ajustar todo el campo de heliostatos de manera simultánea y en un mismo día. Además, la calibración se puede llevar a cabo sin interferir en la actividad de la planta, ya que se realizaría a lo largo de la noche o en tiempos de parada. Para ello, el novedoso sistema se apoya principalmente en una cámara de bajo coste colocada en cada dispositivo y varios targets dispuestos en el campo.

La precisión de los heliostatos depende de su posición y del movimiento generado por la cinemática. Aunque estos detalles se conocen a nivel de diseño, sufren variaciones provocadas por las limitaciones propias de la fabricación y su falta de estabilidad. Ante este problema, la solución desarrollada por ambos centros contempla un procedimiento de toma de medidas y procesamiento de las mismas con objeto de identificar los parámetros geométricos que influyen en la cinemática del heliostato.

La solución ya ha sido testada en la Plataforma Solar de Almería (PSA) con resultados satisfactorios y se ha protegido a través de la solicitud de la patente “Método de calibración de heliostatos”.

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El servicio público estatal indio NTPC ha adjudicado a Thermax y Frenell la ejecución de la primera planta termosolar integrada de Asia en Dadri, en Uttar Pradesh, India. El proyecto consiste en la integración de un campo solar de concentración en la central eléctrica de carbón de Dadri.

El campo solar utilizará tecnología termosolar patentada por Frenell que se basa en el principio de colectores planos de Fresnel. En una superficie de 33.000 m2, el campo solar inyectará anualmente 14 GWh de energía termosolar en el ciclo agua-vapor de la unidad de 210 MW de la central eléctrica. Los espejos concentran la luz del sol en tubos absorbedores y calientan el fluido hasta 250°C, que son los parámetros necesarios para la unidad de la central eléctrica. El calor generado por el campo solar calentará el agua de alimentación suministrada al generador de vapor, lo que permite un menor consumo de carbón y, por consiguiente, reduce la emisión de gases de efecto invernadero.

 

En un proceso competitivo de licitación entre tres empresas EPC internacionales, la tecnología Fresnel se impuso a las tecnologías de colectores cilindro-parabólicos y de torre solar; y el contrato ha sido adjudicado al consorcio formado por Thermax y Frenell. Thermax actuará como adjudicatario EPC de NPTC y será responsable del diseño, ingeniería, adquisición y suministro de la planta termosolar, así como del BOP de la planta y de la integración del campo solarcon la central de carbón. Frenell suministrará su tecnología termosolar como entidad subcontratada y ejecutará la fabricación llave en mano y la construcción del campo solar.

Este proyecto es de alta importancia estratégica para India, ya que introduce una nueva opción para que las empresas de generación de energía puedan mejorar la eficiencia de sus centrales de carbón. Esta solución también contribuirá al objetivo nacional de generar al menos un 3% de energía de fuentes solares del total de generación de energía en 2022.

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