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El consorcio formado por la eléctrica francesa EDF, la compañía Masdar de Abu Dhabi y la empresa marroquí Green of Africa ha seleccionado a TSK para el diseño y construcción de esta novedosa planta solar, con una inversión superior a los 700 M€. Cinco consorcios internacionales fueron preseleccionados en la licitación para el proyecto híbrido que combina energía solar fotovoltaica y energía termosolar de Noor Midelt, para la Agencia Marroquí de Energía Solar (Masen), siendo EDF-MASDAR-Green of Africa el consorcio ganador

El proyecto consta de una planta híbrida fotovoltaica termosolar, que sumará 800 MW de potencia.

Esta planta diseñada completamente por TSK será la primera en el mundo que integra las dos tecnologías en una única instalación híbrida aprovechando las ventajas de cada una de ellas. Por un lado, la principal ventaja de la tecnología termosolar que podemos resumir en que permite en cualquier momento del día generar electricidad de una manera gestionable, al tener la capacidad de almacenar energía a gran escala y por otro lado la principal ventaja de la tecnología fotovoltaica, que es la competitividad en lo que se refiere a coste de inversión y mantenimiento. Con ello se consigue una planta que puede generar electricidad a partir del sol durante las 24 horas del día a un coste que le permite competir con las energías convencionales a partir de combustibles fósiles.

El proyecto contará con la financiación de entidades como el Banco Alemán de Desarrollo KFW, el Banco Mundial, el Banco Africano de Desarrollo (BAD), el Banco Europeo de Inversiones (BEI), la Agencia Francesa de Desarrollo, la Comisión Europea y el Clean Technology Fund.

TSK ha cerrado el año 2018 con unas ventas de 1.107 M€, convirtiéndose en una de las principales empresas de ingeniería y construcción españolas con presencia en el sector de la energía, plantas industriales, oil&gas, medio ambiente y minería. Actualmente su actividad internacional representa más del 96% de las ventas y se encuentra ejecutando proyectos en más de 30 países en 4 continentes.

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Mercados eléctricos europeos

Desde el 1 de abril los precios en Europa han tenido una cierta estabilidad. Se ha compensado la subida de los precios de las emisiones de CO2 con la bajada de los precios del gas y el carbón y además con la ligera bajada de las demandas de electricidad producto de las mejores condiciones meteorológicas de la primavera, con temperaturas algo más elevadas y más horas de sol en este período de 40 días. Las fluctuaciones de precios en este período son debidas principalmente a las variaciones en la producción eólica, sobre todo en Alemania y España que son los líderes europeos generando energía con esta tecnología. En el caso de Alemania, los precios pudieran haber estado estables en 40 €/MWh pero cuando ha habido mucho viento han caído por debajo de este valor, incluso han sido negativos. En el mercado eléctrico español las fluctuaciones de la producción eólica han provocado precios en la banda entre 40 €/MWh y 60 €/MWh. También en este período de 40 días ha habido fluctuaciones en la temperatura y en la producción solar.

Futuros de la electricidad

Los precios de los futuros de electricidad europeos para el tercer trimestre de 2019 aumentaron en la mayoría de los mercados entre un 0,3% y un 1,6% el viernes 10 de mayo con respecto al viernes de la semana anterior. Para el caso del mercado OMIP de España y Portugal, así como el mercado MTE operado por GME, se mantienen sin cambio, mientras que para UK disminuyó tanto en el mercado ICE como en EEX.
En el caso de los futuros para el 2020 el aumento fue más generalizado entre un 0,5% y 1,4%. Solo se mantuvo invariable el mercado MTE operado por GME y disminuyeron, al igual que el futuro para el tercer trimestre de este año, los mercados ICE y EEX de UK.

Producción eólica y solar

En la segunda semana de mayo, la producción eólica tuvo una subida en los principales mercados europeos excepto en Alemania con una bajada del 3,3%. La subida en Francia fue de un 58%, en Portugal, de 99%, en España, de 36%, y en Italia, de un 37%.
Para la tercera semana de mayo, se pronostica un retroceso de la producción eólica después de la subida de la semana anterior. La caída más pronunciada se espera en Italia y Portugal, algo menor en España y Francia, e incluso un ligero aumento en Alemania.

En cuanto a la producción solar, que incluye la tecnología fotovoltaica y termosolar, durante la segunda semana de mayo ha descendido un 4,3% en Alemania, mientras en España la caída alcanzó el 20% con respecto a la semana anterior. Por su lado, en Italia la semana anterior registró un aumento del 5,3% en la producción de energía solar.
Sin embargo a finales de mayo se prevé una disminución de la producción solar en Italia de cerca del 20%, mientras que en Alemania y en España la tendencia se espera al alza entre un 15% y un 20%.

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La termosolar con almacenamiento térmico reducirá la brecha de energía gestionable de acuerdo con GlobalData. El informe de la compañía, “Energy Storage – A Key Determinant for the Future of Concentrated Solar Power Market“, revela que la parada de plantas de carbón y el aumento de la entrada de fuentes renovables intermitentes para alcanzar los objetivos climáticos, brindan una oportunidad de mercado potencial para la termosolar con almacenamiento térmico.

La afluencia de fuentes de energía renovable, como la eólica y la solar, respaldada por ambiciosos objetivos y planes para eliminar gradualmente el carbón – o poner fuera de servicio la flota de carbón para reducir la huella de carbono de varios países, generará una brecha energética para la generación gestionable. La termosolar con almacenamiento de energía tiene la capacidad de cerrar esta brecha entre la demanda y la oferta de electricidad gestionable.

La potencia termosolar instalada a nivel mundial era de aproximadamente 5,6 GW a finales de 2018, de los cuales solo 2,6 GW son con almacenamiento energético. En contraste, del total de proyectos termosolares en varias etapas de desarrollo, el 95,8% de la potencia futura tiene almacenamiento. La mayoría de los proyectos termosolares con almacenamiento en funcionamiento tiene una capacidad de almacenamiento térmico en el rango de 6 a 10 horas. En el caso de la potencia termosolar en desarrollo, el 62.8% tiene un almacenamiento de 10 a 13 horas y el 14% tiene más de 13 horas de almacenamiento. Esto demuestra la importancia creciente que los desarrolladores y propietarios de proyectos le dan al almacenamiento durante muchas horas, no solo para proporcionar energía estable las 24 horas del día, los 7 días de la semana, sino también para reducir el coste de la generación de electricidad termosolar, al utilizar una mayor duración del almacenamiento de energía térmica.

Los resultados de las subastas de los últimos años indicaron una disminución del coste de generación de los proyectos termosolares con almacenamiento. 2017 y 2018 han sido años revolucionarios para la termosolar en términos de reducción de costes con precios para proyectos que se espera que se encarguen a partir de 2020 y que estén en el rango de 0,06 $/kWh a 0,12 $/kWh.

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Se estima que la potencia termosolar a nivel mundial aumentará significativamente de 5,6 GW en 2018 a 22,4 GW en 2030 tras una importante incorporación de capacidad por parte de China, Chile y los países de la región de Medio Oriente y Norte de África (MENA), según GlobalData.

El último informe de la compañía “Concentrated Solar Power (CSP) Market, Update 2019 – Global Market Size, Market Segmentation, Competitive Landscape and Key Country Analysis to 2030” revela que las perspectivas del mercado termosolar son brillantes con mejores eficiencias, almacenamiento de energía, reducción de costes a través de licitaciones competitivas y el desarrollo de sistemas híbridos fotovoltaica-termosolar.

La industria termosolar agregó alrededor de 601 MW de capacidad anual en 2018 con proyectos en operación en países como Marruecos, China, Sudáfrica, Arabia Saudí y Kuwait. China agregó alrededor de 200 MW de capacidad termosolar en 2018, lo que equivale a casi siete veces su capacidad instalada acumulada a finales de 2017. El mercado termosolar chino ganó impulso después del anuncio de 20 proyectos termosolares que forman parte del primer lote de proyectos de demostración, que obtendrán una tarifa de inyección a red de 0,172 $/kWh.

Chile será otro país importante, que tendrá importantes adiciones de capacidad termosolar durante el período en cuestión. El mercado termosolar de Chile se está impulsado principalmente por su objetivo de lograr un 20% de renovables en el mix energético nacional para 2025. Para lograr su objetivo, el país realizó una serie de subastas tecnológicamente neutras mediante las cuales la tarifa promedio se desplomó de 129 $/MWh en 2013 a 32,5 $/MWh en 2017.

En la región MENA, países como Marruecos, Sudáfrica, Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos e Israel jugarán un papel importante para el desarrollo de la termosolar durante 2019-2030. Marruecos había establecido un plan para obtener 2 GW de energía solar para 2020. El país planea establecer e implementar plantas termosolares sostenibles para cubrir el 42% de la demanda de energía de Marruecos para 2020 y cerrar la brecha de la oferta durante las horas pico de la noche a través del almacenamiento térmico.

Por otro lado, Emiratos Árabes Unidos están promoviendo la energía solar a través de un mecanismo de subastas. En julio de 2017, la Autoridad de Electricidad y Agua de Dubai (DEWA) recibió cuatro ofertas para la cuarta fase del proyecto solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum de 200 MW. Las ofertas alcanzaron un mínimo histórico, con la oferta más baja en 94,5 $/MWh, mientras que las otras tres ofertas se situaron en el intervalo 105,8 -173,5 $/MWh.

El mercado termosolar global se encuentra en modo recuperación con la reducción del coste de generación a través del mecanismo de subastas y la hibridación con fotovoltaica. La termosolar con almacenamiento térmico ganará importancia debido a la creciente demanda de energía fiable y estable.

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Central Ilanga -1 de 100 MW con 5 horas de almacenamiento en Upington, Sudáfrica. Cortesía de Emvelo y Cobra | 100 MW Ilanga I CSP plant with 5 hours of storage in Upington, South Africa. Courtesy of Emvelo and Cobra

Protermosolar ha actualizado su estudio Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030 incorporando los datos de 2018 a su serie histórica y confirma el papel fundamental de la energía termosolar en el proceso de transición energética y descarbonizacion de la economía.

En un futuro proyectado a 2030, según el mix propuesto por la patronal, la contribución de las energías renovables a la generación eléctrica sería del 84 % a un coste por debajo de 5c€/kWh, confirmando los resultados del informe anterior. Además, esta elevada contribución de las renovables a la generación de electricidad que plantea Protermosolar permitiría alcanzar el objetivo del 35 % de consumo de energías renovables en 2030, cumpliendo con los objetivos de la UE.

El reparto equilibrado de la potencia solar entre energía fotovoltaica y termosolar es la clave del mix propuesto en el informe. Para ello, la patronal recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados a las tecnologías renovables apostando por su complementariedad estacional y horaria, al tiempo que se prescinde del carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.
Además, este mix permitiría también una reducción significativa de los precios, puesto que los sistemas termosolares resultarían más competitivos frente al coste de gas y de las emisiones de los próximos años, así como una reducción significativa de las emisiones de CO2 y de vertidos de renovables.

Estas conclusiones son coincidentes con las que se habían obtenido con la serie histórica hasta 2017, a pesar de que 2018 fue el peor año meteorológicamente hablando para la energía solar. Sin embargo, los resultados todavía tendrían mayor solidez si se tuvieran en cuenta ciertos grados de libertad, que no se han incluido en este estudio, como el uso de contratos de interrumpibilidad, que podrían usarse como parámetros de seguridad frente al proceso de descarbonización ordenado, o la correcta gestión de la energía hidráulica en función de la estacionalidad, para la reducción de emisiones, así como una gestión proactiva de la demanda. Todo ello reforzaría las conclusiones del estudio.

Las centrales termosolares aportan otro conjunto de ventajas adicionales para la economía como el incremento de PIB, del empleo y de la convergencia regional, contribuyendo además a una Transición Energética justa, gracias al suministro de componentes, equipos y servicios desde Asturias, País Vasco, Cataluña,… a las instalaciones en el sur del país.

¿Cómo llegar a 2030?

El mix que propone Protermoslar pretende ser una respuesta solida frente al reto de la transición energética. Para la patronal, una de las líneas básicas de actuación para alcanzar dicho objetivo pasa porque la energía fotovoltaica sea la tecnología que experimente un crecimiento exponencial en los próximos años y que, a medida que se vayan cerrando las centrales convencionales las centrales termosolares tomen el relevo, acompañadas por un crecimiento más constante de la potencia eólica y de biomasa.

No obstante, aunque su papel no sería esencial hasta pasados unos años, deberían establecerse subastas específicas de algunos cientos de MW termosolares para mantener a la tecnología española en la vanguardia mundial y poder participar activamente en el emergente mercado exterior.

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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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La energía renovable es la forma más competitiva de generación de energía en los países del Consejo de Cooperación del Golfo (GCC), según un nuevo informe publicado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA). Los abundantes recursos, junto con los sólidos marcos habilitadores, han llevado a precios de la energía solar fotovoltaica de menos de 3 cent$/ kWh y de la energía termosolar de 7,3 cent$/kWh, que es inferior a lo que algunas compañías energéticas de la región pagan por el gas natural.

El nuevo informe “Renewable Energy Market Analysis: GCC 2019” de IRENA, dice que alcanzar los objetivos establecidos para 2030 puede traer importantes beneficios económicos a la región, incluyendo la creación de más de 220.000 nuevos empleos y un ahorro de más de 354 mbep (millones de barriles equivalentes de petróleo) en los sectores energéticos regionales. Los objetivos podrían reducir las emisiones de CO2 del sector eléctrico en 136 millones de toneladas (reducción del 22%), mientras que se reducirían el consumo de agua del sector energético en 11.5 billones de litros (reducción del 17%) en 2020.

Los hallazgos surgen a medida que las economías del CCG buscan diversificar sus economías en un contexto de rápido crecimiento de la demanda interna de energía y el deseo de salvaguardar los ingresos de exportación de hidrocarburos para el futuro.

“El GCC se encuentra entre las regiones más atractivas del mundo para desarrollar proyectos de energía solar y eólica a gran escala como resultado de la abundancia de recursos y un entorno de políticas favorable, un hecho que está respaldado por precios bajos“, dijo el Director General de IRENA, Adnan Z. Amin. “Como región exportadora de combustibles fósiles, el paso decisivo del GCC hacia un futuro de energía renovable es una señal para los inversores mundiales y para la comunidad energética de que estamos experimentando un cambio radical en la dinámica energética global y una verdadera transformación energética“.

“El compromiso de los Emiratos Árabes Unidos de diversificar su mix energéticos es fundamental para nuestros objetivos de crecimiento sostenible y desarrollo sostenible a largo plazo“, dijo H.E. Suhail Al Mazrouei, Ministro de Energía de los EAU. “El análisis de GCC de IRENA proporciona evidencia adicional del sólido caso socioeconómico para el despliegue de la energía renovable, desde la creación de empleo hasta la reducción de emisiones. A medida que buscamos agregar capacidad de generación para servir a poblaciones en crecimiento y economías en expansión, las energías renovables servirán cada vez más como pilar central del desarrollo bajo en carbono”.

A finales de 2017, la región tenía unos 146 GW de potencia instalada, de los cuales las energías renovables representaban 867 MW. Alrededor del 68% de esta potencia estaba en los Emiratos Árabes Unidos. Esto representa un aumento de cuatro veces la potencia de 2014. Después de los EAU están Arabia Saudí con un 16% y Kuwait con un 9% de la capacidad regional.

Con los objetivos de energía renovable ya implementados en toda la región, el CCG está preparado para una aceleración significativa del despliegue de energías renovables a medida que los países persiguen objetivos nacionales. Según los planes actuales, la región instalará un total de casi 7 GW de nueva capacidad de generación de energía a partir de fuentes renovables para principios de 2020.

La energía solar fotovoltaica domina el panorama de las energías renovables de la región, representando tres cuartas partes de la cartera de proyectos regionales, termosolar y eólica representan el 10% y el 9%, respectivamente. También se espera que la recuperación de petróleo mejorada asistida por energía solar en Omán contribuya con aproximadamente 1 GWth en 2019.

Las políticas proactivas son fundamentales para acelerar el despliegue de energía renovable, según el informe, lo que sugiere que se pueden extraer lecciones de los países del CCG donde se han logrado avances sustanciales gracias a los compromisos firmes del gobierno y objetivos creíbles y con plazos específicos, con un claro enfoque en un entorno de apoyo a las inversiones.

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2018 fue testigo del rápido crecimiento de la industria termosolar en China. De acuerdo con los datos de CSP Focus, se completaron y conectaron a red tres proyectos termosolares de demostración con una capacidad total de más de 200 MW, colocando a China con tres plantas termosolares comerciales a gran escala en funcionamiento en un año.

En 2018, China completó una potencia total de 215 MW de proyectos termosolares, casi siste veces que los 30 MW realizados antes de 2018. China se ha convertido en el quinto país por potencia termosolar instalada y en el mercado termosolar emergente más popular con Marruecos. Aportando el 23% de la nueva potencia en el mundo.

En lo que respecta al mercado termosolar mundial, se ha construido casi 1 GW de plantas termosolares, Marruecos contribuyó con 350 MW (200 MW de NOOR 2 y 150 de MW NOOR 3), China con 215 MW (tres primeros prouectos del primer lote de proyectos termosolares de demostración y una planta Fresnel de 15 MW), Sudáfrica instaló 200 MW (100 MW, Ilanga CSP1 y 100 MW, Kathu Solar One), Israel contribuyó con el proyecto termosolar de torre Ashalim, de 121 MW, y Arabia Saudí con la planta híbrida ISCC Waad Al-Shamal de 50 MW.

Mirando a 2019 para China, y observando los 17 proyectos de demostración: seis proyectos con una potencia total de 350 MW están en construcción y se espera que se completen para finales de este año. Un proyecto, Shenzhen Jinfan Akesai PT Project de 50 MW y sales fundidad, se detuvo debido a algún problema financiero y los otros 10 proyectos, que totalizan 749 MW, todavía están en desarrollo, pendientes de progreso, principalmente debido a obstáculos financieros o políticos internos.

Otras plantas termosolares comerciales, como el proyecto de torre Luneng de 50 MW, también están en desarrollo. Algunas fuentes de la industria predicen que este año se completarán alrededor de 600 MW de plantas termosolares. Sin duda, se espera que China lidere el nuevo mercado termosolar.

Según lo anunciado y estipulado por la Administración Nacional de Energía de China hace dos años, en 2016, solo aquellos proyectos piloto que pudieran completarse a finales de 2018 podrían disfrutar de la tarifa de 1,5 RMB/kWh. La nueva política de precios para los demás no se ha publicado oficialmente hasta ahora, sin embargo, como CSP Focus informó anteriormente, los últimos proyectos se completarán y se adjudicará a un precio más bajo.

Al mismo tiempo, el segundo lote de proyectos piloto está bajo una gran expectativa. El funcionamiento práctico de los tres proyectos de demostración completados es uno de los factores clave para que el gobierno decida el segundo lote de demostración, es una misión y responsabilidad crucial para los promotores de proyectos y las empresas de O&M para optimizar continuamente la operación.

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FuturENERGY Dic.18 - Ene. 2019

Central Ilanga -1 de 100 MW con 5 horas de almacenamiento en Upington, Sudáfrica. Cortesía de Emvelo y Cobra | 100 MW Ilanga I CSP plant with 5 hours of storage in Upington, South Africa. Courtesy of Emvelo and Cobra

Este 2018 ha sido un año particularmente relevante para el sector termosolar por varias importantes razones. En primer lugar, es el año en el que se va a poner en marcha la mayor nueva potencia anual en toda la historia del sector, 1.100 MW nuevos (ver gráfico) y la mejor noticia es que esa nueva capacidad no se ha instalado en uno o dos países, como había ocurrido en el pasado, sino en países de África, Región MENA y Asia con elevado potencial termosolar…Por Luis Crespo, Presidente de Protermosolar y de ESTELA.

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El consorcio formado por la empresa de ingeniería tecnología SENER y SEPCO III ha completado la prueba de fiabilidad de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW. Se trata de un paso más en la puesta en marcha de la instalación, que está próxima a su operación comercial y su entrega final al cliente.

Con una duración de 10 días consecutivos, con esta prueba de fiabilidad Noor Ouarzazate III ha demostrado su capacidad para exportar a la red su potencia nominal con condiciones meteorológicas cambiantes, e incluso después de la puesta de sol, gracias a su sistema de almacenamiento en sales fundidas, con capacidad para continuar produciendo electricidad en ausencia de insolación durante 7,5 horas. Durante estos 10 días la planta ha exportado a la red más de 13,2 GWh. Una vez operativa, la central será capaz de generar la energía necesaria para alimentar 120.000 hogares, con 0 emisiones de CO2 a la atmosfera.

En Noor Ouarzazate 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, así como de 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. Se trata, además, de 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 – los 7.400 heliostatos HE54 que conforman el campo solar, el sistema de seguimiento ‘solar tracker’, el receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, y el sistema de control integrado de receptor y campo solar – y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración.

Noor Ouarzazate III forma parte del complejo solar Noor, el mayor del planeta, ubicado en Uarzazat (Marruecos) y dirigido por MASEN. En dicho megaproyecto, SENER forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Ourzazate I y Noor Ouarzazate II, ambas con tecnología de captadores cilindroparabólicos SENERtrough®, y Noor Ourzazate III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en Gemasolar, una planta diseñada y construida por SENER, que fue la primera del mundo en operación comercial con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas.

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