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Hoy 8 de octubre se cumplen 20 años de la fundación de AleaSoft. En estas dos décadas trabajando para las principales empresas del sector de la energía, la empresa se ha ido consolidando como líder europeo en el ámbito de las previsiones. Las previsiones de AleaSoft abarcan todos los horizontes temporales e incluyen demanda eléctrica y de gas, producción eólica, solar fotovoltaica, termosolar, hidroeléctrica y de precios de todos los mercados eléctricos europeos.

AleaSoft fue fundada hace 20 años en Barcelona, el 8 de octubre de 1999. La empresa nace en el contexto de la liberalización de los mercados eléctricos europeos y tiene como principal misión realizar previsiones en el sector de la energía.

En el año 1999 surge el Programa Innova de la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC) con el objetivo de aprovechar el conocimiento y la tecnología de la universidad y facilitar la creación de empresas tecnológicas. AleaSoft fue una de las primeras empresas creadas a partir de ese programa y la primera en ser participada accionarialmente por la UPC. En el transcurso de estos 20 años, la UPC ha sido un socio tecnológico de referencia colaborando en proyectos de Inteligencia Artificial y Estadística.

AleaSoft es una empresa de referencia en el sector de la energía europeo y tiene como mandato ético colaborar para revertir el cambio climático y evitar la destrucción del medio ambiente. La divulgación de información y promoción de las energías renovables ha sido un objetivo prioritario de la empresa, que colabora con las principales asociaciones relacionadas con el sector renovable: UNEF, AEE y APPA. De igual forma, ha proporcionado previsiones a las empresas de todo el continente relacionadas con el desarrollo de las energías eólica, termosolar y fotovoltaica.

La promoción del uso del hidrógeno obtenido a partir de electricidad de fuentes renovables es el cierre del ciclo para lograr una descarbonización completa en los próximos 30 años. Mediante el uso masivo de energía fotovoltaica combinado con la producción de hidrógeno se puede contribuir al desarrollo económico de las regiones del sur de Europa, que son las menos desarrolladas y a su vez las que disponen de un mayor recurso solar.

Desde hace unos años, el concepto de la Inteligencia Artificial se ha puesto de moda. No hay un proyecto empresarial que no contenga estas palabras mágicas. Desde sus orígenes, los modelos de previsiones de la empresa han estado basados en la combinación de redes neuronales recurrentes, estadística clásica y modelos SARIMA de Box-Jenkins. Mediante esta combinación se logran modelos de previsión óptimos.

AleaSoft es una fábrica de este nuevo tipo de modelos. A partir de una metodología de previsión propia denominada Alea, se mantienen en explotación en estos momentos más de 400 modelos de previsiones relacionados con el sector de la energía en Europa.

Invertir recursos en I+D ha sido fundamental para ir evolucionando y que AleaSoft se convierta en líder generando previsiones de demanda eléctrica y de gas, producción eólica, solar fotovoltaica, termosolar, hidroeléctrica y de precios de todos los mercados eléctricos europeos.

En el transcurso de estos 20 años, casi la totalidad de la plantilla de AleaSoft ha estado vinculada a proyectos de investigación científica y una tercera parte son doctores.

Principales tipos de clientes

Para todo tipo de empresas del sector de la energía hacer previsiones en todos los horizontes temporales es una tarea básica. En estos 20 años, de forma continuada, AleaSoft ha estado realizando previsiones para empresas generadoras de electricidad, comercializadoras, grandes consumidores, distribuidoras, traders, operadores nacionales de sistemas eléctricos, bancos, fondos de inversión, consultoras y desarrolladores de activos renovables.

El principal servicio que realiza AleaSoft es el de previsiones de precios de los principales mercados eléctricos europeos: N2EX (Reino Unido), EPEX SPOT (Francia, Alemania, Austria, Bélgica, Holanda y Suiza), IPEX (Italia), Nord Pool (Países nórdicos) y MIBEL (España y Portugal). Las previsiones de precios se realizan en todos los horizontes temporales desde el corto, medio hasta el largo plazo. También la empresa realiza previsiones de precios en los mercados intradiarios y en los mercados de ajustes.

En los reportes de previsiones de precios se incluyen las variables más importantes como la demanda, las producciones renovables, las nuevas capacidades, los precios de los combustibles y del CO2. Al igual que en el caso de los precios, las previsiones alcanzan todos los horizontes: corto plazo (240 horas), medio plazo (tres años) y largo plazo (20 años). Estas previsiones son utilizadas en procesos de toma de decisiones, generación de ofertas de mercado, optimización, gestión de riesgos, valoración de activos, due dilligences y PPAs.

El tema de los PPAs ha ganado mucha importancia en los últimos dos años por el impulso de las inversiones en energías renovables. Hay que destacar la aceptación que están teniendo las previsiones de precios de mercado eléctrico a largo plazo de AleaSoft gracias a la calidad, coherencia y base científica de las mismas. Un aspecto fundamental de las previsiones de precios de AleaSoft es la confianza de los bancos y fondos de inversión europeos que las aceptan como bancables.

AleaSoft también brinda las probabilidades asociadas a las diferentes bandas de precios. Esta información es necesaria para gestionar el riesgo de bajada o subida de precios.

AleaSoft es una empresa tecnológica con un modelo de negocio basado en el conocimiento y desde el punto de vista empresarial ha sido un objetivo fundamental la creación de valor para los accionistas obteniendo beneficio al cierre de todos los ejercicios.

La empresa está en un proceso de expansión, creando nuevos servicios, buscando nuevos mercados y aumentando el número de clientes. El modelo empresarial y la metodología científica que se ha aplicado es replicable en el resto de continentes.

Para la empresa, la colaboración y las sinergias con todo tipo de empresas del sector de la energía son fundamentales. En estos momentos AleaSoft está realizando un proceso de búsqueda de alianzas estratégicas para realizar una expansión global.

Después de 20 años de historia, es un logro haber alcanzado los objetivos planteados desde la fundación. Llevar el conocimiento científico desde el ámbito universitario a las empresas del sector de la energía de todo el continente llegando a ser un referente internacional en el campo de las previsiones.

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La energía termosolar ha marcado récord histórico de generación eléctrica al sumar 4.269 GWh en los primeros 8 meses de 2019, lo que supone un volumen de generación un 4,1 % superior al anterior récord de 2015 (4.102 GWh), según los datos de REE (Fuente: ESIOS) recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, que indica que esta generación representa un 2,67 % del total generado en España en este periodo y supone la aportación al sistema históricamente más alta.

Protermosolar también señala que durante el pasado mes de agosto, la energía termosolar aportó al sistema 745 GWh (Fuente: ESIOS), cifra por encima de la media histórica, con puntas de aportación horaria que supusieron el 8,72 % del total generado y con numerosas franjas horarias por encima del 7 %.

Destaca que por la noche, entre las 21.00 h y las 6.00 h, la energía procedente de las plantas termosolares ha tenido puntas superiores al 2 % de la aportación horaria total al sistema eléctrico español en el mes de agosto, lo que demuestra claramente como esta tecnología puede abastecer la demanda en horas nocturnas y su complementariedad horaria y estacional con otras tecnologías, especialmente la fotovoltaica.

Estas cifras se logran con la misma potencia instalada que en el año 2013, demostrando la fiabilidad de la tecnología y el mantenimiento de la eficiencia a pesar de que varias centrales han superado ya los 10 años de operación. El parque termosolar español está formado en 1/3 parte por centrales con almacenamiento, que cargan y descargan sus tanques más de 250 días al año, manteniendo su capacidad de operación sin degradación y permitiendo generar electricidad tras la puesta de sol.

Por otra parte y a la vista de la importante reducción experimentada por el precio del pool en agosto que coincide con la subida de la producción solar, cabe recordar la contribución de las renovables a la contención de los precios del mercado de generación y en particular, de las tecnologías solares (fotovoltaica y termosolar) durante los meses del verano.

Para Protermosolar, estos datos ponen de manifiesto la confianza que debe tenerse en esta tecnología y lo acertado de plantear un mayor despliegue, como el previsto en el PNIEC, en esta próxima década para alcanzar los objetivos a 2030. En este sentido, implantar sistemas de almacenamiento en aquellas centrales que actualmente no disponen de él o hibridar algunas centrales con biomasa, reforzarían su valor para el sistema. Asimismo, abastecer los consumos propios con instalaciones fotovoltaicas anejas incrementaría la generación termosolar de las centrales actuales. Respecto a la flota futura, su despacho complementario a la fotovoltaica contribuiría a la integración de energía renovable en el sistema, optimizando las infraestructuras de transmisión, existentes y futuras, y contribuyendo a la estabilidad de la red.

Las nuevas centrales termosolares, provistas de grandes sistemas de almacenamiento y despachando la electricidad a partir del atardecer, aliviarían las rampas que provocarían diariamente la caída de producción de la fotovoltaica por la tarde y evitarían, en gran medida, las emisiones que, de otra forma, irían asociadas a la combustión de gas en los ciclos combinados. Pero además, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares podrían utilizarse para captar los vertidos de las tecnologías eólica y fotovoltaica, evitando inversiones superiores a los 20.000 M€ en sistemas de baterías o nuevas instalaciones de bombeo. Las centrales termosolares podrían actuar incluso de reserva estratégica a disposición del operador del sistema para los momentos de máxima demanda al poder mantener una parte importante de su capacidad durante días, semanas o meses, para cuando fuese requerido con disponibilidad absoluta.

En el marco del segundo día de actividades de Intersolar Mexico, el tema del desarrollo y el futuro de la energía solar fotovoltaica en México, fue analizado por expertos provenientes de organizaciones como Asolmex, Cosmo Consulting, UNAM, IER, Energía Hoy y Tractebel Engineering.

Durante su ponencia, Viridiana Vázquez Guerrero, Gerente General en Asolmex, enfatizó el resultado de las tres subastas de energía, donde se asignaron 37 proyectos solares con una inversión de 5 MM$, que entrarán en operación en el periodo de 2018 a 2020.

Por su parte, Nairo León, investigador de la UNAM, comentó que con los datos del Instituto Mexicano de la Competitividad en México, nuestro país se posiciona como el número uno en pérdidas económicas en transmisión y distribución de energía a nivel mundial.

En cuanto al financiamiento de la energía solar, donde participaron Bancomext, Suneco, First Solar, Inc. y la SHCP; los conferencistas abordaron temas entorno a las oportunidades de inversión en sistemas fotovoltaicos y cómo pueden ser financiadas estas inversiones. Los expertos coincidieron en que uno de los principales desafíos en México es el apoyo financiero para las empresas por lo que el desarrollo de un mercado con reglas y estructuras claras es indispensable.

El último bloque de conferencias, moderado por Solar Promotion International, mostró el escenario que debe predominar para el correcto almacenamiento de energía eléctrica, el potencial de integración de energías intermitentes en México así como las redes inteligentes que son clave para una mayor integración de las energías renovables.

Sobre InterSolar Mexico
Intersolar Mexico hace su debut en 2019 como la fuente de referencia de la industria para las tendencias de tecnología más importantes y los mejores contactos B2B en el prometedor mercado solar mexicano. El evento se presentará en el Pepsi Center del World Trade Center Ciudad de México, del 3 al 5 de septiembre de 2019 y está co-ubicado de manera simultánea con THE GREEN EXPO®, ambos eventos serán la reunión más grande de fabricantes, distribuidores y profesionales internacionales que buscan reunirse con compradores y socios regionales en los campos de energía solar, energías renovables y tecnologías limpias. Se espera que más de 250 expositores y 13,000 visitantes de más de 35 países participen en los eventos este año.

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.

Nclave ha obtenido la certificación UL3703, otorgada por la certificadora estadounidense UL, para sus seguidores solares. La empresa americana ha certificado la seguridad y fiabilidad de los seguidores solares a un eje multifila SP1000 y monofila SP160.

 

Esta certificación se añade al marcado CE, renovado el pasado mes de junio gracias a la integración de la norma EN 1090 de requisitos de componentes estructurales, las normas ISO 9001, ISO 14001, UL 2703, IEC 62817, ISO 14064 y las certificaciones de TÜV-NORD (seguridad estructural de las estructuras fijas) y de Black & Veatch (bancabilidad).

Nclave ha suministrado más de 700 MW de sus seguidores solares y estructuras fijas en todo el mundo durante el primer semestre de este año 2019. Con más de 15 años de trayectoria, más de 3,5 GW instalados y oficinas y centros de producción en los cinco continentes, Nclave es una de las compañías líderes en el diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de seguidores y estructuras fijas para el mercado solar fotovoltaico.

La creciente industria del almacenamiento en baterías de Australia ha impulsado la actualización de la normativa sobre baterías. Durante los meses de junio a julio, Growatt se unirá a expertos de la industria en una serie de talleres denominada New Battery Rules Training Workshops organizada por el SEC (Consejo de Energía Inteligente) de Australia y presentará sus soluciones inteligentes de almacenamiento solar a la audiencia.

 

Instaladores fotovoltaicos y de baterías, diseñadores, electricistas y representantes de ventas se reunirán en estos eventos para capacitarse en instalaciones de baterías, configuraciones de sistemas y soluciones de almacenamiento.

Growatt proporciona una amplia gama de soluciones de almacenamiento solar para clientes. Los inversores híbridos monofásicos y trifásicos Growatt SPH pueden funcionar tanto conectados como aislados de la red, y son compatibles con una gran variedad de baterías de litio. Para el sistema solar existente, el propietario puede optar por modernizar el sistema con el inversor monofásico o trifásico Growatt SPA y convertirlo en un sistema de almacenamiento de energía.

En el evento en Melbourne, Growatt presentó un inversor listo para el almacenamiento, TL-XH. El inversor funciona con una batería de baja tensión y es perfecto para los propietarios de viviendas que buscan convertir sus sistemas fotovoltaicos sobre tejado en sistemas de almacenamiento solar en el futuro. Lo que lo hace más especial es su sistema de gestión inteligente del almacenamiento. Con este sistema, Growatt puede recopilar datos de la batería en tiempo real, incluidos el número de ciclos, información de las celdas, la tensión y corriente de cada celda de la batería.

También ha estado desarrollando y probando su sistema de gestión energética para hogares inteligentes que maximizará la producción de energía y optimizará el consumo de energía del sistema de almacenamiento solar de acuerdo con la ubicación, los hábitos de consumo de energía, etc.

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.

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%.

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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