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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.

El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, ha presentado en la sesión plenaria del congreso SolarPACES, la ponencia CSP: Supporting Mitigation of Climate Change, en el que se detalla como la energía termosolar permite reducir las necesidades de respaldo de combustibles fósiles y, por tanto, mitigar y frenar el cambio climático.

Para Protermosolar es obvio que toda la nueva capacidad que se instale en España como respuesta tanto al incremento de la demanda como al progresivo cierre de las centrales convencionales (carbón a corto plazo y nucleares a medio) será renovable, por lo que se hace necesario contar con la termosolar para generar electricidad cuando la fotovoltaica deja de hacerlo (desde la caída del sol hasta el amanecer).

Las centrales termosolares pueden comenzar a despachar la energía recogida durante el día en toda la franja horaria que no puede la fotovoltaica, su generación es síncrona y tiene un programa firme y sin desvíos hasta vaciar su tanque caliente de almacenamiento, con pérdidas de energía despreciables durante las horas de espera.

Protermosolar también ha participado en una de las sesiones paralelas, denominada Policy & Marketing, en la que ha expuesto la presentación de la metodología y resultados del Informe Transición del Sector Eléctrico. Horizonte 2030, en el que se proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares y con un menor respaldo de los ciclos combinados. El estudio es una proyección realizada a partir de los datos horarios de generación reales de los últimos cuatro años.

Tras la celebración del congreso tuvo lugar una visita al complejo termosolar más grande mundo, ubicado en Ouarzazate (Marruecos). Este complejo está formado por más de 550 MW de potencia instalada con dos tecnologías, termosolar (510MW) y fotovoltaica (70MW), con alta participación de empresas españolas en el EPC. Son tres las centrales termosolares, teniendo todas ellas en común maximizar la generación de electricidad en horas pico de demanda. Estas horas pico tienen lugar tras la puesta de sol, motivo por el cual, el almacenamiento de estas centrales tiene un papel esencial en su estrategia de operación.

La primera de las centrales, ya en operación, es NOORo I, de 150MW, tecnología cilindro parabólica y tres horas de almacenamiento; la segunda central es NOORo II, de 200MW, tecnología cilindro parabólica y siete horas de almacenamiento, y la última es NOORo III, de 150MW, tecnología de torre y 7 siete horas de almacenamiento.

Sener está a punto de comenzar las pruebas finales de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW, tras completar, en agosto, la primera sincronización a la red marroquí. Con estos hitos, Sener arranca la última fase que precede a la operación comercial de la central y su entrega final al cliente.

Noor Ouarzazat III es 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. La alta capacidad de producción de esta tecnología – las sales fundidas alcanzan mayor temperatura que en otras configuraciones de termosolar, lo que maximiza la eficiencia termodinámica – permite gestionar la energía solar en ausencia de radiación directa y responder a los picos de demanda. Se trata de una característica única de la energía solar termoeléctrica, que modifica sustancialmente el papel de las energías renovables en el suministro global de energía.

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, cuya entrega al cliente está prevista para finales de 2018.

Noor Ouarzazate III se compone de un campo solar de 7.400 heliostatos HE54 (diseñados y patentados por Sener), que dirigen la radiación solar hacia un receptor ubicado en lo alto de una torre, a una altura de 250 m, gracias al sistema de seguimiento muy preciso, también patentado por la empresa. Sener ha sido igualmente responsable del diseño y construcción del receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, desarrollado en colaboración con empresas marroquíes. Noor Ouarzazate III está también equipada con un sistema de almacenamiento en sales fundidas que permite a la planta continuar produciendo electricidad durante 7,5 horas en ausencia de radiación solar y que garantiza la capacidad de gestión o ‘dispachabilidad’ de la energía. Además de estos elementos clave, Sener ha suministrado el sistema de control integrado de receptor y campo solar.

El director regional de Sener en Marruecos, Anas Raisuni, declaraba: “La sincronización de Noor Ouarzazate III es el último hito antes de la entrega de la planta a ACWA y MASEN. Con su inversión visionaria en energía solar, MASEN ha asegurado el suministro de una electricidad limpia, sostenible y segura para Marruecos, desarrollando al mismo tiempo la industria nacional en un sector tan puntero como es la energía solar termoeléctrica. Nos sentimos muy orgullosos de haber colaborado con estas dos entidades (ACWA y MASEN), mediante el diseño y la construcción de una de las centrales CSP más avanzadas del planeta. Una vez en operación comercial, Noor Ouarzazate III marcará un punto de inflexión en el panorama mundial de la energía solar termoeléctrica y consolidará la posición de Sener como empresa de ingeniería líder en este sector, y una de las más innovadoras como proveedor de tecnología”.

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 cilindro-parabólicos 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.

La energía termosolar es la renovable, comparada con la eólica y la fotovoltaica, que más electricidad genera por MW instalado desde el pasado mayo, gracias a sus sistemas de almacenamiento de 7,5h (una de cada tres centrales en España). De hecho, la termosolar, con 2,3 GW instalados, ha generado durante agosto 689 GWh, lo que supone un 3,4% del total de generación de agosto (20.283 GWh), según los datos ESIOS recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar.

Para Protermosolar, un buen ejemplo del buen funcionamiento de la tecnología termosolar es que las centrales han vuelto a superar el récord histórico de generación continua por encima de 100 MW, alcanzando 17 días consecutivos (desde el 16 de julio hasta el 2 de agosto), a pesar de que originariamente las centrales termosolares no estuvieron diseñadas para su funcionamiento continuo.
Protermosolar recalca que un incremento de la potencia termosolar con almacenamiento en el futuro contribuiría no solo a la reducción de las emisiones de las centrales de combustible fósil de respaldo sino a la reducción del coste de la electricidad en el mercado mayorista.

Aunque los datos que facilita REE, bien a través de su web como de la de ESIOS, no se consideran definitivos hasta pasados unos meses y las cifras de generación absoluta pudieran tener ligeras variaciones, estos datos ponen de manifiesto la fiabilidad de la generación termosolar y permiten proyectar expectativas ciertas en el caso de un mayor despliegue, afirma Protermosolar.

La energía termosolar ha marcado récord histórico de generación eléctrica mensual al alcanzar los 899 GWh en julio, según los datos de REE recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, que indica que esta generación supone un 4,1% del total de la generación de julio en España.

Además, la termosolar ha generado electricidad durante 24 horas al día los 31 días del mes de julio, por lo que también logra un nuevo récord de generación por encima de 100 MW a lo largo de 723 horas, equivalente a 30 días, según los datos de ESIOS recogidos por la patronal termosolar española. El tercer récord que ha superado la termosolar el pasado julio es el haber alcanzado una generación continua por encima de 100 MW durante 16 días consecutivos.

Respecto a la generación mensual de julio, los 899 GWh de generación termosolar suponen un factor de carga del 53%, teniendo en cuenta que la potencia instalada en España es de 2.300 MW, lo que representa aproximadamente un 2% de la potencia total instalada del sistema eléctrico español. El anterior récord lo ostentaba el mes de julio de 2015, con 889 GWh, si bien, cabe recordar que el parque termosolar está formado en sus 2/3 partes por centrales sin almacenamiento y 1/3 por centrales con almacenamiento, debido a las circunstancias de la década en la que se diseñaron las centrales. En el futuro todas las centrales termosolares irán provistas de almacenamiento.

Este récord de generación mensual viene precedido de un año en el que la generación termosolar está siendo menor que la del año anterior. De hecho, 2017 fue un año con una radiación solar excelente, pero con hidraulicidad realmente baja. Sin embargo, este año, ha tenido más lluvias y esta abundancia de borrascas tiene asociada una mayor generación hidráulica y eólica.

La principal conclusión es que la complementariedad de recursos renovables es una realidad en España y si se dimensiona el parque de generación de manera correcta, España puede alcanzar elevados niveles de descarbonización del sistema eléctrico, tal y como Protermosolar argumenta en su Informe de transición del sector eléctrico. Horizonte 2030.

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).

Protermosolar ha realizado el informe Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030 en el que proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares, con un 85,6% de generación renovable frente al 62,1% de la Comisión de Expertos (CdE), con una reducción del 82% de vertidos y del 60% de emisiones respecto al informe de la CdE y a menos de 5 c€/kWh. Además, el estudio contempla un menor respaldo de los ciclos combinados que el informe de la CdE, por lo que las energías renovables alcanzarían una penetración en la demanda final de energía del 34%, cumpliendo los objetivos de la UE.

La clave está en repartir la potencia solar contemplada por la CdE entre fotovoltaica y termosolar y despachar las nuevas centrales termosolares con almacenamiento a partir de la puesta de sol.
Los planificadores y responsables energéticos deben entender las diferencias entre las energías renovables para conseguir satisfacer la demanda de forma segura, barata y sin emisiones, cosa que los mercados, comparando exclusivamente costes de generación, no realizan.

Este estudio es una propuesta alternativa al informe de la Comisión de Expertos para la Ley de Transición Energética y Cambio Climático que ha realizado la patronal termosolar y no se basa en modelos de ordenador sino en la proyección realizada a partir de datos horarios de generación reales en años pasados del mix propuesto, por lo que sus resultados se corresponden con una comprobación real de la capacidad de un mix de renovables optimizado identificando la potencia real de respaldo que le faltaría y llegando a la conclusión de que sobrarían el carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

El escenario proyectado por Protermosolar satisface la misma demanda a 2030 que el de la CdE y con la misma cantidad de potencia renovable 106 GW, desglosada en: 33 GW eólica; 25 GW fotovoltaica; 20 GW termosolar y 5 GW de otras renovables. Con este mix, los vertidos se reducirían a 830 GWh, un 82% de los 4.600 GWh considerados por la CdE, y las emisiones a 4.991 kton CO2, un 60% de los 12.593 kton CO2 proyectados por la CdE.
La CdE en su informe mantenía las centrales nucleares y el parque de ciclos combinados y no llegaba a cumplir los objetivos de la UE al quedarse por debajo del 30% de contribución de las renovables, mientras que con el mix de Protermosolar se superaría el 34%.

La proyección que realiza Protermosolar plantea un saldo de interconexiones de un 4,5% de importación, ya que sería más económico importar electricidad que hacer trabajar a los ciclos combinados en determinados momentos, y una cobertura de la demanda por fuentes renovables del 83% (frente al 69% de la CdE).

El informe también especifica la estimación razonable de la media de costes a los que resultaría la generación de ese parque tras las sucesivas subastas por tecnologías durante la próxima década: Eólica, 4 c€/kWh; fotovoltaica, 3,5 c€/kWh; termosolar, 5,5 c€/kWh; biomasa, 6 c€/kWh; turbinación por bombeo, 2,5 c€/kWh; hidráulica, 2 c€/kWh; residuos no renovables, 8 c€/kWh; cogeneración 7 c€/kWh; ciclo combinado 7,4 c€/kWh; importaciones, 6 c€/kWh, y exportaciones, 4 c€/kWh.

Por lo tanto, la media de costes de generación, de acuerdo a las producciones de cada tecnología, se situaría en el entorno de 4,9 c€/kWh y la generación a partir de viento y sol representaría el 65% de la generación total, mientras que el resto dependería de la cogeneración (11%), biomasa y biogás (9%), que elevarían ligeramente el precio del mix, e hidráulica (12%) que reduciría el precio al valor medio de sol y viento.

El estudio de Protermosolar también muestra la contribución adicional a la economía española que representan las centrales termosolares, gracias a su elevado contenido local. Las inversiones en termosolares contribuirían a un incremento del PIB de 62.000 millones de euros (3,5 millones €/MW para 17,7 GW) en su fase de construcción y de 5.000 millones de euros (0,25 millones €/MW para 20 GW) en la fase de operación.

Respecto a la generación de empleo, en la fase de construcción de las centrales, se llegarían a crear 88.500 puestos de trabajo/año, mientras que en la fase de operación se generarían 1.770 empleos directos adicionales/año. A partir de 2030, el parque termosolar en operación tendría 20.000 empleos permanentes. Además, las termosolares contribuirían a la disminución de importaciones de combustibles (con lo que mejoraría la balanza comercial), a reducir los pagos por CO2 y se conseguiría consolidar el liderazgo mundial de las empresas españolas en la industria.

El informe concluye con una serie de actuaciones recomendadas, entre las que figura en primer lugar la estabilidad retributiva de las instalaciones existente, ya que no se puede construir el futuro sobre las cenizas del sector. Se recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados para sacar todo su valor a las tecnologías renovables apostando por su complementariedad estacional y horaria y se propone relanzar la instalación de nuevas centrales termosolares en España, con una primera convocatoria de subastas de 1.000 MW, así como otra de 100 MW para demostrar el concepto de hibridación con turbinas de gas de ciclo abierto, asegurando la firmeza total de las instalaciones.

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.

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.

La fluctuación de los precios de los combustibles fósiles, la necesidad de hacer frente al cambio climático y la creciente demanda energética, plantean grandes retos al modelo energético actual. Para hacerles frente, alcanzando a la vez altos niveles de eficiencia, están apareciendo nuevos modelos energéticos híbridos basados en energías renovables, que buscan aprovechar mejor los recursos y permitir el suministro energético durante un mayor periodo de tiempo. Este es el caso de las plantas híbridas termosolar-biomasa para producir electricidad mediante tecnología ORC (Ciclo Orgnánico de Rankine). Innergy, presente en toda la cadena de valor de un proyecto energético con biomasa, desde servicios de desarrollo, producción y comercialización de equipos de generación de calor y automatización, hasta O&M. cuenta con una amplia experiencia en biomasa de todo tipo, calderas industriales de biomasa y tecnología tanto ORC como vapor, lo que le permite apostar por la biomasa para este tipo de soluciones energéticas.

¿Por qué es interesante este tipo de solución energética híbrida? Porque las plantas termosolares necesitan que la luz solar incida directamente sobre sus espejos para producir electricidad. En días nublados estas plantas permanecen paradas, por lo que no generan energía, requiriendo de energía de otras fuentes. Por otro lado, tenemos los equipos de generación de energía a partir de biomasa, una fuente sostenible que no está sujeta a factores climatológicos, si bien, pese a encontrarse en grandes cantidades, es importante realizar un aprovechamiento controlado y sostenible.

Con la combinación de ambos tipos se emplea la energía solar los días despejados y se cubren los días de nubosidad con la energía proveniente de la biomasa, pudiendo funcionar la planta los 365 días al año, siendo energéticamente independiente de oligopolios y grandes corporaciones y pudiendo ofrecer estabilidad en los precios. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2018