3 Situación actual de la Tecnología Termosolar. 3.1...

MASTER EN SISTEMAS DE ENERGÍA TÉRMICA Marina Rosales Martínez

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Comparativa tecnologías de Producción de Energía Solar Termoeléctrica

3 Situación actual de la Tecnología Termosolar.

3.1 Principales Tecnologías

Respecto a las diferentes tecnologías, las previsiones de penetración en el mercado establecen diferentes horizontes para cada una:


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[…] 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027

Torre

CCPValidación

Comercial

Fresnel Validación comercial

Consolidación

Paridad tarifaria

Paridad tarifaria

Desarrollo del

mercado

Consolidación

Paridad tarifaria

Validación

Comercial

Desarrollo del

mercado

Consolidación


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3.1.1 De Torre o Receptor Central

Esta tecnología se basa en el empleo de un receptor único para la generación de vapor. Si bien, existen experiencias previas en EEUU y España (PSA Almería), no está siendo la tecnología seleccionada mayoritariamente en España para los diseños previos de las instalaciones.

Imagen 1: imagen aérea de planta PS20 y PS10 (detrás) de Abengoa

Los principales elementos de esta tecnología son los siguientes:

· Campo de heliostatos: Seguidores solares en dos ejes con una superficie de reflexión variable pero típicamente superior a 100 m2. El número de éstos dependerá de la potencia de la instalación, de la altura de la torre, del tamaño del receptor, etc. También se consideran para el campo de heliostatos estructuras fijas junto a receptores circulares. Es otra opción que seguramente redundará en los costes de O&M así como en la fiabilidad de las instalaciones.

· Torre: En la torre se conjugan diferentes componentes de la instalación siendo el receptor solar el más importante. Como ejemplo para medir órdenes de magnitud, la PS10 de 11,5 MWe tiene una torre de 115 m de altura.

· Receptor Solar: Lo más investigado hasta el momento son los receptores de vapor saturado si bien se avanza en otras tecnologías como calentamiento directo de sales (permite almacenamiento en esta forma), vapor sobresaturado, etc. Todo ello persigue aumentar la temperatura de entrada del ciclo de vapor y con ello la eficiencia.

Hoy en día los exponentes más claros y recientes de esta tecnología son las 2 plantas de Abengoa en Sanlúcar la Mayor (Sevilla), denominadas PS10 y PS20. Ambas plantas concentran los rayos del sol a través de los heliostatos para calentar directamente vapor de agua en el receptor. Tienen un sistema de almacenamiento en el que se almacena vapor de agua y calderas para un aporte adicional de vapor en determinadas circunstancias. Las características más relevantes de las plantas son las siguientes:

· PS10: potencia instalada de 11 MW, tiene 624 heliostatos de 120 m2, la torre tiene una altura de 115 m. Su almacenamiento le puede hacer disponer de 30 minutos adicionales bajo condiciones de baja irradiación. Entró en funcionamiento a finales de 2007.


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· PS20: tiene una potencia de 20 MW, formada por un campo solar de 1.255 heliostatos, cada uno de 120 m2. La torre tiene 165 metros de altura produciendo el vapor que permite la generación de electricidad en la turbina. El 27 de abril de 2009 entró en funcionamiento.

Imagen 2: imagen PS20 en Sanlúcar la Mayor

Por otro lado, en España, va a entrar en explotación comercial en los próximos meses en la localidad de Fuentes de Andalucía (Sevilla), una planta solar termoeléctrica de receptor central denominada “Gema Solar”. Del grupo Sener. Este proyecto resulta muy llamativo por su singularidad dentro del panorama, ya que se trata de una planta de receptor central con un gran sistema de almacenamiento que emplea sales fundidas como fluido caloportador y como sistema de almacenamiento.


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Esta planta incorpora conceptos tecnológicamente avanzados – aunque conocidos y ensayados en buena parte – en una planta de receptor central por lo que el nivel de riesgo es bastante alto.

La Planta Gema Solar: es de receptor central de torre y campo de heliostatos, usa sales fundidas como fluido de trabajo y almacenamiento y tiene una potencia de 17 MW, formada por un campo solar de 2.500 heliostatos, cada uno de 115 m2. La torre tiene 130 metros de altura produciendo el vapor que permite la generación de electricidad en la turbina. El sistema de almacenamiento está diseñado para 15 horas de funcionamiento de la turbina en potencia nominal. Se prevé que entre en explotación comercial en Abril de 2011.

3.1.2 Cilindro-Parabólico

Se trata de la tecnología que comercialmente está más desarrollada, con instalaciones en EEUU en funcionamiento desde los años 80’s. Es la tecnología seleccionada actualmente para la mayoría de los proyectos que se encuentran en operación, construcción o desarrollo. Los motivos podrían ser infinitos si bien, a nuestra opinión, esto es debido principalmente a la experiencia acumulada en EEUU y el desarrollo del primer proyecto comercial de este tipo en España, Andasol I.

Esta tecnología consiste en la concentración del sol, hasta 80 soles (80x), sobre tubos absorbedores de vacío con un fluido calorportador dispuestos en el foco de espejo. Posteriormente, este fluido puede almacenarse o conducirse a un intercambiador para la generación de vapor que supone la entrada en un ciclo de vapor.

Imagen 3: imagen explicativa de colector cilindro-parabólico

El fluido de trabajo más comúnmente utilizado en los colectores es un aceite. Este aceite es calentado para posteriormente, en los intercambiadores de calor, transferir el calor al agua hasta


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convertirla en vapor de agua a unas condiciones de temperatura adecuada para entrar en la turbina de vapor. Este vapor es el que recorre el ciclo de Rankine hasta llegar a calentarse nuevamente.

Imagen 4: esquema de un diseño de planta termosolar cilindro-parabólico

Actualmente se están instalando unos equipos de almacenamiento térmico, que en el mercado español se está realizando con unas determinadas sales. La discusión acerca la tecnología disponible se hará posteriormente.

Por último, destacar que la tecnología cilindro-parabólica es la más implantada en la actualidad (refiriéndonos al mercado español) y la que se está utilizando en la mayoría de los proyectos en fase de ejecución en el momento. Actualmente están en fase de producción las plantas Andasol I y Andasol II (Aldeire - Granada), Ibersol Puertollano (Puertollano-Ciudad Real), Solnova 1 Solnova 3 y Solnova 4, (Sanlucar la Mayor-Sevilla), Extresol I (Torre de San Miguel Sesmero-Badajoz), La Risca (Alvarado-Badajoz), la Florida (Alvarado – Badajoz), Majadas (Majadas – Cáceres), La Dehesa (La Garrovilla - Badajoz) y Palma del Río II (Palma del Río – Córdoba). A su vez, hay una gran cantidad de proyectos en fase de desarrollo y en ejecución con esta tecnología, en nuestro Pais.

3.1.3 Fresnel

Podríamos decir que esta tecnología frente a las demás es la menos desarrollada pero con gran potencial. La tecnología Fresnel, a partir del concepto de colectores cilindro parabólicos, consiste en concentrar doblemente la radiación directa solar con dos cuerpos de reflectores (espejos) que posibilitan una ganancia energética considerable por diferentes aspectos:

· El cuerpo primario de espejos, al ser planos, no representa una inversión excesiva.

· Simplicidad en el seguimiento y en la operación pues se trabaja generando directamente vapor con lo cual además se ahorra en componentes y se aumenta la eficiencia de la tecnología (global) al no tener que emplear intercambiadores intermedios.

· Importante grado de aprovechamiento del terreno de hasta un 70%.


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Imagen 5: imagen explicativa del funcionamiento de colectores Fresnel

Podemos decir que la diferencia esencial entre la tecnología cilindro-parabólico y la tecnología fresnel es el hecho de que en esta última se produce vapor directamente en los tubos colectores. Esto tiene la ventaja de la reducción de componentes (intercambiador de calor, espejos planos y tubos de menor exigencia tecnológica) pero el inconveniente de que el manejo del vapor es más complejo técnicamente que el del aceite. De todas formas estos aspectos técnicos se profundizarán más adelante.

Imagen 6: imagen planta en Calasparra (Murcia)


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Actualmente se está trabajando en el desarrollo de esta tecnología. Concretamente se ha instalado un prototipo en la PSA de Almería con el que se están analizando el comportamiento de los diferentes componentes y se ha ejecutado la planta Puerto Errado 1 de 1,4 MW de potencia en Calasparra (Murcia) por parte de la empresa Novatec Biosol. Esta misma empresa está en fase de ejecución de otra misma planta de las mismas características de 30 MW. Otros participantes del mercado son:

· Ausra: Fueron los creadores del concepto que engloba esta tecnología.

· Solar Power Group.

· Sky Fuels.

3.1.4 Discos parabólicos

Esta tecnología, al igual que la de receptor central, concentra la radiación en un punto donde se sitúa el correspondiente absorbedor o receptor; que suele tratarse de un motor Stirling.

Los sistemas Disco-Stirling corresponden a uno de los principales medios para la obtención de energía descentralizada de energía eléctrica a partir de la energía solar. Consisten en un concentrador solar de alta reflectividad, un receptor solar de cavidad y un motor Stirling.

Un sistema disco/Stirling consta de un espejo parabólico de gran diámetro con un motor de combustión externa tipo 'Stirling' emplazado en su área focal. El espejo parabólico –disco- realiza seguimiento solar continuado, de manera que los rayos solares son reflejados en su plano focal, obteniéndose así un mapa de energía solar concentrada, de forma gaussiana y varias decenas de kW. El motor Stirling es un motor de combustión externa que emplea el ciclo termodinámico del mismo nombre y que presenta dos ventajas que le hacen muy adecuado para esta aplicación:

Es de combustión externa, es decir, el aporte energético puede realizarse mediante la luz solar recogida por el disco parabólico y concentrada en su zona focal. Es un ciclo de alto rendimiento termodinámico.

El motor Stirling lleva acoplado un alternador, de manera que dentro de un mismo bloque situado en el foco del disco concentrador se realiza la transformación de la energía luminosa en electricidad que se puede inyectar en la red eléctrica ó bien destinarla a consumo directo en alguna aplicación próxima al lugar de emplazamiento.

Se ha demostrado la eficiencia de las Plantas Termosolares con sistemas de Disco-Stirling al alcanzar valores máximos del 30% y hasta un 25% de promedio diario en unidades de 7 a 25 kw.

Uno de los principales elementos del sistema es el concentrador que alcanza valores por encima de 3.000, debido a su curvatura parabólica y a la baja relación distancia focal/diámetro (f/D =0,6,). Consiguiendo así temperaturas muy altas de operación entre 650 y 800ºC. La superficie cóncava del concentrador se compone por espejos de vidrio de segunda superficie con su correspondiente curvatura parabólica o también por espejos delgados de primera superficie soportados sobre una estructura de fibra de vidrio o de membrana tensionada.


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Otro de los elementos es el receptor, que se compone por una cavidad con una pequeña apertura y un sistema de aislamiento.

Para la transferencia del calor proveniente de la radiación solar al gas de trabajo se utilizan dos métodos.

En el primero se ilumina directamente un panel de tubos por el interior de los cuales circula el gas (helio, hidrógeno o aire).

En el segundo, se vaporiza un metal líquido (generalmente sodio)que luego condensa en la superficia de los tubos por los que circula el gas de trabajao y refluye nuevamente al obsorvedor.

Estos sistemas trabajan con la relación de concentración más elevada de estas tecnologías. La temperatura habitual del fluido de trabajo (helio o hidrógeno) en el receptor suele estar por encima de los 700ºC y es, por tanto, el que mejor rendimiento de conversión ofrece en la actualidad.

En EE.UU y en Europa las Centrales Temosolares con sistemas de Discos-Stirling han progresado notoriamente.

La primera generación de discos consistió en configuraciones de vidrio que realizaban altas concentraciones (C=3000), pero a un coste muy elevado además de tener estructuras muy pesadas.

Alemania logró grandes avances con las compañías Steinmüller y Schlaich, Bergermann und Partner (SBP), y con la empresa SOLO Kleinmotoren como proveedor del motor Stirling solarizado. En España se debe mencionar la Plataforma Solar de Almería con más de 30.000 horas de operación y una disponibilidad del 90%. Su motor trabaja con helio a 630ºC y proporciona un rendimiento de un 20%.

El proyecto europeo EURODISH construyó centrales ensayadas en Vellore (India), Milán (Italia) y la Plataforma Solar de Almería (España). En 2002-2005 el proyecto alemán ENIVIRODISH inició la actividad de su mercado.

Actualmente, en Europa las mayores inversiones se están llevando a cabo en España y Francia.

En España se ha comenzado la segunda generación de discos. En Villarrobledo (Albacete) se está construyendo una central de 1 MW, y actualmente hay un buen número de discos parabólicos operativos con sus correspondientes motores.


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Imagen 7: imagen planta en Villarrobledo (Albacete)

3.2 El mercado Español

3.2.1 Plantas Termosolares en España

Actualmente en España están operando las siguientes plantas termosolares de más de 1 MW de

potencia:

Planta Tecnología Compañía Provincia

Potencia nominal (MW)

PS10 Torre Abengoa Sevilla 11

PS20 Torre Abengoa Sevilla 20

Solnova 1 CCP Abengoa Sevilla 50



Andasol I CCP ACS-Cobra Granada 50

Andasol II CCP ACS-Cobra Granada 50

Puertollano Ibersol CCP Iberdrola Ciudad Real 50

Puerto Herrado Fresnel Novatec Biosol Murcia 1,4

La Risca CCP Acciona Badajoz 50

Extresol 1 CCP ACS-Cobra Badajoz 50


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La Florida CCP SAMCA Badajoz 50

Majadas CCP Acciona Cáceres 50

Dehesa CCP SAMCA Badajoz 50

Palma del Río II CCP Acciona Córdoba 50

Potencia total en operación[1] 632,4

1[1] No se han considerado las instalaciones experimentales de la PSA, de la ESI de Sevilla ni la de Aznalcóllar de Abengoa de disco Stirling, todas ellas de potencia inferior a 1 MW

Tabla 1. Plantas Solares Térmicas en explotación comercial en España

El parque energético termosolar español está formado por 15 plantas en funcionamiento. Andalucía es la Comunidad Autónoma que concentra más centrales (8), seguida de Extremadura (5), Castilla La Mancha (1) y Murcia (1). Por provincia, la que más tiene es Sevilla, donde funcionan cinco plantas. Le siguen Badajoz con 4 plantas en funcionamiento y Granada, con dos centrales, y Murcia y Ciudad Real con una central cada una. Todas ellas totalizan una potencia nominal de 632,4 MW. Además de estas centrales en operación mencionadas hay en España otras 15 nuevas centrales en las que ya se ha instalado un porcentaje significativo del campo solar, y que totalizan 648 MW. Además de las anteriormente citadas, existen 30 centrales con preasignación de retribución que totalizan 1.192 MW. Para cada una de ellas, en mayo de 2009 el promotor tuvo que demostrar que disponía de financiación, de derecho de uso de los terrenos, de acceso a la red, de derecho de uso del agua y de haber adquirido, o tener contrato de reserva, de al menos el 50% de los equipos, lo que en la mayoría de los casos significa el campo solar y la turbina. En total, el mapa de España contará con 60 plantas termosolares distribuidas en once provincias. Estarán finalizadas en 2013, y la potencia instalada en España ascenderá a 2.472 MW . La inversión total estará en torno a los 15.000 millones de euros. En la fabricación de los componentes y demás actividades de ingeniería y servicios necesarios para la construcción de estas plantas que se instalarán en nuestro país se habrán empleado el equivalente a 200.000 empleos-año directos y otros tantos indirectos. De dicha cifra de empleo, la mitad aproximadamente corresponderá a suministros españoles. Durante la fase de construcción de cada una de las plantas de 50 MW se precisarán unos 500 trabajadores durante dos años, lo que representa para esos 2.500 MW un empleo de 23.000 trabajadores durante dos años. Para su posterior operación y mantenimiento se precisarán unos 50 empleados por planta de forma indefinida, es decir cerca de 2.500 empleos indefinidos. A continuación se muestra un plano representativo en donde se indican las plantas termosolares existentes y las que hay previsión de construirse. Las centrales aparecen clasificadas en tres categorías -en operación, en construcción avanzada (con un porcentaje significativo realizado del campo solar o de la ejecución material del proyecto) y preasignadas:


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Imagen 8: situación proyectos termosolares en España (Fuente: Protermosolar)

3.2.2 Situación Legislativa

Tal y como sucedió con la energía fotovoltaica, desde el Gobierno Central para controlar la Potencia de estas tecnologías que entraba en funcionamiento, se emitió el Real Decreto 6/2009, de 30 abril en el que se crea un pre-registro para todas las instalaciones termosolares que están en fase de proyección o ejecución. Este pre-registro es de obligada inscripción si las instalaciones en cuestión quieren acogerse al régimen económico establecido en el Real Decreto 661/2007, es decir, para poder obtener la prima del estado en la venta de energía eléctrica, que estaba siendo la opción escogida para todas las instalaciones termosolares que estaban ya vendiendo electricidad (fundamentalmente la PS10 y PS20).


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Para poder inscribirse en este pre-registro los proyectos necesitan cumplir una serie de requisitos imprescindibles entre los que destaca:

· Disponer de punto de conexión.

· Autorización Administrativa.

· Licencia de obras.

· Aval necesario ya depositado para acceder a la red de transporte.

· Disponer los recursos económicos suficientes para acometer el 50% de la inversión necesaria.

· Tener asegurado la compra de al menos el 50% del importe de los suministros necesarios.

· Disponer punto de suministro del gas natural.

· Disponer informe favorable para aprovechamiento de agua.

· Depositar un aval de 100 € por kW para instalaciones termosolares.

No obstante ha habido un nuevo cambio de normativa a finales del 2010. El Real Decreto1614/2010 publicado en el Boletín Oficial del Estado el día 8 de Diciembre de 2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica. Divide las instalaciones de producción de energía mediante tecnología solar termoeléctrica en ocho grupos atendiendo a sus características tecnológicas. De esa clasificación y de las horas equivalentes de funcionamiento dependerá la percepción económica que recibirán por producir electricidad.

Este Real Decreto, que entró en vigor al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial del Estado, es decir, el 9 de Diciembre de 2010, comienza por definir el “número de horas equivalentes de funcionamiento de una instalación de producción de energía eléctrica como el cociente entre la producción neta anual en kWh y la potencia nominal de la instalación en kW”.

De acuerdo a esa división las horas equivalentes de referencia anuales oscilan entre las 6.450 de la tecnología de de torre con sales con capacidad de almacenamiento de 15 horas y las 2.350 de la tecnología Stirling. Y así hasta completar las ocho categorías establecidas por Industria (ver cuadro adjunto).

Tabla 2. Horas equivalentes de referencia según tecnología empleada


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La Comisión Nacional de la Energía (CNE) será el organismo encargado de publicar la metodología de cómputo de horas de funcionamiento y el procedimiento de devolución de las cantidades percibidas por encima de las horas equivalentes de referencia. Para el cálculo de las horas de cada planta y, en su caso, del conjunto de las instalaciones de la misma tecnología, se considerará la energía efectivamente inyectada a la red en el conjunto del sistema eléctrico.

Las instalaciones termosolares, según este ultimo Real Decreto publicado por el gobierno, tendrán derecho a percibir la cuantía correspondiente a la prima de acuerdo a la opción de venta elegida. Según establece el RD 661/2007 hay dos posibilidades para la retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial. La primera es ceder la electricidad al sistema y percibir por ella una tarifa regulada, siempre la misma. Y la segunda, vender la electricidad en el mercado. En este caso el precio de la venta será el que resulte en el mercado organizado o el negociado por el titular de la instalación, complementado por una prima.

En la práctica el propietario de la instalación no podrá elegir hasta un año después de la puesta en funcionamiento. El RD 1614/2010 incluye una disposición adicional según la cual “las instalaciones de tecnología solar termoeléctrica acogidas al Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, deberán vender su energía neta, de acuerdo con la opción a) del artículo 24.1, durante los primeros doce meses completos posteriores a la fecha de acta de puesta en servicio definitiva”. Ese artículo obliga a “ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.”

Esta disposición afectará no sólo a las instalaciones nuevas, sino también a las que tienen un acta de puesta en servicio definitiva anterior al nuevo real decreto. Le afectará de forma automática a partir del primer día del mes siguiente de la entrada en vigor de la norma.

El gobierno, además, ha decidido retrasar hasta 2014 las revisiones de las tarifas, primas y límites superior e inferior para las instalaciones termosolares acogidas al RD 661/2007 y aquellas de potencia superior a 50 MW cuya retribución estuviera vinculada. Según es RD 661/2007 en 2010 toca una revisión, que se aplazaría cuatro años.

Por último, se posibilita a los titulares de instalaciones que ya están inscritas en el registro de preasignación de retribución a recuperar su aval si deciden no ejecutar el proyecto. Para ello disponen de tres meses desde la entrada en vigor del nuevo real decreto.

3.2.3 Participantes en el mercado

Dentro del mundo de las instalaciones termosolares, los principales participantes en el mercado son:

· Empresas promotoras: son las encargadas de buscar el proyecto, solicitar los permisos necesarios, buscar la financiación y la empresa contratista (EPC) que realizará la planta.

· Empresas contratistas llave en mano o EPC: Son las empresas encargadas de realizar el proyecto de forma completa, para realizar la entrega final del mismo a la empresa promotora. Con la modalidad de contrato “llave en mano” o EPC la empresa promotora se


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desentiende, en cierta parte, de la ejecución del proyecto y la responsabilidad de la buena finalización del mismo recae en la empresa contratista.

· Grandes fabricantes: son los proveedores de los principales elementos de una planta termosolar. Entre estos se encuentran los colectores (espejos y tubos absorbedores) y las turbinas de vapor (bloque de potencia).

· Bancos o entidades financieras: son los encargados de proporcionar el capital necesario para la financiación del proyecto de ejecución de la planta termosolar. Debido a la situación financiera y a la legislación actual se exigen una serie de garantías. Estas garantías se explican en el siguiente apartado.

Las relaciones entre los mismos se esquematizan en la siguiente imagen:

Imagen 9: relaciones entre los participantes

Participantes relevantes

España asiste a un "boom termosolar"; ya se encuentran en marcha 12 centrales, que cuentan con una potencia de 485 megavatios (MW), y se han empezado a construir otras 16 con las que se espera llegar a los 1.500 MW. Diversas empresas, además, han enviado solicitudes al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITYC) para proyectos que podrían sumar más de 4.000 MW.

Código de campo cambiado


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En este espectacular auge de la tecnología solar termoeléctrica se encuentran algunas de las principales constructoras del país, que han visto en las energías renovables una nueva línea de negocio. Para ello, disponen también del apoyo institucional de las comunidades autónomas en las que se asientan o se construirán estas centrales (Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha), idóneas por la cantidad y potencia de la luz solar que reciben durante todo el año.

Las instalaciones en marcha y en proyecto son cada vez más numerosas y la posición habitual de las empresas contratistas es también la de socio inversor bien directamente, bien a través de una sociedad de inversión del mismo grupo. Abengoa, ACS y Acciona son alguna de las empresas que más han apostado por estas plantas. Por un lado, ACS, a través de su filial Cobra Energía, construye en la actualidad tres de estas instalaciones y cuenta con otras tres en fase de promoción en las citadas comunidades autónomas. Las tres primeras aspiran a alcanzar 50 MW de potencia cada una y supondrán una inversión total de unos 900 millones de euros.

El proyecto Andasol, ubicado en la localidad de Aldeire (Granada), constituye según los responsables de ACS el mayor complejo termosolar instalado en Europa y segundo en el mundo. La segunda planta del complejo, Andasol 2, ha sido inaugurada recientemente al igual que Extresol 1, y se espera que en los próximos meses se le sumen el resto de las instalaciones proyectadas (Andasol 3, Extresol 2, Extresol 3, Manchasol 1 y Manchasol 2).

Acciona Energía ha inauguró en 2009 la central termosolar de Alvarado, en Badajoz, tras 18 meses de obras. Con una potencia de 50 MW, Alvarado I ha requerido una inversión de más de 240 millones de euros. La empresa también ha inaugurado recientemente otras dos plantas de 50 MW cada una, s ubicadas en Majadas de Tiétar (Cáceres) y en Palma del Río (Córdoba) respectivamente, están construyendo otra planta de 50 MW en Palma del Río (Córdoba) ju to a la recintemente inaugurada CST Palma del RíoI.. La compañía participa también en la mayor instalación termosolar del mundo, la Nevada Solar One, en Estados Unidos, operativa desde junio de 2007. Pero éste no es el único proyecto que tiene en ese país.

Abengoa está desarrollando en Sanlúcar la Mayor la que pretende ser la mayor plataforma solar termoeléctrica del mundo empleando diferentes tecnologías: torre y CCP. Ya se han puesto en marchas las plantas de torre PS10 y PS20, de 11 y 20 MW respectivamente; así como las de canales parabólicos Solnova 1, Solnova 3 y Solnova 4, de 50 MW cada una. Así mismo en dicha plataforma de Sanlucar la Mayor, además de pequeñas plantas de investigación, desarrollo y demostración, existen otras planta en proyecto: AZ-20 y Solnova 6, con tecnología de receptor Central de Torre y campo de heliostatos, de 20 y 50 MW respectivamente, y Solnova 2 y Solnova 5, con tecnología de canales parabólicos de 50 MW cada una; todas esta nuevas plantas proyectadas están pendientes de obtener inscripción en el registro de preasignación regulado por el RDL 6/2009.

Por otro lado, se ha iniciado la construcción de otras dos plantas de CCP de 50 MW en Écija (Sevilla) denominadas Helioenergy 1 y 2.

FCC, a través de su nueva filial FCC Energía, ha anunciado inversiones de unos 600 millones de euros para construir dos centrales solares termoeléctricas de 50 MW en Córdoba y Alicante. Por su parte, Valoriza, hasta el año pasado propiedad de Sacyr Vallehermoso, pretende levantar en Lebrija (Sevilla) tres plantas de 50 MW cada una, mientras que Obrascon-Huarte-Lain (OHL) quiere poner en marcha dos plantas de 50 MW en Extremadura y Andalucía.


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Además de las constructoras, otras empresas han fijado su atención en la energía termosolar. Es el caso de la corporación Inveravante, que ha anunciado dos plantas en Andalucía y Extremadura y un presupuesto de unos 600 millones de euros, o de la sociedad Dioxipe Solar, que destinará 900 millones de euros a un proyecto de tres plantas de 50 MW, de nombre Astexol, en Badajoz.

En la siguiente tabla se muestran los principales proyectos que se están desarrollando en España. Reflejamos solo los que han obtenido potencia en el registro de Preasignación regulado por el RDL 6/2009, asi como la fase de madurez en la que se encuentran, indicando si ya han entrado en operación comercial, si está en construcción avanzada o si se hayan todavía en una fase anterior. Esta tabla muestra claramente un resumen del Parque de Plantas Termosolares en España. Además de las instalaciones indicadas en la tabla que son las que entrarán en funcionamiento antes de finales del 2013, existen otras muchas en proyecto pendientes de que se vuelva a abrir el Registro de Preasignación regulado por el RDL 6/2009:


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Promoción Tecnología MW Emplazamiento Es tado

PS 10 Torre y Heliostatos

con vapor 11 Sanlucar La Mayor

(Sevilla) Operac ión

ANDASOL 1 CCP 50 Aldeire (Granada) Operac ión

PS 20 Torre y Heliostatos

con vapor 20 Sevilla Operac ión

PUERTOLLANO IBERSOL CCP 50 Puertollano (Ciudad Real) Operac ión

PUERTO ERRADO 1 Fresnel 1,4 Calasparra (Murcia) Operac ión

LA RISCA CCP 50 Alvarado (Badajoz) Operac ión

ANDASOL 2 CCP 50 Aldeire (Granada) Operac ión

EXTRESOL 1 CCP 50 Torre de San Miguel Sesmero (Badajoz) Operac ión

SOLNOVA 1 CCP 50 Sanlucar La Mayor






LA FLORIDA CCP 50 Alvarado (Badajoz) Operac ión

PST MAJADAS CCP 50 Majadas (Cáceres) Operac ión

PALMA DEL RIO I CCP 50 Palma del Rio (Córdoba) Operac ión

LA DEHESA CCP 50 La Garrovilla (Badajoz) Operac ión

ANDASOL 3 CCP 50 Aldeire (Granada) Construcción

PUERTO ERRADO 2 Fresnel 30 Calasparra (Murcia) Construcción

MANCHASOL 1 CCP 50 Alcázar de San Juan

(Ciudad Real) Construcción

EXTRESOL 2 CCP 50 Torre de San Miguel Sesmero (Badajoz) Construcción

GEMASOLAR Torre y Heliostatos con sales fundidas 17

Fuentes de Andaluc ía (Sevilla) Construcción

HELIOENERGY 1 CCP 50 Ec ija (Sevilla) Construcción

HELIOENERGY 2 CCP 50 Ec ija (Sevilla) Construcción

LEBRIJA 1 CCP 50 Lebr ija (Sevilla) Construcción

TERMOSOL-50 CCP 50 San Jose del Valle (Cádiz) Construcción

ARCOSOL-50 CCP 50 San Jose del Valle (Cádiz) Construcción

CASAS DE LOS PINOS Discos Parabólicos 1 Villarrobledo (Albacete) Construcción

PALMA DEL RIO II CCP 50 Palma del Rio (Córdoba) Construcción

ARENALES CCP 50 Morón de la Frontera

(Sevilla) Construcción

PST BORGES CCP 22 Aigues Blanques (Lér ida) Preas ignada

PST ESPEJO CCP 50 Espejo (Córdoba) Preas ignada

PST LA AFRICANA CCP 50 Fuente Palmera (córdoba) Preas ignada PST DE CONSOL

ORELLANA CCP 50 Orellana (Badajoz) Preas ignada

HELIOS I CCP 50 Puerto Lápice (Ciudad

Real) Preas ignada


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HELIOSII CCP 50 Puerto Lápice (Ciudad

Real) Preas ignada

ASTE 1-A CCP 50 Alcázar de San Juan

(Ciudad Real) Preas ignada

ASTE 1-B CCP 50 Alcázar de San Juan


SOLACOR 1 CCP 50 El Carpio (Córdoba) Preas ignada

SOLACOR 2 CCP 50 El Carpio (Córdoba) Preas ignada

PST MORON CCP 50 Morón de la Frontera

(Sevilla) Preas ignada

MANCHASOL 2 CCP 50 Alcázar de San Juan


OLIV ENZA 1 CCP 17 Olivenza (Badajoz) Preas ignada

EXTRESOL 3 CCP 50 Torre de San Miguel Sesmero (Badajoz) Preas ignada

ASTEXOL 2 CCP 50 Badajoz Preas ignada

SOLABEN 1 CCP 50 Logrosan (Cáceres) Preas ignada



TERMOSOL 1 CCP 50 Navalv illar de Pela

(Badajoz) Preas ignada

TERMOSOL 2 CCP 50 Navalv illar de Pela


EXTREMASOL CCP 50 Villanueva de la Serena



CST CACERES CCP 50 Galisteo (Cáceres) Preas ignada

CASABLANCA CCP 50 Talarubias (Cáceres) Preas ignada

CST ENESTAR VILLENA CCP 50 Villena (Alicante Preas ignada

P.T. 8 MW PUERTOLLANO Discos Parabólicos 8 Puertollano (Ciudad Real) Preas ignada

P.T.10 MW PUERTOLLANO Discos Parabólicos 10 Puertollano (Ciudad Real) Preas ignada





Tabla 3: proyectos termosolares en España (fuente: Protermosolar)

3.2.4 Proveedores y Financiación

El rápido crecimiento de número de proyectos termosolares ha provocado una serie de problemas en el mercado, entre ellos destacan:


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· Número Reducido de Proveedores de elementos específicos. Entre estos elementos podemos destacar los colectores, espejos, tubos absorbedores y, sobre todo, las turbinas. El número de fabricantes es limitado y, ante la gran cantidad de pedidos, se produce un retraso en los tiempos de reposición y un aumento de los costes de los equipos. Este tema se ampliará con más profundidad.

· Limitadas empresas “epecistas”. Estas empresas son las encargadas de facilitar el proyecto llave en mano (EPC) que se demanda actualmente. Debido al alto nivel tecnológico que deben aportar estas empresas es difícil encontrar empresas que puedan garantizar el correcto desarrollo del proyecto, incluyendo el riesgo financiero del coste de inversión. Actualmente y según las plantas desarrolladas en proyecto, podríamos definir las siguientes empresas que podrían ofrecer este servicio: Abengoa, Acciona, Iberdrola, Sener y ACS en el panorama nacional y contratistas internacionales como Solargenics, Man Ferrostaal o recientemente Siemens. A todo esto debemos añadir las garantías que están exigiendo las entidades financieras.

· Experiencia Limitada en el Mercado: actualmente el número de empresas proveedoras de elementos específicos del mercado es bastante limitado. Por lo que una de las demandas es el aumento de experiencia de las mismas:

- Las empresas fabricantes de vidrio, reflectores, estructuras, etc. deberían incorporar su pericia en los concentradores.

- La industria química podría soportar la inversión en I+D para mejorar los fluidos de trabajo.

- Se necesitarían empresas especializadas en logística y producción en masa para poder mejorar el proceso productivo y reducir los costes de producción.

- Irrupción de compañías de supervisión técnica para mejorar los controles de calidad y evitar errores derivados de aumentar el tamaño de las plantas (escalado).

En este momento, uno de los grandes problemas debido a la situación económica es la dificultad encontrada a la hora de buscar la financiación de los costes del proyecto. A esto hay que unir la incertidumbre tecnológica que tienen las entidades financieras. Si particularizamos en la tecnología cilindro-parabólica, el mercado está a la expectativa de disponer de datos fiables del comportamiento de las plantas existentes en operación con tecnología de canales parabólicos: Andasol I y II, Solnova1, 3 y 4, Puertollano Ibersol etc. A largo plazo, ya que hay una gran de proyectos en ejecución con características similares.

A esta dificultad de financiación,en España hay que unir la incertidumbre añadida por la nueva legislación referente a la termosolar, ya que se han aumentado los requisitos de técnicos y administrativos para poder asegurar la prima tarifaria.

A los diferentes promotores y/o contratistas se les exigen actualmente varios avales:

· Garantía de ejecución: para cubrir defectos de instalación, diseño, etc.

· Garantía de tarifa: Más aún con el efecto mencionado anteriormente.

· Otras garantías.

Hemos de considerar que las dos primeras garantías suponen una carga financiera que hacen que incluso grandes compañías instaladoras no puedan afrontar la construcción simultanea de


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varias plantas termosolares. Además, actualmente las garantías corporativas que puedan aportar es posible que resulten insuficientes por la situación financiera actual en el mundo.

3.2.5 Garantías Exigidas

Debido a la situación financiera global, las entidades financieras están exigiendo una serie de garantías para asegurarse el correcto desarrollo del proyecto. Las garantías que se están exigiendo son las siguientes:

· Al contratista EPC. Garantía de funcionamiento de 2 años. Se les exige una garantía de funcionamiento o “performance”, esta garantía consiste en garantizar una producción mínima en función de las condiciones meteorológicas. Para ello se desarrolla un caso base de producción en función de la radiación solar, obteniéndose un modelo que es el que se debe cumplir, con unos márgenes de seguridad. Desde la puesta en marcha de la planta y hasta estos 2 primeros años, se considera que la planta todavía está en fase de mejora para poder llegar al 100% del rendimiento exigido, por lo que el caso base en estos 2 primeros años es menor que en los siguientes. A partir de estos 2 años, la garantía ya no se exige al epecista sino al operador de la planta.

· A los fabricantes de los principales elementos. Garantía de los componentes. Esta consiste en asegurar el correcto funcionamiento de los componentes durante un periodo de tiempo determinado. La duración de esta está en función de la inversión que supone cada componente. Como ejemplo de esta garantía está la de reflectividad de los espejos que se exige al fabricante de los espejos.

· Al promotor: se le exige una garantía de la tarifa a recibir. Esta garantía suele consistir en un aval bancario.

Los promotores están intentando traspasar la garantía de tarifa a la empresa epecista. Cosa que hace aún más difícil la contratación de una empresa EPC, ya que la nueva situación legislativa, con un cupo de potencia y la creación de un pre-registro, no asegura la tarifa para los proyectos que no entren en el cupo o que no entren en el registro.

3.2.6 Barreras

Los principales frenos a la entrada en el mercado de la energía termosolar son:

· Muy pocas referencias con despacho a red.

· Dificultad para obtener capacidad de evacuación eléctrica complejidad y coste de las infraestructuras de evacuación en muy alta tensión y refuerzos a la red.

· Alto consumo de agua en algunas tecnologías, limitada disponiblidad del recurso.

· Carencia de tecnologías apropiadas para generación directa de vapor.

· Receptores solares con periodos muy limitados de operación.

· Primeras opciones prometedoras para almacenamiento térmico pero difícil de manejar.

· Concentradores solares con buenas prestaciones pero modestas reducciones de costes.

· Alta percepción de riesgo tecnológico.


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· La mayoría de las tecnologías a falta de escalado.

· Dificultades en la financiación de los proyectos.

· Barreras legislativas. Además de la incertidumbre del marco legisltivo español frente a las energías renovables, debido a una legislación que cambia continuamente, lo que provoca una cierta inseguridad para las nuevas promociones. Hay tres aspectos, a destacar, de la legislación que han tenido y tienen un fuerte impacto en la elección de la tecnología eléctrica termosolar a emplear en un proyecto:

- El primer aspecto está relacionado con la limitación, inicialmente a 500MW, de la potencia total instalada. Este límite ha dado lugar a “una carrera”, entre las empresas por instalar la mayor potencia posible en el menor tiempo posible y es, en cierto sentido, responsable, junto con el estado tecnológico en que se encontraban las diferentes tecnologías termosolares, del hecho de que hoy en día en España, lejos de existir una gran diversidad tecnológica entre los proyectos comerciales, la gran mayoría de los proyectos ,tanto en funcionamiento como en construcción sean de tecnología de canal parabólico. - El segundo aspecto es el relacionado con el tamaño de las centrales. La legislación actual limita, en la práctica, el tamaño máximo de las mismas a 50 MW, ya que las primas previstas para las plantas que excedan de dicho tamaño son muy inferiores a las previstas para las plantas que no lo excedan. - El tercer aspecto está relacionado con la limitación en el uso de combustibles fósiles. La legislación contempla la posibilidad de hibridación de las centrales. Aunque, aquellas que deseen acogerse a las primas más sustanciales de entre las previstas , tienen limitada por ley la hibridación a un 12%, en el caso de que deseen recibir una prima constante al kWh producido a lo largo del año, y a un 15% en el caso de aquellas que decidan acudir al pool.

3.2.7 Cadena de valor

Acerca de la cadena de valor podríamos establecer:

Promoción: Consecución de los permisos, licencias y autorizaciones. Los principales actores del mercado son:

· ACS-Cobra.

· Abengoa Solar.

· Acciona Energía.

· Fotowatio.

· Aries Ingeniería y Sistemas.

· Sener.

· Solel.

· Solar Millenium.

· Eufer.

· Ibereólica

Además de los grandes promotores existen diversas iniciativas donde suele entrar algún socio tecnológico, financiero o similar como ABN Amor o Societé Generale.


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La entrada en la promoción de proyectos en España actualmente está muy complicada desde el punto de vista del riesgo financiero por la limitación temporal e inseguridad de tarifa que impone la normativa vigente (real Decreto Ley 6-2009, de 30 de abril) según la cual existe un registro de pre-asignación de potencia desde junio de 2009.

Dentro de estos promotores, habría que diferencias aquellos que además permanecen en la propiedad de las instalaciones:

· ACS- Cobra

· Abengoa Solar.

· Sener.

· Acciona Energía.

Estructura: El valor añadido se establece en el diseño y validación de la estructura. Los nuevos diseños buscan mejora en el ahorro de material y componentes, durabilidad, fiabilidad con un menor coste. Sin embargo, con la velocidad del mercado, un nuevo diseño encontraría inicialmente trabas en la financiación al no disponer de track record que demuestre la validez. Colectores como el Eurotrough, Sener trough, etc. disponen de datos históricos que pueden validar su fiabilidad al menos a medio plazo.

Espejos : Actualmente diferentes fabricantes de vidrio están entrando en el mercado de plantas cilindro parabólicas. Hay que diferenciar entre ellos a los fabricantes directos y a aquellos que a partir de vidrio plano, curvan hasta conseguir la forma deseada. La entrada a corto plazo se antoja sencilla en cuanto a tecnología pero se ha de ser muy cauto en cuanto a garantías referidas a reflectividad, durabilidad, roturas, etc. La fabricación directa del vidrio para propósito termosolar podría establecerse como una ventaja.

Habría que diferenciar también entre diferentes tecnologías pues en el caso de Fresnel y torre, la tecnología resulta más accesible al tratarse de espejos planos.

Tubos absorbedores (colectores cilindro parabólicos): La fabricación de los tubos de vacío para el calentamiento del aceite (fluido calorportador) está copada por dos fabricantes a nivel mundial, Schott y Solel. Hay diferentes iniciativas de entrar en el mercado, Archimedes-Siemens para el desarrollo de tubos de generación directa de vapor e Himin (China) desarrollando las primeras etapas de producción en serie de tubos convencionales.

La situación del mercado en cuanto a demanda está claramente a favor de los fabricantes pues de forma evidente la demanda supera a la oerta motivada principalmente por los proyectos en ejecución de España.

Receptores de torre: Específicos únicamente para esta tecnología y de acuerdo a diseños de proyectos de investigación según diversos proyectos. Si bien se está demostrando la tecnología de torre como la más solvente, no parece una opción comercial de mucho recorrido pues cada proyecto diseña su receptor específicamente al fluido a emplear y al tipo de instalación.


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Aceite Térmico: Se encuentran en este punto muy bien situados los fabricantes Dow Chemical y Solutia. La capacidad de producción de este aceite es limitada pues depende de la capacidad de determinadas refinerías y petroquímicas de producirlo y por lo tanto es de difícil acceso.

Bloque de potencia: Se trata sin lugar a dudas de la parte más estándar de las instalaciones. El bloque de potencia incluye como elementos principales:

Grupo Turbina/Alternador: Estos equipos son suministrados principalmente por los fabricantes tradicionales como Siemens, GE, Alstom, Mitshubishi, Sköda, etc. Los equipos asociados a la turbina y alternador se incluyen dentro de los proveedores habituales.

Referido al mercado español, Siemens ha tomado gran parte del mercado con el modelo de turbina adaptado a plantas de colectores cilindro-parabólicos SST-700.

Almacenamiento térmico: La propuesta en estado más comercial actualmente consiste en el almacenamiento con sales. Sin embargo, su viabilidad técnica y durabilidad están aún por ser demostradas. Estos equipos precisan de suministro de intercambiadores muy específicos, bombas de sales a alta temperatura y las sales propiamente dichas. Éstas están siendo suministradas desde Chile principalmente y su precio se ha visto incrementado mucho en los últimos meses.

Bancos Financiadores: La forma de financiación de estos proyectos precisa de determinadas garantías para el buen éxito de la misma, que desde el punto de vista técnico podríamos resumir en:

· Garantía de terminación.

· Garantía de tarifa: En el caso de la legislación española y con el número de proyectos en construcción, es necesario aportar una garantía adicional.

· Garantía de diseño, ejecución y materiales: En esta se incluyen las que deben de dar los proveedores de los principales equipos: Espejos - reflectividad, turbina – potencia, etc.

· Garantía de funcionamiento.

Los bancos que actualmente están entrando en el mercado termosolar son principalmente:

· WestLB.

· BEI.

· Banco Santander.

· La Caixa.

· Banesto.

· BBVA.

· Caja Madrid.

· Banco Sabadell.

· KFW.

· Etc.

Actualmente la financiación, motivado por el momento financiero en que nos encontramos se firma en el momento en que el banco agente además de haber aprobado la operación ha


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sindicado la deuda con otros bancos. Esto supone tiempos de negociación y consecución mayor.

Contratistas llave en mano: La capacidad de ejecución de este tipo de instalaciones está limitada a unos pocos contratistas que puedan y estén dispuestos a asumir el volumen de garantías necesarias. Así, debido al temor a asumir garantías, los contratistas están dividiendo el riesgo durante la ejecución en forma de creación de UTEs y trasladando las garantías expresamente a los proveedores de equipos durante largos periodos de tiempo. La elección de un contratista u otro debería hacerse partiendo de la base que la puesta en marcha de las instalaciones no es sencilla y el periodo de operación transitorio hasta eliminar incidencias es largo, 2 años aproximadamente.

Como principales contratistas del mercado internacional podríamos mencionar entre otros:

· Abengoa.

· ACS-Cobra.

· Iberdrola / Iberinco.

· Sener.

· Acciona.

· FCC.

· Elecnor.

· Ferrostaal.

· Siemens.

· Etc.


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Figura 2. Principales agentes de mercado en la tecnología solar termoelectrica

3.2.8 Coste de Producción

En los últimos años la tecnología termosolar en España ha sufrido un importante impulso que ha provocado el giro hacia la explotación comercial de varios proyectos comerciales de esta tecnología. Este impulso se ha debido en gran parte a las experiencias previas en Estados Unidos y las inversiones en I+D realizadas sobre todo en la PSA de Almería y por algunas empresas privadas españolas.

Todas estas mejoras deberían llevar en un futuro próximo una bajada en los costes de producción y de operación de las plantas que se vería reflejado en un decremento del coste de generación de la electricidad. En la siguiente figura se muestra en un cuadro la situación de la tecnología termosolar en relación con los costes y su evolución prevista en el futuro.


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Figura 3: evolución del coste de generación de electricidad

3.2.9 Costes de Generación de Energía (LEC)

Según el CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas) podemos fijar un objetivo de reducción de costes hasta 6-8 c€/kWh en el año 2020 cuando haya instalada una potencia de 15 GW de termosolar en sus diferentes tecnologías. Estas previsiones no dejan de ser una mera estimación porque el precio de generación depende muchísimo de aspectos tales como:

· Costes de materia prima: coste del acero, coste de sales, de aceite, etc.

· Costes de equipos principales: turbina, tubos, espejos, etc.

· Coste de montaje: procedimientos, escalado, experiencia en el sector, etc.

· Coste de O&M: experiencia en el sector.

En el siguiente esquema se muestra los aspectos de una planta termosolar que afectan al LEC (coste de generación de la electricidad) separados por niveles hasta llegar a los componentes concretos en los que se puede y está investigando para reducir el coste total del LEC:


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Figura 4: impacto de diferentes niveles de parámetros en los LEC

Además de analizar las estimaciones de los LEC derivadas de varios proyectos de investigación, consideramos importante no quedarse en un mero análisis cuantitativo de los


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datos, sino llegar a comprender las áreas de investigación existentes y su potencial de mejora, que será en lo que se profundizará más adelante en este informe.

Los estudios de Sargent & Lundy y Sunlab estimaban una reducción significativa en los LEC para las tecnologías CCP (cilindro-parabólica) y de torre que se muestran a continuación:

Gráfico 3: evolución de los LEC (Sargent & Lundy y Sunlab)

Según otros informes, si se combinan las propuestas más prometedoras para reducir los costes en las distintas tecnologías, se pueden llegar a unas reducciones significativas en un periodo de tiempo relativamente breve (en el 2020). A continuación mostramos las previsiones pesimistas y optimistas de reducción de costes para las distintas tecnologías analizadas. Las previsiones más optimistas llevan a una reducción del 25-35% juntando las innovaciones técnicas con un escalado de hasta unos 50 MWe.

Gráfico 4: reducción de esperada de los costes relativos

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Ce

nts

po

r kW

h CCP (S&L)

Torre (S&L)

Torre (Sunlab)

Torre (Sunlab)


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Para alcanzar estas reducciones en el LEC (coste de la generación de la electricidad) hay que realizar inversiones en I+D en los distintos niveles que vimos anteriormente. En el siguiente gráfico se muestra un análisis de sensibilidad de estas inversiones suponen sobre el coste del LEC. Se ve que las inversiones en el campo solar son las que mayor repercusión tienen en este coste, el bloque de potencia y los costes de almacenamiento tienen una repercusión menor pero similar y los de menor impacto son los costes indirectos y el coste del terreno. Los datos ponen de manifiesto que sólo una reducción de los costes de los colectores solares (incluso si el coste podría ser reducido a la mitad, por ejemplo, por una producción en masa) no resultaría una reducción competitiva de los costes de generación de electricidad. El coste del bloque de potencia puede reducirse por un escalado a mayores tamaños, para reducir el coste específico de inversión. Sin embargo, en España, como ya se ha comentado anteriormente, la normativa actual limita el tamaño máximo de las plantas a 50 MW eléctricos, aunque este escalado si sería conveniente para otras ubicaciones. En el almacenamiento también es importante la innovación técnica para una reducción significante de los costes.

Gráfico 5: sensibilidad del LEC a los costes de inversión para CCP

Método de cálculo del LEC

El coste normalizado de la energía (Levelized Cost Of Energy, LCOE o LEC) o coste normalizado de producción de electricidad, es un indicador económico de gran utilidad a la hora de comparar opciones tecnológicas desde un punto de vista económico, ya que representa el coste de la energía englobando tanto los costes de inversión, financieros, impositivos y de operación de un sistema de generación a lo largo de la vida útil del mismo o de un determinado

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

40% 90% 140%

Cam

bio

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el c

ost

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ela

tivo

de

l LEC

Cambio relativo con la referencia

Sensibilidad a los costes de inversión

Campo Solar

Bloque de potencia

Costes almacenamiento

Costes indirectos

Coste terreno


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periodo. Este parámetro económico permite la intercomparación de diferentes sistemas y tecnologías de generación de electricidad, por lo que es de gran utilidad desde el punto de vista de los inversores. Además, el coste normalizado de la energía es, como su propio nombre indica, un indicador basado en el costede generación de la electricidad en €/kWh y, por tanto, no tiene en cuenta los beneficios asociados a proyectos comerciales, por lo que es útil para comparar tanto proyectos de generación centralizada como distribuida e, incluso, con el coste que supondría comprar la electricidad en lugar de generarla. Por esto mismo, dado que el LEC tiene en cuenta no sólo la inversión inicial, típicamente más alta en los proyectos de energías renovables, sino también los costes de operación y mantenimiento así como de combustible, es una herramienta muy adecuada para la comparación de proyectos renovables con proyectos convencionales, en los cuales el coste de combustible tiene gran repercusión. El coste normalizado de la energía se define, dado un periodo de tiempo determinado, como el valor en eurosactuales que asignado a cada unidad de energía producida por la central iguala los costes totales de la misma entodo el periodo estudiado, también en euros actuales.

En apartados posteriores se evalúa el coste de producción de electricidad (LEC) para distintas tecnologías. Este coste se realiza con las siguientes premisas:

· Localización: Sevilla, España 5.9 ° W, 37.2° N, 20 m sobre el nivel del mar.

· Coste del terreno: 2.000.000 €/km².

· DNI (Radiación Directa Perpendicular - Direct Normal Irradiation): 2014 kWh/m² año.

· Temperatura media: 19,5ºC, mínima: 4,1ºC y máxima: 41,4ºC.

· Condiciones de operación: operación libre de carga u operación híbrida al 100% de carga entre las 9:00 am y 11 pm todos los días, disponibilidad media del 96% para dar cuenta de las interrupciones forzadas y programadas resultando un factor de capacidad del 55%.

La fórmula empleada para el coste del LEC (Levelized Electricity Costs) es:

Siendo:

· · Kinsurance la tasa se seguro anual

· Kinvest la inversión total de la planta

· Kfuel los costes anuales de combustible

· Kd la tasa de interés de la deuda = 8%

· n el periodo de depreciación en años = 30 años

· KO&M los costes anuales de operación y mantenimiento

· Enet la electricidad anual neta


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3.2.10 Capacidad de introducción en el mercado

En función de los elementos de una planta termosolar, hemos desarrollado la siguiente tabla en la que evaluamos la capacidad de entrada de mercado evaluando el riesgo, la accesibilidad y el nivel de competencia. Esto se visualiza en la siguiente tabla:

CAPACIDAD DE ENTRADA EN EL MERCADO

Riesgo Accesibilidad Competencia

Promoción Medio Media Media

Estructura Bajo Media Alta

Espejos Medio Media Alta

Tubos Alto Baja Baja

Receptores (Torre) Medio Baja Baja

Turbina Alto Baja Alta

Equipos auxiliares Bajo Alta Alta

Almacenamiento Alto Alta Baja

Aceite Térmico Bajo Baja Baja

Contratista Llave en mano Alto Alta Media

Tabla 4. Capacidad de entrada en mercado según sector específico dentro de la tecnología termosolar

Esto mismo lo evaluamos en el siguiente gráfico, en donde cuanto más alto sea el total más grande es la capacidad para introducirse en el mercado.

Figura 5. Capacidad de entrada en mercado según sector específico dentro de la tecnología termosolar

Riesgo

Accesibilidad

Competencia

TOTAL


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3.3 Situación Internacional

La situación del mercado termosolar está enfocada actualmente al mercado español y estadounidense por diversos motivos: marco legal, disponibilidad solar, estado de desarrollo del mercado, etc. Estos mercados ya han arrancado y están en proceso de maduración.

Actualmente, aunque es difícil estimar y existen diversos escenarios, unos más optimistas que otros, parece razonable estimar una capacidad instalada de 30 GW a nivel mundial en 2020 con un ritmo de crecimiento exponencial hacia los escenarios 2030 y 2050.

A corto plazo, hasta 2015, parece claro que España continuará siendo el país con mayor potencia instalada, esperándose que, una vez se inicie el despegue en Estados Unidos, éste sea el país que contribuya con la mayor parte de la potencia estimada en 2020.

Los países del Norte de África y Oriente Medio podrían tomar el relevo si las condiciones regulatorias para la importación de energía en Europa y de capacidad de transmisión, con nuevas líneas de alto voltaje en continua, lo permitieran. Entonces, podría comenzar a hacerse realidad esa visión de generación en los desiertos para la próxima década, tanto para potenciar el desarrollo regional como para el consumo de electricidad de origen solar en las zonas industrializadas.

Aunque, hoy por hoy, España es prácticamente el único país en donde se está desarrollando un proceso a gran escala de implementación de centrales solares termoeléctricas, hay también ambiciosos planes de construcción en otros muchos países.

En Italia, las plantas termosolares existentes, realizan sus propios espejos. Destaca la presencia de la empresa Archimedes (actualmente con capital de Siemens) que cuenta con la colaboración de las empresas ENEA (Italian National Agency for New Technologies; Energy and the Environment) y ENEL. Recientemente la empresa Siemens ha comprado acciones en ella, por lo que es previsible su progresión en el mercado termosolar italiano.

En Turquía, se acaba de comenzar con la fase de promoción de los proyectos termosolares, por lo que dicho sector sólo está abierto a los grandes “players”, como por ejemplo la empresa OMV de Austria.


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Figura 6. Situación del mercado internacional de la tecnología termosolar

3.3.1 Estados Unidos

En los dos últimos años se ha observado un importante incremento del interés por estas tecnologías por parte de las compañías eléctricas y de los inversores. La extensión de la aplicación de las créditos fiscales hasta 2017, la ley de estímulo del sector, las subvenciones para plantas que comiencen su construcción en 2020 y la obligación de ciertos porcentajes en la estructura de generación de las compañías eléctricas están haciendo crecer el número de contratos de adquisición de energía, , y que alcanzan en la actualidad un volumen de unos 9.000 MW que podrían estar operativos en 2014. No obstante, las dificultades para alcanzar los cierres financieros de los proyectos están retrasando el comienzo de la construcción de las nuevas centrales.

A diferencia de la situación en España, en Estados unidos el número de proyectos de plantas canal parabólicas está prácticamente equilibrado con el de plantas de torre y campo de helióstatos, con una importante presencia de los sistemas de disco parabólico. Desde el punto de vista geográfico también se está observando un reparto más equilibrado, aunque siempre centrado en los estados del suroeste, ya que inicialmente la mayoría tenían prevista su instalación en California, mientras que en estos momentos Nevada y Arizona presentan una contribución significativa.

3.3.2 Oriente Medio y Norte de Africa

La segunda gran área geográfica que está despertando fuertes expectativas es la correspondiente a los países de Oriente Medio y del Norte de África (área conocida en inglés por las siglas MENA). El gran impulsor de estas expectativas ha sido el Plan Solar Mediterráneo aprobado a mediados de 2008 por los 42 jefes de gobierno de los países que conforman la Unión por el Mediterráneo.

Con formato: Fuente:(Predeterminado) Times New Roman,12 pto


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Dicho plan prevé la creación de la creación de una red de transporte adecuada, pueda suministrar una energía limpia y abundante a Europa que podría llegar a representar el 15% de las necesidades de suministro. La mayoría de la generación eléctrica sería por medio de centrales solares y sobre todo, centrales termosolares de tecnología CCP. Los planes actuales son que la generación pueda llegar a los 20 GW en 2020 y a los 100 GW en 2050. Una parte significativa de esa electricidad sería exportada a Europa, mientras que otra sería consumida en dichos países, contribuyendo a su desarrollo industrial tanto por el reforzamiento de redes y la disponibilidad de la electricidad como por el tejido industrial y empleo local que se generaría. La exportación de la electricidad se realizaría a través de cables submarinos de alta tensión en corriente continua, al amparo de la Directiva de Energías Renovables publicada en el Diario Oficial de la Unión Europea, el 5 de junio de 2009, que permite que los países puedan contabilizar a efectos del cumplimiento de sus propios objetivos dicha electricidad importada. En estos momentos sólo existe una conexión operativa con África a través de los cables en alterna por el estrecho de Gibraltar, cuya capacidad es de 700 MW, y otra conexión de menor capacidad entre Turquía y Grecia por el estrecho del Bósforo.

Para hacer posible esta visión hace falta , que se pongan en operación los mecanismos de flexibilidad establecidos en la Directiva Europea con una transposición armonizada de dicha directiva al ordenamiento jurídico de los Estados Miembros. También, haría falta uno o varios agentes que funcionasen como compradores en firme de la energía a los promotores de las plantas y que luego se colocase a un precio suficiente en los sistemas eléctricos de aquellos países que decidan hacer uso de este mecanismo para cumplir sus objetivos vinculantes en 2020. Así, , desde la red TREC (Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation se ha constituido la Fundación Desertec, en la que participan empresas e instituciones europeas y norteafricanas. Independientemente de estas iniciativas europeas para la región MENA, varios de esos países, como Marruecos, Túnez, Argelia, Egipto y otros países de Oriente Medio, han anunciado compromisos de porcentajes de energías renovables en su estructura energética para 2020 con programas nacionales que podrían ser apoyados por el Banco Mundial y resultar finalmente encajados en el marco de actuación del Plan Solar Mediterráneo.

En estos momentos se encuentra ya en operación la primera central mixta termosolar y ciclo combinado en Marruecos y están a punto de terminarse otras en Argelia y en Egipto. En los tres casos un campo solar de unos 20 MW de potencia eléctrica equivalente actuará como ahorrador de gas natural en plantas de ciclo combinado convencionales de mucho mayor tamaño.

En los Emiratos Árabes se están planteando también la instalación de centrales solares. En concreto en Abu Dhabi se espera alcanzar 1500 MW en 2020 y han sacado a concurso la primera planta termosolar de 100 MW.

3.3.3 India, China y Australia

India es un país con un déficit actual de 20 000 MW de potencia instalada y con elevadas tasas de crecimiento económico además de un fuerte crecimiento demográfico, por lo que el


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incremento en la demanda constituye un problema de primera magnitud para poder consolidar dicha evolución económica. La nueva capacidad que se estima necesaria está en torno a los 400.000 MW en 2020. El recurso solar es, en algunas zonas, mejor que en el sur de España. El gobierno federal está impulsando un programa conocido como Solar Mission de apoyo a la generación eléctrica con energía solar y varios estados, Gujarat, Andhra y Rajasthan, han anunciado ya su apoyo en tarifa a las centrales solares termoeléctricas China está también impulsando el desarrollo de estas tecnologías con una importante actividad en sus diferentes centros oficiales de investigación. Su objetivo principal es disponer de capacidad propia de fabricación de los componentes específicos de los campos solares. Ya ha entrado en producción una fábrica de tubos absorbedores para captadores de canal parabólico con prestaciones y diseño muy similares a la de los tubos que se están instalando en las plantas españolas. Aunque están más volcados en el desarrollo de capacidades propias, también, están estudiando proyectos de construcción de plantas en diferentes regiones que totalizan 1 100 MW. Australia es un país en el que sus autoridades han adoptado un fuerte compromiso de reducción de emisiones, ya que son en estos momentos muy superiores, per cápita, a la media de los países industrializados. Como consecuencia de ello, han decidido dar un fuerte impulso a la implantación de centrales solares tanto termoeléctricas como fotovoltaicas. El Gobierno ha lanzado ya una primera convocatoria para la construcción de 200 MW termosolares cuyo concurso se espera que quede resuelto a finales de 2010. El objetivo del programa es construir 1.000 MW a corto plazo, mientras que a largo plazo se espera alcanzar un 25% de generación eléctrica de origen solar en 2050.

3 Situación actual de la Tecnología Termosolar. 3.1...

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