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Timestamp: 2020-02-26 18:21:17+00:00

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1.1 CALIDAD TERMODINÁMICA DE LA RADIACIÓN SOLAR
1.2 CONCENTRACIÓN Y CONVERSIÓN TÉRMICA DE LA RADIACIÓN SOLAR
1.3 SITUACIÓN GEOGRÁFICA DONDE SE PUEDEN DESARROLLAR DICHAS TECNOLOGÍAS
2.1 ENERGIA SOLAR PASIVA
2.2 ENERGIA SOLAR ACTIVA
2.2.1 ENERGIA SOLAR ACTIVA A BAJA TEMPERATURA
2.2.2 ENERGIA SOLAR DE MEDIA TEMPERATURA
2.2.3 ENERGIA SOLAR DE ALTA TEMPERATURA
3. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
3.1 COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS
3.2 DISCOS PARABÓLICOS (STIRLING)
3.2.1 MOTIVACIONES
3.2.2 EL PRINCIPIO DEL SISTEMA STIRLING
3.2.3 CONCENTRADORES
3.2.4 EL MOTOR RECEPTOR STIRLING
3.2.5 LA HISTORIA DE LOS CONCENTRADORES PARABÓLICOS STIRLING
3.3 CENTRALES DE TORRE
3.3.2 FUNCIONAMIENTO
3.3.3 APLICACIONES
3.3.4 VENTAJAS
3.3.5 DESVENTAJAS
3.3.6 DESARROLLOS TECNOLÓGICOS
3.3.7 PROYECTOS ACTUALES
3.3.8 ESQUEMA DE UNA CENTRAL DE TORRE
3.4 CONCENTRADOR LINEAL TIPO FRESNEL (CLFR)
3.4.3 HISTORIA
4. ENTORNO DE I+D
4.1 ACTIVIDADES DE 1+D EN TECNOLOGÍA DE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS
4.2 DESARROLO TECNOLÓGICO EN SISTEMAS DE RECPETOR CENTRAL
5. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
5.2 BENEFICIOS MEDIOAMBIENTALES
5.3 INCONVENIENTES
6.1 INSTALACIONES PEQUEÑAS PARA VIVIENDAS
6.2 INSTALACIONES MEDIANAS Y GRANDES
6.3 IMPLANTACIÓN DE LAS CET
6.4 MEDIDAS E INCENTIVOS
6.5 PREVISIONES DE MERCADO
8.1. CENTRALES TÉRMICAS SOLARES
8.2. EL CAMBIO ENERGÉTICO
8.3. LA ERA SOLAR PODRÍA COMENZAR YA MAÑANA
8.4 PERSPECTIVAS DE FUTURO
8.5 COMPARACIÓN DE LAS TRES TECONLOGÍAS
La actividad humana en general y más particularmente en su aspecto energético está presidida por la actuación pasada o presente del sol. De ahí, que su aprovechamiento en distintas áreas de la vida sea un hecho, tanto sea en agricultura, industra o en otras facetas de la vida. Partiendo de esta base, en los últimos años, se ha tomado conciencia de ello y se están probando nuevas tecnologías que optimicen dicho aprovechamiento.
La energía solar tiene ventajas como:
Pero no todo son ventajas, por citar algunos problemas:
Se produce de forma semialeatoria estando sometida a ciclos día-noche y estaciones invierno-verano.
Llega a la tierra de forma dispersa.
No se puede almacenar de forma directa, siendo necesario realizar una transformación energética.
Dentro de la energía solar hay diferentes tipos, estarían la fotovoltaíca y la termoeléctrica. Nosotros analizaremos la termoeléctrica. En el siguiente diagrama se muestra esquematizado lo que serían los diferentes tipos de energía solar termoeléctrica.
El efecto térmico producido en la energía solar hace posible que lo utilicemos mediante diferentes dispositivos artificiales para concentrarlo y hacerlo más intenso, transfiriéndolo a los fluidos que nos interesen.
La energía solar al ser interceptada por una superficie absorbente se degrada, apareciendo el efecto térmico. Esto se puede conseguir sin utilizar medios mecánicos, de forma pasiva, o con medios mecánicos de forma activa. La activa se divide en baja, media y alta temperatura según el tipo de seguimiento y que la captación sea directa, de bajo índice de concentración o de alto índice de concentración respectivamente.
Las Centrales Solares Termoeléctricas (CET) son sin duda una de las tecnologías energéticas renovables que pueden hacer un aporte considerable de electricidad no contaminante en el medio plazo. La tecnología solar termoeléctrica consiste en el empleo de la radiación solar incidente sobre la superficie terrestre para el calentamiento de un fluido que se hace pasar posteriormente por una etapa de turbina, bien directamente, en las configuraciones sólo-primario, o a través de un sistema de intercambio térmico con otro fluido que circula por la turbina en la configuración conocida primario-secundario. Tras la etapa compuesta por los equipos propiamente solares, concentrador óptico y receptor solar, este esquema tiene muchas similitudes con las tecnologías termoeléctricas convencionales basadas en la conversión mecánica del calor, para después lograr la generación eléctrica, en un alternador a partir de un movimiento mecánico rotativo.
El sistema suele tener un sistema de almacenamiento térmico y apoyo fósil discrecional, que eventualmente suelen ser utilizadas para desacoplar la irradiancia y la potencia producida, en el caso de que el perfil de demanda discrepe del aporte solar.
La radiación solar posee una elevada calidad termodinámica al ser el resultado de procesos que tienen lugar en la superficie del Sol a una temperatura equivalente de cuerpo negro visto desde la Tierra de 5.777K. En las aplicaciones solares que utilizan la potencia incidente de la irradiancia solar para su conversión a trabajo útil, como es el caso de las CET, resulta fundamental la medida de la calidad de esa energía incidente. Esta energía se expresa en términos de exergía, magnitud que se utiliza para designar la parte de la energía que puede convertirse en trabajo mecánico en un proceso perfectamente reversible. Si se designa como Gs la radiación solar incidente y como W* el trabajo máximo que puede obtenerse (en condiciones de reversivilidad perfecta), se puede definir un rendimiento energético, n*.
n*= W*/ Gs = ""0 W d / "0" G d = 1 - Ta / Ts
n*=1 - 4Ta /3Ts (1 - 0,28logf)
Todo se basa en análisis teóricos propuestos por Planck después de analizar cilindros y pistones radiadores perfectos. El factor de Carnot asociado a las temperaturas de cuerpo negro (Ts) y ambiente (Ta), son el límite energético de la energía radiante. Si particularizamos la ecuación de Planck para un caso real, cuando la temperatura de ambiente sea de 300 K y el Sol como radiador, se encuentre a 5.777K, el factor de Carnot coge un valor de 0,948.
Otras ecuaciones han sido propuestas para tener en cuenta la distribución espectral de la radiación solar y, de esta manera, han evaluado el potencial energético asociado a cada diferencial de longitud de onda, resultando de mayor calidad las ondas más cortas. Es el caso de la segunda ecuación. Si se tiene en cuenta además, que el receptor también emite radiación, el factor coge el valor de 0,93. También, se puede tener en cuenta el factor de dilución de la radiación solar tal y como llega a un receptor solar.
El factor de dilución solar “f” expresa la relación de mezcla entre la radiación solar que procede directamente de la superficie del Sol y la de albedo. Dado que la temperatura Ts es mucho mayor que la del ambiente, la mezcla puede contemplarse como la dilución de radiación “caliente” procedente del Sol, con radiación “fría” del ambiente, de calidades termodinámicas diferentes.
Con la nueva aproximación el rendimiento energético puede bajar hasta valores de 0,55 para factores de dilución f muy reducidos (10-10). El valor de f viene deerminado por la geometría del sistema Sol-Tierra y el tamaño del Sol. Se demuestra así que existe una clara relación entre el factor de dilución y la concentración óptica de la radiación solar incidente como se muestra con la siguiente ecuación:
f= C / (46.200).n2.sen2
n es el índice de refracción del material y el ángulo  es el formado por los dos rayos más divergentes del haz de irradiancia incidente.
Aunque la radiación solar es una fuente térmica de elevada temperatura y elevada exergía en origen, la utilización de la misma en las condiciones del flujo que llega a la superficie terrestre destruye prácticamente todo su potencial de convertirse en trabajo, por la drástica reducción de la temperatura disponible en el fluido. Por esto en las CET, se usan sistemas de concentración óptica, que permiten lograr mayores densidades de flujo y con ello temperaturas más elevadas.
El rendimiento del sistema viene marcado por diferentes factores como el balance de pérdidas radiativas y convectivas en el receptor solar, la absorvancia, trasmitancia, la emitancia del del absorbedor, C el factor de concentración y G la irradiancia.
Todo ello se muestra en una ecuación, si se convoluciona con la expresión del rendimiento ideal de Carnot encontramos que la eficiencia del sistema depende de la temperatura del receptor y de la relación de la concentración. Para cada concentración existirá una temperatura óptima y a su vez la temperatura óptima aumentará con la concentración. Existe por ello una clara conexión entre la concentración alcanzada y la eficiencia teórica del sistema.
La concentración de factor C tiene el inconveniente de rechazar incidentalmente la radiación solar difusa que no tiene una dirección preferente, además, requiere costosos equipos ópticos y mecánicos. Por ello se plantean límites prácticos a los máximos teóricos alcanzables. A esto se le añade la limitación de que el Sol no es una fuente luminosa puntual y que en base al ángulo sólido cambia la concentración.
En el diseño de un concentrador solar se presta atención no sólo al tamaño del Sol, sino también a su forma o Sunshape. La dispersión y la absorción en la fotosfera solar modifican la distribución uniforme de la irradiancia esperada en un radiador de cuerpo negro, por lo que la distribución uniforme se reemplaza frecuentemente por una distribución de “periferia oscurecida”, más realista. A esto se le añaden otros efectos como errores de curvatura y de ondulación de la superficie reflectante, la aberración en la imagen por interceptación del rayo reflejado y errores del mecanismo del seguimiento solar. Se aproximan los efectos de los errores aleatorios en el concentrador añadiendo la desviación estándar en cuadratura, así se obtiene la función de distribución resultante. La consecuencia de la convolución de todos los errores hace que el concentrador parabólico ideal con foco puntual pase a ser una imagen de perfil Gaussiano.
Aunque el aprovechamiento de energía eléctrica y térmica producido por energías renovables va creciendo en todo el mundo, muchos de los países que se benefician de índices elevados de radiación solar directa se encuentran muy lejos de aprovechar este tipo de energía de una manera efectiva. Las centrales solares termoeléctricas pueden hacer uso intensivo de la energía solar en estos casos.
Las centrales solares termoeléctricas concentran la luz solar incidente con la ayuda de colectores utilizando el componente directo de la radiación solar. Para su explotación comercial son necesarios unos niveles de irradiación solar de 1900kWh por m2 y año.
Los lugares apropiados para el desarrollo de plantas solares termoeléctricas son aquellas regiones situadas en el llamado “cinturón solar”, es decir, la zona que se encuentra comprendida entre los 35º de latitud norte y 35º de latitud sur. En esta área se encuentran los países de la Península Arábica, el norte y el sur de África, algunas zonas de la India, Australia, Sudamérica, Centroamérica y Norteamérica.
En Europa, los lugares con mejores condiciones se encuentran en España, Italia, Grecia y en algunas islas del Mediterráneo.
En estas regiones, las centrales solares termoeléctricas representan una opción tecnológica importante para el abastecimiento de energía eléctrica. Estas instalaciones representan una solución respetuosa con el medio ambiente y la climatología. Teóricamente, un uno por ciento de la superficie del Sahara es suficiente para cubrir toda la demanda eléctrica del planeta.
En las regiones del norte de África y de Oriente Próximo la demanda de electricidad casi se triplicará para el año 2050. La energía solar térmica representa en estos países, una excelente alternativa para la producción de energía eléctrica. El DLR (Centro Aerospacial Alemán) recomienda en su estudio “Plantas de energía solar termoeléctricas para la zona mediterránea”, la generación de electricidad por medio de este tipo de instalaciones, por ser la solución más económica a medio plazo.
De la enorme cantidad de energía que emite el sol, una parte llega a la atmósfera en forma de radiación solar. De ella, un tercio es enviado de nuevo al espacio a consecuencia de los procesos de refracción y reflexión que tienen lugar en la atmósfera de la tierra. De los dos tercios restantes, una parte es absorbida por las distintas capas atmosféricas que rodean a la tierra. El resto llega definitivamente a la tierra por dos vías: directamente, es decir, incidiendo sobre, los objetos iluminados por el sol; e indirectamente, como reflejo de la radiación solar que es absorbida por el polvo y aire. La primera recibe el nombre de radiación directa y a la segunda se le llama radiación difusa. También se le puede denominar energía solar activa a la radiación directa y energía solar pasiva a la radiación difusa.
La energía solar pasiva es una forma de aprovechamiento captando la energía solar, la almacena y la distribuye de forma natural, sin mediación de elementos mecánicos. Este tipo de energía busca la obtención de dicho confort mediante la optima disposición de una serie de elementos arquitectónicos, aprovechando al máximo la energía solar recibida y las posibilidades de ventilación natural. Sus principios están basados en las características y disposición de los materiales empleados en la construcción. Una de las grandes ventajas que tienen los sistemas pasivos, frente a los activos es su gran durabilidad ya que solo depende de la vida análoga del edificio.
Los elemenentos básicos utilizados por la arquitectura pasiva son:
Acristalamientos: captan la energía solar reteniendo el efecto por efecto invernadero.
Masa térmica: almacenar energía.
Reflectores: incrementan la radiación en invierno y la descienden en verano.
Como combinación de todos estos elementos básicos, se obtienen los diversos sistemas de utilización. Estos son los siguientes:
Sistemas de ganancia indirecta:
Estos sistemas son los muros y techos de almacenamiento en función de la situación de la masa térmica. Se denominan de aporte indirecto ya que a radiación incide en primer lugar en la masa térmica situada entre el sol y el espacio habitable.
Sistemas de ganancia mixta:
Este es una combinación de la ganancia directa e indirecta y puede estar formado por un invernadero acristalado convenientemente y orientado ala sur y por una pared con una gran masa térmica entre el invernadero y la vivienda.
Sistemas de ganancias aisladas:
Estos utilizan una superficie de absorción no integrada propiamente en la vivienda para captar la radiación y conducirla mediante convección natural por aire o agua hasta el interior de la vivienda.
Sistemas de ganancia directa:
Estos sistemas convenientemente orientados permiten que la radiación solar penetre directamente en el espacio a calentar.
Se puede apreciar mediante esta representación todo lo anterior explicado.
ENERGIA SOLAR ACTIVA A BAJA TEMPERATURA
Estos sistemas se caracterizan por emplear como elemento receptor de energía el colector o panel solar plano y son utilizados principalmente como calentadores de agua para el uso sanitario. Es el sistema activo más simple. Es conveniente disponer de sistemas solares de apoyo de algún sistema convencional de producción de energía para así garantizar que el suministro energético es el adecuado, ya que puede que la radiación solar pueda no ser suficiente en algún momento puntual para hacer una cobertura de las necesidades energéticas.
Las instalaciones de baja temperatura requieren el acompañamiento de tres subsistemas principales:
Subsistema colector:
La finalidad de éste es la captación de energía solar. Carecen de cualquier tipo de concentración de la energía incidente; captan tanto radiación directa como la difusa. No tienen ningún dispositivo que haga que el colector gire en la dirección del sol.
Componentes de un colector plano:
Elemento transparente a la radiación solar y opaca a la radiación de onda larga que emite el absorbedor, produciendo así el efecto invernadero en el interior del captador por lo que aumenta considerablemente el rendimiento del mismo. La cubierta también sirve para reducir las pérdidas por conducción y convección. Algunos captadores llevan varias cubiertas transparentes que reducen aún más las pérdidas pero aumentan considerablemente el coste del equipo.
Absorbedor:
Es el elemento donde se produce la transformación de la energía que llega por radiación en energía térmica que absorbe el fluido-calo-portador. Generalmente está constituido por unos tubos o dos placas conformadas de metal o un material plástico que se encuentran expuestos a la radiación solar y por cuyo interior pasa el fluido de trabajo. Atendiendo al tipo de tratamiento, los absorbedores pueden ser presentados con pinturas negras especiales o con tratamiento selectivo absorbente.
Para reducir las pérdidas térmicas del captador es conveniente aislar las zonas no expuestas la mayor parte del día a la radiación solar, estas son los laterales y la parte posterior del captador solar. Un buen aislamiento térmico en esta zonas contribuye a disminuir el factor de pérdidas térmicas del captador aumentando consiguientemente su rendimiento.
Junta de cubierta:
Es un elemento de material elástico cuya función es asegurar la estanqueidad de la unión entre cubierta y carcasa. Servirá a su vez para absorber las diferencias en las dilataciones entre la carcasa y la cubierta, para que no se produzca rotura en ningún elemento del captador.
Es el elemento que sirve para conformar el captador, fijando la cubierta. Contiene y protege a los restantes componentes del captador y soporta los anclajes. Habrá que prestar especial atención a los temas de corrosión y deterioro debido a la radiación solar.
Tiene como objetivo adaptar en el tiempo la disponibilidad de energía y la demanda, acumulándola cuando está disponible, para poderla ofrecer en cualquier momento en que se solicite. Tanto la energía que se recibe del sol como la demanda de agua caliente son magnitudes que dependen del tiempo y no siempre los requerimientos de ésta se producirán cuando se dispone de suficiente radiación. Por ello, si se quiere aprovechar al máximo las horas de sol, será necesario acumular la energía en aquellos momentos del día en que sea posible y utilizarla cuando se produzca una gran demanda.
Lo más habitual es almacenar la energía en forma de calor sensible por medio del agua que se pasará a consumo con posterioridad.
Subsistema de distribución o consumo:
Su finalidad es trasladar a los puntos de consumo el agua caliente producida.
El funcionamiento de los tres subsistemas esta condicionado por la meteorología. El circuito primario esta compuesto por los colectores solares donde se produce el calentamiento del agua, y la bomba de impulsión. El calor ganado por el agua a través de los colectores lo cede en el intercambiador térmico al circuito secundario. El depósito almacena el agua caliente en este circuito secundario. Como elemento independiente del depósito de acumulación además de la bomba del circuito secundario, se encuentra la fuente energética auxiliar, que entra en funcionamiento cuando la temperatura del agua de salida del acumulador es inferior a los requerimientos de la demanda.
Esto se puede observar a partir del siguiente gráfico.
La energía solar activa a baja temperatura tiene numerosas aplicaciones, pero se viene utilizando normalmente para la producción de agua caliente sanitaria (ACS) en el sector residencial y servicios. También están generalizadas las instalaciones para el calentamiento de piscinas. Además existen otras posibles aplicaciones pero hasta ahora el efectuar una instalación solar para estos usos se puede considerar como excepcional. Dichas aplicaciones son:
Calefacción en sector doméstico o servicios:
La utilización de la energía solar para calefacción tiene en primer término el inconveniente de que las épocas de demanda de este servicio coinciden con las de menor radiación solar.
Precalentamiento de fluidos
Para el caso en el que se genera agua caliente sanitaria, las instalaciones se pueden clasificar en:
El agua que se usa para los colectores es usada directamente para consumo. No dispone de intercambiador y su uso esta condicionado fundamentalmente por la calidad del agua y el tipo de colector. En cualquier caso es conveniente que se incorpore un equipo de tratamiento de agua.
Para el calentamiento de piscinas, según la normativa actual las energías convencionales no pueden utilizarse para el calentamiento de piscinas, salvo que sea para un uso terapéutico o sean piscinas publicas cubiertas. Al no quedar la energía solar afectada por dicha normativa puede ser usada para cualquier tipo de piscina, particular o publica, cubierta o descubierta.
ENERGIA SOLAR DE MEDIA TEMPERATURA
La tecnología de media temperatura va destinada a aquellas aplicaciones que requieren temperaturas elevadas. A partir de 80º C los colectores planos convencionales presentan un rendimiento prácticamente nulo y cuando se pretende generar vapor entre 100º C y 250º C debe acudirse a otro tipo de elemento de captación. Esta rama de la energía solar va encaminadas al fomento del uso de la energía solar para aplicaciones que demanden energía térmica, es decir, calor dentro del rango de 125º C y 400º C. Para alcanzar mayores temperaturas resulta imprescindible concentrar la radiación solar.
Los diferentes elementos de captación son los siguientes:
Colectores de vació:
Como solución intermedia entre los colectores planos y los de media temperatura, existen los colectores de vació que permiten alcanzar temperaturas de hasta 120º C. Suelen emplear una superficie de captación formada por una serie de tubos con aletas, recubiertos de una superficie selectiva y circulando el fluido-calor-portador en su interior. (ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA).
Colectores de concentración:
Para alcanzar mayores temperaturas resulta necesario concentrar la radiación solar. Existen procedimientos ópticos con dispositivos de lentes, pero son enormemente costosos. Los concentradores mas desarrollados en la actualidad son los de reflexión mediante espejos y que para este rango de temperatura corresponde a concentradores lineales con superficie reflexiva cilindro-parabólica.
Básicamente, el colector consiste en un espejo cilindro-parabólico que refleja toda la radiación solar recibida sobre un tubo de vidrio dispuesto a lo largo de la línea focal del espejo, en cuyo interior se encuentra la superficie absorbente en contacto con el fluido-calor-portador. Esta disposición del absorbedor y el fluido-calor-portador tiene como objetivo reducir las pérdidas por convección.
Para aplicaciones que requieren temperaturas superiores a 250º C, es preciso recurrir a tecnologías de alta temperatura. Se precisa una mayor concentración de la radiación solar y por tanto realizar un seguimiento en dos ejes para hacerla incidir en todo momento, concentrada mediante reflexión sobre el área reducida, en donde se encuentra el receptor. Este proceso permite conseguir temperaturas muy elevadas que pueden ser incluso superiores a 2000º C. Principalmente esta energía conseguida se destinada para un uso eléctrico. El calor captado en el absorbedor es cedido a un fluido que suele ser vapor de agua a presión o sodio fundido. Este fluido primario caliente se hace pasar por un sistema de almacenamiento, para luego ser utilizado como medio de calefacción de un sistema de generación de vapor.
Se suelen emplear dos sistemas de concentración:
Paraboloides:
Constituidas por espejos parabólicos de revolución en cuyo foco se dispone el receptor solar en el que se calienta el fluido.
Centrales de torre:
Están formadas por un campo de espejos orientados hacia el sol que reflejan la radiación sobre una caldera independiente y situada en lo alto de una torre central. Todos los rayos del sol van a parar al mismo punto que se encuentra en la torre.
Los colectores cilindro parabólicos son captadores solares de concentración con foco lineal que convierten la radiación solar directa en energía térmica y resultan idóneos para trabajar dentro del rango de temperaturas 125º C - 400º C. Gracias a la concentración de la radiación solar directa se consigue de forma eficiente elevar la temperatura del fluido de trabajo hasta valores del orden de 425º C, pudiendo alimentar procesos industriales dentro del rango de media temperatura por lo que estos colectores son perfectos para una gran diversidad de procesos industriales.
Un colector cilindro parabólico está compuesto, por un espejo cilindro parabólico que refleja la radiación solar directa concentrándola sobre un tubo receptor colocado en la línea focal de la parábola. Esta radiación concentrada provoca que el fluido que circula por el interior del tubo se caliente, transformando así la radiación solar en energía térmica en forma de calor sensible del fluido. Este fluido es calentado hasta aproximadamente 400º C y bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado que alimenta una turbina convencional que genera electricidad.
Para que en todo momento la radiación solar incida sobre el absorbedor, es necesario un dispositivo de seguimiento de la posición del sol, que presenta una cierta complicación técnica y suele consistir de un servomotor accionado por un sensor solar que hace girar los espejos mirando siempre hacia el sol, para así aumentar su rendimiento o aumentar también la capacidad que tiene el dispositivo de generar electricidad. Los colectores se conectan en serie y en paralelo para poder conseguir temperaturas elevadas y una pérdida de carga no muy grande y aceptable.
El tipo de fluido que se utilizan en los colectores cilindros parabólicos depende de la temperatura a la que se desee calentar. Si las temperaturas son moderadas, es decir, menores que 200º C, se puede utilizar agua desmineralizada o etilen glicol como fluidos de trabajo. En cambio, se utilizan aceites sintéticos en aquellas aplicaciones donde se vayan a utilizar temperaturas elevadas, aproximadamente entre 200º C y 450º C.
Los colectores cilindro parabólicos son los que cuentan con mas experiencia comercial ya que son los que mas se utilizan. Se está investigando en otros dispositivos absorbedores de radiación solar, además de innovar también en este tipo de colectores para así hacerlos con un mayor rendimiento.
Por ejemplo: se esta desarrollando e implantando unos componentes mejores. También se esta intentando imponer en los cilindro parabólicos una tecnología de generación directa de vapor con el fin de eliminar el aceite térmico, que actualmente se utiliza como medio de transferencia de calor. El objetivo de este desarrollo es reducir un 26% el coste de la electricidad producida con centrales eléctricas termo solares que usan colectores cilindro parabólico.
Uno de los puntos en los que se esta innovando es el referido a la generación directa de electricidad por medio de vapor a alta presión y temperatura. Esta es una opción muy interesante para abaratar el coste de la energía térmica ya que permite prescindir no sólo del aceite térmico y sino también del intercambiador de calor aceite/agua. No sólo se puede utilizar la energía conseguida para un proceso concreto sino que también se puede ser aplicada en cualquier otro proceso industrial en el rango de temperaturas de 125º C a 400º C.
El siguiente diagrama muestra claramente la simplificación que se da al utilizar vapor. Esta mayor simplicidad conduce a una menor inversión inicial y a un mayor rendimiento global de la planta, ya que se eliminan costosos equipos. El primer diagrama está referido al sistema tradicional usando aceite en los colectores solares y en segundo término aparece el nuevo sistema con las simplificaciones dichas.
Como ya se ha comentado hay que tener en cuenta el sol, ya que los colectores deberán de estar siguiéndole continuamente. Una orientación norte - sur implica un poco más de energía al año que una este - oeste, pero el potencial en invierno es menor en latitudes medianas. En cambio, una orientación este - oeste da un producto más constante durante el año.
Este tipo de colectores tiene el inconveniente de que sólo funciona cuando le llega radiación solar directa, es decir, que viene directamente del sol. No lleva acabo su función cuando la radiación es difusa (radiación reflejo que es absorbida por los elementos). Por ello, estos equipos no se pueden utilizar en aquellas zonas donde, aunque la cantidad de radiación solar es aceptable, son relativamente nubosas. Solo resultan sistemas fiables en zonas auténticamente soleadas.
Las perspectivas de coste de este tipo de tecnología son mayores que las de las centrales de torre o los paraboloides debido a la baja concentración solar. No obstante, con la experiencia en la operación de estas plantas, las continuas mejoras tecnológicas y las reducciones de coste en mantenimiento, esta tecnología es la menos costosa a un corto plazo. Estas centrales presentan un grado alto de rentabilidad. Esto se debe a que: los acumuladores suministran una electricidad fiable durante las 24 horas del día, además de que la turbina también lo hace ampliando así el rendimiento en cualquier proceso industrial.
También es posible la construcción de centrales térmicas híbridas que tienen las siguientes ventajas: mejor aprovechamiento de las turbinas y una tarifa eléctrica más barata. Estas centrales híbridas permiten mejorar la competitividad frente a las centrales térmicas convencionales.
También es posible la construcción de centrales térmicas híbridas, puesto que los campos solares inyectan la energía calorífica a un sistema de central térmica convencional a base de una turbina de vapor, se pueden integrar sin problemas. Por ejemplo, en unas centrales térmicas de ciclo combinado alimentadas con un gas natural y relativamente limpias. Se pueden adaptar las centrales térmicas de vapor convencionales ya existentes con campos solares de concentradores cilindros parabólicos. La técnica híbrida tiene las siguientes ventajas.
Un mejor aprovechamiento de las turbinas y con ello un mejoramiento en el funcionamiento de la central térmica en su conjunto.
Una tarifa eléctrica más baja
Para la oferta de radiaciones solares ocasionalmente fluctuante, un almacenamiento intermedio de menor coste en comparación con la técnica de acumuladores de sal fundida mediante un ciclo alimentado con combustible fósil.
La técnica híbrida permite claramente la competitividad frente a las centrales térmicas convencionales
La PLATAFORMA SOLAR DE ALMERÍA (PSA), perteneciente al Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), es el mayor centro de investigación, desarrollo y ensayos de Europa dedicado a las tecnologías solares de concentración. La PSA desarrolla sus actividades integradas como una línea de I+D dentro de la estructura del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT.
Contribuir al establecimiento de un esquema de suministro energético mundial limpio y sostenible.
Contribuir a la conservación de los recursos energéticos de Europa y a la protección de su clima y medio ambiente.
Promover la introducción en el mercado de las tecnologías termo solares y las derivadas de los procesos de química solar.
Reforzar la cooperación entre el sector empresarial y las instituciones científicas.
Potenciar innovaciones tecnológicas.
Promover la cooperación tecnológica Norte - Sur, especialmente en el Área Mediterránea.
Apoyar a la industria en la identificación de oportunidades de mercado relacionadas con las tecnologías termo solar.
En el futuro, las centrales termosolares desempeñarán un papel importante en el suministro de energía. Mientras que los sistemas Dish-Stirling están indicados sobre todo para sistemas aislados en la clase de potencia de varias decenas de kW, las centrales de colectores cilindros parabólicos, con unidades de 50 a 200 MW son, ya en la actualidad, muy competitivas para el suministro de cargas de pico en redes eléctricas. Para reducir los costes de las centrales termosolares y, de este modo, desarrollar el mercado del suministro básico, la entidad internacional «Global Market Initiative for Concentrating Solar Power» (GMI) prevé hasta el 2015, el aumento de la capacidad de las centrales termosolares hasta 5.000 megavatios.
En España ya están en marcha los preparativos para la primera central de colectores cilindros parabólicos, que se conectará a la red a comienzos de 2007. Tanto el desarrollo del proyecto como los servicios de ingeniería y el suministro de los componentes, así como la financiación proporcional del proyecto, corren a cargo de empresas alemanas.
Se están planeando otros proyectos de centrales eléctricas en Nevada (USA), India y Marruecos. En estas instalaciones se empleará la tecnología punta de las empresas alemanas. Los expertos estiman que a partir de 2015 se producirá un aumento en la construcción de 4.500 MW de potencia anuales.
En la utilización de la energía solar, las centrales termosolares son una opción muy prometedora. En conexión con un acumulador de calor, las centrales termosolares se pueden utilizar ininterrumpidamente. También se puede optar por una explotación híbrida, en conexión con soportes de energía convencionales. Hoy en día ya es una realidad su empleo comercial en determinadas regiones de la franja ecuatorial de la Tierra, situada entre los 40° norte y sur. En esta zona, la intensidad de la radiación se encuentra entre 1.700 y 2.800 kWh/año y metro cuadrado. Por eso, en estas regiones se puede conseguir la generación de energía solar más económica. Los crecientes precios de la energía y el aumento de las necesidades de energía en países con un elevado grado de radiación solar reforzarán en el futuro el uso de esta tecnología limpia.
Alemania es un líder mundial en la investigación y el desarrollo de esta tecnología. Con vistas a las oportunidades que conlleva el potencial de esta tecnología, el gobierno alemán lleva varios años impulsando su desarrollo. Las empresas alemanas pueden ofrecer un saber hacer exhaustivo, que también ha tenido una influencia considerable en el desarrollo de un colector cilindro parabólico que apunta al futuro («SKAL-ET»). Este colector lleva desde 2003 funcionando con éxito en el marco de un proyecto de demostración en las centrales existentes en Kramer Junction (California), con un 10 % de aumento en la eficacia y también se empleará en las centrales eléctricas de colectores cilindros parabólicos de 50 MW planeadas en Andalucía (España).
Todos los componentes esenciales de las tecnologías punta desarrolladas en los últimos años para la generación de energía termosolar, así como los servicios de ingeniería para la planificación, construcción y explotación de las centrales eléctricas pueden ser suministrados desde Alemania.
Aproximadamente el 25 % de la populación del mundo vive en países desarrollados, pero consumen el 75% de la energía total. A pesar de esto, en el tercer mundo la necesidad de provisiones y especialmente la de electricidad va a sufrir un drástico cambio en las siguientes décadas, según vayan avanzando y progresando en la industrialización y en su nivel de vida.
Muchas grandes ciudades sufren grandes cortes de electricidad. Muchos pueblos tienen una electricidad limitada por utilizar generadores diesel que funcionan en algunas partes del día y 2 billones de personas carecen de dicha electricidad y sus servicios.
Es una gran necesidad, sobre todo en esos territorios donde la infraestructura eléctrica entre la central de generación y las regiones es inexistente. Mientras tanto las emisiones de CO2 aumentan por no adoptar otro tipo de energías a las actuales.
Este tipo de energías son necesarias para regiones descentralizadas para implantar un servicio eléctrico y desarrollar, ser económicamente competitivos, para su viabilidad operacional y las ventajas medioambientales que ello supone. El sistema Dish-Stirling tiene potencial para abastecer de electricidad las regiones que reciben intensa radiación solar.
El sistema Dish-Stirling concentra eficazmente la radiación solar y la convierte en energía eléctrica. Sus componentes son:
el concentrador parabólico (espejo).
el transformador de energía solar (receptor).
el motor Stirling con generación eléctrica.
El concentrador parabólico concentra la radiación solar directa incidente en el punto focal donde se encuentra el transformador de energía del motor Stirling. La radiación solar la absorbe el receptor, que calienta el gas utilizado (helio, hidrógeno o aire) por el motor a unos 650 ºC. Hay otro método para absorber la radiación llamado “tubo de calor”, consiste en que se vaporiza un metal líquido (normalmente sodio) que luego condensa en la superficiede los tubos por los que circula el gas de trabajo.
El motor Stirling convierte mediante un ciclo térmico el calor del gas en energía mecánica. El generador eléctrico acoplado directamente en la biela del motor convierte la energía mecánica en electricidad.
El reflejo de la radiación solar en el espejo es focalizado al motor durante todo el día mediante el seguimiento del sol. Hay dos tipos de seguimiento: el azimutal y el polar. En el azimutal, el concentrador rota alrededor al eje perpendicular de la superficie de la tierra (eje azimutal) y alrededor a otro eje que es horizontal (eje de elevación).
En el polar, rota alrededor al eje dirigido hacia la estrella del norte con un promedio de 15 grados por hora. El otro eje de rotación es perpendicular al eje polar local y se ajusta una vez al día para compensar la declinación solar.
Desde que el motor Stirling es un motor calentado en el exterior que utiliza varias fuentes, se le han integrado receptores híbridos al sistema. Esto permite al motor combinar el sol y el gas. Así, no sólo está capacitado para funcionar en días soleados o en partes del día que haya sol, sino funciona también cuando llueve, es de noche o no se dan condiciones necesarias, mediante el aporte del gas. Normalmente este gas suele ser biogas. Con los prototipos se han llegado a obtener eficacias superiores del 22%. En este momento no hay otra tecnología solar que dé dichos resultados.
El concentrador abastece de combustible el motor Stirling. Recoge y focaliza la radiación solar en un punto. Para lograr eficacias altas, es necesario que el concentrador focalice la radiación solar lo posible en el motor. La superficie del concentrador varía un poco de la parábola ideal. Para lograr la mayor precisión posible en la construcción, a la vez que sea rígido y de poco peso, los concentradores se construyen a partir de membrana de acero inoxidable tensionado. La membrana delantera se deforma con procedimientos de moldeo hidroneumático, sin el uso de un contramolde, para conseguir la geometría parabólica. En operación la membrana se estabiliza gracias a una pequeña presión negativa de 20 a 50 mbar. Una vez conformada se le pegan vidrios delgados de 0,9mm de espesor de 50x30 cm.
Para proveer a la membrana frontal de gran reflectancia (94%) y durabilidad se le pegan a la superficie pequeños espejos de vidrio de segunda superficie con su correspondiente curvatura parabólica o bien por espejos delgados o polímeros metalizados de primera superficie soportados sobre una estructura de fibra de vidrio o de membrana tensionada. Al final se monta el tambor rígido que aguanta toda la estructura de seguimiento del sol tanto azimutal de dos ejes como el polar con sus correspondientes transmisiones al motor.
En la foto: son seis concentradores parabólicos con membranas estiradas en la Plataforma Solar de Almería desarrollados por SBP. Las tres del fondo son de 7,5m, con motor Stirling V-160 y con seguimiento polar. Las tres de adelante son de 8,5 m, con un motor Stirling V-161 y seguimiento azimutal.
El motor Stirling es un motor de pistón. Consiste en un sistema cerrado lleno con gas (hidrógeno o helio normalmente) que se calienta y se enfría produciendo electricidad mediante un ciclo térmico.
El motor Stirling usa el tipo V-161, que está basado en el V-160, que originalmente fue desarrollado por USAB (Suecia). Posteriormente ha desarrollado con autorización SBP con SOLO Kleinmotoren GmbH (Sindelfingen). Ya están produciendo prototipos en serie.
El motor es 90º V-type con volumen de 160 cm3 y usa helio. Con una presión promedio de 150 bares y una temperatura de 650 ºC del gas alcanza un rendimiento eléctrico de 10 KW a 1500 r.p.m. Las ventajas que tiene son que combina la robustez del motor con una tecnología desarrollada y avanzada.
El receptor es el enlace entre el concentrador y el motor Stirling. Con este propósito, la empresa SBP, ha desarrollado un tubo especial para el receptor que se fija directamente en la cabeza del cilindro del motor. Tiene tubos de 3mm de diámetro exterior que son resistentes a altas temperaturas. El final de estos tubos se encuentran soldados. Con estos motores se alcanzan temperaturas de 650 ºC aproximadamente en el gas utilizado.
En el caso de la tecnología Dish-Stirling, con todos los elementos antes mencionados, los niveles de concentración oscilan entre 1000-4000 y las potencias unitarias van de 5 a 25 KW. La conversión de radiación solar en energía eléctrica alcanza cotas máximas del 30%. Por conseguir relaciones de concentración superiores a 3000 pueden alcanzar temperaturas de operación entre 650 ºC y 800 ºC. En la siguiente tablan se muestran las diferencias entre las diferentes tecnlogías
Características de las centrales termoeléctricas
Cilindro-parabolicos
30-80 MW
Factor capacidad anual
Eficiencia neta anual
Prototipos-demostración
Coste W instalado (euros)
3,49-2,34
3,83-2,16
11,00-1,14
La experiencia operacional con sistemas disco-Stirling es muy limitada y se resume a unas cuantas unidades ensayadas fundamentalmente en EEUU y Europa, más concretamente en la Plataforma Solar de Almería. La primera generación de discos estuvo formada por configuraciones faceteadas de vidrio/metal, que se caracterizaron por unas altas concentraciones (C=3000). Sus resultados fueron excelentes, aunque los precios eran elevados (estimaciones por encima de los 300 /m2 para grandes producciones) y las estructuras muy pesadas, del orden de los 100 kg.m-1. El disco Vanguard fue operado en Rancho Mirage (California) en el desierto de Mojave durante un período de 18 meses (Febrero 1984 a Julio 1985). Este disco tenía 10,7 m de diámetro, una superficie de 86,7 m2 y llevaba un motor/generador de 25 kWe de United Stirling AB (USAB) modelo 4-95 Mark II. Este motor dispone de cuatro cilindros con un desplazamiento de 95 cm3 por cilindro. Los cilindros están dispuestos en paralelo y montados en un cuadrado. Están interconectados con el regenerador, el enfriador y usan pistones de doble acción. El gas de trabajo fue hidrógeno a una presión máxima de 20 MPa y una temperatura de 720 ºC. La potencia del motor se regula mediante la presión del gas. Con más de un 30 % de conversión neta (incluyendo consumos auxiliares), este sistema posee todavía el record mundial.
Posteriormente, entre 1984 y 1988, McDonnell Douglas desarrolló un disco con la misma tecnología, aunque con algunas mejoras. De 10,5m de diámetro, una superficie de 91,5 m2, y con un motor de 25 kWe. Se vendieron 6 unidades que fueron operadas por compañías eléctricas. Transferida a Boeing, la tecnología ha sido licenciada con posterioridad al consorcio SES, que desde 1998 está relanzando su aplicación con la denominación de disco SES/Boeing. El nuevo prototipo ha acumulado más de 8.000 horas de operación, con un 94% de disponibilidad para irradiancias superiores a 300 kW.m-2. También se han desarrollado otros proyectos en EEUU que involucran a empresas como LaJet, Solar Kinetics, SAIC, Acurex y WG.
En Europa, los principales desarrollos han sido llevados a cabo por las empresas alemanas Steinmüller y Schlaich, Bergermann und Partner (SBP), y la empresa SOLO Kleinmotoren en la que respecta al suministro del motor Stirling solarizado. Han desarrollado 8 unidades de 7,5 a 8,5 m de diámetro que han sido ensayadas satisfactoriamente en la Plataforma Solar de Almería con más de 30.000 horas acumuladas de operación y disponobilidades por encima del 90%. Son sistemas que pretenden una significativa reducción de costes, aunque a cambio de menores rendimientos. El motor trabaja con helio a 630 ºC y 15 MPa lo que da lugar a rendimientos del conjunto disco-Stirling del 20 %, que son sensiblemente inferiores a los planteados por SES/Boeing.
Los sistemas de receptor central (central de torre) usan una disposición circular de grandes espejos de trayectoria individual (helióstatos) para concentrar la luz solar a un receptor central montado en lo alto de la torre, con el calor para la generación de electricidad transferido a través de una variedad de medios. Tras una escala intermedia de hasta 30 MW de capacidad, los promotores confían en que se puedan construir centrales de torre conectadas a la red de hasta 200 MW de unidades sólo solares. El uso de almacenamiento térmico aumentará su flexibilidad.
Las torres solares tienen buenas perspectivas a largo plazo por su alta eficiencia de conversión. Hay proyectos en varias fases de desarrollo (de la evaluación a la puesta en marcha) en España, Sudáfrica y los EEUU. En el futuro, los proyectos de centrales de torre se beneficiarán de reducciones de costes similares a los que se esperan en las centrales de colectores cilíndrico parabólicos. La previsión es que los costes totales de la electricidad bajarán a 5 cénts/KWh en el medio a largo plazo.
Se usa un conjunto circular de helióstatos, grandes espejos de tracción individual para concentrar la luz solar en un receptor central montado en lo alto de una torre. Un medio de transferencia de calor en este receptor central absorbe la radiación altamente concentrada reflejada por los helióstatos y la convierte en energía térmica para ser usada en la generación subsiguiente de vapor sobrecalentado para el funcionamiento de la turbina. Los medios de transferencia de calor usados hasta ahora incluyen agua/vapor, sales fundidas, sodio líquido y aire.
Si se presuriza un gas o incluso aire en el receptor, puede usarse alternativamente para hacer funcionar una turbina de gas (en lugar de producir vapor para una turbina de vapor).
Centrales conectadas a la red, calor de proceso a alta temperatura (unidad mayor construida hasta la fecha: 10 MW).
Buenas perspectivas a medio plazo de altas eficiencias de conversión con colección solar operando a temperaturas de hasta 1000ºC potenciales (565ºC probados a 10 MW).
Almacenamiento a altas temperaturas.
Operación híbrida posible.
Valores de rendimiento anual proyectados, costes de inversión y operación todavía no vistos en operación comercial.
Concentrando luz solar hasta 600 veces, la tecnología de torre solar tiene la ventaja potencial de suministrar calor solar a alta temperatura en cantidades a escala comercial desde 500º C para los ciclos de vapor y más allá de los 1000º C para las turbinas de gas y las centrales eléctricas de ciclo combinado.
La viabilidad técnica de la tecnología de receptor central se probó por primera vez en los 80 con la operación de 6 centrales de investigación de 1 a 5 MW de capacidad, y una central de demostración con un receptor agua/vapor, conectado a la red del sur de California. Su capacidad eléctrica total neta era 21,5 MW con un área de espejos helióstatos instalada con unos 160.000 m2. Sin embargo, la operación comercial de la torre solar está aún por demostrar. Tras una escala intermedia de sistemas de hasta 30 MW, los promotores de torres solares confían ya que se puedan construir centrales de torre conectadas a red con una capacidad de 200 MW sólo solares.
Para la operación de la turbina de gas, el aire a calentar debe pasar primero por un receptor solar presurizado con una ventana solar. Las centrales de ciclo combinado que utilizan este método requerirán un 30% menos de área de colector que los ciclos de vapor equivalentes. En la actualidad se construye un primer prototipo para demostrar este concepto como parte del proyecto europeo SOLGATE, con 3 unidades receptoras acopladas a una turbina de gas de 250 KW.
Se han investigado varios medios de transferencia de calor del receptor central, como agua/vapor, sodio líquido, sal fundida y aire ambiente. La planta piloto Solar One de 10 MW operada en California de 1982 a 1988 usaba vapor como medio de transferencia de calor. Reconstruida como central sola de 10 MW operó con éxito de 1997 a 1999 con un sistema de receptor con sal fundida en el tubo y dos tanques de almacenamiento de sal fundida, acumulando varios miles de horas de experiencia de operación y suministrando electricidad a la red de forma continuada.
Como ya se ha explicado, el sistemas de almacenamiento de sal fundida permite que se recoja energía solar durante el día y se distribuya como energía eléctrica de alto valor por la noche o cuando lo requiera la compañía eléctrica. En las zonas del cinturón solar de EEUU una central puede por tanto cubrir la demanda de la totalidad de los periodos punta del verano (tarde, debido al aire acondicionado, y noche). En los países en desarrollo, esta capacidad de almacenamiento podría ser incluso más importante, con horas punta exclusivamente por la noche.
Hoy se considera que los sistemas de almacenamiento más prometedores son la tecnología europea de aire volumétrico y la tecnología de sal fundida en tubo de EEUU. Esta última ya está cerca de ser comercialmente rentable, y una UTE de Ghersa (España) y Bechtel (EEUU), con trabajo subcontratado a Boeing (EEUU), espera construir la primera planta comercial de receptor central con la ayuda de subvenciones de EEUU y España. Esta central propuesta Solar Tres de 15 MW en Córdoba, España, utilizará un sistema de almacenamiento de sal fundida de 16 horas para operar 24 horas del día.
El sistema europeo implica irradiar finas estructuras de malla de cable o espuma cerámica, transfiriendo la energía por convección a una temperatura de 700-1200º C. Las pruebas realizadas por el proyecto conjunto hispanoalemán Phoebus entre 1993 y 1995 con una central piloto alemana de 2,5 MWth demostró la viabilidad del concepto del sistema receptor de aire con un sistema de almacenamiento cerámico. Las compañías española y alemana están ahora implicadas en la comercialización de esta tecnología mediante el proyecto Planta Solar (PS10) de 10 MW cerca de Sevilla.
Como con los concentradores parabólicos, se están intentando desarrollar centrales de receptor central comerciales, utilizando sistemas híbridos solar/combustible fósil. Un concepto que implica un reflector secundario en lo alto de la torre, que dirige la energía solar a nivel de terreno para ser colectado en un receptor aire a alta temperatura para uso en una turbina de gas. Acoplar la producción del sistema solar de alta temperatura a una turbina de gas permitiría una mayor eficiencia que las aplicaciones a turbina de vapor hoy, tiempos más cortos de puesta en marcha, menores costes de instalación y operación, y quizás un sistema menor, más modular.
Como los helióstatos suponen la mayor inversión individual de capital en una central de receptor central, continúan los trabajos para mejorar el diseño con mejores propiedades ópticas, estructura más ligera y mejor control. Las actividades incluyen el helióstato de 150 m2 desarrollado por Advanced Termal Systems (EEUU); el de 170 m2 desarrollado por Science Applications Internacional Corporation (EEUU); el membrana de 150 m2 ASM-150 de Steinmüller (Alemania), y el de 100 m2 GM-100 cristal/metal de España. También hay iniciativas para desarrollar técnicas de fabricación de bajo coste para series pre-comerciales de bajo volumen, mientras que los precios de fabricación en un país en desarrollo podrían ser un 15% menor que los niveles de EEUU/Europa. Como con muchos componentes solares térmicos, el precio caería significativamente con economías de escala en la fabricación.
Aunque se piensa que las centrales de receptor central están más lejos de la comercialización que los sitemas cilindro-parabólicos, las torres solares tienen buenas perspectivas a largo plazo por sus altas eficiencias de conversión. Mientras tanto, se necesitan proyectos de demostración de mayor escala.
Las dos primeras torres solares comerciales en el rango 10-15 MW se está planificando dentro del marco legal español para TCS. El grupo español Abengoa promueve una torre solar de 10 MW con tecnología de receptor de aire conocida como PS-10. Con un campo de helióstatos de 90.000 m2, la central PS-10 suministrará 19,2 GWh anuales de electricidad solar a la red y alcanzará una eficiencia anual neta de 10,5%. Pese a las altas temperaturas del receptor, el punto débil del sistema es el pequeño tamaño de su turbina. El grupo español Ghersa, junto a sus socios de EEUU, Boeing y Bechtel, planea un sistema de 15 MW de sal fundida con 16 horas de almacenamiento basado en el modelo californiano Solar Two. Con su campo de helióstatos de 240.000 m2 la central Solar Tres suministrará a la red española unos 80 GWh de electricidad. Los proyectos PS-10 y Solar Tres han recibido cada uno una subvención de 5 millones de euros de apoyo financiero del Programa Marco de I+D de la Unión Europea.
La compañía nacional de electricidad sudafricana ESKOM ha tomado la decisión estratégica de evaluar la viabilidad de la tecnología de torre solar de sal fundida dentro de su programa de electricidad renovable a gran escala, considerando una posible central de demostración de 100 MW.
Turbo-alternador
Aero-condensador
Una serie de reflectores lineales de Fresnel (LFR) es un sistema de foco en línea similar a los concentradores cilindro parabólicos (CCP) en los que la radiación solar se concentra en un captador lineal invertido elevado mediante una serie de reflectores casi planos.
Se trata de una tecnología de un solo eje de seguimiento, pero difiere del de canal parabólico, porque el absorbedor está fijo en el espacio de la zona focal. El reflector esta compuesto de muchos segmentos largos y delgados de espejo, los cuales giran sobre ejes paralelos simultáneamente para enfocar la radiación solar en el receptor.
Se pueden apreciar visualmente algunas de sus diferencias
Uso de cristal convencional.
Juntas de fluidos fijas.
Separación entre el reflector y el receptor.
Bajos costes de construcción y ensamblaje.
Se puede diseñar un LFR para que tenga rendimiento similar por área de abertura al de un cilindro parabólico, pero los diseños recientes tienden a usar materiales de reflectores menos caros y componentes de captador que reducen el rendimiento óptico. Sin embargo, este rendimiento inferior se compensa por los menores costes de inversión, operación y mantenimiento. Los FFR además permiten el uso de terreno bajo los campos de espejos con otros fines económicos, como la horticultura.
En 1999 la compañía belga Solarmundo construyó el mayor prototipo de colector Fresnel, con un colector de 24 m de ancho y un área de reflector de 2500 m2. El siguiente paso debería ser una central piloto para demostrar la tecnología en un sistema a gran escala bajo condiciones de operaciones comerciales. Lo más conveniente y rentable sería una solución ya preparada de un colector Fresnel conectado a una central eléctrica existente.
Así en mayo de 2004 comenzó a funcionar en Australia, el primer colector solar comercial, diseñado y construido para ser utilizado como parte de una planta de energía convencional, produciendo agua caliente. Era el primero del tipo CLFR construido por la firma Solar Heat and Power. Este colector produce electricidad a un costo menor que el de la energía eólica. Cubre un área aproximada de 60x30m y consiste en varias filas de espejos planos que reflejan los rayos solares del colector, logrando de esta forma altos niveles de concentración solar.
Hay dos prototipos de este tipo de tecnología en el ámbito mundial:
El Concentrador Lineal de Fresnel(compact linear Fresnel reflector,CLFR):
Hay muchos receptores lineales paralelos que están muy cercanos entre si para que las filas individuales de espejos tengan la opción de dirigir la radiación solar reflejada a dos receptores lineales en torres separadas. Este grado de libertad adicional en la orientación del espejo puede permitir eliminar casi por completo el sombreado y bloqueo entre espejos adyacentes.
En el plano de concentración, construido con materiales de alta absorción solar, se calienta agua hasta obtener vapor una temperatura aproxima a 285ºC. Ese vapor, producido por energía solar, reemplaza al vapor que sería extraído de la turbina y que se utiliza para precalentar el agua de alimentación que ingresa a la caldera.
Como resultado, se necesita menos combustible fósil para generar la misma cantidad de electricidad, reduciendo así las emisiones específicas de CO2 de la planta. Al eliminar las extracciones de vapor en la turbina, un mayor flujo de vapor pasará a través de los álabes de baja presión ganando así una considerable capacidad adicional, especialmente en tiempos con cargas pico.
El concentrador lineal de Fresnel de Solarmundo:
Utiliza una cavidad receptora, sin embargo, tiene un reflector secundario dentro de la cavidad y un solo absorbedor tubular. El absorbedor está cubiertp por un tubo evacuado y el diseño intenta usar nuevos recubrimientos absorbedores estables. En este puede alcanzar hasta 500ºC de temperatura en el tubo absorbedor.
El número de agentes científicos e industriales involucrados en el I+D de las CET es necesariamente reducido, si bien está aumentando de forma significativa en los últimos años. Desde el año 1977 existe un marco estable de colaboración internacional dentro de la Agencia Internacional de la Energía denominado SolarPACES (Solar Power and Chemical Energy Systems) que cubre proyectos de investigación y demostración en sistemas de concentración solar para producción de electricidad, calor industrial y procesos químicos. SolarPACES recoge la participación activa de Centros Tecnológicos y Empresas de 14 países comprometidos con el desarrollo tecnológico y la implantación de las CET, entre los que España, Alemania, EEUU, Israel y Australia presentan un claro liderazgo. La Plataforma Solar de Almería, centro de ensayos en sistemas de concentración solar del CIEMAT, juega un papel determinante dentro de este marco de colaboración internacional.
El proyecto SolarPACES tuvo su origen en el proyecto SSPS (Small Solar Power Systems) de la AIE que concentró en el año 1977 la colaboración de ocho países en la construcción de las plantas CRS (Central Receiver System) y DCS (Distributed Collector System) de 500 kW cada una. En la misma época se añadió a estas plantas el proyecto CESA-1 promovido por la Administración Española con una planta de torre de 1,2 MW. Las instalaciones de la PSA se han ido enriqueciendo con posterioridad en los años 80 y 90 con la incorporación de nuevos colectores cilindroparabólicos experimentales como LS3 y DISS, un horno solar y los discos-Stirling DISTAL. La colaboración internacional amparada por la AIE a través de SolarPACES y el apoyo de distintos proyectos de investigación y de movilidad científica desde la CE, la mayoría de ellos con la PSA como centro de acogida de los ensayos y experimentación, hacen que la revisión de los esfuerzos y desarrollos en tecnología termosolar de concentración pasen por las actividades de I+D realizadas en esta instalación científica de CIEMAT.
4.1 ACTIVIDADES DE I+D EN TECNOLOGÍA DE COLECTORES CILINDRO PARABÓLICOS
La tecnología de las plantas termosolares con captadores cilindro parabólicos (CCP) ha sido mejorada significativamente desde las primeras plantas, que se instalaron a principios de los años 80. Buena prueba de ello es la drástica reducción de costes que se ha ido alcanzando, gracias en gran medida a la valiosa aportación realizada por la empresa LUZ International, que fue la promotora de las ocho plantas SEGS que se encuentran actualmente en servicio en California (USA). A pesar de la clara reducción de costes, aún nos encontramos fuera del rango de competitividad con las plantas convencionales de ciclo combinado que consumen gas natural. Esto obliga a abaratar aún más el coste de la electricidad generada con las plantas termosolares con CCP.
Diversos estudios de viabilidad han sido realizados durante los últimos años. Se ha estudiado la viabilidad de extrapolar la experiencia Californiana de las plantas SEGS a España y Marruecos, así como la viabilidad de plantas de CCP con generación directa de vapor en el tubo absorbente, una de las mejoras tecnológicas más prometedoras para este tipo de CET. También se ha realizado el prediseño de una CET con CCP en Egipto.
Todos estos proyectos y estudios de viabilidad llegaron a la conclusión de que existe un gran mercado potencial para las plantas termosolares, y una reducción de los costes de la electricidad generada por estas plantas conduciría inmediatamente a la implementación comercial de este tipo de sistemas.
Tomando como base tanto los estudios previos realizados por LUZ antes de su desaparición en 1991, como otros estudios más recientes, el CIEMAT, en colaboración con el DLR alemán, promovió en 1996 un completo programa tecnológico destinado a desarrollar una nueva generación de plantas termosolares para producir electricidad mediante CCP con generación directa de vapor a alta presión en los tubos absorbentes. Este programa de I+D se centra en tres temas principales:
Desarrollo e implementación de componentes mejorados para los colectores cilindro-parabólicos.
Desarrollo de la tecnología de Generación Directa de Vapor en los colectores solares (Direct Steam Generation, DSG) para eliminar el aceite que se utiliza actualmente en las plantas SEGS como fluido caloportador entre el campo solar y el bloque de potencia. Esta eliminación incrementaría el rendimiento general de la planta, a la vez que se reducirían los costes de inversión necesarios.
Optimización del diseño general de la planta y los procedimientos de Operación y Mantenimiento.
A este ambicioso programa de I+D se le dio el nombre de proyecto DISS (Direct Solar Steam). Según los estudios realizados, la implementación de todas las mejoras perseguidas en el proyecto DISS conduciría a un aumento del 20% en la producción eléctrica anual de este tipo de plantas termosolares y a una reducción del 15% en el coste de inversión inicial, provocando una reducción del 30% en el coste final de la electricidad generada. El 65% de esta reducción en el coste de electricidad sería debido a la introducción del proceso DSG, mientras que el 35% restante es debido a los otros componentes.
El siguiente gráfico muestra el desglose de estas reducciones de costes y mejoras tecnológicas.
El proyecto DISS ha aglutinado a un Consorcio internacional compuesto por empresas eléctricas, Ingenierías, Industrias y Centros de Investigación, que bajo la coordinación del CIEMAT han estado trabajando desde 1996 para la consecución de los objetivos explicados anteriormente.
La primera fase del proyecto DISS comenzó en enero de 1996 y terminó en noviembre de 1998, con una financiación importante de la CE dentro de su Programa JOULE y promovida por un consorcio liderado por CIEMAT, con la participación de DLR, ENDESA (con INITEC como principal subcontratista), IBERDROLA, INABENSA, PILKINGTON Solar, SIEMENS, UNIÓN ELÉCTRICA FENOSA y ZSW. Las actividades principales dentro de la primera fase estuvieron relacionadas con el diseño y construcción de una instalación de ensayos DSG en la Plataforma Solar de Almería (PSA) del CIEMAT para poder estudiar, en condiciones reales de operación, las interrogantes técnicas que existían con relación al proceso DSG. La implementación de esta instalación ha colocado al CIEMAT a la cabeza de la investigación mundial en el campo de la generación directa de vapor a alta presión y temperatura con CCP.
La segunda fase del proyecto DISS comenzó oficialmente en diciembre de 1998, con una duración de 37 meses, estando dedicada fundamentalmente a realizar una completa campaña de ensayos DSG en la instalación implementada en la PSA durante la primera fase del proyecto. Esta segunda fase cuenta también con la ayuda financiera de la Comisión Europea dentro del programa JOULE. El Consorcio de esta fase está también coordinado por el CIEMAT, contando con la participación de DLR, ENDESA, INITEC, IBERDROLA, INABENSA, PILKINGTON Solar, y ZSW.
Los resultados experimentales conseguidos hasta el momento en la PSA dentro de la segunda fase del proyecto DISS han puesto de manifiesto que la generación directa de vapor con CCP es viable y presenta un alto potencial para reemplazar a la tecnología HTF en el plazo de unos cinco años. El lazo de ensayos DSG instalado en la PSA fue operado durante más de 2.500 horas hasta junio de 2001, produciéndose directamente, en los tubos absorbentes de los CCP, vapor sobrecalentado a 390ºC, tanto a 30 bar, como a 60 bar y 100 bar.
Tras los buenos resultados experimentales conseguidos en el proyecto DISS, el próximo paso será la realización de la ingeniería de detalle de una primera planta DSG pre-comercial que aglutine todo el know-how y la experiencia adquirida por los socios del proyecto DISS.
Paralelamente con la realización del diseño de una primera planta pre-comercial, también se intentarán desarrollar nuevos componentes (recubrimientos selectivos, juntas rotativas, etc.) que hagan posible la producción de vapor sobrecalentado a temperaturas próximas a los 500ºC, superando así el límite actual de los 400ºC. También parece interesante el estudio de posibles sistemas de almacenamiento térmico para plantas DSG, ya que la particularidad de este nuevo proceso requiere sistemas de almacenamiento diferentes a los actualmente disponibles comercialmente.
Hay que destacar el trabajo realizado por el CIEMAT en el desarrollo de nuevos recubrimientos selectivos, espejos de primera superficie y recubrimientos anti-reflexivos con aplicación en los CCP. Actualmente existen acuerdos con entidades externas para la comercialización de algunos de los nuevos productos logrados por el CIEMAT.
Dentro del campo de los colectores cilindro parabólicos, el CIEMAT está participando también en el proyecto EUROTROUGH, dentro del cual se está desarrollando un nuevo diseño estructural para CCP . Este nuevo diseño será netamente Europeo y supondrá un avance importante en el desarrollo de las plantas termosolares con CCP.
4.2 DESARROLLO TECNOLÓGICO EN SISTEMAS DE RECEPTOR CENTRAL
Junto a los proyectos de plantas de demostración de plantas de receptor central mencionados en 2.2, se mantiene una línea de investigación continuada en el desarrollo tecnológico de componentes y sistemas con el fin de reducir costes y mejorar la eficiencia de los mismos. Los dos componentes de mayor relevancia en este tipo de plantas son los helióstatos y el receptor solar. El campo de helióstatos es un factor de enorme peso económico en el coste de la planta, llegando a representar hasta un 60% de la inversión en la parte solar, siendo el mecanismo de accionamiento y las facetas o superficie reflectante, con un 66 % del total, los elementos que más influyen en el coste. Un helióstato, de la actual generación, consta básicamente de una superficie reflectante, una estructura soporte, un mecanismo de accionamiento en acimut y en elevación, pedestal, cimentación y un sistema de control. El desarrollo de los helióstatos muestra una clara evolución desde los primeros, de pequeña superficie con una estructura pesada y rígida con segundas superficies acristaladas, a los más recientes de mayor tamaño, mucho más ligeros de peso y de más bajo coste con reflectores a base de espejos de alta reflectividad o polímeros plateados pegados sobre membranas tensionadas.
España ocupa un lugar de privilegio en la tecnología de helióstatos, habiendo participado CIEMAT activamente en la mayoría de los desarrollos nacionales. La tecnología de helióstatos de vidrio/metal se centra en unidades entre 70 m2, como es el caso del helióstato COLON desarrollado por INABENSA, el helióstato Sanlúcar de 91 m2 desarrollado por la misma compañía y el GM-100 de 105 m2 desarrollado por CIEMAT, todos ellos ensayados en la PSA. Los precios se mueven, según los escenarios de producción, entre las 110 y las 200 €/m2. La disponibilidad de estos helióstatos ha resultado ser superior al 95% en la mayor parte de los casos y su calidad de imagen entre 2 y 2,5 mrad en rayo reflejado. La reflectividad promedio anual de un campo de helióstatos está entre el 85% y el 92%.
Un tipo de helióstato alternativo lo constituyen los denominados de membrana tensionada, donde la superficie reflectante está soportada sobre una fina membrana metálica rigidizada por tensión. El mayor hito logrado hasta el momento actual, es el helióstato de Steinmüller (ASM-150), también ensayado en la PSA, con 150 m2 y una calidad de imagen de 2 mrad. A pesar de estos resultados, el helióstato de membrana no ha conseguido mejorar, por el momento, las expectativas de costes de los más probados helióstatos de vidrio/metal con espejo convencional.
En el campo de los receptores solares, la realidad es mucho más compleja, estando muy ligados los desarrollos al tipo de planta y el ciclo termodinámico considerados. Básicamente se dividen en receptores tubulares y receptores volumétricos atendiendo a proceso de intercambio en la superficie absorbente, y en externos o de cavidad atendiendo a la configuración de su alojamiento. Se han ensayado en el mundo una gran cantidad de configuraciones, buena parte de ellas en las instalaciones de la Plataforma Solar de Almería, con sodio líquido, sales fundidas, vapor saturado, vapor sobre-calentado, aire atmosférico y aire presurizado como fluidos refrigerantes. Los receptores de tubos, tanto en cavidad como externos, han venido siendo los más usados en el pasado. Se han utilizado receptores de cavidad en la planta Francesa de Thémis, y en las plantas CRS (Receptor Sulzer) y CESA-1 de la PSA. También se han probado receptores externos en las plantas Solar One, CRS (Receptor Agip/Franco Tosi) y Solar Two con sales fundidas. Las eficiencias de los receptores tubulares oscilan entre 80 y 93%, siendo los flujos máximos de radiación admitidos del orden de 700 kW.m-2, con la excepción del sodio fundido que admite densidades de flujo superiores.
Los receptores volumétricos están específicamente concebidos para optimizar el intercambio de calor con aire como fluido térmico, siendo el absorbedor iluminado una matriz o medio poroso (malla metálica o monolito cerámico), a través del cual fluye el gas de refrigeración. Pueden estar abiertos al exterior o con una ventana delante. Se consigue trabajar entre 700ºC y 850ºC de temperatura de salida con este tipo de receptores para absorbedores metálicos y más de 1.000ºC con absorbedores cerámicos. Los flujos máximos de radiación pueden sobrepasar los 1.000 kW.m-2, si bien las eficiencias térmicas son inferiores a las de los tubulares (70-80%).
Centrándonos en los últimos desarrollos con participación de CIEMAT, podemos destacar el receptor avanzado de sales RAS, el diseño de un receptor saturado de alta eficiencia para el proyecto COLON SOLAR y el diseño y evaluación de nuevos prototipos de receptores volumétricos de aire caliente a presión atmosférica con absorbedor metálico como SIREC y cerámico como HITREC. CIEMAT está trabajando junto con la Agencia Aerospacial Alemana desde el año 1999 en un receptor de aire presurizado llamado REFOS, que ha operado satisfactoriamente a una temperatura de 800ºC y una presión de 15 bar. El esfuerzo de diseño en el caso del receptor de cavidad de vapor saturado se centra en resolver los problemas hasta ahora asociados a la etapa de sobrecalentamiento en los receptores de vapor anteriores, consiguiéndose además altas eficiencias del orden del 94%. Hay importantes retos tecnológicos, no obstante, ligados a la controlabilidad del receptor y su integración híbrida con la caldera de recuperación. En el caso de los receptores volumétricos los esfuerzos actuales se centran en escalar la tecnología existente con absorbedor metálico desde los ya probados 2,5 MW a los 55 MW, en resolver los problemas asociados a la inestabilidades observadas en el flujo de aire, reducir las elevadas pérdidas térmicas por recirculación de aire y en el desarrollo de nuevos conceptos con absorbedor cerámico que permitan operar a temperaturas más altas.
La energía solar termoeléctrica forma parte del conjunto de energías renovables cuya principal aplicación es la producción de energía eléctrica en ausencia de procesos de combustión y por tanto sin emisiones de gases que producen efecto invernadero.
La gran ventaja de la energía solar termoeléctrica es poder producir electricidad de las misma forma que las centrales convencionales, pero utilizando como energía primaria la radiación solar concentrada. Se trata de una tecnología que puede producir grandes cantidades de energía y contribuir de manera significativa al abastecimiento energético, es decir, avanzar en la satisfacción de las necesidades energéticas para el desarrollo del mundo sin destruirlo agotando sus reservas o cambiando el clima.
No existen impactos sobre el medio físico, ni sobre la calidad del aire, ni sobre los suelos salvo pequeñas excepciones ; tampoco se provocan ruidos ni se afecta a la hidrología existente.
En términos generales, se puede decir que las principales repercusiones son el impacto visual y la ocupación de terrenos. En el caso del impacto visual, en las plantas de tecnología cilindro-parabólica la altura es inferior a 4 metros. Lo que significa que a 100 metros de distancia el impacto visual es nulo por ser el ángulo visual menor a 2,5º.
Lo que es más importante en términos medioambientales más amplios, durante la operación de una central solar termoeléctrica no hay emisiones de CO2 (el gas de mayor responsabilidad en el cambio climático global).
La electricidad solar puede por tanto contribuir sustancialmente a los compromisos internacionales de reducción del constante aumento en el nivel de los gases d efecto invernadero y su contribución al cambio climático.
Aunque hay emisiones indirectas de CO2 en otras etapas del ciclo de vida (construcción y desmantelamiento), éstas son significativamente menores que las emisiones evitadas.
La electricidad solar térmica carece de las emisiones contaminantes o de las preocupaciones de seguridad medioambiental asociadas con las tecnologías de generación convencional. No hay contaminación en forma de gases de combustión o ruido durante la operación. La evaluación de las emisiones producidas en el ciclo de vida, y de los impactos en el terreno de los sistemas TCS, muestra que son perfectamente adecuados para la reducción de gases de efecto invernadero y otros contaminantes, sin crear otros riesgos medioambientales o contaminación. Cada metro cuadrado de un campo solar TCS es, por ejemplo, suficiente para evitar una emisión anual de 200 kg de dióxido de carbono. Se amortiza la energía de los sistemas de concentración eléctrica solar en el plazo de tan sólo cinco meses. Esto se compara muy favorablemente con una vida útil de 25 ó 30 años. La mayoría de los materiales usados en los campos solares TCS, por ejemplo acero y cristal, se pueden reciclar y reutilizar en otra central.
Nuevas tecnologías como los colectores lineales de Fresnel podrían significar un gran avance en este sentido, ya que su configuración permitiría combinar usos como el empleo del suelo debajo de los colectores con fines agrícolas o constituir la estructura de un aparcamiento. Por otro lado, desmontar una central termoeléctrica no entraña dificultades por lo que podríamos hablar de reversibilidad y la mayoría de los materiales que se utilizan en las plantas (acero, cristal, etc.) se pueden reciclar.
Las tecnologías CSP comparativamente causan pequeños impactos adversos al medioambiente. Los fluidos de transferencia de calor (HTF) utilizados en los canales parabólicos son hidrocarbonos aromáticos como el óxido de biphenyl-diphenyl (clasificado como nonhazardous por los estándares de EU), y producen algún nivel de emisiones de vapor del HTF durante la operación normal. En cambio, en el caso de las platas de Torre Central de Potencia no se emiten ningún gas o líquido durante su operación.
La otra de las desventajas es la ya mencionada gran ocupación de terrenos, que en el caso de las grandes instalaciones pueden ser de gran impacto. Esta ocupación de terrenos en algunos emplazamientos específicos podrían tener incidencia sobre la flora y la fauna, aunque el impacto no es superior al de cualquier planta convencional. En las centrales de colectores cilindroparabólicos la ocupación es de aproximadamente una hectárea por MW, para los proyectos de torre central este ratio se multiplica por 6-8.
Causas medioambientales del aumento del uso de centrales de energías renovables:
Cambio climático y elección de combustible:
El dióxido de carbono es responsable de más del 50% del efecto invernadero producido por el ser humano, y el mayor contribuyente al cambio climático. Se produce sobre todo al quemar combustibles fósiles. El gas natural es el menos sucio de los combustibles fósiles ya que produce aproximadamente la mitad de CO2 que el carbón, y menos cantidad de otros gases contaminantes. La energía nuclear produce muy poco CO2, pero tiene otros problemas de polución mayores asociados a su operación y residuos.
Las consecuencias del cambio climático que ya son visibles hoy en día incluyen:
* La proporción de CO2 en la atmósfera ha aumentado en un 30% desde el inicio de la industrialización.
* La pluviosidad y temperatura de latitudes norte ha aumentado un 5% desde 1950. La velocidad media del viento también ha aumentado significativamente.
* El nivel del mar se ha elevado 10-20 centímetros en los últimos 100 años, 9-12 cm de los cuales en los últimos cincuenta.
* La masa de glaciares se ha reducido a la mitad desde que comenzó la industrialización.
* El número de desastres naturales se ha triplicado desde los 60. El daño económico causado se ha multiplicado por 8,5 veces.
* Los siete años más calurosos de los últimos 130 se han registrado en los últimos 11 años.
Por el tiempo que transcurre entre emisiones y efectos, todas las consecuencias del desarrollo del cambio climático deben todavía surgir en las próximas décadas, con mayor peligro para la estabilidad de ecosistemas, economía y estilos de vida mundiales.
Para frenar el efecto invernadero, las emisiones de CO2 deben por tanto reducirse enormemente. Los científicos creen que sólo debería permitirse quemar la cuarta parte de las reservas de combustibles fósiles que se pueden explotar comercialmente en la actualidad para que los ecosistemas no vayan más allá del punto al que son capaces de adaptarse.
El imperativo del cambio climático:
La creciente amenaza de cambio climático global por acumulación de gases invernadero en la atmósfera terrestre ha forzado a actuar a los organismos nacionales e internacionales. Desde el acuerdo del Convenio de Río sobre cambio climático en la Cumbre de la Tierra en 1992, se han establecido una serie de objetivos para reducir las emisiones de gases invernadero y se han incitado medidas nacionales y regionales para aumentar el uso de las energías renovables, incluyendo la electricidad solar.
* El Protocolo de Kyoto de 1997, con la mediación de Naciones Unidas, comprometió a los países industrializados a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en una media del 5% de su nivel de 1990. La mayoría de las naciones industrializadas han aceptado este reto.
* La UE tiene el objetivo de duplicar la proporción de energía proveniente de fuentes renovables en sus 15 estados miembros para 2010, alcanzando así el 12% de la energía primaria. Se está debatiendo un objetivo específico para las centrales eléctricas termosolares.
En este aparatado se tienen en cuenta las instalaciones ACS pequeñas, aquellas orientadas al uso unifamiliar para un máximo de 8-9 personas y 8-10 m2 de superficie de panel.
En estos casos lo normal es el uso de equipos compactos, bien por termosifón o con equipos algo más complejos mediante circulación forzada. El aporte energético auxiliar suele ser mediante una resistencia eléctrica ubicada en el interior del depósito de acumulación.
Por poner un ejemplo, un termosifón sencillo consta de uno o dos paneles de aproximadamente 2m2 cada uno y un depósito de una capacidad de 150 ó 300 litros. Con ello se podrá obtener alrededor del 70% de aporte en una ciudad como Madrid. Si recurrimos a sistemas de circulación forzada mediante bomba, con paneles de iguales características lograríamos igual rendimiento, pero en este caso, el número de usuarios será mayor. En cuanto gasto económico, se estimaría el caso del sistema de termosifón oscilaría entre 900 y 1200 euros y en el de circulación forzada entre 2000 y 2400 euros.
Al valorar los aspectos económicos, habrá que tener en cuenta no sólo la inversión en la instalación solar sino los costes asociados al mantenimiento de la misma y el coste del combustible de la fuente energética auxiliar. Lo mejor para estas instalaciones es realizar un estudio y diseñar instalaciones específicas teniendo en cuenta la distribución en el tiempo de los requerimientos energéticos y de la localización geográfica del equipo, inclinación, capacidad de almacenamiento del equipo…
En instalaciones medianas y grandes englobamos urbanizaciones con servicio centralizado, hoteles, residencias… En estos casos el diseño se determina según el espacio disponible y la optimización económica determinando el valor de la superficie que proporciona el máximo ahorro durante la vida útil de la instalación.
Influye a su vez la inversión de la instalación solar, que se reparte aproximadamente en 30% el coste de los colectores, 30% el resto de elementos y el 40% costes del montaje e indirectos.
Otro factor importante será el mantenimiento. Estará condicionado por la intensidad con que el usuario efectúe el mantenimiento de tipo preventivo. Esto en primer término evitará el coste que supone la intervención del instalador en todo aquello que pueda realizar el usuario, pero sobre todo evitará averías y actuaciones correctivas.
Resumiendo, el coste de dichas instalaciones es muy variable según sus requerimientos, el mantenimiento, etc. Además, hay que añadir las expectativas de inflación, las expectativas de incremento en precio y consumo del combustible actualmente utilizado y el coste del dinero utilizado para la financiación de la instalación (aportación propia o subvenciones)
Realmente son estas instalaciones las que van a jugar un papel relevante en la producción de electricidad a gran escala. Las antes mencionadas, serían más bien las de baja temperatura. En este apartado trataremos sobre las tecnologías de disco-stirling, centrales de torre y cilindro-parabólicos, ya que las lentes de Fresnel no están tan desarrolladas como para hacer previsiones económicas. Las tres tecnologías presentan diferencias de costes en la primera fase de implantación pero los costes de producción son muy similares dependiendo del tipo de aplicación y de despacho de la electricidad generada.
Las medidas para la implantación de las CET y la consecución de los objetivos de costes fijados, conjugan iniciativas en los ámbitos tecnológico, económico y social. Para ello hay que construir una primera etapa de pequeñas series de unidades de demostración con operación en régimen comercial y potencias solares en el entorno de las decenas de MW. En el período de 2000 a 2010, estas iniciativas singulares de demostración deben contar con unas tarifas premiadas de venta de la electricidad y subvenciones a la inversión que permitan alcanzar los objetivos marcados por la propia Comisión Europea y el Programa Altener de 0,08 /kWh en el año 2010.
Se calcula que antes del 2020 primero se va introducir en los mercados verdes, a continuación en los nichos del mercado competitivo y finalmente en un mercado global sostenido para plantas con despachos a carga intermedia. Esto permitirá alcanzar costes de producción plenamente competitivos en el entorno de los 0,04 /kWh.
Las medidas de introducción están recogidas en España dentro del Plan de Fomento de las Energías Renovables, donde se fija un objetivo alcanzable de 200 MW instalados antes del 2010. Hay que destacar también el esfuerzo del Banco Mundial a través del GEF (Global Environmental Facility) con su aporte económico a cuatro proyectos para instalas plantas CET en India, Egipto, Marruecos y México.
Las medidas de apoyo y subvenciones institucionales vienen motivadas por la reducción de emisiones a la atmósfera de gases que promueven el efecto invernadero y por la creación de empleo local y la mejora de la calidad de vida en los entornos geográficos de implantación. Se estima que una CET evita unas 2000 t anuales de emisiones de CO2 por cada MWe instalado, o lo que es lo mismo, cada GWh producido con CET evita la emisión de 700 a 1000 t de CO2. Por ello resultan idóneas para contribuir al 8% de reducción de emisiones pretendido por la política Comunitaria en el año 2010.
Se precisa además definir una política fiscal para las plantas CET. Dado su carácter de capital-intensivo, una imposición similar a la de las plantas térmicas convencionales daría lugar a un mayor gravamen por kWh a lo largo de la vida de la planta en el caso de la tecnología solar. Este hecho no resulta nada despreciable cuando la imposición fiscal viene a suponer hasta un tercio del LEC o coste de la electricidad producida, y tiene un impacto equivalente al de la tecnología en la mejora de su competitividad.
Los desarrollos tecnológicos deben incidir por su parte en la mejora de las eficiencias de los distintos componentes, la búsqueda de esquemas óptimos de integración con el ciclo termodinámico, la reducción de costes y el aumento de su fiabilidad y durabilidad. En el caso de los colectores cilindro-parabólicos existe una importante limitación tecnológica asociada a la máxima temperatura de trabajo que se sitúa en los 400 ºC. A esto se añaden las ineficiencias y costes asociados al uso de un aceite térmico como fluido de transferencia entre el receptor solar y el generador de vapor. Por este motivo los esfuerzos de desarrollo tecnológico se centran en la búsqueda de mejores medios de transferencia de calor que sustituyan al aceite. Un segundo problema es la inexistencia de soluciones eficientes y de bajo coste para el almacenamiento térmico de la energía, por lo que los factores de capacidad se ven seriamente limitados. A esto se añaden las mejoras necesarias en la durabilidad de los tubos absorbedores.
Para las centrales de torre el primer gran objetivo es demostrar en las primeras plantas comerciales los factores de capacidad y eficiencias predichas a partir de las experiencias en plantas piloto. Asimismo se deben verificar los objetivos de costes marcados por los componentes solares, y sobre todo para los helióstatos, al no existir hasta ahora experiencias de producción en serie. Para los receptores solares se han de demostrar además las eficiencias predichas en pequeños prototipos y la durabilidad del absorbedor. Las centrales de torre presentan todavía niveles relativamente bajos de automatización y de integración de los sistemas de control, lo que penaliza la operación de la planta, siendo éste otro aspecto que requiere mejoras tecnológicas.
Por último los sistemas disco-Stirling son, sin duda, la tecnología con un mayor potencial a largo plazo, por sus altas eficiencias y su modularidad que los hacen extraordinariamente atractivos desde el punto de vista de la planificación de la inversión. La limitación en cuanto a su potencia unitaria (por debajo de 25 kW) es, no obstante, un obstáculo para muchas aplicaciones que pretenden producción eléctrica a gran escala. Las experiencias de operación se restringen a unas pocas unidades por lo que el riesgo tecnológico es alto. También es limitada la experiencia sobre fiabilidad a partir del número de horas acumuladas de ensayo. Se trata de un sistema además que precisa establecer un sistema de producción en masa para reducir costes de utillajes, sobre todo en los motores. Por ello los costes de la inversión para las primeras plantas son altos y la incertidumbre en su reducción todavía más elevada, resultando ineludible una estrategia industrial que contemple la exportación hacia un mercado amplio para garantizar su viabilidad.
Considerando la alta radiación solar existente en España y la posición favorable desde el punto de vista tecnológico que supone la existencia de la Plataforma Solar de Almería como apoyo a la introducción en el mercado de estas tecnologías, se proponen una serie de medidas e incentivos que impulsen su introducción en el mercado.
El apoyo público a las inversiones sería una de las principales medidas para la realización de las primeras plantas.
Otra de las posibles medidas a tomar es la desgravación fiscal a la inversión realizada para la construcción de las plantas, consistente en la deducción de un 10% en el Impuesto de Sociedades.
Finalmente el apoyo público también estará dirigido hacia la subvención y financiación de actuaciones de investigación y desarrollo para la mejora de la tecnología y su adaptación a las diversas aplicaciones.
El desarrollo comercial de la energía solar termo-eléctrica como energía de futuro tiene su base en las ventajas que puede ofrecer frente a otras fuentes de energía, entre ellas mencionamos las siguientes:
Desde el punto de vista medioambiental es positivo porque no produce emisiones.
Es inagotable, autóctona y segura.
Genera empleo cualificado y puede ser un elemento de desarrollo económico regional.
Es una de las energías mas aceptadas entre los consumidores.
Su eficiencia es alta.
Su posibilidad de almacenar energía eficientemente permite su operación cuando la demanda lo requiere, incluso en días nublados o durante la noche.
La posibilidad de construir plantas híbridas ó mixtas con tecnologías convencionales basadas en la combustión de los combustibles fósiles, lo que permite unir las ventajas de ambas fuentes energéticas. La parte solar aporta sus ventajas medioambientales y sus costes de producción previsibles a largo plazo, y la tecnología convencional proporciona bajos costes a corto plazo y respuesta a los requerimientos de la demanda.
Sobre la base de estas ventajas y dado el objetivo de incremento de la participación de las energías renovables en el mercado energético, puede plantearse la realización de las primeras plantas solares termoelétricas de demostración inicialmente para alcanzar una fase pre-comercial en el horizonte del Plan. Dada la alta radiación existente en España puede ser la pionero en el desarrollo comercial de estas tecnlogías.
Por ello es sensato establecer el objetivo de 200 MW de potencia, equivalente a la realización de ocho plantas tipo de 25 MW. Entre los objetivos del Plan de Fomento está la colocación de plantas en Andalucía (50 MW), Canarias (25 MW), Castilla-La Mancha (50 MW), Extremadura (25 MW), Madrid (25 MW) y Murcia (25 MW).
La legislación estatal española relativa a la energía solar térmica cubre los siguientes aspectos:
Definición de competencias en materia de normalización y certificaciones.
Homologación de paneles solares:
* Normas e instrucciones técnicas para la homologación.
* Organismos autorizados para la realización de ensayos para dicha homologación.
Política de Apoyo Publico
Las Comunidades Autónomas, dentro de sus competencias, promulgan asimismo su propia normativa para la promoción de la energía solar térmica.
Esta normativa generalmente tiene el rango de orden con carácter anual y regula la concesión de subvenciones.
Las subvenciones más frecuentes son las destinadas a:
Proyectos o estudios de viabilidad.
Formación relacionada con el uso de energía.
Participación en programas comunitarios y/o estatales.
Realización de nuevas instalaciones o modificación de las existentes.
Para la concesión de subvenciones destinadas a la realización ó modificación de instalaciones existe una tendencia general a exigir garantías en cuanto a las condiciones técnicas de diseño y montaje, y el mantenimiento de la instalación.
Las Comunidades Autónomas que actualmente cuentan con legislación son:
Andalucía, Canarias, Castilla y León, Cataluña, Galicia, Comunidad Valenciana y La Rioja.
Legislación de la Administración Central
— REAL DECRETO 891/1980, de 14 de Abril, sobre homologación de pane­les solares. (BOE: 12-5-80). (Artículos 3, 4, 5, 6 y 7 derogados por Real Decreto 2584/81, de 18 de Septiembre).
— ORDEN de 28 de Julio de 1980, por la que se aprueban normas e instruc­ciones técnicas complementarias para homologación de paneles solares (BOE: 18-8-80).
— LEY de 30 de Diciembre de 1980, núm. 82/80 (Jefatura del Estado). Ener­gía y Conservación.
— ORDEN de 9 de Abril de 1981, por la que se especifican las exigencias técnicas que deben cumplir los sistemas solares para agua caliente y cli­matización, a efectos de la concesión de subvenciones a sus propietarios, en desarrollo del artículo 13 de la Ley 82/80, de 30-12, sobre conserva­ción de la Energía (BOE: 25-4-81).
— RESOLUCIÓN de 25 de Mayo de 1981, por la que se autoriza al Laborato­rio de Energía Solar del Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial para realizar los ensayos para homologación de los paneles solares. (BOE: 17-7-81).
— ORDEN de 2 de Marzo de 1982, por la que se prorroga el plazo concedi­do en la Orden de 9-4-81 (BOE 25), en cuanto a homologación de paneles solares (BOE: 5-3-82).
— REAL DECRETO 5 de Marzo 1982, núm. 872/82 (Presidencia). Energía. Tramitación Expedientes de Solicitud de beneficios establecidos por la Ley de 30 de Diciembre de 1980 de Conservación de la Energía.
— RESOLUCIÓN de 21 de Marzo de 1984 por la que se acredita al laboratorio de la cátedra de "Mecánica y Termodinámica" de la Facultad de Físicas de la Universidad Complutense de Madrid para realizar los ensayos reglamen­tarios relativos a la homologación de los paneles solares (BOE: 20-6-84).
— RESOLUCIÓN de 26 de Febrero de 1988, por la que se autoriza a la Asocia­ción Española de Normalización y Certificación (AENOR) para asumir las funciones de normalización en el ámbito de energía solar (BOE: 29-3-88).
— ORDEN de 28 de Marzo de 1988, que regula el procedimiento de conce­sión de subvenciones acogidas al Programa Comunitario VALOREN.
— ORDEN de 28 de junio de 1991 por la que se aprueban las bases regula­doras de la concesión de subvenciones a los proyectos relativos a la utili­zación de las energías renovables.
C. A. DE ANDALUCÍA:
— ORDEN de 20 de marzo de 1991, por la que se establecen especificaciones técnicas de diseño y montaje de la producción de agua caliente para insta­laciones solares térmicas, para la producción de agua caliente sanitaria.
— ORDEN de 15 de Abril de 1991, por la que se regulan subvenciones a empresas y entidades que realicen inversiones destinadas al ahorro ener­gético, aplicaciones de energías renovables, cambio a gas natural o ampliación de redes de distribución de gas natural en el territorio de la Comunidad Autónoma de Andalucía.
\C. A. DE CANARIAS:
— ORDEN de 10 de Abril de 1991, sobre concesión de subvenciones para favorecer la instalación de paneles solares con destino a la producción de agua caliente y/o climatizada.
C. A. DE CASTILLA Y LEÓN:
— ORDEN de 25 de Enero de 1991, de la Consejería de Economía y Hacien­da, por la que se establecen subvenciones a empresas o entidades que realicen inversiones destinadas al ahorro, sustitución y diversificación energética, uso racional de la energía y energías renovables.
— ORDEN de 18 de Junio de 1991, de la Consejería de Economía y Hacien­da, por la que se amplía el plazo de presentación de solicitudes de sub­venciones a determinados proyectos contemplados en la Orden de 25 de Enero de 1991, sobre inversiones destinadas al ahorro y diversificación energética y energías renovables.
C.A. DE CATALUÑA:
— ORDEN de 25 de Marzo de 1991, por la que se aprueban las bases para la concesión de subvenciones en materia de ahorro y diversificación ener­gética y aprovechamiento de los recursos energéticos renovables.
C.A. DE GALICIA:
— ORDEN de 25 de Febrero de 1991, por la que se establecen ayudas con destino al estudio de aprovechamiento de recursos energéticos renovables.
C.A. DE VALENCIANA:
— ORDEN de 29 de Junio de 1990, de la Consellería d´Industria, Comerc i Turismo, sobre concesión de ayudas en materia de artesanía, industria y energía (90/2455)
C.A. DE LA RIOJA:
— ORDEN 5/91 de 25 de Febrero sobre fomento de la generación, ahorro y diversificación energética y otras ayudas a las Corporaciones locales de La Rioja, para infraestructura eléctrica de interés común.
De entre las distintas tecnologías de central térmica solar, únicamente la tecnología de colectores cilindro parabólicos ha alcanzado hasta ahora la madurez para su comercialización.
Los espejos cilindro parabólicos dispuestos en largas hileras en los campos solares de las centrales de colectores cilindro parabólicos reflejan la radiación solar incidente concentrada 80 veces sobre un tubo absorbedor, en el que se calienta un aceite caloportador. En un intercambiador de calor alojado en el bloque central de la instalación se genera entonces vapor, que impulsa las turbinas.
Las torres solares se componen de una torre receptora central rodeada de grupos de espejos, que concentran la energía solar incidente sobre la cúspide de la torre. La energía es absorbida por un fluido caloportador alojado en el receptor y conducida a un intercambiador de calor para la generación de vapor.
La técnica Fresnel consiste en disponer en posición horizontal segmentos de espejos planos, que realizan un seguimiento de la trayectoria del sol. También aquí la energía es conducida por un fluido caloportador dentro de un intercambiador de calor.
El sistema Dish-Stirling consiste en unos discos parabólicos, que concentran la energía solar y la entregan a unos motores Stirling.
En el caso de las centrales por convección, el sol calienta masas de aire alojadas bajo unas cubiertas de vidrio, que forman una estructura parecida a un invernadero. El aire que asciende por una torre acciona entonces las turbinas.
A diferencia de estas tecnologías, la tecnología de colectores cilindro parabólicos es totalmente operativa. Está madurada y, en contraposición a las demás formas de CET, disfruta de una ventaja tecnológica de, como mínimo, 20 años.
Los próximos años serán decisivos para la conversión de los sistemas energéticos. Según datos aportados por la Agencia Internacional de la Energía, las inversiones necesarias para la economía eléctrica en todo el mundo ascenderán hasta el año 2030 a 7,5 billones de euros. En Alemania, por ejemplo, se habrá desconectado para entonces la mitad de la potencia de las centrales eléctricas actuales de la red.
Para proyectar y construir una central eléctrica se precisan hasta 10 años. Para una vida útil posible de unos 50 años, estamos decidiendo ahora sobre la estructura energética imperante hasta el año 2060.
El previsible agotamiento de los combustibles fósiles y el aprovisionamiento ya hoy en día inseguro y claramente más caro de los mismos, obligan a una diversificación de las fuentes de energía. Actualmente se ha superado ya el límite de polución mediante CO2 admisible en nuestra atmósfera.
Las soluciones ya no se pueden demorar más: por esta razón no debemos apostar, por una parte, por tecnologías que quizá solo alcancen la madurez en unos decenios. Hay que aprovechar las fuentes de energía renovables que están a nuestra disposición y que son asumibles financieramente hoy en día.
Los cárteles energéticos nacionales frenan este necesario cambio de mentalidad. Las cuestiones de infraestructura energética deben ser estudiadas hoy en día a escala europea. La creación de unas estructuras de transporte energético transfronterizadas y de un mercado energético interior que sea realmente operativo son ahora más urgentes de lo que lo hayan sido nunca antes.
La protección del medio ambiente no sólo es una necesidad, sino también un mercado de futuro, que Europa podría captar mediante estrategias bien dirigidas y coordinadas.
Las centrales térmicas solares son maduras para el mercado y aptas para instalaciones a gran escala de hasta 200 MW. Pueden reemplazar a las centrales térmicas convencionales, que trabajan como centrales de base y además lo pueden hacer sin provocar alteraciones cualitativas de la estructura de las redes.
El cambio energético puede iniciarse de inmediato. Las centrales de colectores cilindro parabólicos se basan en una tecnología probada y ya están “disponibles”. Son las energías renovables de menor coste y, a medio plazo, se podrán equiparar a la rentabilidad de las centrales térmicas de base alimentadas con combustibles fósiles.
Las centrales térmicas solares se pueden explotar rentablemente en el cinturón solar de la tierra, que incluye también el sur de Europa, y en particular el área sur mediterránea. El transporte a Europa Central se podría realizar de forma económica con la tecnología de transporte de corriente continua a alta tensión (CCAT), disponible ya en la actualidad. En Europa y en el área mediterránea se deberían crear las correspondientes capacidades de potencia a buen ritmo.
Europa compra gas a Rusia y petróleo a los países de Oriente Medio, “relegando” las cuestiones relativas a la fiabilidad de suministro. El riesgo del transporte a través de regiones políticamente inestables o a lo largo de varios miles de kilómetros no parece preocupar a nadie. Pero cuando se trata de transportar electricidad solar desde el sur de España a Europa Central gana el provincianismo. En el ámbito de la producción de energía eléctrica y sus infraestructuras se trata de romper las barreras estatales.
La tecnología de centrales térmicas solares es una tecnología de futuro, en la que la economía europea es líder mundial y las empresas europeas mandan en el mercado. Si la política industrial europea se toma en serio la Estrategia de Lisboa, debera allanar el camino a las CET.
Las centrales térmicas solares aprovechan la energía solar para producir calor, que es convertido en corriente eléctrica por medio de unas turbinas. Las centrales térmicas solares de colectores cilindro parabólicos en concreto, están maduradas técnicamente y tienen extraordinarias perspectivas de futuro, gracias a su elevado rendimiento y los costes de producción de energía eléctrica más bajos de entre todas las tecnoligías CET. Esta tecnología ya está madura para el mercado, precisando únicamente el apoyo de las esferas políticas y la confianza de los inversores potenciales.
Si la fotovoltaica es la tecnología apropiada para el aprovechamiento distribuido de la energía solar, la ventaja de la tecnología de centrales eléctricas termosolares (CET), radica en la producción centralizada de energía. Sólo en los desiertos despoblados del norte de África se podría producir un múltiplo de la demanda de corriente eléctrica europea. En consecuencia, la tecnología de centrales eléctricas termosolares es una opción tecnológica significativa para realizar un “mix” energético sostenible de cara al futuro. Actuaría de inmediato en el sentido de la estrategia de reducción de las emisiones de CO2 en la Unión Europea. De acuerdo con un estudio de Greenpeace, el empleo de la tecnología de centrales eléctricas termosolares podría evitar la emisión de 154 millones de toneladas de CO2 en todo el mundo hasta 2020.
La CET es particularmente eficiente cuando la intensidad de la irradiación solar es elevada. Por esta razón proporciona unas oportunidades de desarrollo muy buenas, no sólo a los estados miembros de la UE sureños, sino también a muchas regiones desfavorecidas económicamente situadas en el cinturón solar de la tierra. Ante la amenaza del cambio climático la CET abre una puerta para incrementar considerablemente la cuota de energías renovables en la producción de corriente eléctrica, precisamente en estos países.
Las centrales térmicas solares se pueden combinar con la utilización de combustibles fósiles, en forma de centrales térmicas de vapor. Los campos solares de colectores cilindro parabólicos son acoplables a las centrales térmicas convencionales. Es precisamente en el cinturón solar de la tierra donde las centrales térmicas solares pueden representar un primer paso para una complementación razonable del parque de centrales térmicas alimentadas con combustibles fósiles. Las CET de 100 a 200 MW pueden reemplazar a las centrales térmicas convencionales que operan como centrales de base y ello sin provocar alteraciones cualitativas de la estructura de las redes.
A pesar de que las centrales térmicas solares de primera generación vienen operando con éxito desde hace más de 15 años en California, la CET es una tecnología en gran medida desconocida. Por esta razón precisa ahora del apoyo de la opinión pública, los medios y los responsables políticos con mayor peso en la toma de decisiones. Se trata de facilitar la entrada en un mercado asegurado y de crecimiento estable para las centrales térmicas solares y eliminar los reparos que pueden tener los eventuales financieros. Sólo cuando se haya creado entre los bancos y potenciales inversores la confianza necesaria en esta nueva tecnología, descenderán las primas por riesgo y los proyectos se podrán financiar más fácilmente, a medio plazo incluso sin subvenciones públicas.
Con la CET Europa ocupa una posición puntera en una tecnología de futuro con gran potencial de crecimiento, en línea con la Estrategia de Lisboa. Las empresas europeas son líderes tecnológicos y del mercado mundial. La tecnología de centrales térmicas solares necesita ahora con urgencia proyectos a gran escala de referencia, que le permitan consolidar su valoración dentro del “mix” energético del futuro. Con la tecnología de colectores cilindro parabólicos Europa dispone del potencial para alcanzar un éxito extraordinario en el mercado mundial.
Generadores de Disco
Tamaño (MW)
30 - 320 (*)
10 - 200 (*)
5 - 25 (kW) (*)
Temperatura operación (ºC)
Eficiencia pico (%)
23 (p)
29,4 (d)
Eficiencia Neta Anual (%)
11 - 16 (*)
7 - 20 (*)
12 - 25 (p)
Demostración a gran escala
Demostración de prototipos
491 - 255 (*)
440 - 185 (*)
2870 - 296 (*)
€ / W
3,7 - 2,5 (*)
4,0 - 2,3 (*)
11,7 - 1,2 (*)
CAPTACIÓN CON PANEL PLANO POR CONVECCIÓN NATURAL
CALOR BAJA
SOBRE 1 EJE
SOBRE 2 EJES
CALOR MEDIA
ElectroteniaEnergías renoveblesEnergía solarRadiación solarCentrales termoeléctricasBeneficios medioambientalesCambio energético

References: REAL DECRETO 
 Real Decreto 
 artículo 13
 RESOLUCIÓN 
 REAL DECRETO 
 RESOLUCIÓN 
 RESOLUCIÓN