SET-TE: Energía solar térmica por concentración (CSP)

SET-TE: Energía solar térmica por concentración (CSP)
1.- Descripción general
La tecnología denominada “Energía Solar por Concentración, (CSP)
(“Concentrated Solar Power”) utiliza elementos ópticos en forma de espejos para
concentrar la energía solar convirtiéndola en energía térmica a temperaturas
medias (300 a 600 ºC) y altas (≥ 600ºC). Esta energía térmica se utiliza para
alimentar turbinas, generalmente de vapor o de aire caliente, que producen
electricidad. Por tanto, a diferencia de la energía fotovoltaica en las cuales las
células solares producen electricidad “directamente”, en el caso de la CSP, la
energía procedente del sol experimenta un paso intermedio en forma de energía
térmica, antes de producir electricidad.
Generalmente, en las plantas CSP la energía solar calienta un fluido el cual hace
funcionar la máquina térmica o turbina según un determinado ciclo
termodinámico (Rankine, Brayton, Stirling, etc.). Este fluido, que se denomina
“calor-portante”, se calienta y transporta la energía térmica que alimenta a las
turbinas. Las diversas plantas CSP, también denominadas plantas solares
termoeléctricas, se diferencian principalmente según el sistema de espejos de
focalización de la energía solar: cilindro-parabólicos, de disco o planos enfocados
sobre un receptor localizado en una torre (figura 1). También se están ensayando
sistemas de concentración de tecnología Linear Fresnel.
Figura 1.- planta CSP de torre PS-20 (Abengoa, Sevilla, España).
1
Con el fin de ajustar el máximo de la demanda energética local a la producción
máxima de electricidad de la planta (radiación solar captada máxima) y para
suavizar caídas en producción debidas a pérdidas momentáneas de radiación solar
por paso de nubes, cada vez se están construyendo un mayor número de plantas
CSP con sistemas de almacenamiento de energía térmica, siendo éstos mucho más
eficientes que los de almacenamiento de energía eléctrica.
En la figura 2 se muestra la evolución de la energía eléctrica producida mediante
energía solar térmica. Como se puede comprobar, la evolución ha sido bastante
constante en los últimos años. Sin embargo, la incesante publicación de noticias
que vienen señalando la entrada en funcionamiento de nuevas centrales de
generación termoeléctrica a partir del año 2008, nos indican que se va a producir
un incremento de producción de energía muy importante en los próximos años.
Figura 2.- Evolución de la producción anual de electricidad de origen solar térmico en el período 1999 a 2008 (elaboración
propia a partir de estadísticas IEA).
2.- Estado actual de la tecnología
Concentradores cilindro-parabólicos lineales (CCPs o “troughs”):
Representan la tecnología más madura. Estos captadores tienen una capacidad de
concentración típica entre 50 y 200 soles. La estructura puede girar en un eje
mediante un motor controlado por un ordenador que contiene el algoritmo de la
posición del sol a lo largo del día (figura 3). El fluido térmico circula por un tubo a
lo largo del eje del cilindro y suele ser metálico, por ejemplo acero cubierto por
una película óptica muy absorbente. A su vez este tubo está rodeado por uno de
vidrio pyrex o de cuarzo muy transparentes. La eficiencia de conversión de energía
térmica puede llegar hasta el 60%, mientras que la eficiencia de conversión a
electricidad puede oscilar entre un 12 y 20% (tabla 2). La tecnología de troughs ha
sido probada con éxito en varias plantas CSP desde hace años, utilizando una gran
2
variedad de fluidos de transferencia: sales fundidas, aceites minerales, agua-vapor,
etc., para la generación directa de vapor.
Figura 3.- Configuraciones más habituales de los sistemas de concentración solar.
Concentradores de espejos múltiples (helióstatos) enfocados sobre una
torre:
En estas plantas los helióstatos concentran la energía solar sobre un receptor
localizado en la parte superior de una torre. Cada espejo tiene una superficie típica
de alrededor de 40-120 m2 y su chasis contiene un sistema de reglaje que permite
enfocar todos los espejos sobre el receptor a través de sistemas de dos ejes. El
receptor recibe una concentración solar típica de unos mil soles y en él la energía
solar calienta un fluido que bien se utiliza directamente en las turbinas, o bien se
dirige a un acumulador de energía térmica.
Concentradores de discos parabólicos (“dishes”): Estos colectores son de
focalización puntual de la radiación solar sobre una zona reducida y están
formados generalmente por espejos parabólicos de revolución. Su poder de
concentración oscila entre los 3000 y 10000 soles, pudiendo calentar el fluido de
la máquina térmica o turbina a temperaturas por encima de 600ºC. Estas altas
temperaturas hacen que la eficiencia para la producción de electricidad sea más
elevada (tabla 2). Debido a su geometría, el soporte del colector necesita girar con
dos grados de libertad, de modo que la radiación incida siempre paralelamente al
eje del espejo. El sistema de concentración con discos no está muy extendido y
generalmente se encuentra asociado a plantas relativamente pequeñas, de entre
10 y 20 kW, que utilizan máquinas térmicas Stirling.
Sistemas Linear Fresnel:
En este caso, el proceso de concentración se consigue, principalmente, mediante
sistemas Fresnel por reflexión con enfoque lineal. Su eficiencia es menor que con el
espejo parabólico clásico, lo que se espera compensar con un coste
significativamente más bajo, así como una menor ocupación de suelo.
Almacenamiento:
3
Cuando se contempla esta opción, se debe aumentar el tamaño del campo solar
para así captar esa energía extra que va a ser almacenada en lugar de ser
transformada en energía eléctrica directamente. Existe una gran variedad de
fluidos de transferencia y almacenamiento térmico que se utilizan en los distintos
tipos de plantas CSP: (i) sales fundidas, que consiste en una mezcla eutéctica de
sales (típicamente la mezcla de nitrato sódico [NaNO3] al 60% y nitrato potásico
[KNO3] al 40%, donde las sales tienen un rango de trabajo, en principio, de entre
260 y 565ºC, aunque en el caso de las plantas de concentradores cilindroparabólicos el límite superior es de alrededor de 400ºC y en las de torre puede
llegar a 565ºC en el tanque caliente); (ii) aceites minerales, no tóxicos ni
inflamables, pero que tienen un alto precio; (iii) agua/vapor para la generación
directa de vapor en la turbina (el tiempo de almacenamiento es menor que con
sales fundidas para el mismo volumen de almacenamiento); y (iv) aire, que tiene
muy bajo coste y una sencilla manejabilidad. Un aspecto a considerar es la
necesidad de conseguir una producción de energía eléctrica continuada, lo que
puede hacer necesitar también el aporte de energía fósil que utilice el mismo ciclo
termodinámico que la planta CSP.
Características de las plantas:
En la tabla 1 se presentan los valores comerciales aproximados de las eficiencias
actuales de las tecnologías CSP, así como una estimación del tamaño de las
superficies requeridas en función de la potencia eléctrica generada en condiciones
estándar. También se muestra una estimación del incremento de superficie
necesaria si se añade un sistema de almacenamiento. Aunque los valores más
destacados los representa la tecnología de disco, ésta se encuentra, junto con la
tecnología de sistema Fresnel, en un estado muy inicial de desarrollo, como se
puede apreciar en la figura 4.
Tabla 1.- Valores aproximados de las eficiencias actuales y superficies requeridas para las tecnologías CSP.
Etapas de desarrollo:
En función del grado de penetración en el mercado, las distintas tecnologías CSP
se pueden encuadrar en distintas etapas de desarrollo (figura 4). Ninguna
tecnología se puede considerar en un estado de competición, ya que en casi todos
4
los países se requiere de algún tipo de incentivos para su instalación. En fase de
mercado se puede considerar la tecnología de torre y cilindro-parabólico, ésta
segunda quizá un poco más adelantada aunque perdiendo terreno en relación con
la tecnología de torre. La tecnología de disco ya empieza a ser comercializada por
un cierto número de empresas, mientras que la tecnología de sistema Linear
Fresnel es la más retrasada en su penetración en el mercado.
Figura 4.- Estado del desarrollo de cada una de las subtecnologías dentro de la tecnología CSP (elaboración
propia).
3.- Costes actuales y futuros escenarios1
El coste de la energía eléctrica producida mediante tecnología solar térmica por
concentración depende, evidentemente, de los costes de la construcción de la
planta, así como de la intensidad de insolación en la localidad geográfica donde se
construye.
Los costes de inversión de las plantas con espejos cilindro-parabólicos suelen
oscilar entre 3,5 - 6,0 €/W (sin-con almacenamiento) para tecnología cilindroparabólica y 3,5 - 5,0 €/W para tecnología de torre, dependiendo de los costes
locales en la construcción, la potencia eléctrica suministrada y la insolación del
lugar. En el caso de las plantas de disco los costes son aún más elevados,
situándose a partir de 7,4 €/W.
Los precios de la energía eléctrica generada oscilan entre los 0,17 y 0,25 €/kWh,
dependiendo en gran parte de la localización y de la potencia de la planta. Sin
embargo, se considera que estos precios podrían reducirse significativamente en
los próximos años si se tiene en cuenta una economía a gran escala y sus
correspondientes “curvas de aprendizaje”, llegando a caer hasta los 0,025 0,05€/kWh en 2050 en zonas con radiación directa muy alta (tabla 2).
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Tabla 2.- Valores aproximados de potencias típicas y costes de sistemas de concentración solar termoeléctrica sin
almacenamiento de energía.
En esta línea, algunos estudios2 prevén que los costes en los próximos 10 ó 15
años podrían bajar hasta 0,05 $/kWh, dependiendo más de la potencia de la
planta que del tipo de tecnología empleada (cilindro-parabólico o torre,
principalmente). Estos cálculos son bastante parecidos a los previstos por el
Departamento de Energía de Estados Unidos que estiman que hacia el año 2020
las plantas CSP pueden ser competitivas con las plantas funcionando mediante
energías fósiles, teniendo en cuenta evidentemente el impacto de la emisión de
carbono.
La estimación del precio en el año 2008 y esperada de los costes de la energía
eléctrica producida mediante tecnología CSP hasta el año 2050 queda reflejada en
las figuras 3 y 4, de elaboración propia. En estas gráficas se contempla en qué
años se produciría la paridad de red tomando, por un lado, el ajuste lineal de la
evolución del precio medio y máximo anual de la energía eléctrica subastada por el
Operador del Mercado Ibérico de Energía (1999 – 2008) (figura 5), así como los
datos contenidos de la Energy Information Administration (USA) (figura 6).
En este sentido, se estima que el coste de producción eléctrica con tecnología CSP
estará por debajo del máximo precio dado en la subasta del mercado ibérico en
zonas con irradiación muy alta en el año 2013, llegando a alcanzar la paridad de
red hacia el año 2019. En zonas con irradiación moderada esto no ocurriría hasta
los años 2019 y 2024, respectivamente (figura 5).
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Figura 5.- Evolución de los costes de la energía eléctrica con tecnología CSP según las horas de irradiación al año y
estimación del año en que la tecnología será competitiva en términos de paridad de red en comparación con la evolución
del precio medio y máximo anual (1999 – 2008) de la energía eléctrica subastado por el Operador del Mercado Ibérico de
Energía (elaboración propia).
En relación con las predicciones del Departamento de Energía de Estados Unidos,
se estima que en el año 2017 el coste de producción eléctrica con energía CSP
empieza a estar por debajo del precio de la energía eléctrica suministrada para el
sector residencial, llegando a alcanzar la paridad de red con el precio de la energía
eléctrica suministrada para el sector industrial hacia el año 2025. En zonas con
irradiación moderada esto no ocurriría hasta los años 2024 y 2034,
respectivamente (figura 6).
Figura 6.- Evolución de los costes de la energía eléctrica con tecnología CSP según las horas de irradiación al año y
estimación del año en que la tecnología será competitiva en términos de paridad de red en comparación con las
predicciones de la Energy Information Administration (2006 – 2030) del precio de energía para uso residencial y para uso
industrial (elaboración propia).
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4.- Payback energético, emisiones de CO2 y costes externos3,4
El reciente impulso que ha adquirido la tecnología CSP ha hecho que hasta la
fecha se encuentre muy poca información disponible sobre payback energético,
emisiones de CO2 y costes externos. Así, el proyecto ExternE-Pol3 (“Externalities of
Energy: Extension of accounting framework and Policy Applications”) no analizó
este tipo de tecnología, mientras que los últimos resultados publicados dentro del
proyecto NEEDS4 (“New Energy Externalities Developement for Sustainability”) ya
ofrece los primeros datos. Así, como se ha señalado en el resumen ejecutivo, en
euros del año 2000 se estima que los costes externos asociados a la tecnología
CSP son de 0,20 c€/kWh.
En relación con las emisiones de CO2, éstas se sitúan en una media de 10 – 15 g
CO2-eq/kWh cuando se utilizan sistemas de operación solar exclusiva. Se han
realizado estudios más detallados4 que muestran cómo las emisiones de CO2
pueden ser unas 8 veces mayores cuando se utiliza tecnología CSP en sistemas con
tecnología híbrida (combinada con gas natural) en relación con sistemas de
operación solar exclusiva (figura 7).
Figura 7.- Relación entre emisiones de CO2 para distintas tecnologías CSP.
También en estos estudios se demuestra que la tecnología de torre es menos
contaminante en todo tipo de emisiones de gases debido a que es menos intensiva
en la demanda de materiales que la tecnología cilindro-parabólica. También se ha
hecho alguna consideración en relación al importante incremento de emisiones de
8
N2O cuando la tecnología CSP contempla el almacenamiento de calor en sales
fundidas, ya que todas las sales necesitan ácido nítrico para su fabricación.
Con respecto al payback energético, no se han encontrado aún trabajos
adecuados para poder presentar este parámetro de forma contrastada.
5.- Tendencias tecnológicas futuras
Cilindro-parabólicos:
En esta tecnología se puede destacar que, debido al alto precio de los aceite
minerales, se trata de emplear vapor como fluido de transferencia. Un problema
asociado se debe a que el vapor sobrecalentado crea grandes tensiones mecánicas
en los tubos de conducción, por lo que se está considerando cómo reducir dichas
tensiones mediante el estudio de los patrones de flujo y transferencia de vapor en
tubos horizontales, en los cuales es necesario mantener con continuidad un flujo
mínimo.
Torre:
Como se ha mencionado con anterioridad, en esta tecnología se quiere utilizar aire
a temperaturas muy elevadas. Así, trabajando a temperaturas de alrededor de
800ºC, se podría alimentar directamente turbinas de gas, alcanzándose eficiencias
muy altas (aprox. 50%) en la conversión de energía térmica en eléctrica. También
se están planteando nuevas plantas con una potencia entre 100 y 200 MW con un
concepto de torres de potencia distribuidas (20 MW cada una) enlazadas mediante
tuberías a una única planta de generación de potencia eléctrica.
Disco:
El esfuerzo principal va en la dirección de construir plantas compuestas por discos
Stirling que sumen una mayor potencia (hasta 300 MW).
Sistema Linear Fresnel:
En la actualidad se está prestando bastante atención a los sistemas Linear Fresnel,
sobre todo en plantas pequeñas, por el abaratamiento que representa en su
construcción en relación con la tecnología de espejo cilindro-parabólico. El coste
de las estructuras que mantienen los elementos ópticos, así como su
mantenimiento, serían mucho más baratos.
Almacenamiento:
Los esfuerzos hacia el futuro se centrarán, principalmente, en conseguir nuevos
medios para el almacenamiento de energía térmica: materiales cerámicos,
hormigón, así como ciclos termoquímicos.
9
También, en la actualidad existe un gran interés por aumentar la temperatura de
los sistemas de concentración, para así poder optar a inducir un mayor número de
reacciones químicas endotérmicas que puedan generar productos químicos que
puedan ser considerados como almacenes de energía. Para este objetivo se están
estudiando diversos ciclos termoquímicos abiertos y cerrados con distintos
reactivos. Entre estos se encuentra el ciclo del NH3 descomponiéndose
reversiblemente en nitrógeno e hidrógeno. Otro ciclo planteado hacia el futuro es
el del reformado solar del metano con agua o con CO2, descomponiéndose
reversiblemente en CO e hidrógeno. Existen otros varios ciclos posibles con el
interés añadido de que muchos de ellos conducen a la producción de hidrógeno,
principalmente mediante la ruptura de la molécula de agua, aunque las exigencias
de temperatura máxima para las reacciones endotérmicas necesarias implica un
importante desafío tecnológico.
Otros aspectos de futuro:
Una de las principales estrategias de futuro es el aumento de temperatura en los
procesos por encima de los 700 - 800º C, para así mejorar notablemente la
eficiencia termodinámica de conversión y para plantear nuevas estrategias de
almacenamiento de energía en ciclos termoquímicos. En este sentido, dado que
cada vez parece más evidente que en las próximas décadas el hidrógeno jugará un
papel importante en el campo de la energía, los ciclos termoquímicos productores
de hidrógeno se plantean como una gran opción de futuro. De esta forma, en la
tecnología CSP cada vez se está considerando más seriamente la producción de
hidrógeno por disociación de la molécula de agua partiendo de procesos
termoquímicos donde las altas temperaturas necesarias serían aportadas por los
sistemas CSP.
También otra ruta muy interesante para la producción de hidrógeno plantea
utilizar semiconductores de gap ancho tales como los óxidos de titanio, wolframio,
etc., los cuales son baratos, estables en soluciones acuosas y, además, pueden ser
fabricados mediante la utilización de nanopartículas o nanohilos. Cuando la luz
solar incide sobre estos nanoconductores se crea una corriente eléctrica de
electrones y huecos que inducen la termólisis del agua con la consecuente
producción de hidrógeno.
Además, será importante el desarrollo de nuevos materiales ópticos para aumentar
la reflexión de los espejos y la absorción óptica de los captadores. Estos materiales
deberán ser estables químicamente en ambientes agresivos y a altas temperaturas,
valorándose que puedan aportar propiedades de autolimpieza y que permitan la
construcción de espejos más delgados. En este sentido, reflectores poliméricos que
sustituyan a los cristales actuales, para que duren más y sean más baratos es una
clara estrategia de futuro. Por otra parte, el coste de los espejos es una parte muy
importante del presupuesto de la instalación termosolar, por lo que también los
nuevos materiales deberán estar enfocados a reducir costes.
En relación con el diseño de nuevas turbinas, éstas se plantean cada vez más
grandes, para alcanzar economías de gran escala con sistemas de unos 150 a 200
10
MW de capacidad que permita la fabricación de turbinas con dinámicas específicas
adaptadas a las plantas de CSP. Estas turbinas estarían alimentadas por producción
directa de vapor, y diseñadas con materiales capaces de soportar temperaturas
más altas, pero con sistemas de enfriamiento seco para evitar en lo posible la
utilización de agua.
Por último, se seguirá avanzando en procesos de cogeneración de calor con
tecnología CSP para desalinización y producción de electricidad en países áridos, lo
que incrementará de forma muy importante la eficiencia total de la planta.
6.- Highlights en preproducción 2008-2010
Almacenamiento térmico en sales1,5:
Con el almacenamiento se consigue que la planta trabaje más horas y por
consiguiente se reduce el precio de la energía. Durante las horas de mayor
radiación se produce el proceso de carga de los tanques (figura 8), ya que el
campo está sobredimensionado. De esta forma, parte de la energía del aceite, en
lugar de intercambiar calor con el agua lo hace con las sales. Al caer la noche, o en
el momento que más se necesita la energía, se produce el efecto contrario, la
descarga de los tanques de sales. La sal caliente intercambia de nuevo calor con el
aceite y éste, a su vez, con el agua, para así producir el vapor.
Figura 8.- Tanques caliente y frío de almacenamiento de las sales.
Torre de alta temperatura5.
Este tipo de torres hace que, al trabajar con mayores temperaturas que las
habituales, aumente la eficiencia del ciclo. Además, con el vapor fuera de la zona
bifásica, se requiere una turbina más barata, ya que se produce menos
condensación en las últimas zonas de expansión del vapor.
Proyecto DESERTEC6:
11
Doce empresas, nueve alemanas, la suiza ABB, la argelina Cevital y la española
Abengoa Solar, firmaron en Munich el 13 de julio de 2009 la declaración de
puesta en marcha de la Iniciativa Industrial Desertec (DII), que pretende utilizar el
desierto del Sáhara para instalar hasta 100 GW de plantas solares termoelécricas
que suministren de electricidad a Europa, África y Oriente Medio. Las empresas se
han dado un plazo de tres años para desarrollar las condiciones necesarias para
ejecutar el proyecto, que costaría unos 400.000 millones de euros hasta 2050.
7.- Highlights en innovación 2008-2010
Generación directa de vapor en CCPs5.
La generación directa de vapor implica la sustitución del aceite por agua, lo que
evita el generador de vapor. Por el contrario, al tratar con líquido y vapor en el
tubo, su control es más difícil y las tensiones que se producen debido a los
gradientes de temperatura son muy grandes. Otros aspectos adicionales que se
contemplan es que se consiguen mayores temperaturas de trabajo y el fluido no es
tóxico.
Sales fundidas como fluido de transferencia de calor (para CCP y torre)5.
El utilizar sales fundidas como fluido de transferencia de calor permite alcanzar
temperaturas más altas y por tanto mayores eficiencias. Además en el caso de
integrarse con un sistema de almacenamiento en sales se evitaría el intercambiador
de calor. Desde el punto de vista tecnológico el mayor riesgo es la temperatura de
congelación de las sales 220ºC, por lo que se necesitaría llevar por todo el
recorrido del piping (en el caso de CCP) una resistencia para mantener la
temperatura del fluido por encima de la de congelación. En el caso de la
tecnología de torre, toda la sal del receptor se debe drenar por la noche.
Receptor de aire5.
La idea es que la torre sirva de precalentador del aire de un ciclo Brayton. Como se
puede observar en la figura 9, el receptor de la torre consta de una primera etapa
que actúa como un segundo concentrador que proyecta la radiación sobre una
ventana de cuarzo, transfiriendo el calor a un absorbedor por el que circula el
fluido de aire que se inyecta para ser calentado.
12
Figura 9.- Esquema funcional del sistema con precalentador de aire y detalle del sistema receptor.
Mezclas de ácidos grasos /poly-PMMA como material con cambio de fase
(PCM) para almacenamiento de energía térmica por calor latente7:
Los ácidos grasos son materiales PCM prometedores pero tienen el inconveniente
de su alto precio. Sin embargo, se ha considerado que el uso de ácidos grasos
como soporte de materiales PCM puede reducir el precio de los sistemas de
almacenamiento térmico. La estructura estable de dichos ácidos grasos se propone
como material para ser encapsulado en poli-metil-metacrilato (PMMA), que actúa
como material soporte. Estos materiales compuestos tienen unas buenas
propiedades térmicas y algunas aplicaciones prácticas en el calentamiento de
edificios por suelo radiante.
Sinterizado solar de alúmina cerámico8:
Se ha logrado sinterizar polvos de aluminio en un horno solar en la Plataforma
Solar de Almería (figura 10) para investigar las posibilidades de producción de
piezas cerámicas densas en plantas CSP y comparar los resultados con el
sinterizado en condiciones estándar. La caracterización microestructural muestra
que se pueden formar piezas con una matriz de alúmina perfectamente
sinterizada, lo que abre una importante puerta a la aplicación de la tecnología CSP
a esta rama de la actividad industrial.
.
Figura 10.- Esquema funcional del horno solar PSA-CIEMAT.
8.- Estadística de publicaciones
La figura 12 muestra el número de publicaciones científicas durante el período
2001-2008 para los distintos tipos de tecnología CSP y los sistemas de
almacenamiento9.
13
Figura 11.- Número de publicaciones científicas durante el período 2001-2009 para los distintos tipos de tecnologías CSP y
los sistemas de almacenamiento.
Se observa que el número de publicaciones en cada una de las subtecnologías es
bastante escaso (excepto en los sistemas de almacenamiento), en relación a la
actividad detectada en otras tecnologías (p.e. fotovoltaica o hidrógeno). Esto
implica que el número de grupos que a nivel mundial trabajan en su desarrollo es
más pequeño. Quizá también se pueda explicar esta situación considerando que
las instalaciones para hacer trabajo experimental son costosas y que buena parte
de la actividad de I+D está en manos del sector privado, cuya prioridad no es la
publicación de sus resultados en revistas especializadas.
No obstante, se aprecia una importante y creciente actividad en el
almacenamiento de energía, lo que contrasta con la escasez de publicaciones en
tecnologías propias de concentración. Esto se puede explicar considerando lo
atractivo que resulta desde un punto de vista tecnológico poder resolver esta
exigencia de la forma más eficiente posible, lo que permitiría una mayor
penetración de la tecnología en la producción de energía. Además, buena parte
del trabajo se centra en el análisis de nuevos procesos termoquímicos, los cuales se
pueden ensayar sin costosos requerimientos de infraestructura, especialmente en
las etapas iniciales de la I+D.
Por último, dentro de las tecnologías CSP se aprecia el predominio de trabajos en
cilindro-parabólico y en torre, mientras que la actividad menor se detecta en la
tecnología de disco y sistemas Fresnel. Esto puede ser interpretado como la
consecuencia de que la tecnologías de disco y Fresnel no consiguen ser atractivas
en relación con las otras dos mencionadas.
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En general, se observa una tendencia ascendente en la producción científica,
aunque con algún pequeño bache intermedio en las tecnologías CSP, lo que es
muestra del creciente interés de la comunidad científica por trabajar en el
desarrollo de la tecnología, especialmente en aspectos relacionados con el
almacenamiento.
9.- Referencias
1.- Energy Technology 2008: Status and Outlook. International Energy Agency.
2.- http://www.sargentlundy.com/global-energy-consulting/
3.- http://www.externe.info/exterpol.html
4.- http://www.needs-project.org/2009/NEEDS_final%20programme.htm
5.- Abengoa Solar, S.A.
6.- “North Africa’s deserts could provide 15% of Europe’s electricity”. Renewable
Energy Focus. News (14.07.2009).
7.- C. Alkan and A. Sari, Solar Energy 82 (2008) 118.
8.- R. Román, I. Cañadas, J. Rodríguez, M.T. Hernández and M. González, Solar
Energy 82 (2008) 893.
9.- Current Contents. ISI Web of Knowledge.
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