Estructura y Desarrollo de Sistemas Solares Termoeléctricos

1. ESTRUCTURA DE UN SISTEMA SOLAR TERMOELÉCTRICO Existen fundamentalmente 4 tipos de centrales termoeléctricas, que se corresponden con 4 enfoques diferentes de aprovechamiento de un mismo recurso, la energía del sol, para un mismo fin, la producción de electricidad. Se trata de las plantas de colectores cilindroparabólicos (CCP), de torre o receptor central, de disco parabólico y de chimenea solar. De todos estos sistemas, sólo los 2 primeros han sido comercializados a gran escala. Los otros 2 tipos de centrales están apenas comenzando en estos momentos su andadura comercial, aunque hay plantas demostradoras desde hace varios años. Salvo en las chimeneas solares, que serán descritas con posterioridad, las centrales termoeléctricas están compuestas por 3 subsistemas. Éstos son el sistema de captación, el bloque de producción de calor y el bloque de generación de electricidad. Además, algunos sistemas termoeléctricos incluyen un 4º bloque, el de almacenamiento energético . Dibujo esquemático general. El bloque de captación está compuesto por un reflector óptico, que normalmente es un conjunto de espejos que concentran la luz solar sobre el bloque de producción de calor. En este subsistema, se produce el calentamiento de un fluido, que recibe la energía del sol y aumenta su temperatura. El subsistema de producción eléctrica transforma la energía calorífica del fluido en electricidad, que es vertida a las redes de suministro para su distribución a los puntos de consumo. Como se comentó anteriormente, algunas instalaciones tienen capacidad para almacenar energía, en forma de calor, para mantener la producción eléctrica en ausencia de sol. Como se verá con posterioridad, esta propiedad es muy interesante, ya que permite adaptar el ritmo de producción energética al de la demanda, garantizando el suministro en el preciso momento en que se necesita.2. LÍMITES DE EFICIENCIA DE LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS Un parámetro característico de cualquier tecnología de producción energética es la eficiencia global de conversión. Esta magnitud se puede definir como el cociente entre la energía final suministrada por la central y la energía primaria recibida por ésta (la proporcionada por el combustible de entrada). En el caso de una central termoeléctrica, el combustible es la luz solar, y la energía final es suministrada en forma de corriente eléctrica. La eficiencia global de las plantas, η, será el producto de las eficiencias de los subsistemas ya descritos en la sección anterior, captación (ηcap), producción de calor (ηcal) y generación eléctrica (ηele): η = ηcap·ηcal·ηele. En el caso de sistemas con medios de almacenamiento, el rendimiento final habría de considerar también las pérdidas en éstos, caracterizadas por su propia eficiencia. Para calcular la máxima eficiencia teórica (o el límite de eficiencia), se considera que el sistema óptico es ideal (ηcap=1) y que las pérdidas térmicas por convección y conducción son despreciables. En estas condiciones, las únicas pérdidas se producen por radiación. Suponiendo que el sistema de producción de calor radia como un cuerpo negro, su eficiencia se puede calcular como el balance entre la energía solar incidente y las pérdidas radiativas, que se calculan a partir de la ley de Stefan-Boltzmann: ηcal=1-σ(T_H⁴- T_L⁴)/I*C, donde σ es la constante de Stefan-Boltzmann, T_L es la temperatura ambiente, T_H la temperatura del generador de calor, I es la potencia óptica incidente y C el factor de concentración. En cuanto a la eficiencia del generador eléctrico, una cota superior se puede estimar a partir de la eficiencia de una máquina térmica sometida al ciclo de Carnot (motor ideal): ηele=1- T_L/ T_H. El rendimiento máximo aumenta con la concentración de la luz solar incidente y con la temperatura. A concentraciones muy elevadas, la eficiencia máxima se aproxima al límite de Carnot. Por lo tanto, para el desarrollo de sistemas termoeléctricos eficientes, se hace necesario utilizar luz solar concentrada. Así se hace en la práctica, el 100 % de los sistemas termosolares hacen uso de dispositivos de concentración de la radiación. Lógicamente, los sistemas reales tienen rendimientos muy alejados del límite calculado anteriormente, debido a las pérdidas ópticas en los concentradores, a las pérdidas de calor por convección y conducción y a otros efectos no contemplados en el caso ideal. Como se verá con posterioridad, en las centrales y prototipos existentes, el rendimiento se acerca, a lo sumo, al 30 %.

3. RADIACIÓN DISPONIBLE PARA LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS Como se comentó anteriormente, los sistemas termosolares deben hacer uso de dispositivos de concentración de la radiación (espejos o lentes). Por ello, dichos sistemas son en general bastante más sofisticados que aquellos que captan la radiación solar directa (sin concentradores). Una de las principales causas para ello es la necesidad de utilizar sistemas de seguimiento para que las lentes estén orientadas hacia el sol con suficiente precisión. En efecto, si los colectores de la luz (los sistemas de producción de calor) tienen una superficie mucho menor que el área de luz a capturar, es imprescindible enfocar la lente con suficiente puntería sobre el receptor, para no echar la luz fuera y, consecuentemente, perder la energía solar. Una consecuencia directa de esto es que los sistemas termosolares (salvo las chimeneas, descritas más adelante en el capítulo) sólo pueden aprovechar la luz que llega directamente desde el disco solar (la llamada “radiación directa”), por lo que pierden las componentes difusa (proveniente del resto del cielo) y el albedo (la que procede del entorno, que llega al receptor por reflexiones). En consecuencia, la selección de emplazamientos para una instalación termosolar (además de tener en cuenta criterios de cercanía a las redes de evacuación y otros requisitos técnicos) debe realizarse atendiendo a la disponibilidad de radiación directa, y no a la de la componente total (la global, suma de directa, difusa y albedo). Sin embargo, en general, los lugares más soleados son también aquellos con más recursos de radiación directa. En España, los mayores recursos de radiación solar directa se encuentran en el Levante, Andalucía y la depresión del Ebro, justo donde más horas de sol hay. 4. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS Como se comentó anteriormente, existen fundamentalmente 4 tipos de centrales termoeléctricas: las (CCP), disco parabólico, torre central y chimenea solar. En las 2 primeras, la forma del sistema de espejos es la característica que da nombre a la tecnología. Así, en las centrales del tipo CCP, los espejos están dispuestos formando hileras lineales en forma de parábola (ver figura) y, en las de disco parabólico, el receptor óptico es un gran disco que concentra la luz en un punto, en el que se sitúa el fluido absorbedor (ver figura). En las instalaciones de torre central, es la ubicación del receptor en lo alto de una gran torre la que da nombre a la tecnología. El sistema de captación está constituido por un conjunto de grandes espejos denominados “helióstatos” que pueden orientarse hacia la posición del sol. Todos ellos dirigen la luz colectada hacia el receptor, donde se produce el calentamiento (ver figura). Las centrales de chimenea solar están constituidas por un gran campo de invernaderos situados alrededor de una enorme chimenea, que puede llegar a medir centenares de metros de altura (ver figura). En el interior de la chimenea se sitúa una turbina, elemento que gira al paso de corrientes de aire (de manera similar a como lo hacen las aspas de un aerogenerador movidas por el viento). Cuando el aire del interior del invernadero se calienta, tiende a subir a gran velocidad por la chimenea, provocando el movimiento de la turbina, que a su vez acciona un generador eléctrico. Debido a este principio de funcionamiento, las centrales de chimenea son las únicas plantas termoeléctricas que no utilizan vapor en la generación de electricidad.

5. DESARROLLO DE LA ENERGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA Se muestra en esta sección el estado actual de la energía solar termoeléctrica, tanto a nivel nacional como internacional. Con este fin, se describe en primer lugar el origen de estos sistemas, para mostrar a continuación los primeros proyectos a nivel de demostración y experimentación, y finalmente, los últimos desarrollos. A. Origen de los sistemas termoeléctricos Los experimentos en este campo datan de 1860, cuando el francés Auguste Mouchout desarrolló un motor de vapor alimentado por energía solar. Dicho ingenio disponía de un contenedor de hierro en el que se introducía agua, con una cubierta de vidrio a través de la cual podía pasar la luz. El recipiente se calentaba bajo la acción del sol, lo que permitía producir el vapor que se empleaba para generar energía mecánica, como en un motor térmico convencional. Posteriormente, en 1888, el norteamericano John Ericsson perfeccionó el motor solar de vapor. Sus avances le hicieron incluso idear un plan para producir a gran escala estas máquinas, y distribuirlas en las zonas más soleadas del país, con el fin de utilizarlas en la agricultura de regadío. Las primeras iniciativas a nivel comercial tuvieron lugar a principios del siglo XX por la compañía “Solar Motor Company”, que no terminó bien, debido a algunos accidentes provocados por tormentas y otros fenómenos meteorológicos, que demostraron que el gran tamaño de aquellas máquinas era incompatible con el clima del lugar. Otros llegaron después: “Sun Power Company” mejoró significativamente la eficiencia de la conversión termosolar, incorporando avances como la utilización de reflectores con simetría parabólica, y la de receptores en forma de tubo de cristal aislado. Llegó a construir una gran planta termosolar en Egipto, cerca de El Cairo, allá por 1912. B. El desarrollo de las primeras centrales termoeléctricas Los precursores de las máquinas termosolares vieron frenados sus proyectos por el estallido de la Primera Guerra Mundial. Fue a finales de los años setenta cuando vieron la luz los primeros prototipos de grandes centrales de producción de electricidad mediante energía solar de concentración. C. La energía solar termoeléctrica a escala comercial El despegue definitivo de los sistemas termoeléctricos a escala comercial se produjo tras las crisis del petróleo, en los años ochenta. La compañía “Luz Internacional”, con capital norteamericano e israelí, construyó nueve centrales solares termoeléctricas en el desierto de Mojave, California. Las denominó centrales SEGS (siglas en inglés de “sistemas de generación eléctrica solar”). En total, las plantas SEGS sumaban la no desdeñable cifra de 354 MW. La tecnología empleada fue la de los colectores cilindroparabólicos (ver figura 5.11), la más desarrollada. Las SEGS han funcionado sin interrupción todo este tiempo, vertiendo a las redes californianas miles de gigavatios-hora.

D. Desarrollo actual de los sistemas termoeléctricos Las tecnologías termosolares han vivido desde el comienzo del presente siglo un importante resurgimiento, fruto de la definitiva constatación de los efectos del cambio climático y de los sucesivos aumentos en el precio del barril de petróleo. Así, existen numerosos proyectos en marcha, en lo que parece ser el despegue final de las plantas. Es posible observar cómo existen proyectos de las 3 tecnologías más importantes: CCP, torre central y disco parabólico (las chimeneas solares se tratarán con posterioridad). Dichos proyectos se están desarrollando en los 5 continentes, aunque la gran mayoría se ubican en el sur de Europa, en Norteamérica (EE. UU. y México) y en el norte de África. La gran mayoría de las plantas se corresponden con la tecnología del tipo CCP. En total, las instalaciones en desarrollo suman una potencia de 570 MW, que aumenta por momentos por el imparable ritmo de los nuevos proyectos en promoción. Algunas de las plantas utilizan hibridación, complementando la generación termosolar con ciclos térmicos convencionales alimentados con gas natural. Además de los ya citados proyectos, recientemente se ha conocido que la compañía española Abengoa y la norteamericana Arizona Public Service (APS) han firmado un contrato para el desarrollo y la explotación de una planta de 280 MW, la mayor en el mundo hasta la fecha. E. La energía solar termoeléctrica en España España ha sido durante décadas un referente en el desarrollo de la tecnología solar termoeléctrica, fruto de la intensísima actividad investigadora llevada a cabo en centros como el CIEMAT. En particular, en la Plataforma Solar de Almería (PSA), dependiente del CIEMAT, es donde se ha desarrollado el grueso de la actividad en este campo en nuestro país. Allí se han llevado a cabo proyectos emblemáticos a escala precomercial, experimentando en conceptos como las grandes torres solares o las plantas CCP, la desalación solar o los sistemas de almacenamiento térmico, que han transferido con éxito a diferentes empresas del sector, como Abengoa, Iberdrola, Acciona, Sacyr Vallehermoso. Ha habido que esperar casi 25 años para que se produzca el despegue definitivo de la solar termoeléctrica en el país. Esto ha sido posible como consecuencia del marco legislativo en vigor, que ha introducido un sistema de primas para incentivar la generación eléctrica de las tecnologías limpias.

6. SISTEMAS DE COLECTORES CILINDROPARABÓLICOS (CCPS) Están compuestos por un receptor de luz con simetría cilíndrica, que concentra la radiación en el foco de una parábola, donde se encuentra el colector por el que circula el fluido térmico. Es en éste donde se convierte la energía de la luz solar en energía calorífica, que se emplea en elevar la temperatura del fluido caloportador. Como todos los sistemas de concentración, los CCPs disponen de dispositivos de seguimiento o tracking, de un solo eje en este caso (recuérdese que estas instalaciones sólo pueden aprovechar la componente directa de la radiación solar). En particular, el eje del cilindro receptor se encuentra orientado en la dirección N-S y el seguimiento del sol se realiza en la dirección E-O (o seguimiento acimutal). Para ello, el concentrador rota alrededor de su eje de simetría, paralelo al tubo colector. En la práctica, la potencia nominal de una planta CCPs está entre unos pocos megavatios (20-30 MW) y hasta 300 MW. Sin embargo, realmente es posible realizar proyectos con casi cualquier valor en este rango, dada la elevada modularidad de esta tecnología. En España, la potencia está limitada en la práctica a 50 MW, debido a que este es el límite que impone la legislación para las plantas incluidas en el régimen especial de producción de energía. Para esta potencia, la extensión del campo solar es de aproximadamente 250 hectáreas (HA). La intensidad luminosa (o densidad de potencia) que recibe el fluido absorbedor en un CCPs suele estar en el rango entre 30 y 80 veces el del espectro AM1.5D normalizado (1 kW/m2). Así, se dice que el factor de concentración típico está entre 30 y 80 soles. A estas concentraciones, el fluido absorbedor puede alcanzar temperaturas de hasta 450 ºC, siendo un valor típico el de 390 ºC. El factor de capacidad de una planta CCPs puede llegar a alcanzar el 50 %, estando en la práctica por encima del 20 %. La eficiencia a pleno rendimiento es del 20 %, típicamente, y el rendimiento medio anual está comprendido entre el 11 y el 16 %. El tipo de fluido de trabajo que se utiliza en los CCPs depende de la temperatura de funcionamiento del sistema. Si la temperatura de diseño es moderada (<200ºC), se puede utilizar agua desmineralizada o etilenglicol como fluido de trabajo. Sin embargo, en aplicaciones desarrolladas para funcionar a temperaturas más altas (entre 200 y 450ºC), se suelen utilizar aceites sintéticos. (ver figura) muestra un diagrama simplificado de una central CCP de primera generación, del tipo SEGS (también denominada “heat transfer fluid”, HTF). Consta de un campo de colectores situados en filas paralelas y conectados en serie, que calienta el aceite que circula por los tubos absorbedores (recuérdese que el campo solar sustituye a la caldera de combustible fósil de una central térmica convencional). La energía calorífica del fluido es transferida al circuito de agua/vapor en un intercambiador agua/aceite. La producción de electricidad se realiza mediante una turbina y un generador, utilizando un ciclo Rankine convencional. En las plantas SEGS típicas, no existe un bloque de almacenamiento térmico, como se puede observar en la figura. Sin embargo, sí existe un sistema de calentamiento auxiliar (una caldera de gas), que permite complementar el aporte solar en momentos de poco sol o, incluso, extender el funcionamiento del sistema a las noches y los días nublados. Se trata, por lo tanto, de tecnologías que permiten la generación de energía a temperaturas superiores a 200ºC.

A. Reflectores Como se comentó anteriormente, los reflectores están constituidos por espejos curvados en forma de parábola, que concentran la luz solar en su línea focal, sobre el tubo absorbedor. El espejo está formado por una superficie de partículas metálicas, de aluminio o plata, que es depositada sobre un soporte con la simetría adecuada. Dicho soporte puede ser de vidrio grueso o de metal. El precio de los reflectores es elevado, fundamentalmente por la ausencia de economías de escala y por el limitado número de fabricantes que los desarrollan. Se están buscando en la actualidad otros diseños alternativos, que permitan reducir el coste. Entre los más desarrollados, se encuentran las láminas reflectantes (películas con elevada reflectividad que se moldean in situ sobre el soporte parabólico) y los espejos de vidrio delgado.

La eficiencia de los espejos (definida como la potencia óptica proyectada sobre el tubo colector dividida por la potencia de la radiación directa que incide sobre el espejo) depende fuertemente de las tolerancias de fabricación de la superficie reflectora y de la reflectividad de ésta. Además, otros efectos, como la precisión del sistema de seguimiento o la regularidad en la limpieza de los espejos pueden tener una influencia notable. En cualquier caso, existen diseños comerciales que alcanzan el 90 % de eficiencia. B. El tubo absorbedor Es el elemento en el que se concentra la radiación solar, que calienta el fluido caloportador que lo recorre en su interior, elevando su temperatura. Está formado por 2 tubos concéntricos, uno interior metálico, el que contiene el fluido, y uno exterior de vidrio, que lo protege y realiza funciones de aislamiento térmico (ver figura 5.17). El tubo metálico interior por el que circula el fluido está recubierto de una superficie con tratamiento selectivo, que le confiere una gran absortividad de la luz solar y una reducida emisividad. Esto permite reducir las pérdidas por reflexión y por reemisión de la luz, maximizando la eficiencia. El tubo exterior es de vidrio, que proporciona protección al tubo interior frente a las influencias de la intemperie. Además, evita pérdidas caloríficas, al confinar la radiación infrarroja procedente del absorbedor. Con el mismo fin, de evitar al máximo las pérdidas de energía calorífica, entre los 2 tubos concéntricos se realiza el vacío. La soldadura entre el tubo de vidrio y las partes metálicas es uno de los puntos críticos de todo el dispositivo. El diferente coeficiente de dilatación entre la soldadura y el resto de materiales da lugar a que, a las elevadas temperaturas de funcionamiento, aparezcan tensiones mecánicas inducidas, que pueden provocar la rotura del metal de soldadura. Este fenómeno fue observado en las plantas SEGS, en California, donde más del 5 % de los tubos tuvieron que ser reemplazados, lo que tuvo una importante influencia en el aumento de los costes de las instalaciones. C. Sistemas de seguimiento o tracking Los sistemas de seguimiento o de “tracking” están constituidos por elementos mecánicos que mueven los receptores, orientándolos hacia el Sol. Para ello, o bien integran sensores que son capaces de detectar la posición del sol en tiempo real, o bien tienen programado el camino a recorrer en cada momento del tiempo, camino que ha de ser corregido periódicamente para mantener la precisión. En este último caso, se utilizan los denominados “algoritmos astronómicos”, que proporcionan con enorme exactitud las coordenadas del sol en cada momento. Las plantas CCP disponen de seguimiento en un solo eje. Esta configuración es la más simple entre las posibles para los sistemas de concentración, y también la menos prestacional. Sin embargo, la pérdida de energía con respecto a las instalaciones con seguimiento en 2 ejes no es demasiado relevante. Por ejemplo, en una planta situada en Madrid (40 º de latitud), la ganancia de un sistema de un eje con respecto a uno fijo con inclinación óptima es del 20%. Añadir seguimiento en 2 ejes sólo aporta un 16 % más con respecto al eje simple. Por el contrario, la comentada simplicidad de esta última configuración tiene como grandes ventajas el menor coste de instalación, un mantenimiento más sencillo y barato y la mayor robustez. En la práctica, todos los colectores de una rama del campo solar se montan en la misma estructura, y son movidos por el mismo mecanismo, un motor hidráulico. De esta manera, se asegura la uniformidad en la radiación recibida por todos, siempre que la estructura soporte sea suficientemente rígida y no se flexione en demasía ante las cargas de viento. D. Estructura de soporte El armazón que da rigidez mecánica a los colectores y que soporta el peso de todos los elementos de una rama es la estructura de soporte. En la gran mayoría de los casos, está fabricada en acero. Este material proporciona las mejores características mecánicas, térmicas y de estabilidad ante la influencia de la intemperie.

La enorme demanda de acero en todo el mundo, debido a la pujanza de las economías emergentes (como China, India, Rusia o Brasil), ha hecho que en los últimos años haya aumentado significativamente el precio de este componente esencial en todos los sistemas. Todo ello, a pesar de ser un elemento con multitud de fabricantes, en cualquier lugar del mundo, lo que hace que no existan otras limitaciones en cuanto al suministro salvo las del material de partida. Una de las principales características que una estructura ha de tener es la elevada resistencia ante las cargas de viento, para minimizar la flexión ante el empuje de éste. Una elevada torsión puede provocar que alguna parte del sistema de colectores esté fuera de foco, o incluso sombreada. Por el contrario, una estructura muy rígida será también muy pesada y cara. Por ello, el diseño estructural ha de realizarse buscando el mejor compromiso entre todos estos condicionantes. Los mejores resultados se obtienen utilizando túneles de viento, que permiten realizar pruebas con las cargas de viento previstas en la zona. No hay que perder de vista que la estructura ha de poder ser manejada con relativa facilidad, simplificando las labores de montaje y desmontaje, para minimizar los periodos de instalación o de reposición. E. Fluido caloportador El fluido es el elemento que recibe la energía del sol al circular por los colectores. Se emplean aceites sintéticos, que permiten temperaturas de trabajo de hasta 450 ºC. Frente al agua, estos fluidos tienen la ventaja de poder funcionar a una presión menor sin que se forme vapor. Además, tienen baja reactividad (evitando fenómenos de corrosión), elevada capacidad calorífica y su bajo punto de congelación. No hay que perder de vista que el rendimiento de un ciclo de vapor aumenta con la temperatura del foco caliente, por lo que, en la actualidad, se investigan fluidos que permitan aumentar la temperatura de operación. Sin embargo, la ganancia en el rendimiento por encima de 450ºC no es excesiva, por lo que no se prevé que se vaya a ir mucho más allá en sistemas del tipo CCP. El calor del fluido térmico es transferido al agua de un circuito independiente, para producir vapor sobrecalentado. Este proceso se realiza en un intercambiador de calor. A la salida de éste, el fluido se envía de vuelta a los colectores, para iniciar de nuevo el proceso. F. Las plantas de generación directa de vapor (DSG, Direct Steam Generation) Existe una tecnología termoeléctrica en investigación que emplea agua como fluido de trabajo en lugar del aceite térmico. En ella, el campo solar está compuesto por colectores cilindroparabólicos adaptados, que calientan el agua directamente para generar vapor. El vapor, como en las plantas CCP convencionales, alimenta la turbina para mover un generador y producir electricidad. Esta tecnología se denomina de “Generación Directa de Vapor” (o DSG), y existe un prototipo en la Plataforma Solar de Almería. Sin embargo, no hay en este momento plantas comerciales, dado que no se ha alcanzado la madurez necesaria como para hacer posible instalaciones lo suficientemente fiables. La idea de las DSG es evitar utilizar aceites térmicos, que son fluidos tóxicos de difícil gestión medioambiental que pueden dar lugar a problemas de contaminación en caso de fugas. Por ello, su eliminación también aumentaría la seguridad de las plantas. Además, éstas serían más simples, dado que se podría suprimir el intercambiador de calor, lo cual permitiría a su vez un mayor rendimiento. Los principales inconvenientes de las DSG son la mayor presión de trabajo requerida, de unos 100 bares a 400 ºC, que hace que sea imprescindible utilizar sistemas hidráulicos más robustos (válvulas, bombas, tubos, etc.), y el mayor peligro de congelación en el campo de captación con respecto a los sistemas con aceites térmicos. En cuanto a las ventajas, además de las ya citadas, cabe destacar el mayor potencial de eficiencia de las plantas, puesto que sería posible alcanzar mayores temperaturas en el ciclo de vapor. Esto tendría como consecuencia un menor tamaño del campo solar, a igualdad de potencia. Las instalaciones también serían más sencillas (sin intercambiador) y con menor mantenimiento. Por todo ello, el potencial ahorro de costes es grande.

7. SISTEMAS DE TORRE CENTRAL El campo solar está compuesto por un conjunto de espejos que siguen la posición del Sol en 2 ejes, denominados helióstatos. La radiación colectada es dirigida a un receptor ubicado en lo alto de una gran torre, donde se calienta el fluido absorbedor. Las torres centrales tienen una potencia típica en el rango entre 10 y 200 MW. El factor de concentración suele estar entre 200 y 1000 (flujos de radiación entre 200 y 1000 kW/m2), permitiendo temperaturas de funcionamiento superiores a 550 ºC. Estas elevadas temperaturas permiten aumentar el rendimiento, siendo técnicamente viable alcanzar valores instantáneos cercanos al 23% y de hasta el 20% de promedio anual. El factor de capacidad anual de estas plantas puede alcanzar el 77 %, mediante el uso de sistemas de almacenamiento térmico. De esta manera, es posible superar las 4.500 horas equivalentes de funcionamiento al año. En las plantas menos prestacionales, el factor de capacidad puede ser mucho menor, en el entorno del 20 %. Se espera que las plantas de torre central tengan un gran desarrollo en los próximos años. Y es que su demostración a nivel comercial, con la puesta en marcha de la planta PS10 de Abengoa en el sur de España, ha supuesto un importante punto de inflexión para esta tecnología, reduciendo de manera significativa su riesgo. Además, la capacidad de almacenamiento e hibridación de estas instalaciones son características muy valiosas. Algunos de estas consideraciones serán descritas a continuación. A. La planta PS10 de Abengoa Solar Como se comentó anteriormente, la primera planta comercial del mundo del tipo torre central se puso en funcionamiento en el año 2007, en España. La denominada PS10, de la compañía española Abengoa, se desarrolló en el municipio sevillano de Sanlúcar la Mayor (ver figura) muestra el diagrama de bloques simplificado de la instalación, en el que se aprecian el campo de helióstatos, la torre, el circuito de vapor, la turbina y el generador. Como se puede observar, se trata de una planta de producción directa de vapor, a una temperatura superior a 250 ºC y a 40 bares de presión. La potencia nominal (eléctrica) de la instalación es de 11 MW, siendo la potencia térmica del ciclo de vapor de 50 MW. El campo solar de la PS10 está compuesto por 624 helióstatos modelo Sanlúcar 120, desarrollados por la propia compañía Abengoa. Su superficie es de 120 m2, y en conjunto conforman un área de colección de 75000 m2. Los helióstatos proyectan la luz solar colectada sobre el receptor situado en lo alto de la Torre PS, de 115 m de altura, también diseñada por Abengoa. El receptor es del tipo “de cavidad”, denominación que se debe al hecho de que se encuentra situado en un alojamiento en forma de cavidad cuadrada. Está formado por 4 paneles verticales de 5,5 metros de anchura y 12 de altura, formando un semicilindro. El circuito de agua se sitúa sobre el material refractario que reviste el interior del receptor. La PS10 incluye un sistema de almacenamiento de corta duración, que permite alargar el funcionamiento durante media hora en ausencia de sol. Además, puede operar en modo híbrido, complementando el aporte solar con hasta un 15 % de calor procedente de una caldera de gas natural. En total, la planta puede generar 24.3 GWh de energía al cabo del año, suficiente para garantizar el consumo de 5.500 hogares. El factor de capacidad anual es del 25 % (algo más de 2.200 horas). Tras la PS10, se construirá una segunda instalación de torre central en los terrenos aledaños. Se denominará PS20, también de Abengoa, y tendrá 20 MW de potencia nominal. La torre tendrá más de 160 metros de altura y recibirá la radiación colectada por 1.255 heliostatos de 120 m2. La extensión total de la planta será de 90 HA. La PS20 generará 148,6 GWh al año, energía suficiente para alimentar alrededor de 12.000 hogares.

9. SISTEMAS DE DISCO PARABÓLICO Los sistemas de disco parabólico utilizan concentradores con esta simetría para colectar la radiación solar y concentrarla en el foco de la parábola. En ese punto se sitúa el receptor de la luz, que es un motor de combustión del tipo ‘Stirling’. Los discos parabólicos utilizan seguimiento en 2 ejes, siendo posible alcanzar niveles de concentración de hasta 4.000 soles. Son sistemas muy modulares, con potencias unitarias entre 5 y 25 kW. Por ello, tienen gran potencial para instalaciones aisladas de la red, donde podrían competir con los sistemas fotovoltaicos o con las pequeñas instalaciones eólicas. Las elevadas concentraciones de los discos parabólicos permiten alcanzar temperaturas de funcionamiento de hasta 800 ºC, con las que es posible obtener rendimientos muy altos. De hecho, se trata de los sistemas solares de generación eléctrica que han demostrado mayor eficiencia, siendo posible alcanzar valores máximos cercanos al 30 % y promedios anuales de hasta un 25%. La superficie reflectante de los concentradores puede ser de vidrio (espejos) o de una lámina delgada metalizada, fijada a una estructura de fibra de vidrio. Estos reflectores concentran la radiación sobre receptores que contienen un gas, normalmente helio, hidrógeno o aire. La expansión del gas produce el desplazamiento de un pistón, que mueve un alternador integrado en el mismo foco, para generar electricidad. La utilización de motores del tipo Stirling en estas instalaciones se debe a su alto rendimiento termodinámico. Y es que, a las temperaturas alcanzadas en los discos parabólicos, es posible llegar a eficiencias en el motor de entre el 30 y el 40 %. Además, al tratarse de motores de combustión externa, el aporte energético se realiza desde el exterior, mediante la luz solar recogida por el disco parabólico. 10. CHIMENEAS SOLARES Las chimeneas solares son sistemas de producción de electricidad que aprovechan el movimiento de masas de aire calentadas por el sol en un gran invernadero. El movimiento de ascensión de dicho aire por una gran chimenea mueve una turbina para generar electricidad, como en un aerogenerador. Las chimeneas solares pueden aprovechar la radiación solar global, tanto directa como difusa, lo que supone una ventaja con respecto al resto de las instalaciones termosolares. Además, tienen capacidad de almacenamiento térmico, por su propia naturaleza, dado que pueden producir electricidad 24 horas al día. Esto se debe a que la temperatura nocturna en el interior del invernadero es superior a la existente en el exterior, debido al confinamiento de la radiación infrarroja producido por la cubierta. No obstante, la potencia generada durante la noche es muy inferior a la que se obtiene en las horas de sol. Aún así, es posible incorporar sistemas de almacenamiento adicionales, complementando el existente de manera natural (por ejemplo, de almacenamiento por cambio de fase). Para potencias entre 5 y 100 MW, la altura de chimenea está entre 550 y 1000 m, y el diámetro del campo de captación entre 1250 y 4300 m. La generación anual está entre 14 y 320 GWh al año, lo que se corresponde con entre 2800 y 3300 horas efectivas de funcionamiento. Las chimeneas solares ocupan grandes extensiones de terreno, lo que a priori puede suponer un importante inconveniente. No obstante, la posibilidad de dar algún tipo de uso complementario a la superficie de invernaderos (como el cultivo de especies que se puedan desarrollar en condiciones de temperatura e iluminación compatibles con las de generación eléctrica de la central) puede paliar este inconveniente. Además, en los pocos proyectos que actualmente se encuentran en fase de estudio (en Australia o en la India) se contempla la explotación turística de la zona como fuente adicional de ingresos, debido a la espectacularidad de estas instalaciones. Existe un antecedente de instalación de chimenea solar que estuvo en funcionamiento durante 7 años en nuestro país. Se trata de la planta de Manzanares, en Ciudad Real, puesta en marcha en 1982 y que funcionó hasta 1989.

11. ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA EN SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS Una gran ventaja de los sistemas termoeléctricos es que es posible almacenar energía para su consumo en los momentos en que no hay sol. Esto se puede conseguir utilizando grandes tanques en los que se guarda un fluido a alta temperatura (normalmente, algún tipo de sales fundidas o directamente vapor), manteniéndolo en estas condiciones hasta los momentos en que se requiere la electricidad. Es entonces cuando se produce o se utiliza el vapor necesario para la generación. Y es que el almacenamiento de calor se puede realizar de manera eficiente, sobre todo si se compara con el de grandes cantidades de energía eléctrica en baterías, opción que no se utiliza por sus grandes inconvenientes (como el gran tamaño de las baterías, su escasa vida útil o las pérdidas de energía por la descarga de éstas). Además de los depósitos para almacenamiento directo del fluido caliente, existen otras tecnologías disponibles o en desarrollo. En el denominado "Almacenamiento Dual", se dispone de un depósito lleno de un material con gran capacidad calorífica y baja conductividad térmica (normalmente algún metal apilado en forma de placas o un material cerámico). El fluido caliente transfiere su energía al material almacenado, que es el que efectivamente mantiene el calor. En los sistemas que se están desarrollando actualmente, el almacenamiento de energía permite que el suministro eléctrico se pueda prolongar entre 30 minutos y 15 horas en ausencia de sol. Las pérdidas en el proceso son muy reducidas, existiendo sistemas que han demostrado un rendimiento superior al 99 %. El incremento en el periodo de operación que el almacenamiento permite tiene indiscutibles ventajas, siendo las más relevantes la mayor flexibilidad a la hora de dimensionar el sistema de captación (que no tiene que ser capaz de gestionar toda la energía disponible en las horas de máxima insolación), la mayor flexibilidad en el funcionamiento de la planta (que puede responder a variaciones en la demanda y a diferencias estacionales en la radiación solar disponible) y, en general, la mejora en la eficiencia global del sistema. Las citadas ventajas del almacenamiento térmico pueden potenciarse, alcanzando el máximo nivel, mediante la utilización de sistemas de apoyo a la generación basados en calderas convencionales de gas. De esta manera, la planta puede funcionar 24 horas al día, manteniendo su potencia prácticamente constante. Durante la noche, es la caldera de apoyo la que mantiene el grueso de la producción energética. En las horas centrales del día, si hay sol, es el campo de captación el que proporciona el aporte y, si es posible, alimenta el sistema de almacenamiento. La energía contenida en éste es utilizada a continuación, hasta que entra en acción la caldera de gas. Por supuesto, en general, el funcionamiento de la planta podrá tener diferentes aportes de cada sistema en cada momento, regidos por la aleatoriedad del recurso solar y por las variaciones en la demanda eléctrica a lo largo del día o del año.

12. OTRAS APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR DE MEDIA Y ALTA TEMPERATURA Se describen algunas de las aplicaciones de la energía solar térmica de media y alta temperatura que no obtienen como producto final electricidad, son menos extendidas, como la descontaminación de aguas residuales, la desalinización o la obtención de calor para procesos industriales. No obstante, con el paso de los años estos usos cobrarán mayor relevancia, debido a la madurez tecnológica que poco a poco van adquiriendo y al enorme potencial del recurso solar disponible. A. Obtención de calor de proceso para aplicaciones industriales En multitud de procesos industriales, es necesario utilizar fuentes de calor a media o alta temperatura. Se trata de aplicaciones en las que, para la obtención de diferentes productos, se requieren temperaturas de entre poco más de 100 y hasta 2000 ºC. Esto es posible haciendo uso directo de la energía solar concentrada, con dispositivos receptores y colectores semejantes a los ya descritos en secciones anteriores. Aplicaciones típicas de estos sistemas térmicos se encuentran en granjas agrícolas, para el secado del grano de los cereales o, en general, de otros productos o subproductos de las cosechas. También en industrias en las que se requiere utilizar vapor para diferentes procesos o, en general, un fluido calentado a media o alta temperatura: tratamiento y tintado de tejidos en la industria textil, fabricación de productos farmacéuticos, cosméticos o detergentes (industria química), industria alimentaria, etc. B. Descontaminación de aguas residuales, suelos contaminados o gases tóxicos Las necesidades de agua potable para el consumo humano, o para abastecer los múltiples usos en la sociedad moderna (riego de cultivos, limpieza, aplicaciones industriales, etc.), crecen día a día, fruto del aumento de la población y del despilfarro que en demasiadas ocasiones se hace de tan preciado bien. Sin embargo, los recursos hídricos son limitados y pueden serlo aún más, si los pronósticos de los estudiosos del cambio climático se hacen realidad. Una manera muy eficaz para minimizar la desproporción entre la disponibilidad de agua y su consumo es la eficiencia en su utilización, que puede lograrse mediante el ahorro de recursos (es decir, gastando únicamente lo estrictamente necesario) y el reciclaje. El tratamiento integral del agua permite recuperar al máximo cada litro utilizado, devolviéndolo al ciclo de consumo en condiciones aptas para su uso. Sin embargo, la descontaminación del agua requiere de importantes cantidades de energía, que hay que producir a partir de recursos naturales muy limitados, y que conlleva la emisión de gases de efecto invernadero. Salvo que se realice a partir de fuentes renovables. Esto es posible ya hoy en día, dado que existen procesos muy avanzados para destoxificar aguas contaminadas a partir de energía solar térmica. Estos procesos también se pueden aplicar al tratamiento de gases contaminados provenientes de procesos industriales, o de suelos degradados por diferentes usos. En efecto, los métodos de oxidación química asistidos por luz tienen la capacidad para producir agentes oxidantes muy potentes, que convierten contaminantes no biodegradables en especies inocuas. Con la ventaja añadida de que pueden ser utilizados para tratar aguas resistentes a otros métodos, dado que la influencia de la iluminación es precisamente la de acelerar la descomposición de los contaminantes. Estos desarrollos fueron realizados en laboratorios de Norteamérica a finales de los 80. Aquellos prototipos utilizaban sistemas solares térmicos del tipo colector cilindroparabólico (CCP), como los empleados todavía hoy en plantas termoeléctricas, en los que el agua a tratar se hacía pasar por el tubo receptor de la luz concentrada. Posteriormente, en España, se desarrolló una intensa labor investigadora con el fin de mejorar la eficiencia de estos sistemas. Aquellos trabajos dieron su fruto a finales de los 90, con la inauguración en Madrid de la primera planta experimental de este tipo, en el municipio de Arganda del Rey. Estos logros sitúan a nuestro país en una posición de privilegio en el campo del tratamiento del agua con energía renovable, con la PSA a la vanguardia de la investigación y desarrollo en el sector.

C. Obtención de agua potable a partir del agua del mar mediante desalación El cambio climático acentúa los problemas de escasez de agua en los países mediterráneos y otras áreas de todo el globo. No será suficiente con el ahorro y el tratamiento integral del agua. Además, será necesario recurrir a fuentes de abastecimiento no convencionales, como la desalación. El mar es una fuente prácticamente ilimitada de agua, que puede aprovecharse para el consumo humano mediante tecnologías ya demostradas, sin grandes inconvenientes técnicos. Sin embargo, la desalinización requiere de un gran aporte energético. El binomio desalación-energías renovables presenta importantes ventajas. Por un lado, en muchas zonas afectadas por sequías existen abundantes recursos para la generación renovable, particularmente de energía solar. Por otro lado, las necesidades de agua para el consumo humano suelen aumentar en estas áreas en las épocas más calurosas, en verano, cuando la disponibilidad de sol es mayor. Así ocurre en las costas, donde los núcleos de población con potencial turístico multiplican su población en estos meses. Los sistemas de desalación pasivos utilizan la energía solar para separar el agua de la salmuera mediante evaporación. Existen diferentes tecnologías en desarrollo, siendo las más comunes los Solar Stills, las plantas MED y las MSF.

• Solar Stills: Los Solar Stills están formados por una piscina de almacenamiento para el agua de mar rodeada por una cubierta transparente (que normalmente está hecha de vidrio o de un material plástico). Debido al efecto invernadero que se produce en el interior del recinto, es posible que en éste se alcancen temperaturas superiores a 60 ºC, suficientes para que el agua estancada se evapore. El vapor se condensa al entrar en contacto con la cubierta del invernadero, y el agua condensada se desliza por la pendiente de ésta, hasta acabar almacenada en un depósito. La principal ventaja de los Solar Stills es su gran simplicidad, pero requieren grandes superficies para el estanque si se desea producir volúmenes considerables de agua destilada. Y es que la eficiencia de estos sistemas tan rudimentarios es baja, lo que los hace inviables a gran escala.
• Plantas de destilación multiefecto (MED): Las plantas desaladoras del tipo MED (o de destilación multiefecto) o MSF (o de evaporación instantánea multietapa, descrita con posterioridad), son sistemas más sofisticados que los Solar Stills, y por ello permiten rendimientos significativamente mayores. En ambos casos, están compuestas de un campo de colectores solares, un sistema de almacenamiento térmico y un bloque de desalación propiamente dicho. Los subsistemas de captación y almacenamiento son la parte más convencional de la planta, y tienen gran similitud con las centrales termoeléctricas del tipo CCP ya descritas. Su función es aportar la energía necesaria para producir la evaporación del agua salina. En una desaladora multiefecto (MED), se aprovecha el calor latente que el agua evaporada cede en la cubierta al condensarse, utilizándose para evaporar más líquido. Esto se consigue situando un nuevo recipiente contenedor de agua salada sobre la cubierta del primero. Las desaladoras MED han sido experimentadas con éxito en España.
• Plantas de destilación instantánea multietapa (MSF): Las desaladoras MSF comparten con las MED la característica de realizar la evaporación en varias fases, aumentando el rendimiento global. En estas plantas, se produce la denominada evaporación instantánea (o “flash”), que tiene lugar cuando un líquido a temperatura cercana a la de ebullición experimenta una reducción de presión súbita. En estas condiciones, parte del líquido se evapora, y se extrae del sistema por condensación. El proceso se repite en las sucesivas etapas, en las que la presión y la temperatura son menores. La salmuera que no se ha evaporado se hace pasar a la siguiente etapa, donde una parte alcanza el punto de ebullición y se convierte en vapor. El condensado de todas las etapas es el producto final de la desalación. Las plantas MSF necesitan trabajar con temperaturas superiores a las otras tecnologías de desalación descritas, habitualmente entre 110 y 120º C. Por ello, el campo solar ha de ser capaz de garantizar dicha temperatura.
• Plantas de ósmosis inversa alimentadas por energías renovables: En este sistema, el agua salada se bombea a presión a través de una membrana semipermeable, que retiene el líquido con mayor concentración salina, dejando pasar el agua destilada. La electricidad que mueve la bomba se obtiene de la fuente renovable, la parte solar o eólica de la instalación.

13. ASPECTOS NORMATIVOS Y ECONÓMICOS DE LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS Se describen a continuación algunos aspectos relacionados con la normativa termoeléctrica, en particular, aquellos que establecen el régimen económico de las centrales que está fundamentado en los RD 436/04 y 661/07, que afectan a todas las instalaciones de producción de energía en el llamado régimen especial, es decir, aquellas de potencia inferior a 50 MW que utilizan energías renovables o residuos y también las centrales de cogeneración. Estas normas fueron promulgadas en el marco del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, transposición de una Directiva comunitaria que establece el objetivo de que, a finales de 2010, el 12 % de toda la energía consumida en la Unión Europea (UE) debe tener origen renovable. • El Plan de Energías Renovables 2005-2010 estableció un objetivo particular para las tecnologías de producción eléctrica, de tal manera que, en 2010, éstas habían de suministrar el 29.4 % del consumo total. El PER también asignó un reparto de estos objetivos por tecnologías, estableciendo una potencia a instalar para cada una de ellas. Así, para la energía solar termoeléctrica, estableció que, al final de la década, la potencia total instalada habría de alcanzar los 500 MW. Este objetivo era realmente ambicioso, dado que en 2005, cuando el PER vio la luz, no existía potencia instalada. La potencia prevista en el PER se ha ido instalando en sucesivos desarrollos, y lo seguirá haciendo hasta el final del plan. La mayoría de los proyectos se desarrollan en Andalucía, comunidad muy favorecida por la disponibilidad de recurso solar. De hecho, se fijó una potencia mayor que para tecnologías como la energía solar fotovoltaica, para la que existían instalaciones funcionando desde hacía décadas. Todo parece indicar que los objetivos del PER para esta tecnología se van a cumplir sobradamente, dado el aluvión de solicitudes de conexión de nuevas plantas (de hecho, se estima que en la actualidad existen instalaciones que suman una potencia superior a 2000 MW inscritas de forma provisional en el Registro de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en el Régimen Especial). A) Los Reales Decretos 436 de marzo de 2004 (R.D.436/04) y 661 de mayo de 2007 (R.D.661/07) El RD 436/04 unifica toda la normativa nacional en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial. En particular, a la energía solar termoeléctrica, que está incluida en la categoría b (la de las renovables), en el grupo b.1. Dicho grupo engloba a la energía solar fotovoltaica (en el subgrupo b.1.1) y a la propia termoeléctrica (en el subgrupo b.1.2). Para cada categoría, establece un sistema de primas para incentivar la producción, haciendo las diferentes tecnologías atractivas para la inversión. Los dueños de plantas termoeléctricas, al igual que el resto de promotores de energías renovables, pueden acogerse a 2 modalidades de retribución: la opción a mercado y la opción a tarifa regulada. En el caso de la venta a tarifa regulada, el productor recibe un precio fijo, que se calcula como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia (TEM). Para las plantas termoeléctricas sujetas al R.D.436/04, dicho porcentaje es del 300 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y del 240 % a partir de entonces. En el caso de la opción a mercado, el dueño de la instalación vende la producción directamente en el mercado eléctrico, percibiendo el precio de éste (que, por lo tanto, está sometido a importantes fluctuaciones, al estar sujeto a la ley de la oferta y la demanda). Además, también recibe un incentivo del 10 % por participar en el mercado, más una prima del 250 % de la TEM durante 25 años y del 200 % a partir de entonces. El R.D. 436/04 fue modificado en el año 2007, mediante el R.D. 661. Afecta a las plantas con puesta en marcha posterior al 1 de enero de 2008. La modificación del esquema retributivo mantiene los 2 mecanismos básicos, la opción a tarifa regulada y la opción de mercado. La opción de venta al mercado es la que contiene novedades más importantes. Así, las instalaciones que la elijan recibirán un precio final que tendrá que estar delimitado por una banda. Dicha banda tendrá un valor de precio máximo, por encima del cual las instalaciones no cobrarán prima, y otro de precio mínimo, a partir del que no podrán descender los ingresos. Este mecanismo se denomina de cap and floor, en inglés, y está pensado para proteger al productor ante un hundimiento del mercado y para evitar al sistema eléctrico costes desproporcionados. El R.D. 661/07 también prevé que las tarifas se revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología. Sin embargo, las revisiones futuras no afectan a las instalaciones ya puestas en marcha para garantizar la estabilidad en el sector.

14. PERSPECTIVAS DE FUTURO Hay trabajos publicados sobre el potencial de la energía solar termoeléctrica como fuente de suministro masivo, tanto a nivel nacional como en el ámbito internacional. En particular, de los estudios de la organización ecologista Greenpeace, en colaboración con diferentes organismos (la Universidad Pontificia de Comillas y la Asociación Europea de la Industria Térmica, ESTIA). Ambos trabajos concluyen que, en el medio y largo plazo, la energía solar termoeléctrica se convertirá en una alternativa energética de primer orden, debido a la abundancia de recursos solares en todo el planeta, a la madurez tecnológica que se alcanzará en pocos años y a las importantes ventajas ya comentadas de esta fuente (en particular, la ausencia de emisiones contaminantes y la capacidad de almacenamiento energético). A. El estudio “Pasos Firmes Contra el Cambio Climático”, de Greenpeace y ESTIA Publicado en el año 2004, este trabajo afirma literalmente que “no hay barreras técnicas, económicas o de recursos para suministrar el 5% de las necesidades eléctricas mundiales con sólo energía solar térmica en el 2040, incluso asumiendo que la demanda eléctrica global se podría doblar para entonces. La industria termosolar puede convertirse en un negocio dinámico e innovador de 15.000 millones de euros anuales en 20 años, abriendo una nueva era de progreso económico, tecnológico y medioambiental global”. Para llegar a estas conclusiones, el estudio parte del análisis de la tecnología disponible y de la evolución prevista para ésta hasta el año 2020. Para entonces, Greenpeace prevé que la energía solar térmica podría suministrar electricidad a más de 100 millones de personas, especialmente en las áreas más soleadas del mundo. Así, la potencia termoeléctrica instalada en el mundo podría superar los 21 GW en 2020, para alcanzar los 630 GW en 2040. Ello permitiría crear 200.000 empleos hasta el fin de la próxima década, y evitar la emisión de 154 millones de toneladas de CO2. El trabajo también presta atención a otros aspectos económicos, además del de la creación de empleo. Así, los autores estiman que la inversión en esta tecnología crecerá desde los 375 millones de dólares en 2005 hasta casi 8.000 millones en 2020. B. El estudio Renovables 2050, de Greenpeace y la Universidad Pontificia de Comillas Renovables 2050 es quizá el principal trabajo desarrollado para evaluar el potencial de las energías renovables en España. Este estudio presta una especial atención a la energía solar termoeléctrica, como se comenta a continuación. En efecto, Renovables 2050 concluye que esta tecnología es la que mayor potencial tiene para, a mediados del presente siglo, suministrar la mayor parte del consumo eléctrico del país. Las tecnologías termoeléctricas tienen capacidad para suministrar más de las 2 terceras partes de la energía total generada por las renovables (el 68 %), que en total sumarían casi 16.000 TWh al año (o lo que es lo mismo, 56,42 veces la demanda de electricidad y 10 veces la demanda de energía primaria total prevista a mediados de siglo). En particular, las centrales del tipo CCP podrían sumar una potencia total de 2.739 GW en 2050, suficiente para suministrar casi 10.000 TWh de energía eléctrica. De esta manera, sería posible proporcionar más de 35 veces la demanda total proyectada para entonces. Para ello, sería necesario ocupar más del 13% del territorio español. Estas cifras han sido calculadas tomando como base instalaciones con orientación norte-sur, que utilizarían agua como fluido de trabajo y con capacidad de almacenamiento de 15 horas. Además, asumen que las plantas no necesitarán agua para su refrigeración, lo que puede ser una característica muy relevante a mediados de siglo, dado que se espera que la aridez del clima se acentúe en la península, debido a la influencia del cambio climático. Castilla y León (con casi la cuarta parte del total), Castilla la Mancha, Andalucía y Aragón son las regiones más propicias para esta tecnología. Renovables 2050 también presta atención a las centrales del tipo chimenea solar, a las que trata de una manera diferenciada con respecto a las CCP. Los autores estiman que sería posible instalar más de 324 GW con esta tecnología, con la capacidad para generar 836 TWh al año. Esta energía sería suficiente para garantizar 3 veces la demanda total del país a mediados de siglo. Como en el caso de las instalaciones CCP, son Castilla y León, Castilla la Mancha, Andalucía y Aragón las comunidades más propicias. Además de estas 4, hay siete regiones con potencial para cubrir el 100 % de su propia demanda con esta tecnología: Galicia, Cantabria, La Rioja, Navarra, Valencia, Murcia y Extremadura.