Energía Solar Termoeléctrica Despliegue Actual, Opciones Tecnológicas y Retos Futuros

Energía Solar Termoeléctrica Despliegue Actual, Opciones Tecnológicas y Retos Futuros Félix M. Téllez Sufrategui Tecnologías Alta Concentración Solar CIEMAT- Plataforma Solar de Almería, Madrid

Sostenible Con garantía de suministro Sin impactos impredecibles en la economía nacional Sin riesgos de catástrofes Sin traspasar a futuras generaciones los problemas de gestión de residuos Con coste asumible Que mis pagos contribuyan a generar riqueza en mi país Como desearía que fuera el sistema eléctrico del futuro?

Las energías renovables son la respuesta Hasta que porcentaje ( 100%?) En qué plazos? ( 2050?, 2100?) Cuál será el mix?

Qué son?: Sistemas que generan electricidad a partir de la radiación solar directa CONCENTRADA Por qué resultan interesantes?: La Solar Termoeléctrica (STE) puede jugara un papel relevante Permiten generación distribuida y centralizada de electricidad de modo gestionable, complementando (no compitiendo) a/con otras renovables como la eólica y la hidroeléctrica (escasas en verano o anticiclón) Compite por ser la electricidad solar mas barata El despliegue comercial ya es significativo (~240 proyectos=~10 GWe ) ya existe el conocimiento y la experiencia necesarias generan empleo, tanto temporal como permanente son sistemas que reducen de forma apreciable las emisiones de CO 2 : - Ciclo de vida (retorno de la energía para la fabricación/construcción/desmantelamiento) ~12 meses - cada kwh de electricidad producida con energía solar evita la emisión la atmósfera de ~0.5 kg de CO2

Principio de Funcionamiento de la Solar Termoeléctrica Se utiliza Energía solar concentrada para elevar la temperatura de un fluido calo portador (opcionalmente en combinación con uso de Gas Natural y/o Almacenamiento térmico) para accionar turbinas de vapor, de gas o motores de pistón y generar electricidad o una combinación de calor y electricidad. Vapor o Gas Electrici dad Sistemas de Concentración de Rad. Solar (Opcional) Almacen -amiento (Opcional) Apoyo Fósil Steam or Gas turbine & Generator Utility Grid

Opciones Tecnológicas (Solar Termoeléctrica, STE)

Sistemas de Foco Puntual: Plantas de Receptor Central en TORRE (Receptor fijo en centro usualmente sobre Torre. concentrador segmentado con simetria 2D) Plantas de Disco-Motor (~Stirling). Receptor y concentrador en eje óptico. Concentrador continuo o segmentado pero sobre conformación paraboloide continua. Sistemas de Foco Lineal Plantas de Colectores Cilindro Parabólicos (receptor y concentrador en eje óptico con simetría 1D) Plantas con Colectores lineales Fresnel (Receptor fijo; concentrador segmentado) Otras: Concentración solar en laboratorio: Hornos solares Sistemas Beam-Down Los tipos de Solar Termoeléctricas suelen distinguirse por la forma del Concentrador Solar

La Solar Termoeléctrica permite varias opciones de implementación OPCION 1: Generación de Electricidad Solo-Solar en modo fluyente (la electricidad se produce solo cuando hay DNI) OPCION 2: Generación de Electricidad Solo-Solar con almacenamiento térmico (permite gestionabilidad frente a transitorios por nubes y acoplamiento a la demanda) OPCION 3: Generación de Electricidad con hibridación (permite gestionabilidad frente a transitorios por nubes y acoplamiento a la demanda) OPCION 4: CO-Generación de Electricidad y Calor (por ejemplo para agua desalada) con hibridación (afronta dos necesidades electricidad y agua- en muchas zonas costeras y desérticas)

DIFERENTES TECNOLOGIAS: Diferentes prestaciones y potencial Fluidos de trabajo - Temperatura - Rendimiento - Almacenamiento Diseño sistemas - Ciclos - Refrigeración - Hibridación - Terreno - Costes Canales Parabólicos Helióstatos con receptor en torre Reflectores lineales Frenel Discos Parabólicos con motor Stirling

Planta Solar Termoeléctrica con Canales Parabólicos o de Colectores Cilindro-Parabólicos (STE-CCP) Vista de una planta típica Campo solar Bloque de Potencia

Algunas Características Básicas de la STE-CCP Receptor en foco lineal. Seguimiento en 1 eje; limitado a ~500ºC. Flujos de 20-80 kw/m2. ~1km de receptor por MWe (para MS=1 y ancho de 6 m). Ciclos de Vapor Rankine convencionales Eficiencia (anual) conversión solar-electricidad ~13-15% (media anual) Factor de capacidad ~ 20-50% Constituye la STE mas madura [~70% de los proyectos: 354 MWe operando en California desde 1989...+ 1MWe en Arizona (2006) + 64 MWe en Nevada (2007) + 700 MWe en España en Abril, 2011 + 70 MWe en MENA + ] ~ 5000 MWe para 2014-15 United States: Construction 64MW Nevada Solar One

Campo Solar Planta Solar Termoeléctrica con Cilindro Parabólicos Configuración de Planta La tecnología que está demostrada comercialmente (>1000 MWe) es la llamada HTF (Heat Transfer Fluid) 395 ºC aceite Vapor sobrecalentado104bar/380ºc) Turbina de vapor Sales Fundidas (hot tank) (tanque caliente) Intercambiador Aceite/sales Generador de vapor Condensador G. 295 ºC aceite Sales fundidas (cold tank) (tanque frio) Recalentador Tanque expansión del aceite Desgasificador Vapor recalentado 17bar/371ºC Precalentador

Variación ISCC (Integrated Solar COMBINED CYCLE) = Esquema de Planta CCP con apoyo del Banco Mundial

Total Output (GWh) O&M Cost ( /kwh) Estado de la tecnología CCP Curva de aprendizaje reactivada desde las plantas SEGS, con mejoras en: Disminucion de los costes de O&M > 30% desde las primeras SEGS Reducción de los tiempos de instalación y puesta a punto, Primer impacto de Economias de esacala 500 400 300 200 100 Kramer Junction SEGS Plant Mejoras 5 4 3 2 1 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 0 KJC DISS/PSA En busca de reducción de coste final de la electricidad se están desarrollando nuevos conceptos de componentes y se requiere mayor competitividad en algunos de ellos

Oil circuit Los Desarrollos e Innovaciones tecnología CCP están abordando: Nuevos diseños de de estructuras de colector para reducir los costes de instalación Templado de espejos conformados para aumentar durabilidad Esquemas de Generación Directa de Vapor para alcanzar mayor simplicidad y mayores eficiencias (Reto: 15% mayor eficiencia; 15% menor coste) Solar Field Oil at 395 ºC The Planta DISS instalada en la PSA Super-heater Condenser Steam Generator. Steam at 104 bar/380 ºC Steam turbine DSG Plant Steam at 104 bar/400 ºC Auxiliary heater Steam turbine Solargenix Auxiliary heater Oil at 295 ºC Degasifier Re-heater Oil expansion tank Campo solar HTF DISS Plant (lado Sur) EuroTrough SenerTrough Row of collectors Water at 114 bar / 200 ºC LS-3 Condenser B.O.P. building De-gasifier Vista aérea de la planta DISS

Los Desarrollos e Innovaciones tecnología CCP están abordando: Nuevos diseños de de estructuras de colector para reducir los costes de instalación Templado de espejos conformados para aumentar durabilidad Esquemas de Generación Directa de Vapor para alcanzar mayor simplicidad y mayores eficiencias (Reto: 15% mayor eficiencia; 15% menor coste) Nuevas Soluciones de Almacenamiento Térmico: a) Con hormigón, 1,3 m 1,7 m Tube heat exchanger 400 kwh thermal storage prototype module with concrete

Nuevos Desarrollos e Innovaciones tecnología CCP Nuevos diseños de de estructuras de colector para reducir los costes de instalación Templado de espejos conformados para aumentar durabilidad Esquemas de Generación Directa de Vapor para alcanzar mayor simplicidad y mayores eficiencias (Reto: 15% mayor eficiencia; 15% menor coste) Nuevas Soluciones de Almacenamiento Térmico: a) Con hormigón, b) Con Materiales de Cambio de Fase (PCM) 200 kwh thermal storage prototype module with PCM

Otras líneas de I+D para la Reducción de Costes en CCP Viabilidad de nuevos fluidos de trabajo que tengan un menor mantenimiento que el aceite térmico usado actualmente en los colectores cilindro parabólicos Planta experimental de la PSA con colectores refrigerados por gas Vista general de la planta Colectores en funcionamiento

Otras líneas de I+D para la Reducción de Costes en CCP Viabilidad de nuevos fluidos de trabajo que tengan un menor mantenimiento que el aceite térmico usado actualmente en los colectores cilindro parabólicos Planta experimental de ENEA en Casaccia (Italia) con sales fundidas Vista general del campo solar

Concentrador Lineal Fresnel (Variante/Innovación de CCP) Tubo absorbedor Segmentos longitudinales de espejos Receptor Ejes de giro Reflectores rectangulares

Concentrador Lineal Fresnel (Variante/Innovación de CCP) Receptor en foco lineal. Seguimiento en 1 eje; limitado a ~350ºC. Flujos de 10-40 kw/m2. Ciclos de Vapor Rankine convencionales Eficiencia (anual) conversión solar-electricidad ~9-12% (media anual) Factor de capacidad ~ 20-30% Mejor ocupación del terreno que CCP y concentrador mas barato pero menor eficiencia óptica 2 MWe en España en Abril, 2011+ 5 MWe en USA + proyectos por 70 MWe + ~ 100 MWe para 2014-15 21

Planta Solar Termoeléctrica de Receptor Central Receptor Receptor Campo de Helióstatos Torre Heliostatos Almacenamiento Térmico Bloque de Potencia

Sistemas de Receptor Central, STE-RC Seguimiento en 2 ejes, Temperaturas 250ºC- 1100 ºC. Flujos de 300-1000 kw/m2 Primera planta comercial (a nivel mundial) se inauguró en Marzo. 2007 (Solucar-PS10) Ciclos Vapor, Brayton, Combinados (top) Precedentes (demostración, en los 80 s y 90 s): Solar One y Solar Two de 10 MW, CESA-1, Eficiencias (anuales) conversión solar-electricidad: 12-16% Factores de capacidad hasta ~65% Proyectos en marcha: ~300 MW en España (50 MWe en operación: PS10, PS20, Gemasolar) 2,500 MWe en EE.UU. (esolar, Brightsource, Rocketdine, Solar Reserve) (5 MWe en operación) 100 MWe en Sudáfrica? 50 MWe en MENA? FV Hot Salt Storage Tank Conventional EPGS PS-20 PS-10 Steam Generator Cold Salt Storage Tank COST AND PERFORMANCE FORECASTS, SL-5641 2003.

Sistemas de Receptor Central, STE-RC Curva de aprendizaje reactivada con PS10, PS20, esolar, Gemasolar,.. Aunque la madurez se considera menor que en CCP, el mayor potencial en eficiencia y reducción de costes de las plantas STE-RC tiende a equilibrar el despliegue de plantas RC y CCP. Tres opciones tecnológicas preferentes: Agua-Vapor (saturado, sobrecalentado, ), Sales fundidas y Aire. Crimea (URSS) Eurelios en Adrano (Italia) Sunshine-Nio; Japón PSA Sandia (EE.UU) Weitzman (Israel) Steam Sept 2006 2008... PS-20* 20 Steam 2008 Solar One Solar Two

STE-RC. Estado de la Tecnología GM-100 SAIC-170 ASM-150 ATS-150 Helióstato: (Representa ~50% de la inversión) Ha mostrado un comportamiento excelente, con tendencia a desarrollos de mayor tamaño o mayor modularidad y costes específicos menores. Referencia actual: Helóstatos de 120 m2 Oferta comercial de ~200 /m2 (instalado) Aún hay mucho potencial de reducción de costes Solar Two SANLUCAR 120 Receptor: Muchas tipologías y tamaños (entre 1s KW y 10s MWs) desarrollados. Muchos desarrollo han probado la facilidad de operación y altos rendimientos (~75-85%). Pendiente demostrar la durabilidad ( 30 años?) Los sistemas avanzados potencian los diseños con fluidos que trabajen a temperaturas altas: vapor sobrecalentado/supercrítico (500-650 ºC). Aire (700-900 ºC), operables con mayores flujos solares y esquemas hibridos. TSA

STE-RC: Nuevos Desarrollos e Innovaciones: Retos para la Modularidad Explorando el potencial de la Modularidad Frente al paradigma de cuanto mas grande menor coste específico, se están explorando el potencial de reducción de costes apostando por la modularidad : Nuevos diseños de helióstatos especialmente concebidos para reducir la cantidad de mano de obra requerida, tanto para la fabricación como para el montaje en campo Diseños modulares de planta multi-torre de pequeño tamaño, en el rango de potencias 100 kwe 5 MWe Modelo Planta de planta piloto multi-torre de torre 2x2,5 de 100 MWe kwe (EEUU) (Israel) Heliostatos de 1 mheliostatos 2 desarrollados 14,3 por E-Solar m2 desarrollados (EEUU) por BrightSource (Israel

SRC: Nuevos Desarrollos e Innovaciones (Tecnología de Aire atmosférico y Presurizado) Tecnología de Aire Atmosférico Ciclos tipo Rankine Funcionalidad probada pero altos costes de receptor Incident solar flux ambient air SiSiC absorber & SiSiC cup material absorber structure SiSiC cup cooling air orifice insulation Internal air ducting hot air

SRC: Nuevos Desarrollos e Innovaciones (Tecnología de Aire atmosférico y Presurizado) Tecnología de Aire a Presión Solar unit Receiver Combined Cycle Plant Ciclos tipo Brayton o Combinados Limitaciones en diseño de receptor y campo de heliostatos Heliostat Field Gas Turbine Steam Cycle secondary concentrator window air inlet absorber air outlet

Discos Parabólicos Stirling Receptor /Motor Reflector Concentrator Campo de Colectores Solares Estructura Disco Stirling Típico (WG Associates,10-kWe) Motor Stirling solarizado

Discos Parabólicos, DP Seguimiento en 2 ejes. Disco Parabolico. Temps. De 700-800 ºC. Flujos de 500-3000 kw/m2. Ciclos Stirling y Brayton Amplia variedad de diseños han demostrado los altos rendimientos requeridos a nivel comercial Efic. Conversión solar-electricidad anual 20-22 % A punto de conectar la primera planta comercial a red. Algunas unidades conectadas. Permite Generación en zonas aisladas o en plantas centralizadas. Módulos de 10-25 kwe (Stirling) Proyectos de plantas: España: ~0.1 +1 MWe EEUU: 800 MW (SCE - 20,000 discos ) + 300 MW con SDG&E 12,000 discos )??? Disco Australiano (400 m2 y 90 kwe!) Advanco ('82-'85) MDAC ('83-'88) Boeing/SES ( 98-99) Cummins ('89-'96) SBP/Almeria ('88-'99)

DP, Estado de la tecnología (y RETOS) Boeing SAIC/STM La variedad de diseños de disco concentrador (paraboloide continuo/facetado + estructura,..) y de receptores-motores han demostrado altas eficiencias (record de 29.5% solarelectricidad) La Durabilidad del motor-receptor requiere mejoras SBP/Solo Los costes de inversión son, actualmente, la mayor barrera La competencia por el mismo nicho de mercado que la FV y su retraso en entrar están reduciendo sus opciones STM Solo

DP, Estado de la tecnología Nuevos desarrollos en motores Stirling Disco Stirling de 3 kwe (EEUU) Nuevo Disco Stirling de 25 kw (EEUU)

Potenciales emplazamientos

Qué emplazamientos son adecuados? Recurso Solar suficiente Emplazamient o potencial/ viable 1. Comenzar con mapa de recuso solar (Rad. Directa) estimado a partir de Satélite 2. Eliminar lugares con valores menores de 1825 kwh/m2/año (o 5 KWh/m2/dia) 3. Excluir zonas protegidas medioambientalmente, zonas urbanas y de agua 4. Eliminar zonas con inclinaciones mayores de 1-3% 5. Eliminar zonas con áreas menores de 5 km2. 6. Aplicar criterios de 2º nivel (coste de los terrenos, regiones tipo I, proximidad al agua, a redes eléctricas, de distribución de combustible, a carreteras,..) 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Annual Direct Normal Irradiation on Surfaces Tracking continuously the Sun in kwh/m²/year Potencial en Europa = 2500 TWh Senisitivity of Solar LEC on DNI Potencial en Norte de Africa casi infinito (~ mina solar!) 2000 2300 2600 2900 Solar LEC Annual Direct Normal Irradiance (kwh/m²a)

Identificación de Emplazamientos viables (Fuente: DLR)

Identificación de Emplazamientos viables (Fuente: DLR)

Potencial de las Plantas Solares Termo-eléctricas Clasificación de Zonas por su Radiación Solar Directa Normal Excelente (>2200 kwh/m 2 a) Buena (2200 kwh/m 2 a) Aceptable (2000 kwh/m 2 a) Baja (<1600 kwh/m 2 a)

Amplias zonas de Mexico con Rad. Solar entre Buena y Excelente

Complementariedad entre Potencial Solar y Demanda

Potencial de las Plantas Solares Termo-eléctricas. Algunas cifras importantes El 90% del consumo eléctrico mundial podría abastecerse con plantas solares termoeléctricas que ocupasen un cuadrado de 300x300 km en zonas desérticas. Transportar la electricidad a una distancia de 3000 km mediante líneas de alto voltaje en corriente continua supondría unas pérdidas de solo el 10%. Toda Europa podría abastecerse mediante plantas solares termo-eléctricas instaladas en el Sahara, y transportando la electricidad mediante líneas marinas de 800 kv en corriente continua (= propuesta del Club de Roma, TRMED y CSPMED). El consumo de electricidad de la UE en 2005 fue de 3300 TWh, y el Potencial Técnico (DNI>1800kWh/m2 a) de Argelia para plantas solares termoeléctricas es de 169.440 TWh/año (~50 veces la demanda europea de electricidad)

Potencial de las Plantas Solares para electricidad Idea Desertec

Retos para una mayor sostenibilidad medioambiental Los lugares con alta insolación suelen tener escasez de agua, lo que aconseja reducir el consumo de agua de las plantas solares termoeléctricas. Adicionalmente es necesario buscar fluidos de trabajo menos agresivos medioambientalmente que el aceite térmico actual (- >GDV, Sales, Gases) La I+D para Reducir el consumo de agua tiene como retos: Mejorar el rendimiento de los sistemas de refrigeración con aerocondensadores Implementar sistemas duales de refrigeración Desarrollar sistemas con aerocondensador que hagan uso de las menores temperaturas nocturnas mediante el llamado almacenamiento térmico negativo Desarrollo de tratamientos anti-suciedad para los reflectores.

Despliegue Actual de las Tecnologías Solares Termoeléctricas

UN POQUITO DE HISTORIA En los 80 perdimos el tren de los proyectos de demostración a gran escala Ahora estamos en una encrucijada con un importante volumen de plantas en construcción pero con muchas dudas en el presente y en el futuro

La crisis del petróleo de 1974 motivó el desarrollo de una variedad de instalaciones con SACS de RC para ensayo y evaluación de esquemas de planta y de componentes específicos de la tecnología. Central Solar 1- Receptor. 2- Campo Heliostatos. 3- Torre. 4- Almacenamiento. 5- Generador Vapor. 6- Turbo Alternador. 7- Condensador. 8- Línea Eléctrica. CESA 1, PSA, Almería, Spain CRS, PSA, Almería, Spain SOLAR 1, Barstow, California, USA SOLAR 2, Barstow, California, USA NSTTF,Albuquerque, N.M., USA WEIZMMAN, Rehovot, Israel THEMIS, Targassone, France EURELIOS, Adriano, Italy SUNSHINE, Nio, Japón

En España se dan condiciones especialmente favorables por varias razones: El actual marco de apoyo institucional (RD 436/ 2004 -> ~0.23 /kwh,.. RD 661/2007 ~0.27 /kwh,.. + incentivos europeos, nacionales, regionales, etc.) Importante experiencia en proyectos de I+D y demostración (Plataforma Solar de Almería) Quizá el mayor recurso solar a nivel Europeo La existencia de un sector industrial interesado en estos desarrollos (ABENGOA, ACS, SENER, IBERDROLA,...ACCIONA, ) 2007: Inauguración de PS10 (11 MWe) y comienza la construcción de 7 nuevas plantas 2007...2013: 2º Lanzamiento Industrial de la Solar Termoeléctrica: en España

Reactivación del interés a nivel internacional El relanzamiento industrial de la STE (o CSP, en inglés) ha añadido, en 2007-2010 otros 1000 MWe a los 354 de finales de los 80. A Medio plazo el despliegue de 20 GWe para 2020 se observa como realista. (La inversión asociada a este despliegue estaría entorno a 80,000 M ) Por tecnologías (de los ~11 GWe con diferente desarrollo a finales de 2010) prevalecen los CCP, con 5.6 GWe, seguidos por los sistemas de RC con proyectos totales de ~3.5 GWe y las Disco-Stirling con 1.6 GWE. Los 0.1 GWe de canales Fresnel son meramente testimoniales En EE.UU. Se está reactivando el despliegue con proyectos apoyados por el US Department of Interior de hasta 4.5 GWe a impulsar desde finalesde 2010. La STE está acaparando interés en otras regiones como MENA, China, India; Australia, Sudáfrica, La larga y oscura noche Termosolar SOURCE: Global Concentrated Solar Power Markets and Strategies: 2010-2025, IHS Emerging Energy Research, April 2010

Mexico: Agua Prieta (Sonora), en construcción 227 Proyectos (> 11 GWe) >1.3 GWe ya en operación, ~ 4 GWe en construcción

OPERATIONAL PLANTS IN USA Nevada Solar One 64 MW Boulder City, Nevada Kimberlina 5 MW Bakersfild, California Sierra Sun Tower 5 MW Lancaster, California Red Rock 1 MW Arizona SEGS Plants (Total 354 MW) Kramer Junction / Harper Lake, California

Alpine Sun Tower: Planta de 92 MWe de esolar en California

Ivanpah: 440 MWe (de Brightsource ~Luz2) en California

First Projects in the MENA Region 150 MW ISCC at Hassi R Mel 146 MW ISCC at Kuraymat 470 MW ISCC at Ain Beni Mathar 100 MW in Abu Dhabi Several countries have announced ambitious plans that could be financed under the PSM schemes + concessional WB loans ($750M)

Planta experimental de 1,5 MW, compuesta por un campo solar de 100 helióstatos curvos y una torre de 100 m de altura. Receptor de vapor sobrecalentado. Sistema de almacenamiento térmico en dos tanques que usa aceite térmico como medio de acumulación de calor. El tanque caliente almacenará a temperaturas superiores a los 350ºC, necesarias para producir vapor sobrecalentado. El uso de aceite, frente a la opción de sales fundidas, se elige por el menor coste y el menor punto de solidificación del aceite. Inicio de construcción a finales de 2010. Planta en Dahan- China (vapor sobrecalentado 1.5 MWe, 350 ºC)

Ciudad Real Badajoz En Operation (12) En Construción avanzada (15) Granada Alicante Seville Malaga Almeria Información actualizada: www.protermosolar.com

SOLNOVA 1, 3 y 4 y PS 10 and PS 20

ANDASOL 1 and ANDASOL 2

EXTRESOL 1 EXTRESOL 1

CTS Puertollano

LA RISCA, Alvarado

LA FLORIDA, Alvarado

Desglose de las plantas del registro de preasignación y previas en operación Del total de 2423 MW 94% Canal Parabólico ~ 2% Torre 3% Stirling 1% Fresnel

PUERTO ERRADO 1

Villarrobledo

GEMASOLAR, Fuentes de Andalucía

Cuánto cuesta la Energía Solar Termo- Eléctrica?

Objetivos de costes para las CET 0,35 0,30 0,25 Disco/Stirling Central de Torre Cilindro-parabólicos 0,20 0,15 0,10 0,05 0 2005 2010 2015 2020 2025 Año

LA REDUCCION DE COSTES ES EL OBJETIVO PRINCIPAL Sale price [c /kwh] 45 40 Current ESTELA estimations La reducción de costes, además de por efecto de factor de escala y curvas típicas de aprendizaje, podría venir derivada, entre otros motivos, de: Diseños competitivos a nivel sistema Incremento de eficiencia en los sistemas actuales Innovaciones a nivel componente Mayores tamaños del bloque de potencia 35 30 25 20 15 10 5 0 Sale price [c /kwh] 45 40 35 30 25 20 Year PV, Spain 2010 2015 2020 2025 Current Reducción ESTELA estimations potencial con innovaciones PV, Spain 2100 kwh/m² DNI (Spain) 3%/a cost reduction Range between 2% and 5% cost reduction per year Wind, Spain 2600 kwh/m² DNI (MENA) 3%/a cost reduction 2100 kwh/m² DNI (Spain) 3%/a cost reduction Range between 2% and 5% cost reduction per year 15 10 5 0 Year Wind, Spain 2600 kwh/m² DNI (MENA) 3%/a cost reduction 2010 2015 2020 2025

LA REDUCCIÓN DE COSTE ES EL OBJETIVO PRINCIPAL Fuente ESTELA / ATKearney, Junio 2010

El coste de la electricidad convencional es una Referencia Variable Escenarios de evolución de costes de la electricidad convencional c /kwh l l l l 10 20 30 40 Años Periodo de amortización Y pago de deuda Resto de la vida operativa Fuente: WorldWatch Inst. Nuclear Status Report, 2011

Desde la Plataforma Solar de Almería (PSA), seguiremos acompañando (con I+D+ ) el despliegue comercial de la Solar Termoeléctrica

Gracias por su Atención! Felix.tellez@ciemat.es www.psa.es