Energía solar concentrada

Uso de conjuntos de espejos o lentes para calentar un fluido de trabajo para la generación de electricidad.

Una torre de energía solar en el Proyecto de Energía Solar Crescent Dunes que concentra la luz a través de 10.000 helióstatos espejados que abarcan trece millones de pies cuadrados (1,21 km2 ⁾ .

Las tres torres de la planta de energía solar de Ivanpah

Parte del complejo solar SEGS de 354 MW en el norte del condado de San Bernardino, California

Vista aérea de Khi Solar One , Sudáfrica

Los sistemas de energía solar concentrada ( CSP , también conocidos como energía solar de concentración , energía solar térmica concentrada ) generan energía solar mediante el uso de espejos o lentes para concentrar una gran área de luz solar en un receptor. ^[1] La electricidad se genera cuando la luz concentrada se convierte en calor ( energía solar térmica ), que impulsa un motor térmico (generalmente una turbina de vapor ) conectado a un generador de energía eléctrica ^{[2] [3] [4]} o alimenta una reacción termoquímica . ^{[5] [6] [7]}

En 2021, la capacidad instalada mundial de energía solar concentrada ascendía a 6,8 GW. ^[8] En 2023, el total era de 8,1 GW, con la inclusión de tres nuevos proyectos de CSP en construcción en China ^[9] y en Dubái, en los Emiratos Árabes Unidos. ^[9] El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), con sede en Estados Unidos, que mantiene una base de datos mundial de plantas de CSP, contabiliza 6,6 GW de capacidad operativa y otros 1,5 GW en construcción. ^[10]

Comparación entre CSP y otras fuentes de electricidad

Como central eléctrica generadora de energía térmica, la CSP tiene más en común con las centrales térmicas como las de carbón, gas o geotermia. Una planta CSP puede incorporar almacenamiento de energía térmica , que almacena energía ya sea en forma de calor sensible o como calor latente (por ejemplo, utilizando sal fundida ), lo que permite a estas plantas seguir suministrando electricidad siempre que sea necesaria, de día o de noche. ^[11] Esto hace que la CSP sea una forma despachable de energía solar. La energía renovable despachable es particularmente valiosa en lugares donde ya hay una alta penetración de la energía fotovoltaica (PV), como California , ^[12] porque la demanda de energía eléctrica alcanza su pico cerca del atardecer justo cuando la capacidad fotovoltaica disminuye (un fenómeno conocido como curva de pato ). ^[13]

La CSP se compara a menudo con la energía solar fotovoltaica (PV), ya que ambas utilizan energía solar. Si bien la energía solar fotovoltaica experimentó un enorme crecimiento durante la década de 2010 debido a la caída de los precios, ^{[14] [15]} el crecimiento de la CSP solar ha sido lento debido a dificultades técnicas y precios elevados. En 2017, la CSP representó menos del 2% de la capacidad instalada mundial de plantas de electricidad solar. ^[16] Sin embargo, la CSP puede almacenar energía más fácilmente durante la noche, lo que la hace más competitiva con los generadores despachables y las plantas de carga base. ^{[17] [18] [19] [20]}

El proyecto DEWA en Dubái, en construcción en 2019, ostentó el récord mundial de precio de CSP más bajo en 2017, con 73 dólares por MWh ^[21] para su proyecto combinado de 700 MW de colectores y torres: 600 MW de colectores, 100 MW de torres con 15 horas diarias de almacenamiento de energía térmica. La tarifa de CSP de carga base en la región extremadamente seca de Atacama en Chile llegó a menos de 50 dólares por MWh en las subastas de 2017. ^{[22] [23]}

Historia

Máquina de vapor solar para bombeo de agua, cerca de Los Ángeles, alrededor de 1901

Según una leyenda, Arquímedes utilizó un "vidrio ardiente" para concentrar la luz del sol sobre la flota romana invasora y repelerlos de Siracusa . En 1973, un científico griego, el Dr. Ioannis Sakkas, curioso sobre si Arquímedes realmente podría haber destruido la flota romana en el 212 a. C., alineó a casi 60 marineros griegos, cada uno sosteniendo un espejo oblongo inclinado para captar los rayos del sol y dirigirlos hacia una silueta de madera contrachapada cubierta de alquitrán a 49 m (160 pies) de distancia. El barco se incendió después de unos minutos; sin embargo, los historiadores continúan dudando de la historia de Arquímedes. ^[24]

En 1866, Auguste Mouchout utilizó un canal parabólico para producir vapor para el primer motor de vapor solar. La primera patente para un colector solar fue obtenida por el italiano Alessandro Battaglia en Génova, Italia, en 1886. Durante los años siguientes, inventores como John Ericsson y Frank Shuman desarrollaron dispositivos de concentración de energía solar para riego, refrigeración y locomoción. En 1913, Shuman terminó una estación de energía solar térmica parabólica de 55 caballos de fuerza (41 kW) en Maadi, Egipto, para riego. ^{[25] [26] [27] [28]} El primer sistema de energía solar que utiliza un plato de espejo fue construido por el Dr. RH Goddard , quien ya era bien conocido por su investigación sobre cohetes de combustible líquido y escribió un artículo en 1929 en el que afirmaba que se habían abordado todos los obstáculos anteriores. ^[29]

El profesor Giovanni Francia (1911-1980) diseñó y construyó la primera planta solar concentrada, que entró en funcionamiento en Sant'Ilario, cerca de Génova, Italia, en 1968. Esta planta tenía la arquitectura de las plantas de torre de energía actuales, con un receptor solar en el centro de un campo de colectores solares. La planta podía producir 1 MW con vapor sobrecalentado a 100 bar y 500 °C. ^[30] La torre de energía Solar One de 10 MW se desarrolló en el sur de California en 1981. Solar One se convirtió en Solar Two en 1995, implementando un nuevo diseño con una mezcla de sales fundidas (60% nitrato de sodio, 40% nitrato de potasio) como fluido de trabajo del receptor y como medio de almacenamiento. El método de sales fundidas resultó eficaz y Solar Two funcionó con éxito hasta que fue desmantelado en 1999. ^[31] La tecnología de colectores parabólicos de los sistemas de generación de energía solar (SEGS) cercanos, que se iniciaron en 1984, era más viable. El SEGS de 354 MW fue la planta de energía solar más grande del mundo hasta 2014.

Desde 1990, cuando se completó el SEGS, hasta 2006, cuando se construyó el sistema de reflectores lineales compactos de Fresnel en la central eléctrica de Liddell, en Australia, no se construyó ninguna central solar concentrada comercial. Se construyeron pocas plantas más con este diseño, aunque la planta de energía solar térmica Kimberlina de 5 MW se inauguró en 2009.

En 2007 se construyó Nevada Solar One, de 75 MW, un sistema de colectores parabólicos y la primera gran planta desde SEGS. Entre 2010 y 2013, España construyó más de 40 sistemas de colectores parabólicos, cuyo tamaño se limitó a no más de 50 MW por el plan de apoyo. Cuando no se ha limitado en otros países, los fabricantes han adoptado un tamaño de hasta 200 MW para una sola unidad ^[32] , con un punto de coste blando de alrededor de 125 MW para una sola unidad.

Debido al éxito de Solar Two, en 2011 se construyó en España una planta de energía comercial, llamada Solar Tres Power Tower , que más tarde se rebautizó como Planta Termosolar Gemasolar. Los resultados de Gemasolar allanaron el camino para otras plantas de este tipo. La planta de energía solar Ivanpah se construyó al mismo tiempo, pero sin almacenamiento térmico, utilizando gas natural para precalentar el agua cada mañana.

La mayoría de las plantas de energía solar concentrada utilizan el diseño de colectores parabólicos, en lugar de los sistemas de torre de energía o Fresnel. También ha habido variaciones de los sistemas de colectores parabólicos, como el ciclo combinado solar integrado (ISCC), que combina colectores y sistemas de calor convencionales de combustibles fósiles.

En un principio, la CSP se consideró un competidor de la energía fotovoltaica, y Ivanpah se construyó sin almacenamiento de energía, aunque Solar Two incluía varias horas de almacenamiento térmico. En 2015, los precios de las plantas fotovoltaicas habían caído y la energía fotovoltaica comercial se vendía por un tercio del precio de los contratos de CSP actuales. ^{[33] [34]} Sin embargo, cada vez más, la CSP se ofrecía con entre 3 y 12 horas de almacenamiento de energía térmica, lo que la convertía en una forma despachable de energía solar. ^[35] Por ello, cada vez se la considera más como una competencia con el gas natural y la energía fotovoltaica con baterías para obtener energía flexible y despachable.

Tecnología actual

La CSP se utiliza para producir electricidad (a veces llamada termoelectricidad solar, generalmente generada a través de vapor ). Los sistemas de tecnología solar concentrada utilizan espejos o lentes con sistemas de seguimiento para concentrar una gran área de luz solar en un área pequeña. La luz concentrada se utiliza luego como calor o como fuente de calor para una planta de energía convencional (termoelectricidad solar). Los concentradores solares utilizados en los sistemas CSP a menudo también se pueden utilizar para proporcionar calefacción o refrigeración de procesos industriales, como en el aire acondicionado solar .

Existen tecnologías de concentración en cuatro tipos ópticos, a saber, canal parabólico , disco , reflector de concentración lineal de Fresnel y torre de energía solar . ^[36] Los reflectores de concentración lineal de Fresnel y canal parabólico se clasifican como tipos de colectores de enfoque lineal, mientras que el disco y la torre solar son tipos de enfoque puntual. Los colectores de enfoque lineal logran factores de concentración medios (50 soles y más), y los colectores de enfoque puntual logran factores de concentración altos (más de 500 soles). Aunque simples, estos concentradores solares están bastante lejos de la concentración máxima teórica. ^{[37] [38]} Por ejemplo, la concentración de canal parabólico da aproximadamente 1 ⁄ 3 del máximo teórico para el ángulo de aceptación de diseño , es decir, para las mismas tolerancias generales para el sistema. Se puede lograr una aproximación al máximo teórico utilizando concentradores más elaborados basados ​​en ópticas sin formación de imágenes . ^{[37] [38] [39]}

Los distintos tipos de concentradores producen distintas temperaturas pico y, en consecuencia, distintas eficiencias termodinámicas debido a las diferencias en la forma en que siguen al sol y enfocan la luz. Las nuevas innovaciones en la tecnología CSP están haciendo que los sistemas sean cada vez más rentables. ^{[40] [41]}

En 2023, la agencia científica nacional de Australia, CSIRO, probó un sistema CSP en el que pequeñas partículas de cerámica caen a través del haz de energía solar concentrada; las partículas de cerámica son capaces de almacenar una mayor cantidad de calor que la sal fundida, sin necesidad de un contenedor que disminuya la transferencia de calor. ^[42]

Cilindro parabólico

Cilindro parabólico en una planta cerca de Harper Lake, California

Diagrama de un reflector parabólico lineal que concentra los rayos solares para calentar el fluido de trabajo

Un canal parabólico consiste en un reflector parabólico lineal que concentra la luz en un receptor colocado a lo largo de la línea focal del reflector. El receptor es un tubo colocado en la línea focal longitudinal del espejo parabólico y lleno de un fluido de trabajo. El reflector sigue al sol durante las horas del día siguiendo un solo eje. Un fluido de trabajo (por ejemplo, sal fundida ^[43] ) se calienta a 150–350 °C (302–662 °F) a medida que fluye a través del receptor y luego se utiliza como fuente de calor para un sistema de generación de energía. ^[44] Los sistemas de canal parabólico son la tecnología CSP más desarrollada. Las plantas de sistemas de generación de energía solar (SEGS) en California, algunas de las más antiguas del mundo hasta su cierre en 2021; ^[45] Nevada Solar One de Acciona cerca de Boulder City, Nevada ; ^[45] y Andasol , la primera planta comercial de sistema cilindroparabólico de Europa, son representativas, ^[46] junto con las instalaciones de prueba SSPS-DCS de la Plataforma Solar de Almería en España . ^[47]

Comedero cerrado

El diseño encapsula el sistema solar térmico dentro de un invernadero de vidrio. El invernadero crea un entorno protegido para soportar los elementos que pueden afectar negativamente la confiabilidad y la eficiencia del sistema solar térmico. ^[48] Los espejos ligeros y curvos que reflejan la luz solar están suspendidos del techo del invernadero mediante cables. Un sistema de seguimiento de un solo eje coloca los espejos para recuperar la cantidad óptima de luz solar. Los espejos concentran la luz solar y la enfocan en una red de tubos de acero estacionarios, también suspendidos de la estructura del invernadero. ^[49] El agua se transporta a lo largo de la tubería, que se hierve para generar vapor cuando se aplica una radiación solar intensa. Proteger los espejos del viento les permite alcanzar tasas de temperatura más altas y evita que se acumule polvo en los espejos. ^[48]

GlassPoint Solar , la empresa que creó el diseño del canal cerrado, afirma que su tecnología puede producir calor para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) por aproximadamente 5 dólares por 290 kWh (1.000.000 BTU) en regiones soleadas, en comparación con entre 10 y 12 dólares para otras tecnologías solares térmicas convencionales. ^[50]

Torre de energía solar

La central eléctrica de Ashalim , en Israel, es la torre solar más alta del mundo, que concentra la luz de más de 50.000 helióstatos.

La planta de energía solar PS10 en Andalucía , España, concentra la luz solar de un campo de helióstatos en una torre de energía solar central.

Una torre de energía solar consiste en una matriz de reflectores de seguimiento de doble eje ( helióstatos ) que concentran la luz solar en un receptor central en la parte superior de una torre; el receptor contiene un fluido de transferencia de calor, que puede consistir en vapor de agua o sal fundida . Ópticamente, una torre de energía solar es lo mismo que un reflector Fresnel circular. El fluido de trabajo en el receptor se calienta a 500–1000 °C (773–1273 K o 932–1832 °F) y luego se usa como fuente de calor para un sistema de generación de energía o almacenamiento de energía. ^[44] Una ventaja de la torre solar es que los reflectores se pueden ajustar en lugar de toda la torre. El desarrollo de la torre de energía es menos avanzado que los sistemas de canaletas, pero ofrecen una mayor eficiencia y una mejor capacidad de almacenamiento de energía. La aplicación de torres de viga abajo también es factible con heliostatos para calentar el fluido de trabajo. ^[51] La CSP con torres duales también se utiliza para mejorar la eficiencia de conversión en casi un 24%. ^[52]

Las plantas de demostración más representativas son la Solar Two en Daggett , California, y la CESA-1 en la Plataforma Solar de Almería, Almería, España. La Planta Solar 10 (PS10) en Sanlúcar la Mayor , España, es la primera torre de energía solar a escala comercial del mundo. La instalación de energía solar Ivanpah de 377 MW , ubicada en el desierto de Mojave , fue la instalación de CSP más grande del mundo y utiliza tres torres de energía. ^[53] Ivanpah generó solo 0,652 TWh (63%) de su energía a partir de medios solares, y los otros 0,388 TWh (37%) se generaron quemando gas natural . ^{[54] [55] [56]}

El dióxido de carbono supercrítico se puede utilizar en lugar de vapor como fluido de transferencia de calor para aumentar la eficiencia de la producción de electricidad . Sin embargo, debido a las altas temperaturas en las zonas áridas donde normalmente se ubica la energía solar, es imposible enfriar el dióxido de carbono por debajo de su temperatura crítica en la entrada del compresor . Por lo tanto, actualmente se están desarrollando mezclas de dióxido de carbono supercrítico con una temperatura crítica más alta.

Reflectores Fresnel

Los reflectores Fresnel están hechos de muchas tiras de espejos delgadas y planas para concentrar la luz solar en tubos a través de los cuales se bombea el fluido de trabajo. Los espejos planos permiten una mayor superficie reflectante en la misma cantidad de espacio que un reflector parabólico, capturando así más luz solar disponible, y son mucho más económicos que los reflectores parabólicos. ^[57] Los reflectores Fresnel se pueden utilizar en CSP de varios tamaños. ^{[58] [59]}

En ocasiones, se considera que los reflectores Fresnel son una tecnología con un rendimiento inferior al de otros métodos. La relación coste-eficacia de este modelo es lo que hace que algunos lo utilicen en lugar de otros con valores de rendimiento superiores. Se han empezado a probar algunos modelos nuevos de reflectores Fresnel con capacidad de trazado de rayos y, en un principio, se ha demostrado que ofrecen un rendimiento superior al de la versión estándar. ^[60]

Plato Stirling

Un plato Stirling

Un sistema de disco Stirling o motor de disco consiste en un reflector parabólico independiente que concentra la luz en un receptor ubicado en el punto focal del reflector. El reflector sigue al Sol a lo largo de dos ejes. El fluido de trabajo en el receptor se calienta a 250–700 °C (482–1,292 °F) y luego es utilizado por un motor Stirling para generar energía. ^[44] Los sistemas de disco parabólico proporcionan una alta eficiencia de energía solar a eléctrica (entre 31% y 32%), y su naturaleza modular proporciona escalabilidad. Los discos Stirling Energy Systems (SES), United Sun Systems (USS) y Science Applications International Corporation (SAIC) en UNLV , y el Big Dish de la Universidad Nacional Australiana en Canberra , Australia son representativos de esta tecnología. Un récord mundial de eficiencia solar a eléctrica fue establecido en 31.25% por los discos SES en la Instalación Nacional de Pruebas Térmicas Solares (NSTTF) en Nuevo México el 31 de enero de 2008, un día frío y brillante. ^[61] Según su desarrollador, Ripasso Energy, una firma sueca, en 2015 su sistema de disco Stirling probado en el desierto de Kalahari en Sudáfrica mostró una eficiencia del 34%. ^[62] La instalación de SES en Maricopa, Phoenix, fue la instalación de energía de disco Stirling más grande del mundo hasta que se vendió a United Sun Systems . Posteriormente, partes más grandes de la instalación se han trasladado a China para satisfacer parte de la gran demanda energética.

CSP con almacenamiento de energía térmica

En una planta de CSP que incluye almacenamiento, la energía solar se utiliza primero para calentar sal fundida o aceite sintético, que se almacena proporcionando energía térmica/calórica a alta temperatura en tanques aislados. ^{[63] [64]} Posteriormente, la sal fundida caliente (o aceite) se utiliza en un generador de vapor para producir vapor para generar electricidad mediante un turbogenerador de vapor según sea necesario. ^[65] Por lo tanto, la energía solar que solo está disponible durante el día se utiliza para generar electricidad las 24 horas del día según la demanda como una planta de energía de seguimiento de carga o una planta solar de pico. ^{[66] [67]} La ​​capacidad de almacenamiento térmico se indica en horas de generación de energía a la capacidad nominal . A diferencia de la energía solar fotovoltaica o la CSP sin almacenamiento, la generación de energía de las plantas de almacenamiento térmico solar es despachable y autosostenible , similar a las plantas de energía a carbón/gas , pero sin la contaminación. ^[68] La CSP con plantas de almacenamiento de energía térmica también se puede utilizar como plantas de cogeneración para suministrar electricidad y vapor de proceso las 24 horas del día. A diciembre de 2018, los costes de generación de las plantas de CSP con almacenamiento de energía térmica oscilaban entre 5 c €/kWh y 7 c €/kWh, dependiendo de la radiación solar buena o media recibida en una ubicación. ^[69] A diferencia de las plantas solares fotovoltaicas, la CSP con almacenamiento de energía térmica también se puede utilizar de forma económica las 24 horas del día para producir vapor de proceso, reemplazando los combustibles fósiles contaminantes . Las plantas de CSP también se pueden integrar con la energía solar fotovoltaica para lograr una mejor sinergia. ^{[70] [71] [72]}

También se encuentran disponibles sistemas de CSP con almacenamiento térmico que utilizan generadores de ciclo Brayton con aire en lugar de vapor para generar electricidad y/o vapor las 24 horas del día. Estas plantas de CSP están equipadas con turbinas de gas para generar electricidad. ^[73] También tienen una capacidad pequeña (<0,4 MW), con flexibilidad para instalarse en un área de unos pocos acres. ^[73] El calor residual de la planta de energía también se puede utilizar para la generación de vapor de proceso y las necesidades de HVAC . ^[74] En caso de que la disponibilidad de terreno no sea una limitación, se puede instalar cualquier número de estos módulos, hasta 1000 MW con RAMS y ventajas de costo ya que los costos por MW de estas unidades son más bajos que los de las estaciones solares térmicas de mayor tamaño. ^[75]

La calefacción centralizada las 24 horas del día también es posible con plantas de almacenamiento solar térmico concentrado . ^[76]

Despliegue en todo el mundo

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1984

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Capacidad mundial de CSP desde 1984 en MW/ _h

Una de las primeras plantas funcionó en Sicilia, en Adrano . El despliegue de plantas de CSP en Estados Unidos comenzó en 1984 con las plantas SEGS . La última planta SEGS se completó en 1990. De 1991 a 2005, no se construyeron plantas de CSP en ningún lugar del mundo. La capacidad de CSP instalada a nivel mundial aumentó casi diez veces entre 2004 y 2013 y creció a un promedio del 50 por ciento anual durante los últimos cinco de esos años, a medida que crecía el número de países con CSP instalada. ^{[81] : 51} En 2013, la capacidad instalada a nivel mundial aumentó un 36% o casi 0,9 gigavatios (GW) a más de 3,4 GW. El récord de capacidad instalada se alcanzó en 2014, correspondiente a 925 MW; sin embargo, fue seguido por un descenso causado por cambios de política, la crisis financiera mundial y la rápida disminución del precio de las células fotovoltaicas. Sin embargo, la capacidad total alcanzó los 6.800 MW en 2021. ^[8]

España representó casi un tercio de la capacidad mundial, con 2.300 MW, a pesar de que no ha entrado en operación comercial ninguna nueva capacidad en el país desde 2013. ^[80] Le sigue Estados Unidos con 1.740 MW. También es notable el interés en el norte de África y Oriente Medio, así como en China y la India. Hay una tendencia notable hacia los países en desarrollo y las regiones con alta radiación solar, con varias plantas grandes en construcción en 2017.

El mercado mundial estuvo inicialmente dominado por plantas de canal parabólico, que en un momento dado representaron el 90% de las plantas de CSP. ^[85]

Desde aproximadamente 2010, la CSP de torre central ha sido la preferida en las nuevas plantas debido a su operación a mayor temperatura (hasta 565 °C (1.049 °F) frente al máximo de 400 °C (752 °F) de la central), lo que promete una mayor eficiencia.

Entre los proyectos de CSP de mayor tamaño se encuentran la instalación de energía solar Ivanpah (392 MW) en Estados Unidos, que utiliza tecnología de torre de energía solar sin almacenamiento de energía térmica, y la central solar de Ouarzazate en Marruecos, ^[86] que combina tecnologías de canal y de torre para un total de 510 MW con varias horas de almacenamiento de energía.

Costo

En términos de costos de generación pura, la energía a granel de CSP hoy en día es mucho más cara que la energía solar fotovoltaica o eólica, sin embargo, la energía fotovoltaica y eólica son fuentes intermitentes . Comparando el costo en la red eléctrica, se llega a una conclusión diferente. Los desarrolladores esperan que la CSP con almacenamiento de energía pueda ser una alternativa más barata a la fotovoltaica con BESS . La investigación encontró que la fotovoltaica con BESS es competitiva para duraciones de almacenamiento cortas, mientras que la CSP con TES obtiene ventajas económicas para períodos de almacenamiento largos. El punto de inflexión se encuentra entre 2 y 10 horas, dependiendo del costo de los bloques que la componen: CSP, fotovoltaica, TES y BESS. ^[87] Ya en 2011, la rápida disminución del precio de los sistemas fotovoltaicos llevó a proyecciones de que la CSP (sin TES) ya no sería económicamente viable. ^[88] En 2020, las centrales solares concentradas a escala de servicios públicos menos costosas en los Estados Unidos y en todo el mundo eran cinco veces más caras que las centrales fotovoltaicas a escala de servicios públicos , con un precio mínimo proyectado de 7 centavos por kilovatio-hora para las centrales CSP más avanzadas (con TES) frente a mínimos históricos de 1,32 centavos por kWh ^[89] para las centrales fotovoltaicas a escala de servicios públicos (sin BESS). ^[90] Esta diferencia de precio de cinco veces se ha mantenido desde 2018. ^[91] Algunas plantas fotovoltaicas-CSP en China han buscado operar de manera rentable con la tarifa regional del carbón de 5 centavos de dólar estadounidense por kWh en 2021. ^[92]

Aunque el despliegue general de la CSP sigue siendo limitado a principios de la década de 2020, el costo nivelado de la energía de las plantas a escala comercial ha disminuido significativamente desde la década de 2010. Con una tasa de aprendizaje estimada en alrededor del 20% de reducción de costos por cada duplicación de la capacidad, ^[93] los costos se acercaban al extremo superior del rango de costos de los combustibles fósiles a principios de la década de 2020, impulsados ​​por los esquemas de apoyo en varios países, incluidos España, los EE. UU., Marruecos, Sudáfrica, China y los Emiratos Árabes Unidos:

LCOE de la energía solar de concentración de 2006 a 2019

La implementación de la CSP se ha desacelerado considerablemente en los países de la OCDE , ya que la mayoría de los mercados mencionados anteriormente han cancelado su apoyo, pero la CSP es una de las pocas tecnologías de electricidad renovable que puede generar energía totalmente despachable o incluso de carga base a gran escala. Por lo tanto, puede tener un papel importante que desempeñar en la descarbonización de las redes eléctricas como fuente de electricidad despachable para equilibrar las energías renovables intermitentes, como la energía eólica y la fotovoltaica. ^[94] Algunos esperan que la CSP en combinación con el almacenamiento de energía térmica (TES) sea más barata que la fotovoltaica con baterías de litio para duraciones de almacenamiento superiores a 4 horas por día, ^[95] mientras que el NREL espera que para 2030 la fotovoltaica con baterías de litio de almacenamiento de 10 horas cueste lo mismo que la fotovoltaica con almacenamiento de 4 horas solía costar en 2020. ^[96] Los países sin capacidad de producción de células fotovoltaicas y con bajos costos de mano de obra pueden reducir sustancialmente la brecha de costos local entre la CSP y la fotovoltaica.

Eficiencia

La eficiencia de un sistema de energía solar de concentración depende de la tecnología utilizada para convertir la energía solar en energía eléctrica, la temperatura de funcionamiento del receptor y el rechazo de calor, las pérdidas térmicas en el sistema y la presencia o ausencia de otras pérdidas del sistema; además de la eficiencia de conversión, el sistema óptico que concentra la luz solar también agregará pérdidas adicionales.

Los sistemas del mundo real afirman una eficiencia de conversión máxima del 23-35% para sistemas de tipo "torre de energía", que funcionan a temperaturas de 250 a 565 °C, siendo el valor de eficiencia más alto el que se obtiene al suponer una turbina de ciclo combinado. Los sistemas de disco Stirling, que funcionan a temperaturas de 550-750 °C, afirman una eficiencia de alrededor del 30%. ^[97] Debido a la variación en la incidencia del sol durante el día, la eficiencia de conversión promedio lograda no es igual a estas eficiencias máximas, y las eficiencias netas anuales de energía solar a electricidad son del 7-20% para los sistemas de torre de energía piloto, y del 12-25% para los sistemas de disco Stirling a escala de demostración. ^[97]

Las eficiencias de conversión sólo son relevantes cuando los costos de los terrenos inmobiliarios no son bajos.

Teoría

La máxima eficiencia de conversión de cualquier sistema de energía térmica a eléctrica está dada por la eficiencia de Carnot , que representa un límite teórico a la eficiencia que puede alcanzar cualquier sistema, establecido por las leyes de la termodinámica . Los sistemas del mundo real no alcanzan la eficiencia de Carnot.

La eficiencia de conversión de la radiación solar incidente en trabajo mecánico depende de las propiedades de radiación térmica del receptor solar y del motor térmico ( por ejemplo , una turbina de vapor). La irradiación solar se convierte primero en calor por el receptor solar con la eficiencia , y posteriormente el calor se convierte en energía mecánica por el motor térmico con la eficiencia , utilizando el principio de Carnot . ^{[98] [99]} La energía mecánica se convierte luego en energía eléctrica por un generador. Para un receptor solar con un convertidor mecánico ( por ejemplo , una turbina), la eficiencia de conversión general se puede definir de la siguiente manera: ${\displaystyle \eta }$ ${\displaystyle \eta _{Receiver}}$ ${\displaystyle \eta _{mechanical}}$

${\displaystyle \eta =\eta _{\mathrm {optics} }\cdot \eta _{\mathrm {receiver} }\cdot \eta _{\mathrm {mechanical} }\cdot \eta _{\mathrm {generator} }}$

donde representa la fracción de luz incidente concentrada en el receptor, la fracción de luz incidente en el receptor que se convierte en energía térmica, la eficiencia de conversión de energía térmica en energía mecánica y la eficiencia de conversión de energía mecánica en energía eléctrica. ${\displaystyle \eta _{\mathrm {optics} }}$ ${\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }}$ ${\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanical} }}$ ${\displaystyle \eta _{\mathrm {generator} }}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }}$es:

${\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }={\frac {Q_{\mathrm {absorbed} }-Q_{\mathrm {lost} }}{Q_{\mathrm {incident} }}}}$

con , , respectivamente el flujo solar entrante y los flujos absorbidos y perdidos por el receptor solar del sistema. ${\displaystyle Q_{\mathrm {incident} }}$ ${\displaystyle Q_{\mathrm {absorbed} }}$ ${\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }}$

La eficiencia de conversión es como máximo la eficiencia de Carnot, que está determinada por la temperatura del receptor y la temperatura de rechazo de calor ("temperatura del disipador de calor") . ${\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanical} }}$ ${\displaystyle T_{H}}$ ${\displaystyle T^{0}}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {Carnot} }=1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}}$

Las eficiencias reales de los motores típicos alcanzan entre el 50% y el 70% como máximo de la eficiencia de Carnot debido a pérdidas como la pérdida de calor y la resistencia al viento en las partes móviles.

Caso ideal

Para un flujo solar (p. ej. ) concentrado en el tiempo con una eficiencia en el sistema receptor solar con un área de recolección y una absortividad : ${\displaystyle I}$ ${\displaystyle I=1000\,\mathrm {W/m^{2}} }$ ${\displaystyle C}$ ${\displaystyle \eta _{Optics}}$ ${\displaystyle A}$ ${\displaystyle \alpha }$

${\displaystyle Q_{\mathrm {solar} }=ICA}$,

${\displaystyle Q_{\mathrm {absorbed} }=\eta _{\mathrm {optics} }\alpha Q_{\mathrm {solar} }}$,

Para simplificar, se puede suponer que las pérdidas son solo radiativas (una suposición justa para altas temperaturas), por lo que para un área de re-radiación A y una emisividad al aplicar la ley de Stefan-Boltzmann se obtiene: ${\displaystyle \epsilon }$

${\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }=A\epsilon \sigma T_{H}^{4}}$

Simplificando estas ecuaciones considerando una óptica perfecta ( = 1) y sin considerar el paso de conversión final en electricidad por un generador, áreas de recolección y reirradiación iguales y máximas absortividad y emisividad ( = 1, = 1) y luego sustituyendo en la primera ecuación se obtiene ${\displaystyle \eta _{\mathrm {Optics} }}$ ${\displaystyle \alpha }$ ${\displaystyle \epsilon }$

${\displaystyle \eta =\left(1-{\frac {\sigma T_{H}^{4}}{IC}}\right)\cdot \left(1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}\right)}$

El gráfico muestra que la eficiencia general no aumenta de manera constante con la temperatura del receptor. Aunque la eficiencia del motor térmico (Carnot) aumenta con la temperatura más alta, la eficiencia del receptor no lo hace. Por el contrario, la eficiencia del receptor disminuye a medida que la cantidad de energía que no puede absorber (Q _perdida ) crece por la cuarta potencia en función de la temperatura. Por lo tanto, hay una temperatura máxima alcanzable. Cuando la eficiencia del receptor es nula (curva azul en la figura siguiente), Tmax _es : ${\displaystyle T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}}$

Existe una temperatura T _opt para la cual la eficiencia es máxima, es decir , cuando la derivada de la eficiencia relativa a la temperatura del receptor es nula:

${\displaystyle {\frac {d\eta }{dT_{H}}}(T_{\mathrm {opt} })=0}$

Por consiguiente esto nos lleva a la siguiente ecuación:

${\displaystyle T_{opt}^{5}-(0.75T^{0})T_{\mathrm {opt} }^{4}-{\frac {T^{0}IC}{4\sigma }}=0}$

Resolviendo numéricamente esta ecuación podemos obtener la temperatura óptima del proceso en función del ratio de concentración solar (curva roja en la figura siguiente) ${\displaystyle C}$

Dejando de lado las eficiencias teóricas, la experiencia real de la CSP revela un déficit del 25% al ​​60% en la producción proyectada, buena parte del cual se debe a las pérdidas prácticas del ciclo de Carnot que no se incluyen en el análisis anterior.

Incentivos y mercados

España

Central solar Andasol en España

En 2008, España puso en marcha el primer mercado de CSP a escala comercial en Europa. Hasta 2012, la generación de electricidad solar térmica inicialmente era elegible para pagos de tarifas de alimentación (art. 2 RD 661/2007), lo que llevó a la creación de la mayor flota de CSP del mundo que, con 2,3 GW de capacidad instalada, aporta aproximadamente 5 TWh de energía a la red española cada año. ^[100] Los requisitos iniciales para las plantas en la FiT fueron:

• Sistemas inscritos en el registro de sistemas antes del 29 de septiembre de 2008: 50 MW para sistemas solares térmicos.
• Sistemas registrados después del 29 de septiembre de 2008 (sólo PV).

Los límites de capacidad para los diferentes tipos de sistemas se redefinieron durante la revisión de las condiciones de solicitud cada trimestre (art. 5 RD 1578/2008, Anexo III RD 1578/2008). Antes de que finalice un período de solicitud, los límites de mercado especificados para cada tipo de sistema se publican en el sitio web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (art. 5 RD 1578/2008). ^[101] Debido a preocupaciones de costos, España ha detenido la aceptación de nuevos proyectos para la tarifa de alimentación el 27 de enero de 2012 ^{[102] [103]} Los proyectos ya aceptados se vieron afectados por un "impuesto solar" del 6% sobre las tarifas de alimentación, lo que redujo efectivamente la tarifa de alimentación. ^[104]

En este contexto, el Gobierno español promulgó en 2013 el Real Decreto-ley 9/2013 ^[105] , destinado a la adopción de medidas urgentes para garantizar la estabilidad económica y financiera del sistema eléctrico, sentando las bases de la nueva Ley 24/2013 del sector eléctrico español. ^[106] Este nuevo marco jurídico-económico retroactivo aplicado a todos los sistemas de energías renovables fue desarrollado en 2014 por el RD 413/2014, ^[107] que derogó los antiguos marcos regulatorios establecidos por el RD 661/2007 y el RD 1578/2008 y definió un nuevo esquema retributivo para estos activos.

Tras una década perdida para la CSP en Europa, España anunció en su Plan Nacional de Energía y Clima su intención de añadir 5 GW de capacidad de CSP entre 2021 y 2030. ^[108] Para ello se esperan subastas bianuales de 200 MW de capacidad de CSP a partir de octubre de 2022, pero aún no se conocen los detalles. ^[109]

Australia

Se han instalado varias antenas CSP en asentamientos aborígenes remotos en el Territorio del Norte : Hermannsburg , Yuendumu y Lajamanu .

Hasta el momento no se ha puesto en marcha ningún proyecto de CSP a escala comercial en Australia, pero se han sugerido varios proyectos. En 2017, el desarrollador estadounidense de CSP SolarReserve, ahora en quiebra, recibió un PPA para realizar el Proyecto de Energía Solar Térmica Aurora de 150 MW en el sur de Australia a una tasa mínima récord de solo AUD$ 0,08/kWh, o cerca de USD$ 0,06/kWh. ^[110] Desafortunadamente, la empresa no logró obtener financiación y el proyecto se canceló. Otra aplicación prometedora para la CSP en Australia son las minas que necesitan electricidad las 24 horas del día, los 7 días de la semana, pero que a menudo no tienen conexión a la red. Vast Solar, una empresa emergente que tiene como objetivo comercializar un novedoso diseño modular de CSP de tercera generación, ^{[111] [112]} busca comenzar la construcción de una instalación combinada de CSP y PV de 50 MW en Mt. Isa , en el noroeste de Queensland, en 2021. ^[113]

A nivel federal, en virtud del Objetivo de Energía Renovable a Gran Escala (LRET), en vigor en virtud de la Ley de Electricidad con Energía Renovable de 2000, la generación de electricidad solar térmica a gran escala a partir de centrales eléctricas de RET acreditadas puede tener derecho a crear certificados de generación a gran escala (LGC). Estos certificados pueden luego venderse y transferirse a entidades responsables (normalmente, minoristas de electricidad) para cumplir con sus obligaciones en virtud de este plan de certificados negociables. Sin embargo, como esta legislación es neutral en cuanto a la tecnología en su funcionamiento, tiende a favorecer a las tecnologías de energías renovables más establecidas con un coste nivelado de generación más bajo, como la energía eólica terrestre a gran escala, en lugar de la energía solar térmica y la CSP. ^[114] A nivel estatal, las leyes de alimentación de energía renovable suelen estar limitadas por la capacidad máxima de generación en kWp, y están abiertas únicamente a la generación a escala micro o mediana y, en varios casos, solo están abiertas a la generación solar fotovoltaica (PV). Esto significa que los proyectos de CSP a mayor escala no serían elegibles para el pago de incentivos de alimentación en muchas de las jurisdicciones estatales y territoriales.

Porcelana

La torre de energía Hami de 50 MW de China Energy Engineering Corporation tiene 8 horas de almacenamiento de sal fundida

En 2024, China ofrecerá tecnología CSP de segunda generación para competir con otros métodos de generación de electricidad a demanda basados ​​en combustibles fósiles renovables o no renovables sin subsidios directos o indirectos. ^[11] En el actual 14.º plan quinquenal, se desarrollan proyectos de CSP en varias provincias junto con grandes proyectos solares fotovoltaicos y eólicos de tamaño GW. ^{[92] [8]}

En 2016, China anunció su intención de construir un lote de 20 proyectos de demostración de CSP tecnológicamente diversos en el contexto del 13.º plan quinquenal , con la intención de construir una industria de CSP competitiva a nivel internacional. ^[115] Dado que las primeras plantas se completaron en 2018, la electricidad generada por las plantas con almacenamiento térmico está respaldada por una FiT establecida administrativamente de 1,5 RMB por kWh. ^[116] A fines de 2020, China operaba un total de 545 MW en 12 plantas de CSP: ^{[117] [118]} siete plantas (320 MW) son torres de sal fundida, otras dos plantas (150 MW) utilizan el probado diseño de canal parabólico Eurotrough 150, ^[119] y tres plantas (75 MW) utilizan colectores Fresnel lineales. Los planes para construir un segundo lote de proyectos de demostración nunca se implementaron y se desconoce si habrá más apoyo tecnológico específico para la CSP en el próximo decimocuarto plan quinquenal . Los proyectos de apoyo federal del lote de demostración se agotaron a fines de 2021. ^[120]

India

En marzo de 2024, SECI anunció que se convocaría una licitación por 500 MW en el año 2024. ^[121]

Reactores solares térmicos

La CSP tiene otros usos además de la electricidad. Los investigadores están estudiando reactores solares térmicos para la producción de combustibles solares, haciendo de la energía solar una forma totalmente transportable en el futuro. Estos investigadores utilizan el calor solar de la CSP como catalizador de la termoquímica para descomponer las moléculas de H2O _y crear hidrógeno (H2 ₎ a partir de energía solar sin emisiones de carbono. ^[122] Al descomponer tanto el H2O _como el CO2 _, otros hidrocarburos muy utilizados (por ejemplo, el combustible para aviones comerciales) también podrían crearse con energía solar en lugar de a partir de combustibles fósiles. ^[123]

El calor del sol se puede utilizar para generar vapor que permita que el petróleo pesado sea menos viscoso y más fácil de bombear. Este proceso se denomina recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica . Se pueden utilizar torres de energía solar y colectores parabólicos para generar vapor, que se utiliza directamente, por lo que no se necesitan generadores ni se produce electricidad. La recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica puede prolongar la vida útil de los yacimientos petrolíferos con petróleo muy espeso que, de otro modo, no sería económico bombear. ^[1]

La producción de combustible sintético neutro en carbono utilizando energía solar térmica concentrada a una temperatura de casi 1500 °C es técnicamente factible y será comercialmente viable en el futuro si los costos de las plantas de CSP disminuyen. ^[124] Además, el hidrógeno neutro en carbono se puede producir con energía solar térmica (CSP) utilizando el ciclo de azufre-yodo , el ciclo híbrido del azufre , el ciclo del óxido de hierro , el ciclo de cobre-cloro , el ciclo de zinc-óxido de zinc , el ciclo de óxido de cerio (IV)-óxido de cerio (III) o una alternativa.

Plantas de energía solar a escala de gigavatios

A principios del milenio y hasta aproximadamente 2010, hubo varias propuestas para plantas de energía solar de gran escala y tamaño de gigavatios que utilizaran CSP. ^{[125] Entre ellas, se incluyen la propuesta} Desertec euromediterránea y el Proyecto Helios en Grecia (10 GW), ambos cancelados. Un estudio de 2003 concluyó que el mundo podría generar 2.357.840 TWh cada año a partir de plantas de energía solar de gran escala utilizando el 1% de cada uno de los desiertos del mundo. El consumo total mundial fue de 15.223 TWh/año ^[126] (en 2003). Los proyectos de tamaño de gigavatio habrían sido conjuntos de plantas individuales de tamaño estándar. En 2012, la BLM puso a disposición 97.921.069 acres (39.627.251 hectáreas) de tierra en el suroeste de los Estados Unidos para proyectos solares, suficiente para entre 10.000 y 20.000 GW. ^[127] La ​​planta solar más grande en funcionamiento es la central solar Noor de 510 MW . En 2022, la cuarta fase de CSP de 700 MW del parque solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum de 5 GW en Dubái se convertirá en el complejo solar más grande con CSP.

Sitios adecuados

Los lugares con mayor irradiación directa son los secos, a gran altitud y ubicados en los trópicos . Estos lugares tienen un mayor potencial de energía solar concentrada que las áreas con menos sol.

Las minas a cielo abierto abandonadas , las pendientes moderadas y las depresiones de cráteres pueden ser ventajosas en el caso de la energía solar concentrada con torres de energía, ya que estas pueden ubicarse en el suelo, integradas con el tanque de almacenamiento de sal fundida. ^{[128] [129]}

Efectos ambientales

La energía solar concentrada tiene una serie de impactos ambientales, en particular por el uso de agua y tierra. ^[130] El agua se utiliza generalmente para enfriar y limpiar espejos. Algunos proyectos están estudiando diversos enfoques para reducir el agua y los agentes de limpieza utilizados, incluido el uso de barreras, revestimientos antiadherentes en espejos, sistemas de nebulización de agua y otros. ^[131]

Uso del agua

Las plantas de energía solar de concentración con sistemas de enfriamiento húmedo tienen las intensidades de consumo de agua más altas de cualquier tipo de planta de energía eléctrica convencional; solo las plantas de combustibles fósiles con captura y almacenamiento de carbono pueden tener intensidades de agua más altas. ^[132] Un estudio de 2013 que comparó varias fuentes de electricidad encontró que el consumo medio de agua durante las operaciones de las plantas de energía solar de concentración con enfriamiento húmedo fue de 3,1 metros cúbicos por megavatio-hora (810 galones estadounidenses/MWh) para las plantas de torres de energía y de 3,4 m ³ /MWh (890 galones estadounidenses/MWh) para las plantas de canal. Esto fue más alto que el consumo de agua operativo (con torres de enfriamiento) para la energía nuclear a 2,7 m ³ /MWh (720 galones estadounidenses/MWh), el carbón a 2,0 m ³ /MWh (530 galones estadounidenses/MWh) o el gas natural a 0,79 m ³ /MWh (210 galones estadounidenses/MWh). ^[133] Un estudio de 2011 del Laboratorio Nacional de Energías Renovables llegó a conclusiones similares: para las plantas de energía con torres de enfriamiento, el consumo de agua durante las operaciones fue de 3,27 m ³ /MWh (865 galones estadounidenses/MWh) para las de CSP de canal, 2,98 m ³ /MWh (786 galones estadounidenses/MWh) para las de torre, 2,60 m ³ /MWh (687 galones estadounidenses/MWh) para las de carbón, 2,54 m ³ /MWh (672 galones estadounidenses/MWh) para las nucleares y 0,75 m ³ /MWh (198 galones estadounidenses/MWh) para las de gas natural. ^[134] La Asociación de Industrias de Energía Solar señaló que la planta de CSP de canal Nevada Solar One consume 3,2 m ³ /MWh (850 galones estadounidenses/MWh). ^[135] El problema del consumo de agua se acentúa porque las plantas de CSP a menudo se ubican en entornos áridos donde el agua es escasa.

En 2007, el Congreso de los EE. UU. ordenó al Departamento de Energía que informara sobre las formas de reducir el consumo de agua por CSP. El informe posterior señaló que existía tecnología de enfriamiento en seco que, aunque era más costosa de construir y operar, podía reducir el consumo de agua por CSP entre un 91 y un 95 por ciento. Un sistema híbrido de enfriamiento húmedo/seco podría reducir el consumo de agua entre un 32 y un 58 por ciento. ^[136] Un informe de 2015 de NREL señaló que de las 24 plantas de energía CSP operativas en los EE. UU., 4 usaban sistemas de enfriamiento en seco. Los cuatro sistemas enfriados en seco eran las tres plantas de energía en la Instalación de Energía Solar Ivanpah cerca de Barstow, California , y el Proyecto de Energía Solar Genesis en el Condado de Riverside, California . De los 15 proyectos de CSP en construcción o desarrollo en los EE. UU. a marzo de 2015, 6 eran sistemas húmedos, 7 eran sistemas secos, 1 híbrido y 1 no especificado.

Aunque muchas centrales termoeléctricas antiguas con refrigeración de paso único o estanques de refrigeración utilizan más agua que la CSP, lo que significa que pasa más agua por sus sistemas, la mayor parte del agua de refrigeración vuelve al cuerpo de agua disponible para otros usos, y consumen menos agua por evaporación. Por ejemplo, la central eléctrica de carbón media en los EE. UU. con refrigeración de paso único utiliza 138 m ³ /MWh (36.350 galones estadounidenses/MWh), pero solo 0,95 m ³ /MWh (250 galones estadounidenses/MWh) (menos del uno por ciento) se pierden por evaporación. ^[137]

Efectos sobre la vida silvestre

Curruca muerta quemada en pleno vuelo por planta termosolar

Los insectos pueden sentirse atraídos por la luz brillante que produce la tecnología solar concentrada y, como resultado, las aves que los cazan pueden morir quemadas si vuelan cerca del punto donde se enfoca la luz. Esto también puede afectar a las aves rapaces que cazan a las aves. ^{[138] [139] [140] [141]} Los opositores citaron a funcionarios federales de vida silvestre que calificaron las torres de energía de Ivanpah de "megatrampas" para la vida silvestre. ^{[142] [143] [144]}

Algunos medios de comunicación han informado de que las plantas de energía solar concentrada han herido o matado a un gran número de aves debido al intenso calor de los rayos solares concentrados. ^{[145] [146]} Algunas de las afirmaciones pueden haber sido exageradas. ^[147]

Según informes rigurosos, en más de seis meses de su primer año de funcionamiento, se contabilizaron 321 muertes de aves en Ivanpah, de las cuales 133 estaban relacionadas con la luz solar que se reflejaba en las calderas. ^[148] Durante un año, esta cifra aumentó a un recuento total de 415 muertes de aves por causas conocidas y 288 por causas desconocidas. Teniendo en cuenta la eficiencia de búsqueda de los cadáveres de las aves muertas, la mortalidad aviar total para el primer año se estimó en 1492 por causas conocidas y 2012 por causas desconocidas. De las muertes de aves debido a causas conocidas, el 47,4% se quemaron, el 51,9% murió por efectos de colisión y el 0,7% murió por otras causas. ^[149] Se pueden tomar medidas de mitigación para reducir estas cifras, como no enfocar más de cuatro espejos en un solo lugar en el aire durante el modo de espera, como se hizo en el Proyecto de Energía Solar Crescent Dunes . ^[150] Durante el período 2020-2021, se contabilizaron 288 muertes de aves directamente en Ivanpah, una cifra consistente con los rangos encontrados en evaluaciones anuales anteriores. ^[151] Para poner esto en perspectiva, solo en Alemania, cada año hasta 2 millones de aves mueren al interactuar con líneas eléctricas aéreas . ^[152] En términos más generales, un estudio preliminar de 2016 evaluó que la mortalidad anual de aves por MW de potencia instalada era similar entre las plantas de energía solar concentrada y las plantas de energía eólica de EE. UU., y más alta para las plantas de energía de combustibles fósiles. ^[153]

Véase también

• Portal de energías renovables
• Portal de energía

• Casa del sol de Dover
• Fotovoltaica de concentración (CPV)
• Iluminación natural
• Listado de empresas de energía solar térmica de concentración
• Lista de centrales termosolares
• Concentrador solar luminiscente
• Estanque de evaporación de sal
• Aire acondicionado solar
• Energía solar térmica
• Colector solar térmico
• Calentamiento solar de agua
• Almacenamiento de energía térmica
• Ciclo termoquímico
• Receptor de partículas

Referencias

1. Kimi, Imad. "Energía solar fotovoltaica frente a energía solar concentrada: las principales diferencias". Voltagea . Dr. imad . Consultado el 29 de diciembre de 2022 .
2. Boerema, Nicholas; Morrison, Graham; Taylor, Robert; Rosengarten, Gary (1 de noviembre de 2013). "Diseño de cartelera con receptor central de energía solar térmica de alta temperatura". Energía solar . 97 : 356–368. Código Bibliográfico :2013SoEn...97..356B. doi :10.1016/j.solener.2013.09.008.
3. Law, Edward W.; Prasad, Abhnil A.; Kay, Merlinde; Taylor, Robert A. (1 de octubre de 2014). "Pronóstico de la irradiancia normal directa y su aplicación al pronóstico de la producción de energía solar térmica concentrada: una revisión". Energía solar . 108 : 287–307. Bibcode :2014SoEn..108..287L. doi :10.1016/j.solener.2014.07.008.
4. Law, Edward W.; Kay, Merlinde; Taylor, Robert A. (1 de febrero de 2016). "Cálculo del valor financiero de una planta solar térmica concentrada operada utilizando pronósticos de irradiancia normal directa". Energía solar . 125 : 267–281. Bibcode :2016SoEn..125..267L. doi :10.1016/j.solener.2015.12.031.
5. "De la luz del sol a la gasolina" (PDF) . Sandia National Laboratories. Archivado desde el original (PDF) el 19 de febrero de 2013 . Consultado el 11 de abril de 2013 .
6. "Sistema integrado de reacción termoquímica solar". Departamento de Energía de Estados Unidos . Archivado desde el original el 15 de abril de 2013. Consultado el 11 de abril de 2013 .
7. Wald, Matthew L. (10 de abril de 2013). «Nuevo proceso solar permite obtener más beneficios del gas natural». The New York Times . Consultado el 11 de abril de 2013 .
8. "Libro azul de la industria de energía solar de concentración de China, 2021" (PDF) . Consultado el 16 de junio de 2022 .
9. "China". SolarPACES . Consultado el 12 de agosto de 2023 .
10. "Proyectos de CSP en todo el mundo". SolarPACES . Consultado el 15 de mayo de 2023 .
11. "Libro Azul de la Industria de Energía Solar Concentrada de China 2023" (PDF) . Consultado el 6 de marzo de 2024 .
12. "¿Nueva oportunidad para la CSP en EE. UU.? California prohíbe las plantas de energía de pico alimentadas con gas". 13 de octubre de 2017. Consultado el 23 de febrero de 2018 .
13. Deign, Jason (24 de junio de 2019). "La energía solar concentrada vuelve a cobrar protagonismo de forma silenciosa". GreenTechMedia.com .
14. "Las ofertas de energía solar concentrada caen a mínimos históricos y se prevé que los precios diverjan entre las distintas regiones" . Consultado el 23 de febrero de 2018 .
15. Chris Clarke (25 de septiembre de 2015). "¿Están condenadas las torres de energía solar en California?". KCET .
16. "Después del bombo publicitario de Desertec: ¿sigue viva la energía solar de concentración?". 24 de septiembre de 2017. Consultado el 24 de septiembre de 2017 .
17. "La CSP no compite con la PV, compite con el gas". 11 de octubre de 2017. Consultado el 4 de marzo de 2018 .
18. "Los costos de la energía solar concentrada cayeron un 46% entre 2010 y 2018" . Consultado el 3 de junio de 2019 .
19. "El impulso de los Emiratos Árabes Unidos a la energía solar concentrada debería abrir los ojos a todo el mundo" . Consultado el 29 de octubre de 2017 .
20. "La energía solar concentrada cayó un 50% en seis meses" . Consultado el 31 de octubre de 2017 .
21. "ACWA Power amplía el diseño de torres de canalización para establecer un precio récord de CSP". New Energy Update / CSP Today . 20 de septiembre de 2017 . Consultado el 29 de noviembre de 2019 .
22. "SolarReserve ofrece CSP por menos de 5 centavos en subasta chilena". 29 de octubre de 2017. Consultado el 29 de octubre de 2017 .
23. "SolarReserve ofrece energía solar las 24 horas a 6,3 centavos en Chile". CleanTechnica. 13 de marzo de 2017. Consultado el 14 de marzo de 2017 .
24. Thomas W. Africa (1975). "Arquímedes a través del espejo". El mundo clásico . 68 (5): 305–308. doi :10.2307/4348211. JSTOR  4348211.
25. Ken Butti, John Perlin (1980) Un hilo dorado: 2500 años de arquitectura y tecnología solar , Cheshire Books, págs. 66-100, ISBN 0442240058 . 
26. Meyer, CM. "From Troughs to Triumph: SEGS and Gas" (De los valles al triunfo: SEGS y gas). EEPublishers.co.za . Archivado desde el original el 7 de agosto de 2011. Consultado el 22 de abril de 2013 .
27. Cutler J. Cleveland (23 de agosto de 2008). Shuman, Frank. Enciclopedia de la Tierra.
28. Paul Collins (primavera de 2002) La bella posibilidad. Revista Cabinet, número 6.
29. "Un nuevo invento para aprovechar el sol" Popular Science , noviembre de 1929
30. Ken Butti, John Perlin (1980) Un hilo dorado: 2500 años de arquitectura y tecnología solar , Cheshire Books, pág. 68, ISBN 0442240058 . 
31. "Almacenamiento de sales fundidas". large.stanford.edu . Consultado el 31 de marzo de 2019 .
32. "Power China ha comenzado la construcción de la única central solar termosolar de torre de 200 MW del mundo". www.solarpaces.org . 22 de marzo de 2024. Archivado desde el original el 22 de marzo de 2024 . Consultado el 27 de octubre de 2024 .
33. "El proyecto solar Ivanpah enfrenta el riesgo de incumplimiento de los contratos de PG&E". KQED News . Archivado desde el original el 25 de marzo de 2016.
34. "eSolar Sierra SunTower: una historia de bajo rendimiento de la energía solar de concentración | Gunther Portfolio". guntherportfolio.com . 5 de abril de 2013.
35. "Por qué la energía solar de concentración necesita almacenamiento para sobrevivir" . Consultado el 21 de noviembre de 2017 .
36. Tipos de plantas termosolares CSP. Tomkonrad.wordpress.com. Recuperado el 22 de abril de 2013.
37. Chaves, Julio (2015). Introducción a la óptica sin imágenes, segunda edición. CRC Press . ISBN 978-1482206739.
38. Roland Winston, Juan C. Miñano, Pablo G. Benitez (2004) Óptica sin imágenes , Academic Press, ISBN 978-0127597515 . 
39. Norton, Brian (2013). Aprovechamiento del calor solar . Springer. ISBN 978-94-007-7275-5.
40. Nuevas innovaciones en energía solar térmica Archivado el 21 de abril de 2009 en Wayback Machine . Popularmechanics.com (1 de noviembre de 2008). Consultado el 22 de abril de 2013.
41. Chandra, Yogender Pal (17 de abril de 2017). "Optimización numérica y análisis de pérdida térmica convectiva de un sistema de receptor de colector solar de canal parabólico mejorado con aislamiento térmico unilateral". Energía solar . 148 : 36–48. Código Bibliográfico :2017SoEn..148...36C. doi :10.1016/j.solener.2017.02.051.
42. Houser, Kristin (12 de noviembre de 2023). "Científicos australianos alcanzan un hito en energía solar concentrada Calentaron partículas de cerámica a una temperatura abrasadora de 1450 F dejándolas caer a través de un haz de luz solar concentrada". Freethink . Archivado desde el original el 15 de noviembre de 2023.
43. Vignarooban, K.; Xinhai, Xu (2015). "Fluidos de transferencia de calor para sistemas de energía solar de concentración: una revisión". Applied Energy . 146 : 383–396. Bibcode :2015ApEn..146..383V. doi :10.1016/j.apenergy.2015.01.125.
44. Christopher L. Martin; D. Yogi Goswami (2005). Referencia de bolsillo sobre energía solar. Earthscan. p. 45. ISBN 978-1-84407-306-1.
45. "Plantas de energía solar térmica - Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA)". www.eia.gov . Consultado el 22 de octubre de 2024 .
46. "Huellas terrestres: Central solar Andasol". Reuters . Consultado el 22 de octubre de 2024 .
47. "Instalaciones de concentración de enfoque lineal: DCS, DISS, EUROTROUGH y LS3". Plataforma Solar de Almería. Archivado desde el original el 28 de septiembre de 2007. Consultado el 29 de septiembre de 2007 .
48. Deloitte Touche Tohmatsu Ltd, "Predicciones de energía y recursos para 2012" Archivado el 6 de enero de 2013 en Wayback Machine , 2 de noviembre de 2011
49. Helman, "El petróleo del sol", "Forbes", 25 de abril de 2011
50. Goossens, Ehren, "Chevron utiliza vapor solar térmico para extraer petróleo en California", "Bloomberg", 3 de octubre de 2011
51. "Tres módulos solares del primer proyecto comercial de energía solar concentrada con torre de haz descendente del mundo se conectarán a la red eléctrica" ​​. Consultado el 18 de agosto de 2019 .
52. "La primera planta de energía solar concentrada de doble torre del mundo aumenta la eficiencia en un 24%" . Consultado el 22 de julio de 2022 .
53. "Ivanpah: la planta solar más grande del mundo en el desierto de California". BrightSourceEnergy.com .
54. "Buscador de datos de electricidad". EIA.gov .
55. "Buscador de datos de electricidad". EIA.gov .
56. "Buscador de datos de electricidad". EIA.gov .
57. Marzouk, Osama A. (septiembre de 2022). "Competitividad del uso de la tierra de las tecnologías de energía solar concentrada y fotovoltaica cerca del Trópico de Cáncer". Energía solar . 243 : 103–119. Bibcode :2022SoEn..243..103M. doi : 10.1016/j.solener.2022.07.051 . S2CID  251357374.
58. CLFR compacto. Physics.usyd.edu.au (12 de junio de 2002). Recuperado el 22 de abril de 2013.
59. Reflector lineal compacto de Fresnel (CLFR) de Ausra y enfoque de temperatura más baja. ese.iitb.ac.in
60. Abbas, R.; Muñoz-Antón, J.; Valdés, M.; Martínez-Val, JM (agosto de 2013). "Reflectores Fresnel lineales de alta concentración". Conversión y Gestión de Energía . 72 : 60–68. Código Bib : 2013ECM....72...60A. doi :10.1016/j.enconman.2013.01.039.
61. Sandia, Stirling Energy Systems establece un nuevo récord mundial en eficiencia de conversión de energía solar a red eléctrica, Sandia, 12 de febrero de 2008. Recuperado el 21 de octubre de 2021. Archivado el 19 de febrero de 2013 en Wayback Machine .
62. Barbee, Jeffrey (13 de mayo de 2015). "¿Podría ser este el sistema de electricidad solar más eficiente del mundo?". The Guardian . Consultado el 21 de abril de 2017. El 34% de la energía del sol que llega a los espejos se convierte directamente en energía eléctrica disponible en la red.
63. "Cómo funciona el almacenamiento de energía térmica en la CSP - SolarPACES". SolarPACES . 10 de septiembre de 2017 . Consultado el 21 de noviembre de 2017 .
64. "Almacenamiento de energía en sales fundidas". Archivado desde el original el 29 de agosto de 2017 . Consultado el 22 de agosto de 2017 .
65. "Lo último en almacenamiento de energía térmica". Julio de 2017. Consultado el 22 de agosto de 2017 .
66. "La energía solar de concentración no es viable sin almacenamiento, dicen los expertos" . Consultado el 29 de agosto de 2017 .
67. "Cómo las plantas de energía solar podrían reemplazar a las plantas de energía a gas". 19 de octubre de 2017. Consultado el 2 de abril de 2018 .
68. "Aurora: lo que debes saber sobre la torre de energía solar de Port Augusta". 21 de agosto de 2017. Consultado el 22 de agosto de 2017 .
69. «2018, el año en el que la Energía Solar Concentrada volvió a brillar» . Consultado el 18 de diciembre de 2018 .
70. "Energía solar controlable: por primera vez a un precio competitivo en el norte de África" ​​. Consultado el 7 de junio de 2019 .
71. "Marruecos bate un nuevo récord con 800 MW de CSP-PV Midelt 1 a 7 centavos" . Consultado el 7 de junio de 2019 .
72. "Marruecos es pionero en energía fotovoltaica con almacenamiento térmico en el proyecto CSP Midelt de 800 MW" . Consultado el 25 de abril de 2020 .
73. "247Solar y Masen firman un acuerdo para la primera planta de energía solar concentrada de próxima generación en funcionamiento" . Consultado el 31 de agosto de 2019 .
74. "Rost comercializará tecnología solar concentrada modular y escalable 247 para minería". Archivado desde el original el 28 de octubre de 2019 . Consultado el 31 de octubre de 2019 .
75. "El gasto de capital de las plantas modulares de energía solar concentrada podría reducirse a la mitad si se instalara 1 GW" . Consultado el 31 de octubre de 2019 .
76. "La primera planta de calefacción urbana solar del Tíbet" . Consultado el 20 de diciembre de 2019 .
77. "Estadísticas de capacidad de energía renovable 2024, Irena" (PDF) . Consultado el 30 de marzo de 2024 .
78. Informe sobre el estado mundial de las energías renovables, REN21, 2017
79. Renovables 2017: Informe sobre la situación mundial, REN21, 2018
80. «La energía solar concentrada aumenta su capacidad global acumulada en más de un 11 % hasta casi 5,5 GW en 2018» . Consultado el 18 de junio de 2019 .
81. REN21 (2014). Renovables 2014: Informe sobre la situación mundial (PDF) . ISBN 978-3-9815934-2-6Archivado desde el original (PDF) el 15 de septiembre de 2014 . Consultado el 14 de septiembre de 2014 .{{cite book}}: CS1 maint: nombres numéricos: lista de autores ( enlace )
82. REN21 (2016). Energías renovables 2016: Informe sobre la situación mundial (PDF) . Secretaría de REN21, PNUMA. ISBN 978-3-9818107-0-7.{{cite book}}: CS1 maint: nombres numéricos: lista de autores ( enlace )
83. "Datos y cifras de la CSP". csp-world.com. Junio ​​de 2012. Archivado desde el original el 29 de abril de 2013. Consultado el 22 de abril de 2013 .
84. "Concentrating Solar Power" (PDF) . Agencia Internacional de Energías Renovables. Junio ​​de 2012. p. 11. Archivado desde el original (PDF) el 22 de noviembre de 2012 . Consultado el 9 de septiembre de 2012 .
85. Sawin, Janet L. y Martinot, Eric (29 de septiembre de 2011). "Las energías renovables se recuperaron en 2010, según el informe mundial REN21". Renewable Energy World . Archivado desde el original el 2 de noviembre de 2011.
86. Louis Boisgibault, Fahad Al Kabbani (2020): Transición energética en metrópolis, zonas rurales y desiertos. Wiley-ISTE. (Serie Energía) ISBN 9781786304995 . 
87. "Hacer que el sol brille por la noche: comparación del coste de la energía solar concentrada despachable y la energía fotovoltaica con almacenamiento". Centro Helmholtz de Investigación Ambiental . 2021. Archivado desde el original el 16 de junio de 2024. Consultado el 28 de octubre de 2024 .
88. Google lanza proyecto de energía solar concentrada Archivado el 15 de junio de 2012 en Wayback Machine. Reve , 24 de noviembre de 2011. Consultado: 25 de noviembre de 2011.
89. Shahan, Zachary (30 de agosto de 2020). "Nueva oferta de precio récord de energía solar: 1,3¢/kWh". CleanTechnica . Consultado el 8 de enero de 2021 .
90. "Concentrating Solar Power", NERL Annual Technology Baseline , 2020, archivado del original el 21 de abril de 2021 , consultado el 23 de abril de 2021
91. "Concentrating Solar Power", NERL Annual Technology Baseline , 2018, archivado del original el 23 de abril de 2021 , consultado el 23 de abril de 2021
92. "Three Gorges busca ofertas de EPC para 200 MW de energía solar concentrada a menos de 5 centavos/kWh" . Consultado el 15 de junio de 2022 .
93. Johan Lilliestam; et al. (2017). "Tasas de aprendizaje observadas empíricamente para la energía solar de concentración y sus respuestas al cambio de régimen". Nature Energy . 2 (17094): 17094. Bibcode :2017NatEn...217094L. doi :10.1038/nenergy.2017.94. S2CID  256727261.
94. Johan Lilliestam; et al. (2020). "Perspectivas a corto y mediano plazo para la energía solar de concentración: mayormente nublado, posibilidad de sol". Fuentes de energía, parte B. 16 : 23–41. doi : 10.1080 /15567249.2020.1773580 .
95. Schöniger, Franziska; et al. (2021). "Hacer que el sol brille por la noche: comparación del coste de la energía solar de concentración despachable y la energía fotovoltaica con almacenamiento". Fuentes de energía, parte B . 16 (1): 55–74. Bibcode :2021EneSB..16...55S. doi : 10.1080/15567249.2020.1843565 . hdl : 20.500.12708/18282 .
96. Andy Colthorpe (14 de julio de 2021), El Laboratorio Nacional de Energías Renovables de EE. UU. pronostica una rápida reducción de costos para el almacenamiento de baterías hasta 2030, Solar Media Limited
97. Agencia Internacional de Energías Renovables, "Tabla 2.1: Comparación de diferentes tecnologías de CSP", en Concentrating Solar Power, Volumen 1: Sector eléctrico Archivado el 23 de mayo de 2019 en Wayback Machine , Tecnologías de energía renovable: serie de análisis de costos, junio de 2012, pág. 10. Consultado el 23 de mayo de 2019.
98. EA Fletcher (2001). "Procesamiento térmico solar: una revisión". Revista de ingeniería de energía solar . 123 (2): 63. doi :10.1115/1.1349552.
99. Aldo Steinfeld y Robert Palumbo (2001). "Solar Thermochemical Process Technology" (PDF) . Enciclopedia de ciencia física y tecnología, RA Meyers Ed . 15. Academic Press: 237–256. Archivado desde el original (PDF) el 19 de julio de 2014.
100. [1] La generación de los 2,3 GW de CSP existentes en España muestra aumentos anuales constantes.
101. Tarifa de alimentación (Régimen Especial). res-legal.de (12 de diciembre de 2011).
102. El gobierno español suspende las tarifas de alimentación a la energía fotovoltaica y la energía solar concentrada Archivado el 5 de agosto de 2012 en Wayback Machine . Solarserver.com (30 de enero de 2012). Consultado el 22 de abril de 2013.
103. España suspende las tarifas reguladas para energías renovables. Instituteforenergyresearch.org (9 de abril de 2012). Recuperado el 22 de abril de 2013.
104. España introduce un impuesto energético del 6%. Evwind.es (14 de septiembre de 2012). Consultado el 22 de abril de 2013.
105. Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, BOE núm. 167, de 13 de julio de 2013. https://www.boe.es/eli/es/rdl/2013/07/12/9
106. Ley 24/2013, de 26 de diciembre, BOE núm. 310, de 27 de diciembre de 2013. https://www.boe.es/eli/es/l/2013/12/26/24/con
107. Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, BOE núm. 140, de 10 de junio de 2014. https://www.boe.es/eli/es/rd/2014/06/06/413
108. "Plan Nacional de Energía y Clima" (PDF) .{{cite web}}: CS1 maint: estado de la URL ( enlace )
109. "El Miteco aprueba la orden para iniciar el calendario de subastas". Miteco.gob.es .
110. Kraemer, S. (2017). SolarReserve rompe récord de precio de CSP con contrato de 6 centavos, Solarpaces [2]
111. Kraemer, S. (2019). La energía solar de gran tamaño basada en sodio combina lo mejor de la CSP de canaletas y torres para ganar nuestro premio a la innovación, Solarpaces [3]
112. Actualización de Nueva Energía (2019). El desarrollador de minitorres de CSP predice costos por debajo de los 50 USD/MWh [4]
113. Revista PV (2020). Vast Solar prevé una planta solar híbrida de 600 millones de dólares para Mount Isa [5]
114. Una peligrosa obsesión por el menor costo? Cambio climático, derecho de las energías renovables y comercio de emisiones Prest, J. (2009). en Derecho del cambio climático: consideraciones comparativas, contractuales y regulatorias , W. Gumley y T. Daya-Winterbottom (eds.) Lawbook Company, ISBN 0455226342 
115. El dragón despierta: ¿China salvará o conquistará la energía solar concentrada? https://doi.org/10.1063/1.5117648
116. "Revisión de 2018: desarrollo de proyectos piloto de energía solar concentrada en China" . Consultado el 15 de enero de 2019 .
117. Johan Lilliestam, Richard Thonig, Alina Gilmanova y Chuncheng Zang. (2020). CSP.guru (versión 2020-07-01) [Conjunto de datos]. Zenodo. http://doi.org/10.5281/zenodo.4297966
118. Thonig, Richard; Gilmanova, Alina; Zhan, Jing; Lilliestam, Johan (mayo de 2022). "¿CSP china para el mundo?". Actas de la conferencia AIP . Solarpaces 2020: 26.ª conferencia internacional sobre energía solar de concentración y sistemas de energía química. 2445 (1): 050007. Bibcode :2022AIPC.2445e0007T. doi :10.1063/5.0085752. S2CID  248768163.
119. Solarpaces (2021), EuroTrough ayudó a reducir el tiempo de puesta en marcha de la CSP Urat de 100 MW de China https://www.solarpaces.org/eurotrough-cut-ramp-up-in-china-100-mw-urat-csp%E2%80%A8
120. HeliosCSP (2020) China considera retirar los subsidios a la energía solar concentrada (CSP) y la energía eólica marina en 2021 http://helioscsp.com/china-mulls-withdrawal-of-subsidies-for-concentrated-solar-power-csp-and-offshore-wind-energy-in-2021/
121. "SECI lanzará licitación para proyecto de energía solar térmica concentrada de 500 MW". 4 de marzo de 2024. Consultado el 7 de marzo de 2024 .
122. Kraemer, Susan (21 de diciembre de 2017). "La CSP es la energía renovable más eficiente para dividir el agua en hidrógeno". SolarPACES.org . Consultado el 3 de agosto de 2018 .
123. EurekAlert! (15 de noviembre de 2017). "Energía solar en el desierto para alimentar siglos de viajes aéreos". EurekAlert! . Consultado el 3 de agosto de 2018 .
124. "Una planta de combustible de torre solar para la producción termoquímica de queroseno a partir de H2O y CO2". Julio de 2022. Consultado el 7 de marzo de 2024 .
125. "El Sahara: ¿una batería solar para Europa?". 20 de diciembre de 2017. Consultado el 21 de abril de 2018 .
126. Un estudio de sistemas solares desérticos muy grandes con los requisitos y beneficios para aquellas naciones que tienen un alto potencial de irradiación solar. geni.org.
127. Datos y mapas de recursos solares. Solareis.anl.gov. Recuperado el 22 de abril de 2013. ^{[ dudoso – discutir ]}
128. "La energía solar se dirige a las colinas mientras la tecnología de torres da un vuelco". 30 de enero de 2012. Consultado el 21 de agosto de 2017 .
129. "Beam-Down demuestra el primer almacenamiento solar directo a escala de 1/2 MWh" . Consultado el 10 de julio de 2021 .
130. "Impactos ambientales de la energía solar | Unión de Científicos Preocupados". UCSUSA.org .
131. Bolitho, Andrea (20 de mayo de 2019). «Refrigeración y limpieza inteligentes para plantas de energía solar concentrada». euronews .
132. Nathan Bracken y otros, Concentrating Solar Power and Water Issues in the US Southwest, Laboratorio Nacional de Energías Renovables, Informe técnico NREL/TP-6A50-61376, marzo de 2015, pág. 10.
133. Meldrum, J.; Nettles-Anderson, S.; Heath, G.; MacKnick, J. (marzo de 2013). "Uso del agua durante el ciclo de vida para la generación de electricidad: una revisión y armonización de las estimaciones de la literatura". Environmental Research Letters . 8 (1): 015031. Bibcode :2013ERL.....8a5031M. doi : 10.1088/1748-9326/8/1/015031 .
134. John Macknick y otros, Una revisión del consumo operativo de agua y factores de extracción para tecnologías de generación de electricidad Archivado el 6 de abril de 2015 en Wayback Machine , Laboratorio Nacional de Energías Renovables, Informe técnico NREL/TP-6A20-50900.
135. Energía solar a gran escala: gestión responsable de los recursos hídricos, Asociación de Industrias de Energía Solar, 18 de marzo de 2010.
136. Estudio de aplicación comercial de energía solar de concentración Archivado el 26 de diciembre de 2017 en Wayback Machine , Departamento de Energía de EE. UU., 20 de febrero de 2008.
137. John Macknick y otros, Una revisión del consumo operativo de agua y factores de extracción para tecnologías de generación de electricidad Archivado el 9 de agosto de 2017 en Wayback Machine , NREL, Informe técnico NREL/TP-6A20-50900.
138. Roach, John (20 de agosto de 2014). "Las aves quemadas se convierten en las nuevas víctimas ambientales de la búsqueda de energía". NBC News .
139. Howard, Michael (20 de agosto de 2014). "Las plantas termosolares tienen un problema de relaciones públicas, y ese problema de relaciones públicas son pájaros muertos que se incendian". Esquire .
140. "Las nuevas plantas solares queman pájaros en pleno vuelo". Fox News . 24 de marzo de 2015.
141. "Associated Press News". bigstory.ap.org . Archivado desde el original el 8 de septiembre de 2014. Consultado el 8 de septiembre de 2014 .
142. "Cómo una granja solar prendió fuego a cientos de pájaros". Nature World News .
143. "Recarga de página completa". IEEE Spectrum: noticias sobre tecnología, ingeniería y ciencia . 20 de agosto de 2014.
144. "Copia archivada" (PDF) . www.kcet.org . Archivado desde el original (PDF) el 3 de marzo de 2015 . Consultado el 17 de enero de 2022 .{{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link)
145. "¿El lado negativo de las plantas solares? Pájaros que se prenden fuego en el aire". CBS News. 18 de agosto de 2014. Archivado desde el original el 19 de agosto de 2014.
146. "La nueva planta de energía solar de California es en realidad un rayo de la muerte que incinera pájaros en pleno vuelo". ExtremeTech.com. 20 de agosto de 2014. Archivado desde el original el 19 de octubre de 2014.
147. Jake Richardson (22 de agosto de 2014). "Muertes de aves causadas por plantas solares, exageradas por algunos medios de comunicación". Cleantechnica.com.
148. "Para los pájaros: cómo la especulación triunfó sobre los hechos en Ivanpah". RenewableEnergyWorld.com . 3 de septiembre de 2014 . Consultado el 4 de mayo de 2015 .
149. Ho, Clifford K. (31 de mayo de 2016). "Revisión de estudios de mortalidad aviar en plantas de energía solar de concentración". Actas de la conferencia AIP . 1734 (1). Código Bibliográfico :2016AIPC.1734g0017H. doi :10.1063/1.4949164 . Consultado el 11 de noviembre de 2024 .
150. "Un extraño truco evita la muerte de aves en torres solares". CleanTechnica.com . 16 de abril de 2015 . Consultado el 4 de mayo de 2015 .
151. Comisión de Energía de California (1 de abril de 2023). PLAN DE MONITOREO DE AVES Y MURCIÉLAGOS DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SOLAR DE IVANPAH 2020 – 2021 Informe anual Año 8 (Informe) . Consultado el 11 de noviembre de 2024 .
152. "Líneas eléctricas: fatales para las aves migratorias". Fundación EuroNatur. 19 de agosto de 2019. Consultado el 27 de octubre de 2024 .
153. Walston, Leroy J.; Rollins, Katherine E. (julio de 2016). "Una evaluación preliminar de la mortalidad aviar en instalaciones de energía solar a gran escala en los Estados Unidos". Energías renovables . 92 : 405–414. Bibcode :2016REne...92..405W. doi :10.1016/j.renene.2016.02.041 . Consultado el 11 de noviembre de 2024 .

Enlaces externos

• Empresa de energía solar concentrada
• Programa de energía solar concentrada del NREL
• Plataforma Solar de Almería, centro de investigación CSP
• ISFOC (Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentración)
• Baldizon, Roberto (5 de marzo de 2019). «Innovaciones en energía solar térmica concentrada». Medium . Consultado el 18 de enero de 2020 .