Autor: Fersisolar Ingeniería y consultoría

Muchas veces hemos discutido la importancia de la descarbonización del calor de proceso en las industrias y hemos sostenido que la energía solar de concentración podría tener un papel importante en esto. Pero ¿cómo se reemplazan los combustibles fósiles en términos prácticos? En este texto nos adentramos de lleno en el tema.

Arriba tenemos el esquema que nos va a guiar. Nos centraremos en un caso en que proporcionamos calor industrial en la forma de vapor a 180ºC y agua caliente de 85ºC. Temperaturas como estas son típicas para la industria alimentaria y son en la mira de diferentes proyectos de descarbonización industrial. Por ejemplo, en Sevilla captadores cilindroparabólicos producen agua caliente presurizada con temperatura de 210ºC, mientras en Finlandia un sistema eléctrico en la planta de Herkkumaa Oy produce vapor a 180ºC. Idealmente, el sistema va a proporcionar calor a dos temperaturas diferentes para alcanzar la mayor eficiencia energética posible.

Generación del calor

Empezamos con la generación del calor, y para esto utilizamos Captadores cilindroparabólicos (CCP) o Fresnel lineares (LF). Ambos lineales son tecnologías de concentración solar que funcionan mediante la reflexión de la radiación solar hacia un tubo receptor por el que circula un fluido térmico. En el caso de que hablamos en este texto, en que nos gustaría producir vapor a unos 180ºC, el fluido de trabajo sería agua presurizada.

En el campo entra agua a unos 95ºC y el este la lleva a 245ºC (más tarde discutiremos porque 245ºC y no 180ºC). Si se tratara de temperaturas más altas, sería necesario utilizar aceites térmicos, pero a temperaturas tan bajas no hay ningún problema en usar agua que es más barata y fácil de operar.

Los captadores cilindroparabólicos (Ilustración 1) utilizan espejos curvados con forma parabólica en un eje longitudinal. Estos espejos siguen el movimiento del sol a lo largo del día y concentran la radiación solar en una línea focal donde se encuentra el tubo receptor. Este tubo está cubierto por una envoltura de vidrio para reducir las pérdidas térmicas y contiene el agua que calentamos. El campo solar consistiría en filas de captadores que calientan el agua hasta la temperatura deseada. Añadiendo más filas en paralelo, se incrementa la potencia del sistema. En comparación con los Fresnel lineales, los CCP son más eficientes en la conversión de energía solar en calor, y por esto necesitan menos espacio para proporcionar la misma capacidad.

Ilustración 1: Captador cilindroparabólico (izquierda) y campo solar de captadores (derecha)

En cambio, los captadores Fresnel lineales emplean múltiples espejos planos o ligeramente curvados, dispuestos en filas paralelas en el suelo. Cada espejo se orienta de forma independiente para reflejar la luz hacia un tubo receptor fijo, ubicado en una estructura elevada. Aunque la concentración solar no es tan precisa como en los cilindroparabólicos, los sistemas Fresnel tienen un menor coste de materiales y un diseño más ligero, lo que les permite integrarse incluso en las cubiertas de las plantas industriales.

Ilustración 2: Captador Fresnel lineal y campo de captadores

Antes de cerrar esta sección, no debemos olvidar que el campo solar no podría proporcionar económicamente 100% del calor necesario. Se necesita otro sistema que opere en paralelo el solar y se active cuando la energía termosolar no sea suficiente. Este puede ser la caldera de combustibles fósiles que fue reemplazada con la instalación del sistema termosolar para evitar costes adicionales, o puede ser una caldera eléctrica o de biomasa para conseguir una descarbonización completa.

Al final, la energía termosolar es una de las herramientas para reducir el uso de fuelóleo y gas natural en las industrias y disminuir su huella de carbono, pero no es la única. Se pueden utilizar estas otras energías renovables en conjunción con la termosolar en casos con poco espacio libre cerca de la planta o en lugares con poca irradiación.

Sistema de almacenamiento

Cuando ya hemos producido el calor, tenemos que almacenarlo hasta el momento oportuno de su uso. La manera más fácil sería de tener un tanque bien aislado y dejar el agua presurizada procedente del campo solar allí. Así evitamos la necesidad de instalar un intercambiador para pasar el calor del agua al material usado por el sistema de almacenamiento (TES).

Ilustración 3: Tanques de almacenamiento térmico con agua presurizada

¿Y por qué producimos agua a 245ºC? Primero, si tenemos que proveer vapor a 180ºC, es importante tener una temperatura más alta en el TES para asegurarnos que siempre seríamos capases de extraer al menos 180ºC, aun cuando el campo solar no había funcionado durante un rato y la temperatura en el tanque ha bajado un poco. Segundo, si sacamos calor de un material enfriándolo, la cantidad de energía depende de la diferencia entre la temperatura inicial y la temperatura final (T_caliente – T_frío). Si T_caliente sube 70% y T_frío no cambia, la misma cantidad de material podría almacenar ~70% más calor. Esto es importante, porque un TES mas voluminoso va a ser más caro también.

¿Y si subir la temperatura de producción es mejor, porque nos quedamos sólo con 245ºC? Primero, mantener el agua líquida en 245ºC necesita presiones considerables de 40 bares. Subir la temperatura más significa subir la presión, que requiere componentes más duros y caros. Segundo, las regulaciones de seguridad se van más rigurosos con la subida de la presión por razones obvias, que encarece el sistema aún más.

Dicho todo, 245ºC es una temperatura que equilibra estos factores y nos permite utilizar un tanque de almacenamiento de tamaño razonable que sigue siendo suficientemente barato.

Suministro de energía

Hemos alcanzado el momento deseado de proveer el calor generado al consumidor industrial. Empezando con el vapor, la manera más fácil de producir vapor desde agua presurizada sin subir su temperatura es de reducir la presión (evaporación súbita o steam flashing en inglés) poniendo el agua en una cámara flash. Lo que sucede es que, a menor presión, el punto de ebullición del agua baja —y como ya estaba más caliente que ese nuevo punto de ebullición, una parte «hierve» al instante sin añadirle más calor.

Buena parte del agua va a permanecer líquida bajo la nueva presión, así que todavía tenemos una mezcla de agua líquida y vapor. Para separarlos, se utiliza un tambor de vapor. Este recipiente permite que el vapor ascienda y se libere por la parte superior, mientras que el agua más densa cae al fondo. De esta forma, se obtiene vapor limpio por una salida superior que suministramos a la planta industrial y agua caliente por una salida inferior.

Ilustración 4: Intercambiador de calor de tubo y carcasa

El agua separada aún contiene energía térmica útil. Para aprovecharla, se puede usar un intercambiador de calor tipo tubo y carcasa (Ilustración 4). En este sistema, el agua caliente fluye por los tubos o por la carcasa, mientras que el otro circuito de agua (el que queremos calentar) circula en la parte opuesta. El calor se transfiere a través de las paredes de los tubos sin mezclar los fluidos, calentando así eficientemente un segundo bucle de agua para otros usos en la planta. Una vez sacado el calor, esta agua llega a través de una línea de retorno al intercambiador de calor para repetir su ciclo.

Reposición de agua y conclusión

Por último, nos queda el grupo de sistemas de reposición de agua. El sistema descrito opera con un ciclo abierto, esto significa que el vapor utilizado en el proceso industrial no se puede condensar y utilizarse otra vez. Por lo tanto, tenemos que abastecer el sistema constantemente con agua para compensar por estas pérdidas. Al entrar, se presuriza hasta alcanzar los 40 bares al que opera el sistema. Luego entra en un tanque de suministro, donde espera que llegue su turno de entrar en el campo solar.

Así integramos la energía termosolar renovable en el consumo de calor en las industrias si se trata de suministro de calor con temperatura debajo de 250ºC. Los mismos campos solares pueden alcanzar hasta los 425ºC de calor con unos cambios en el sistema de almacenamiento térmico y el fluido de trabajo. La industria puede ser en el sector alimentario, textil, químico, papelero o cualquier otro que necesita calor. En FersiSolar sabemos cómo ayudarte a descarbonizar tu consumo de calor industrial. El momento de actuar por el clima es ahora, y la solución ya existe. Contáctanos.

Wouldn’t it be amazing to live in a more just and equal society where extreme poverty and hunger are a thing of the past? A future in which our species is not exploiting its environment to the point of tipping the whole planet off balance? The energy transition should be and could be a step in that direction and renewables are a big part of this transition.

TES systems basics

An issue solar technologies face is the intermittency of the sun’s shining, which makes them produce energy discontinuously. The solution best suited to deal with this intermittency in the case of concentrated solar collectors is called thermal energy storage (TES), and we discussed it in depth in our previous publications (one and two).

Figure 1: Schematic of a molten salt storage system with two tanks. Source.

The spark notes on sensible heat storage, the type of TES we’ll focus on the most in this article, are that we heat up a material that can absorb a lot of heat without changing its phase and keep it in a well-insulated vessel. The most installed TES technology uses molten salt as a storage medium, a material that can reach a maximum temperature of 565 ºC. Among the benefits of using this technology are its high technological maturity, high efficiency and relatively high energy density. Its worldwide presence and its technological maturity are owed to its usage in concentrated power plants for electricity production. Yet, in the last years, it has also being adapted to decarbonize the heat consumption in industries.

Issues with molten salt TES

Despite its advantages, molten salt TES have certain drawbacks. Among them is the fact that they solidify at temperatures below 200 ºC requiring constant heating to avoid blockages and maintain operability which complicates system design and operation. Another issue is their aggressive corrosiveness, which increases with temperature. It can degrade metal components such as pipes, heat exchangers, and tanks, necessitating the use of expensive, corrosion-resistant materials, which increases capital and maintenance costs. These issues make molten salts a reliable but complex and costly TES solution and open the door for other technologies to be used instead.

Alternative materials

Considerable research efforts are being invested to drive the circular economy in the field of thermal storage. Construction and demolition waste, ceramics by-product from the treatment of asbestos, or ceramics made of copper slag and red mud are among the considered materials.

Advantages and Limitations of Ceramic Materials

The primary advantage of ceramics for TES lies in their ability to withstand extremely high operating temperatures – often exceeding 1000 °C – without melting, decomposing, or degrading structurally. This makes them ideal for next-generation TES systems designed for use in industrial waste heat recovery, and electrified heat applications. Additionally, ceramics are generally chemically inert, non-flammable, non-toxic, and resistant to corrosion, making them low-risk materials in terms of environmental safety and long-term operation.

Two key thermophysical properties govern their performance as TES media: thermal conductivity and volumetric heat capacity. High thermal conductivity enables faster charging and discharging cycles, improving system responsiveness and efficiency. At the same time, a high volumetric heat capacity allows more energy to be stored per unit volume. The challenge lies in balancing these properties, as many low-cost ceramics (especially recycled types) have low thermal conductivity, which can limit heat transfer and reduce the usable power output of the system.

Ceramics are also brittle by nature, which makes them vulnerable to mechanical stress and thermal shock — especially under fast or cyclical heating conditions. These issues can be addressed through better design of component geometry (e.g., allowing thermal expansion), or by using engineered ceramics and composites.

System Configurations: Packed Bed Thermoclines

Ceramic materials are most commonly used in packed bed TES systems, where the ceramic elements (e.g., bricks, spheres, pellets) are arranged inside an insulated tank. In this configuration, heat transfer fluid (usually air) flows through the voids between the solid elements, exchanging thermal energy with the storage media. This type of system is simple, cost-effective, and mechanically robust.

Figure 2: Thermocline storage tank schematic. Source.

A frequently used approach is the thermocline configuration, where a single tank is charged from one end and discharged from the opposite end, allowing a temperature gradient to form and move through the bed. If more capacity is needed, multiple units are arranged in parallel. This reduces the need for two separate tanks as used in molten salt systems – one for the hot charged salt and one for the cold salt post discharging – and minimizes material requirements and heat losses.

Current Research and Development

Several major European research projects are focused on ceramic-based TES development. These include the FLUWS project, which investigates radial packed bed designs using recycled ceramics or HIFLEX, which explores ceramic storage for renewable combined heat and power plants. Academic institutions such as KTH Royal Institute of Technology in Sweden and CIEMAT in Spain are active in testing new ceramic formulations, thermal cycling behavior, and integration strategies for CSP and industrial heat applications.

These projects often prioritize the use of recycled ceramic materials — including demolition waste and off-spec tiles — to promote a circular economy while reducing costs and environmental impact. Material validation, performance benchmarking, and system-level modeling are common themes across all research activities.

Real-World Implementation: Eco-Tech Ceram and Kraftanlagen

Beyond the lab, several companies have already deployed ceramic-based TES systems commercially. Eco-Tech Ceram, a French company, has developed a containerized storage solution called the Eco-Stock, which uses refractory ceramics to store the heat of the exhaust fumes. This captured energy is then used in other parts of the industrial process. The Eco-Stock is designed for modular deployment, offering up to several MWh of storage in a mobile, insulated unit.

Figure 3: Ecotech Ceram’s system at Tegulys. Source

Another notable example is Kraftanlagen Energies & Services in Germany, which has implemented ceramic TES systems for industrial clients. Their systems use solid bricks or structured ceramic blocks and can be integrated into steam generation systems, heating loops, or combined heat and power plants. They often work with ceramic suppliers to customize materials and geometries based on specific temperature, cycle, and pressure requirements.

Outlook and conclusion

The field of thermal energy storage is dynamic, with new technologies well on their way. Ceramic-based TES systems represent a resilient and increasingly practical solution for high-temperature energy storage, especially when aligned with circular economy principles. As both research and industry continue to validate their performance and durability, ceramics — particularly recycled varieties — are promising a more sustainable future both for our materials and energy usage. With commercial applications already underway and further innovation on the horizon, ceramics are set to play a central role in scaling sustainable, high-efficiency heat storage across industrial and renewable energy sectors.

At FersiSolar we’re ready to help you install the right thermal energy storage at your plant. Contact us, the world cannot wait.

Tanques de almacenamiento en construcción en Hungría. Fuente

En la publicación anterior, hablamos mucho sobre el almacenamiento de calor en las industrias. Establecimos los fundamentos de la tecnología, su nivel de madurez y su impacto ambiental. Pero en ningún momento discutimos de cómo se usan estos sistemas en la práctica, lo cual quizás sea la pregunta más interesante. Si has repasado lo escrito antes, te invito a profundizar en este nuevo artículo.

Aplicación 1: Almacenamiento térmico para la integración de energías renovables en la industria

El sector manufacturero consume grandes cantidades de energía, principalmente de origen fósil. Uno de los papeles importantes del almacenamiento térmico es facilitar la descarbonización de este suministro.

Mediante energía termosolar

Una opción para conseguir esto es emplear energía termosolar y producir el calor directamente. Esto es lo que hace Heineken en sus plantas en Valencia y Sevilla. En Sevilla la cervecería dispone de 68 MWh de almacenamiento de calor sensible, con ocho tanques de agua presurizada que se cargan mediante 30 MW de captadores cilindroparabólicos. En Valencia la planta es más pequeña, pero usa tecnología similar, con tanque de 1.5 MWh de agua presurizada, generada por captadores Fresnel. En ambos casos se evita la combustión de gas natural.

Ilustración 1: La fábrica de Heineken en Sevilla. Fuente.

Mediante electrificación

La otra manera de conseguir la descarbonización consiste en sustituir la combustión de combustibles por tecnologías que usan electricidad, como bombas de calor o calderas eléctricas. La penetración de energía renovable intermitente en las redes eléctricas, especialmente en España, se traduce en una huella de carbono baja por unidad de electricidad consumida y también, con frecuencia, provoca que los precios de la luz lleguen a cero. Al mismo tiempo, dificulta el balanceo de la red, ya que da lugar a picos de generación renovable en momentos ventosos o soleados.

La incorporación de almacenamiento térmico abre una vía de ahorro de costes para las industrias, al mismo tiempo que impulsa la transición energética. Los equipos eléctricos generan calor en momentos de alta oferta eléctrica, cuando los precios son bajos; este calor se almacena en los sistemas de almacenamiento y se consume según las necesidades de la fábrica. Este tipo de operación tiene el beneficio añadido de estabilizar la red eléctrica, ya que añade consumo en los momentos en que más se necesita.

Ilustración 2: La planta de demonstración de Hyme Energy. Fuente.

El proyecto de tecnología escalable de Hyme Energy en la planta de leche en polvo de Holstebro sigue exactamente la misma idea (Ilustración 2). Calentadores eléctricos operarán en momentos de alta penetración de electricidad eólica o solar, acumulando calor en tanques de calor sensible con sales fundidas. Una vez construido, será el proyecto de almacenamiento térmico industrial más grande del mundo, con una capacidad de 200 MWh.

Aplicación 2: Almacenamiento térmico para la utilización de calor residual en las fábricas

El desafío y su magnitud

Después de discutir la energía que “entra” en un proceso industrial, es importante hablar de la energía que “sale”. De origen fósil o renovable, la mayoría de la energía consumida se convierte en calor durante el proceso de fabricación. Este calor se libera a la atmósfera mediante intercambiadores o los gases de escape. Puede valorizarse de múltiples maneras, desde el uso directo del calor a la temperatura disponible, pasando por el empleo de bombas de calor o enfriadoras por absorción para generar calor o frío, hasta la producción de electricidad mediante ciclos Rankine orgánicos (ORC).

Debido a la gran escala del consumo industrial, los beneficios no serían insignificantes; un estudio concluye que ORC podrían producir hasta 20 TWh de electricidad cada año en la UE utilizando únicamente calor que se disipa en la atmósfera. Este ahorro equivale a la producción eléctrica anual de un país pequeño como Islandia, por ejemplo.

¿Y porque hablamos de esto en un texto de almacenamiento de calor? Una de las barreras de usar esta energía es su liberación en tasas de producción no uniformes, con grandes variaciones debidas, por ejemplo, a la producción por lotes. Esto complica el dimensionamiento de los equipos que valorizan el calor residual – si se diseñan para acomodar la capacidad mínima constante, no podrían arrancar en momentos de alta actividad y utilizar la energía extra disponible. Por el contrario, si se diseñan para ser lo más grandes posible, la inversión sería mayor y el equipo operaría con menor eficiencia a carga parcial en la mayoría del tiempo.

El almacenamiento como solución

El uso de almacenamiento puede ayudar con esto, ofreciendo un flujo de energía más estable y con una magnitud óptima. El equipo que valoriza la energía residual se diseña con para esta magnitud y así logra un mejor factor de capacidad – un índice que equivale al 100 % si un equipo se usa a su potencia máxima todo el tiempo, y es del 0 % si no se utiliza nunca. Esto también mejora la estabilidad operativa del equipo y puede aumentar su vida útil al reducir los ciclos térmicos extremos. Por último, el almacenamiento permite desacoplar temporalmente la generación de calor y su uso, facilitando la reutilización del calor residual por otros procesos industriales continuos.

Ilustración 5: (a) Sistema de utilización del calor residual con el tambor de vapor en la parte superior. (b) Vista lateral del acumulador de vapor de 150 m³. Ambos en planta siderúrgica en Brecia, Italia. Fuente

Ejemplos de proyectos comerciales incluyen dos ORC de 1.8 MW_e y 2.7 MW_e instalados en plantas siderúrgicas de arco eléctrico en Italia y Alemania, respectivamente, con sistemas de almacenamiento térmico de calor sensible con acumuladoras de vapor. En el caso italiano (Ilustración 5), los gases de escape se enfrían al evaporar agua. El vapor entra en el sistema de almacenamiento con el ritmo de producción, pero sale con flujo fijo y calienta el fluido de trabajo del ORC. La electricidad producida se utiliza en otros procesos en la planta y reduce sus costes operativos.

En FersiSolar S.L. somos expertos en energía solar concentrada, almacenamiento térmico y descarbonización industrial. ¿Estás ansioso por reutilizar el calor que tu fabrica tira por la chimenea? Cada grado que reaprovechas cuenta. Escríbenos y te contamos cómo hacerlo.

El almacenamiento térmico en la industria puede generar tanto a un ahorro energético considerable, como a la descarbonización de la energía que consumen las industrias – dos pilares clave de la transición energética. A pesar de todo esto, la mayoría de las personas piensa solo en el almacenamiento de electricidad que sí que tiene un papel clave en la introducción de renovables en la red y ayuda a evitar apagones (aunque eso nunca sería importante, ¿verdad?), pero no es la única vía de almacenar energía. En este texto ponemos el foco sobre el almacenamiento térmico de procesos industriales, discutimos cómo funciona, su madurez tecnológica y su impacto ambiental; en la próxima subida vamos a mostrar sus usos y beneficios en práctica.

En FersiSolar nos encanta un mundo sostenible donde consumimos menos y, además, más limpia energía; si estás de acuerdo, sigue leyendo.

¿Cómo funciona el almacenamiento térmico industrial?

En términos básicos, el almacenamiento térmico industrial funciona mediante la acumulación de energía en forma de calor para su uso posterior en procesos térmicos. El sistema capta calor de una fuente —como un intercambiador, una caldera o un campo solar térmico— y lo transfiere a un medio de almacenamiento. Durante la fase de carga, el medio almacena el calor elevando su temperatura o cambiando de estado (como de sólido a líquido). Cuando se necesita energía térmica, el sistema invierte el flujo y extrae el calor acumulado, transfiriéndolo a un fluido de proceso o a un consumidor mediante intercambiadores de calor. El ciclo puede repetirse muchas veces con eficiencia superior al 90%, dependiendo del tipo de tecnología utilizada.

En la siguiente sección vamos a profundizar este entendimiento.

Tecnologías del almacenamiento térmico y su nivel de madurez tecnológica

Existen tres categorías de tecnología de almacenamiento – calor sensible, calor latente y almacenamiento termoquímico. Las características más fundamentales de estas tecnologías están resumidas en la tabla a continuación. Las tecnologías de calor sensible utilizan la capacidad de materiales como agua, sales fundidas o hormigón de absorber calor cuando se calientan. En el caso del calor latente, se aprovecha la gran capacidad de algunos materiales de absorber calor durante un cambio de fase. Por último, las tecnologías termoquímicas emplean reacciones químicas reversibles; cuando el sistema se carga, el calor disponible activa una reacción que lo consume. Durante un descargue, la reacción se invierte y libera el calor.

Tabla 1: Características de diferentes tecnologías de almacenamiento. SH-TES – almacenamiento de calor sensible. LH-TES – almacenamiento de calor latente. TCS – almacenamiento termoquímico. Fuente.

De las tres familias de tecnologías, la de almacenamiento por calor sensible es la más desarrollada y exhibe los costes más bajos (ver Tabla 1). Esto se debe a su relativa simplicidad – el sistema es diseñado para albergar un solo material en la misma fase. Los sistemas termoquímicos aún se encuentran en fase de desarrollo, mientras que los sistemas de calor latente ya se utilizan ampliamente a bajas temperaturas en aplicaciones civiles e industriales, pero requieren más pruebas para temperaturas más altas (por encima de 250ºC). Ambas pueden abordar el gran tamaño físico de los sistemas de calor sensible, una de sus principales desventajas, que se debe a la relativamente baja densidad térmica de los materiales usados (mostrada en la tercera columna de la tabla de arriba).

Ilustración 1: Una escala de utilizada para evaluar la madurez de una tecnología, desde la investigación básica (nivel 1) hasta la comercialización (nivel 9). Fuente

En una publicación de 2023 en la revista científica “Processes”, los autores predicen el futuro próximo del almacenamiento térmico. Según ellos, hasta el fin de la década el almacenamiento termoquímico alcanzará el nivel de desarrollo tecnológico entre 6 y 9 (Tabla 2), que corresponde al menos a una demostración de campo (Ilustración 1). Esto es un gran avance desde los niveles de entre 3 y 5 reportados en el momento de publicación. De manera similar, se esperan avances que llevarán los sistemas de calor latente desde los niveles entre 4 y 7 en el inicio de la década hasta niveles entre 7 y 9 en 2030. Como hemos dicho, las tecnologías de calor sensible ya están bastante desarrolladas (niveles 7-9), pero se esperan avances incrementales hasta niveles 8-9 en los próximos años. La mayoría de los esfuerzos en este ámbito están en el uso de nuevos materiales a la vez de las típicas sales fundidas, agua bajo presión o aceite térmico.

Para todas las familias de tecnologías se espera una subida de la capacidad instalada acumulada y con esto un crecimiento de los tamaños típicos de las unidades y sus eficiencias térmicas. Todo esto es propicio para generar economías de escala, que bajan los costes de los proyectos. El ritmo de instalación en las industrias entonces será clave para desanclar el potencial de las tecnologías.

Tabla 2: Proyecciones de desarrollo hasta 2030. Fuente.

Más allá de los avances técnicos y económicos, también resulta crucial considerar el impacto ambiental de estas tecnologías de almacenamiento térmico, aspecto que se analiza en la siguiente sección.

¿Contamina el almacenamiento térmico?

En esta sección vamos a enfocarnos en el impacto ambiental de la sal solar gracias a la publicación con acceso abierto de Lambrecht et al. Esta sal es uno de los medios más típicos usados en los sistemas de almacenamiento sensible en las plantas termosolares y esto facilita su adopción para el almacenamiento térmico industrial. Está compuesta por un 40 % de nitrato de potasio (KNO₃) y un 60 % de nitrato de sodio (NaNO₃) y este último material representa el mayor factor de impacto en todas las categorías analizadas.

Los principales efectos ambientales a lo largo del ciclo de vida de esta sal térmica se concentran en la salud humana (por toxicidad), los ecosistemas acuáticos (eutrofización y ecotoxicidad del agua) y el medio edáfico (transformación del suelo). A pesar de estos impactos ambientales (y no debemos olvidar que nada tiene un impacto nulo) la sal solar presenta un perfil ambiental notablemente más favorable que el del aceite térmico Therminol que también se usa en sistemas de almacenamiento sensible, siendo entre ocho y nueve veces menos dañina. También existen otras sales con propiedades similares que utilizan menos NaNO₃ y gracias a esto mejoran ligeramente su perfil ambiental cara a cara la sal solar estándar.

Sin embargo, otros materiales pueden tener impacto aún más bajo. Se están invirtiendo considerables esfuerzos de investigación para impulsar la economía circular en el ámbito del almacenamiento térmico. Por ejemplo, el proyecto de Horizon FLUWS tiene el objetivo de desarrollar un sistema que usa desechos de la industria cerámica como medio de almacenamiento hasta el nivel de madurez tecnológica de 5. Otro enfoque científico es el uso de residuos de construcción y demolición e y así aprovechar este flujo masivo de desechos industriales con bajo coste.

El mundo de la energía lleva años cambiando y el sistema nuevo y mejorado ya ha tomado forma. El sector industrial forma parte de ello y en nuestra próxima publicación profundizaremos con algunos ejemplos reales; en poco tiempo tú fábrica podría formar parte de esta misma lista. En FersiSolar S.L. somos expertos en almacenamiento y energía solar concentrada para industrias y empresas. Si estás buscando soluciones para formar parte del futuro y descarbonizar tu proceso, contáctanos, el mundo no puede esperar.

Cover image: Redstone power plant in South Africa. Source

How can we make solar power at night? Solar PV is extremely successful at generating solar power during daytime. However, once the sun sets the grid needs to rely on more expensive nuclear, geographically limited hydro or polluting gas and coal. If we want to use solar power during the night, concentrated solar (CSP) is probably the most competitive solution. Making hybrid PV-CSP and PV-wind-CSP plants to tap into the strengths of the different renewable technologies might be the best way to have cheap, low-carbon electricity 24 hours per day.

Thermal energy storage with molten salts – the key to 24/7 solar production

Why is CSP better than PV for providing power at night? It is that the two solar technologies have different outputs. While PV panels provide us with electric current directly, CSP creates heat – steam that needs to run through a turbine to generate electricity. The ace up CSP’s sleeve is that thermal energy can be stored much more easily than electric energy.

Most thermal storage technologies use the sensible heat of a fluid – usually molten salt. The salt heated from the solar field is stored in the hot tank, where it remains at up to 550ºC until the electricity prices become attractive enough for the plant to start producing. Once the salt leaves the hot tank, its energy is passed to the water that circulates in the power block through a heat exchanger. With its temperature now low, the salt is sent to the cold tank. There, it is kept above its freezing point (well above 100ºC) to ensure it doesn’t solidify before the next production cycle begins. This is a rather efficient roundtrip, with up to 99% of the produced energy arriving at the power block.

Figure 1: Schematic of a molten salt storage system with two tanks. Source link.

Compared to batteries (BESS), thermal storage (TES) using molten salts can offer lower costs and avoids issues surrounding batteries’ toxicity and flammability. From an environmental point of view, molten salt TES can offer rather low impacts in a wide range of categories, including acidification, marine and human toxicity and embodied greenhouse gas emissions.

Another advantage that molten salt TES has over battery systems is its lifespan. BESS, for example lithium-ion, typically last 10 to 15 years, with performance degrading after a number of cycles due to chemical aging and thermal stress. In contrast, TES systems using molten salts can last up to 30 years with minimal degradation, as they rely on simple heat transfer rather than electrochemical reactions.

The lower price tag holds true, especially when considering a larger system that could offer sustained output over multiple hours, as shown by a study by the TU Wien below. Although battery energy storage systems have enormous potential for cost reductions, it is highly unlikely that a battery system designed to store electricity for more than 2-3 hours will ever be cheaper than its molten salt counterpart. Thus, even though BESS are absolutely essential for the future grid and should be installed at massive scale, there are niches in which TES outperforms them.

Another important takeaway from the same study is that it is unlikely that PV-TES systems (using some form of heaters as an intermediary) will become more economical than CSP-TES. This ensures the future of CSP itself as part of the energy transition.

Figure 2: Specific costs of different combinations of technologies. BESS – battery energy storage system. TES – thermal energy storage. CSP – concentrated solar power. PV – photovoltaics. Source link

Hybrid renewable plants with storage – closing the gap in energy production

The promising way forward then seems to be to design hybrid plants, where PV panels with some BESS take care of electricity supply during the day, while CSP with TES keeps the lights on during the night. Clearly, CSP can be integrated with wind energy too, not only with PV. In that case, rather than strictly operating at night, the CSP can focus on moments with low winds.

According to a study by researchers from the University of Calgary, if a solar-only plant wants to sustain a continuous load for more than 8-9 hours, the hybridization of concentrated solar power with thermal energy storage (CSP-TES) and photovoltaics with battery storage (PV-BESS) systems offers significant financial benefits. According to their results (see graph below), a hybridized plant designed to run uninterruptedly for 24 hours could have a lower levelized cost of electricity compared to a PV-BESS plant designed to provide 4 hours of service per day.

Figure 3: Levelized cost of electricity of different plant configurations at locations in Morrocco (Ouarzazate) and Italy (Ottana). Source link

The Chinese government has understood this. In the last year of 2024 alone, three projects with 250 MW of CSP were commissioned, all of them hybrid plants, combining CSP with PV and onshore wind (see page 27 here). All projects featured at least 8 hours of thermal storage, allowing for nighttime operation and peak shaving. And there are more projects on the way, 3.3 GW of CSP is under construction, with most of these projects expected to be completed in 2025 (page 28 here).

It is important to stress that these hybrid projects are significantly bigger than only their CSP part, because CSP and PV are not competing with one another, but working together. For example, the capacity of the projects finished last year sits just above 1.5 GW, six times larger than the CSP components alone. The fact that CSP plants are more expensive and require more maintenance than their photovoltaic cousins, gives them a specialized, but absolutely crucial role in the toolbox of the future renewable energy mix.

At FersiSolar S.L. we are experts at CSP, Storage, Concentrated Solar Heat for industries and businesses. If you want a 24/7 clean energy solution, contact us. The world cannot wait…

Or maybe you know any other ways to address this frontier of renewable energy??