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20 de diciembre de 2024

13 de diciembre de 2024: Canadá debería centrarse en la construcción de megaproyectos solares masivos a escala de servicios públicos para iniciar su transición a la energía verde, según un nuevo informe del Grupo de Investigación de Energía Limpia de la Universidad Simon Fraser.

La recomendación proviene de un papel nuevo publicado en la revista brujula solar que analiza el estado actual de la energía solar y compara los beneficios de proyectos a gran escala y enfoques más pequeños y descentralizados, como hogares individuales y edificios comerciales que instalan sus propios paneles solares.

«La energía solar tiene grandes ventajas sobre la eólica, la geotérmica y la nuclear como fuente de energía renovable», afirma Anil Hira, director del Grupo de Investigación de Energía Limpia (CERG) y profesor de ciencias políticas en la SFU. ‘El costo de instalación de paneles solares ha disminuido en la última década, aproximadamente un 90 por ciento, y es una parte vital de los aviones energéticos en muchos países; Sin embargo, en Canadá, ese potencial apenas se ha aprovechado. Si bien la energía solar representa aproximadamente el cuatro por ciento de la generación eléctrica mundial, en Canadá sólo representa el 0,5 por ciento. Centrarse en proyectos solares a escala de servicios públicos podría tener un impacto significativo en partes de Canadá, incluida Columbia Británica. La energía solar puede ayudarnos a diversificar nuestra combinación energética para que no dependamos tanto de la energía hidroeléctrica y reduzca los problemas de intermitencia del viento.’

El documento sugiere que esto se debe a que gran parte de la política en torno a la energía solar se ha centrado en la generación residencial y comercial descentralizada ya pequeña escala. Suelen ser victorias políticas fáciles para los responsables de la formulación de políticas porque recompensan a los individuos ya las empresas por invertir en la tecnología para su propio beneficio y reducir los dolores de cabeza por el uso del suelo, ya que los paneles se instalan principalmente en edificios existentes.

Sin embargo, los autores sostienen que este enfoque no genera suficiente electricidad para lograr una transición verde, fragmenta el sistema eléctrico y plantea preocupaciones sobre la equidad porque no todas las zonas son adecuadas para la energía solar y es probable que los propietarios de viviendas adinerados y las grandes empresas son los únicos. dispuesto a realizar inversiones a largo plazo en paneles y baterías. Más claramente, los costos de la energía solar a gran escala son aproximadamente un 64 por ciento más baratos que los de las instalaciones residenciales y un 50 por ciento más baratos que las instalaciones solares comerciales, en promedio.

Los proyectos a escala de servicios públicos conllevan sus propios desafíos, incluidos costos iniciales masivos, oposición pública y política y el espacio requerido para vastos campos de paneles solares, pero el informe encontró que muchas de las preocupaciones sobre el uso de la tierra tienden a ser exageradas y hay espacio para soluciones innovadoras que respalden usos Múltiples de los terrenos donde se instalan paneles solares. Los beneficios, argumentan, superan con creces los desafíos, incluidos. De hecho, la superficie de terreno necesaria para que la energía solar haga una contribución importante a nuestra combinación eléctrica es mucho menor de lo que uno podría pensar. Los autores recomiendan utilizar tierras públicas para las megagranjas para reducir los efectos NIMBY.

El estudio señala algunos ejemplos de proyectos solares en todo el mundo, incluido Estados Unidos.

El proyecto Solar Star en California cuenta con 1,7 millones de paneles repartidos en 13 kilómetros y genera energía suficiente para 255.000 hogares (579 megavatios). El plan de energía Mesquite Solar 1 en Arizona proporciona 150 megavatios. Su construcción costó 600 millones de dólares en 2013, y gran parte de esa cantidad provino de un préstamo de 337 millones de dólares respaldado por el Departamento de Energía de Estados Unidos.

Se necesitan políticas proactivas y respaldo financiero de los altos gobiernos para aprovechar el potencial de la transición a la energía limpia, concluye el informe.

«Si bien las diferentes escalas de implementación tienen un papel que desempeñar, desde una perspectiva de eficiencia del capital, se deben priorizar las políticas que favorecen el rápido despliegue de proyectos a escala de servicios públicos en ubicaciones óptimas con luz solar», dice Prasanna Krishnan , coautora del CERG. . ‘Todos los factores juntos sugieren la necesidad de políticas nacionales que ayuden a aliviar los obstáculos al desarrollo de las granjas solares y de almacenamiento a gran escala, incluida una reforma de interconexión muy necesaria. El apoyo a tales esfuerzos tendría un efecto transformador en nuestros sistemas eléctricos.’

Fuente: Universidad Simón Fraser

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19 de diciembre de 2024

12 de diciembre de 2024 – En una red eléctrica sustentada parcialmente por turbinas eólicas, paneles solares y turbinas hidroeléctricas, los patrones meteorológicos y climáticos pueden afectar significativamente la cantidad de energía que se produce. Y a medida que se agreguen más energía eólica y solar a la red, las empresas de servicios públicos deberán comprender cómo los patrones estacionales en el clima y el tiempo pueden causar cambios en la generación de energía.

es nueva investigacionun equipo del Departamento de Energía Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico muestra que las sequías de energía compuesta, o períodos de baja generación de energía a partir de energía solar, eólica e hidroeléctrica simultáneamente, pueden durar hasta cinco meses y ocurrir con mayor frecuencia en el otoño.

Es importante destacar que «las sequías de energía compuestas no necesariamente causan apagones, y los consumidores pueden no darse cuenta de que están ocurriendo», dijo Cameron Bracken, científico terrestre de PNNL y autor principal del artículo. Y, de hecho, el equipo descubrió que en el oeste de Estados Unidos, la gran cantidad de generación no renovable significa que incluso en el peor de los casos de sequía energética, todavía hay suficiente energía disponible para satisfacer la demanda.

«La pregunta entonces es sobre el costo de la energía y cómo implementar efectivamente el almacenamiento de energía», dijo Bracken. «Durante una demanda energética compuesta, las empresas de servicios públicos tendrían que utilizar más energía procedente de la quema de combustibles fósiles para satisfacer la demanda o comprar energía en el mercado».

Y quemar combustibles fósiles cuesta más y emite más dióxido de carbono. Saber cuándo podría ocurrir una sequía de energía compuesta y cuánto podría durar, permite a los operadores de servicios públicos no solo planificar cómo proporcionar energía de manera rentable a los consumidores, sino también cómo invertir en almacenamiento de energía.

Bracken presentó la investigación el 10 de diciembre en la reunión anual de la Unión Geofísica Americana en Washington, DC. El equipo también presentó un artículo en la revista Applied Energy.

Cómo afectan las estaciones a la generación de energía.

Bracken y sus colegas investigaron previamente las sequías de energía compuestas en un artículo publicado el otoño pasado, donde encontraron que las sequías de energía en la energía solar y eólica pueden durar casi una semana. Debido a que la energía solar y la eólica pueden cambiar en cuestión de minutos (debido a una nube que pasa sobre un campo de paneles solares o al amainar el viento), estas sequías de energía afectan las operaciones minuto a minuto de una empresa de servicios. públicos.

Pero la energía eólica y solar no son las únicas fuentes de energía renovables que dependen de ritmos naturales.

La generación de energía hidroeléctrica responde a patrones climáticos a largo plazo de estaciones secas y húmedas, dijo Bracken. En el oeste de Estados Unidos, el derretimiento de la capa de nieve en el verano impulsa un aumento en la generación de energía hidroeléctrica durante los meses más cálidos, por ejemplo. En la parte oriental del país, la energía hidroeléctrica no depende tanto de la capa de nieve de las montañas sino de las lluvias estacionales.

“Los ciclos hidrológicos duran meses, no días ni horas. Queríamos saber en qué medida las sequías energéticas podrían afectar a la red a escala estacional, lo que significa que debemos investigar cómo los fenómenos climáticos afectan la generación de energía hidroeléctrica”, dijo Bracken. Comprender un patrón estacional de sequías de energía compuesta permitiría a las empresas de servicios públicos planificar con anticipación en una escalada de tiempo más larga.

De manera similar al artículo anterior, Bracken y sus coautores analizaron un período de datos climáticos históricos entre 1982 y 2019 para encontrar momentos nublados en los que la energía solar podría caer, días estancados en los que el viento podría no soplar y períodos secos que podrían disminuir la generación de energía hidroeléctrica. También investigaron patrones climáticos como El Niño y La Niña para ver si existía una variación con las sequías energéticas.

Luego, el equipo aplicó esos datos a la infraestructura energética actual. Es decir, si durante esos 40 años existiera la cantidad actual de turbinas eólicas, paneles solares e instalaciones hidroeléctricas, ¿con qué frecuencia y durante cuánto tiempo se habrían producido sequías energéticas compuestas?

El equipo descubrió que las sequías de energía compuesta habrían ocurrido con mayor frecuencia en el otoño y podrían haber durado hasta cinco meses. Esto refleja un período en el que los días comienzan a acortarse (lo que lleva a menos luz solar) y el deshielo del verano disminuye.

Durante la peor de estas sequías de energía compuesta, los investigadores encontraron que las emisiones de dióxido de carbono podrían aumentar hasta un 20 por ciento a medida que las empresas de servicios públicos cambiaran a combustibles fósiles para reemplazar la generación perdida de energía eólica, solar e hidroeléctrica. También descubrieron que los precios de la energíaon aumentan significativamente en el noroeste de Estados Unidos, que dependen más de la energía hidroeléctrica que otras partes del país.

La buena noticia es, sin embargo, que en un modelo de Western Interconnect la producción de energía nunca cayó tanto como para no poder satisfacer la demanda, afirmó Bracken. Esto se debe en parte a que la red eléctrica del país alberga suficientes tipos diferentes de fuentes de energía que no todas se ven afectadas al mismo tiempo. Otra razón para esta resiliencia es que si ocurre una sequía energética compuesta en una parte del país, es poco probable que una región vecina experimente la misma caída en la generación. Con la transmisión regional, las regiones vecinas pueden enviar energía donde sea necesario.

Implicaciones para el almacenamiento de energía y las emisiones.

Los investigadores también mostraron cómo las empresas de servicios públicos podrían utilizar la información sobre sequías energéticas para informar sus operaciones. El equipo eligió los cinco peores meses de sequía energética durante el período de estudio, cuando los patrones climáticos provocaron una caída simultánea de la energía solar, eólica e hidroeléctrica, y analizó esos datos a través de un modelo de las operaciones anuales de Western Interconnection.

«Este estudio de caso puede ayudar a que las empresas de servicios públicos tengan una idea de cuándo la generación de todos sus recursos intermitentes es la más baja que hemos observado históricamente», dijo Bracken.

Con el escenario modelado, las empresas de servicios públicos pueden considerar cuánto almacenamiento de energía podrían instalar para amortiguar algunos efectos de una caída simultánea de la energía eólica, solar e hidroeléctrica.

El nuevo trabajo ofrece una base para que las empresas de servicios públicos comiencen a pensar de una nueva manera sobre cómo gestionar y planificar una red eléctrica descarbonizada. Y en investigaciones futuras, el equipo planea investigar cómo el cambio climático afectará la frecuencia y duración de las sequías energéticas estacionales compuestas.

Fuente: Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico

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19 de diciembre de 2024

11 de diciembre de 2024: modelo del sistema eléctrico global de Wärtsilä, publicado en el Informe Encrucijada hacia el cero netocompara dos caminos desde el año 2025 al 2050 con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y limitar el calentamiento global, según los objetivos del Acuerdo de París. En la primera vía, sólo se añaden a la combinación energética las energías renovables, como la energía eólica y solar, y el almacenamiento de energía. En la segunda vía, también se agregan al sistema tecnologías de generación de energía de equilibrio, que pueden acelerarse rápidamente cuando sea necesario para respaldar las energías renovables intermitentes.

El modelo muestra que un sistema de energía que incluye energía de equilibrio tiene ventajas significativas en términos de reducción de costos y CO2. El modelo revela que esta vía generaría ahorros acumulativos de 65 billones de euros para 2050 en comparación con una vía exclusivamente de energías renovables, debido a que se necesita menos capacidad renovable. Esto supondría una media de 2,5 billones de euros al año, lo que equivale a más del 2 % del PIB mundial de 2024.

El informe destaca que la eficacia de las energías renovables se puede maximizar si se apoyan en plantas de energía equilibradas, que son clave para ampliar la energía renovable.

Hallazgos clave

1. Costes reducidos: el estudio muestra que, en comparación con una vía basada únicamente en energías renovables y almacenamiento de energía, el despliegue de centrales eléctricas de equilibrio reducirá el coste de los futuros sistemas energéticos hasta en un 42%, lo que equivale a 65 billones de euros.

2. Reducción de emisiones: Agregar energía de equilibrio puede reducir las emisiones totales acumuladas de CO2 del sector energético de aquí a 2050 en un 21% (19 Gt), en comparación con la ruta de energías renovables y almacenamiento únicamente.

3. Menos desperdicio de energía: el modelo muestra que el uso de energía de equilibrio permite una mayor optimización del sistema eléctrico, lo que resulta en un 88% menos de desperdicio de energía debido a la reducción de energías renovables para 2050, en comparación con una vía de energía renovable y de almacenamiento exclusivo de energía. En total, se evitarían 458.000 TWh de recorte, cantidad suficiente para alimentar a todo el mundo con el consumo eléctrico actual durante más de 15 años.

4. Menos capacidad renovable y tierra necesaria: al agregar plantas de energía de equilibrio, podemos reducir a la mitad la capacidad renovable y la tierra necesaria para cumplir nuestros objetivos de descarbonización.

«Nuestro modelo muestra que existe un camino viable y rentable para descarbonizar el sector energético», afirmó Håkan Agnevall, director ejecutivo y presidente de Wärtsilä: «Tenemos todas las tecnologías que necesitamos para acelerar el cambio hacia sistemas energéticos basados ​​en energías renovables. pero volverse ecológico no es blanco o negro Los sistemas de energía renovables requieren flexibilidad en varias formas: el almacenamiento de energía junto con plantas de energía de equilibrio que utilizan gas como combustible de transición, antes de que estén disponibles los combustibles sostenibles, son fundamentales. para alcanzar los objetivos climáticos globales.

Llamados a la acción para el sector eléctrico

Las acciones decisivas de todo el sector eléctrico son cruciales para lograr una transición energética de bajo costo y bajas emisiones en línea con el Acuerdo de París 2050. En lugar de centrarse únicamente en la aceleración del desarrollo de energías renovables, se debe implementar un pensamiento holístico a nivel de sistema al invertir y planificar sistemas de energía.

1. Permitir la expansión acelerada de las energías renovables y las tecnologías de equilibrio para garantizar una electricidad asequible

  • Permitir una rápida expansión de las energías renovables mediante la mejora de los sistemas de transmisión, la racionalización de los procesos de obtención de permisos y las inversiones en interconectores regionales.
  • Expandir rápidamente las tecnologías de equilibrio de corta y larga duración para garantizar la confiabilidad y resiliencia de la red. Juntas, estas tecnologías apoyan el rápido crecimiento de la energía renovable, reducen la dependencia de activos inflexibles, como las plantas de carbón, y aceleran la reducción de emisiones.
  • Movilizar financiamiento para asegurar el desarrollo de proyectos de energía renovable y de equilibrio a la escala y velocidad necesarias.

2. Rediseñar los mercados eléctricos para incentivar la flexibilidad

  • Reformar las estructuras del mercado eléctrico para apoyar una mayor integración de la energía renovable variable. Se debe incentivar el equilibrio para proporcionar la flexibilidad esencial para optimizar los sistemas de energía renovable.
  • Aumente la granularidad del despacho a una resolución de 5 minutos en los mercados mayoristas de energía. Plazos más cortos y precisos para los ajustes de precios y oferta respaldarán la integración variable de energías renovables e incentivarán plantas de energía de equilibrio flexible que puedan responder rápidamente a los cambios en la demanda de electricidad.
  • Introducir nuevos servicios auxiliares para garantizar la estabilidad de la red. La necesidad de servicios auxiliares aumenta con una mayor penetración de las energías renovables, y el suministro puede cooptimizarse con los requisitos energéticos y de equilibrio y proporcionarse mediante tecnologías de equilibrio.
  • Establecer modelos de ingresos financiables para centrales eléctricas de equilibrio con pocas horas de funcionamiento, incluidos mecanismos como pagos de capacidad vinculados a la flexibilidad y precios de escasez.

3. Elija las tecnologías adecuadas preparadas para el futuro y prepárese para los combustibles sostenibles

  • Seleccione tecnologías de equilibrio que estén preparadas para el futuro y listas para la introducción de combustibles sostenibles para descarbonizar completamente el sector energético a partir de mediados de la década de 2030.
  • Apoyar un rápido aumento de las energías renovables y permitir la eliminación gradual de tecnologías heredadas, mediante el uso de gas natural como combustible de transición para plantas de energía de equilibrio flexible. Cerrar la transición con equilibrio de gas puede reducir más del 75% de las emisiones anuales de CO2 del sector energético para 2035 (en comparación con el nivel de 2023).
  • Prepárese para la introducción de combustibles sostenibles mediante la creación de la experiencia y la infraestructura necesaria para garantizar una transición fluida hacia un sector energético totalmente descarbonizado en el futuro. La competitividad o la paridad de costos de los combustibles sostenibles requerirán acciones políticas, que podrían ser en forma de subsidios, regulaciones, impuestos al carbono o una combinación de estos.

«Aunque tenemos más energía renovable que nunca en nuestras redes, no es suficiente por sí sola», afirmó Anders Lindberg, presidente de Wärtsilä Energy y vicepresidente ejecutivo: «Para lograr un futuro con energía limpia, nuestro modelo muestra que la flexibilidad es esencial. Necesitamos actuar ahora para integrar los niveles y tipos correctos de tecnologías de equilibrio en nuestros sistemas de energía. Esto significa eliminar rápidamente los activos inflexibles y hacer la transición a combustibles sostenibles. niveles más altos de energía renovable.’

Fuente: Wärtsilä

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13 de diciembre de 2024

12 de junio de 2024: para satisfacer las crecientes demandas de energía de los clientes en el estado de Nevada, NV Energy presentó esta semana su plan integrado de recursos ante la Comisión de Servicios Públicos de Nevada, estableciendo la estrategia de la compañía para cumplir con el crecimiento esperado, cumplir con estándares de cartera de energías renovables y garantizar que los clientes tengan acceso a energía asequible, confiable y segura cuando la necesiten.

El plan también establece los programas propuestos por NV Energy para promover la eficiencia energética y gestionar la demanda en los períodos de uso pico para proporcionar herramientas a los clientes que les permitan reducir los costos de energía.

«Este es nuestro camino a seguir y estos son nuestros proyectos prioritarios para satisfacer las necesidades presentes ya largo plazo de nuestros clientes actuales y futuros», dijo el presidente y director ejecutivo de NV Energy, Doug Cannon. “Los recursos solicitados presentan una cartera equilibrada que reducirá la dependencia de NV Energy de recursos de mercado costosos y poco confiables y posicionará a Nevada para continuar brindando servicios de energía confiables a un costo que está por debajo del promedio nacional y es más de un 50 por ciento más barato que las tarifas de energía. pagado por residentes de California”.

El plan propuesto incluye agregar más de 1.000 megavatios de energía solar y 1.000 megavatios de almacenamiento en baterías a través de acuerdos de compra de energía. Los proyectos adicionales de acuerdo de compra de energía propuestos ayudan a NV Energy a cumplir con los estándares estatales de energía renovable y ayudan a brindar servicios a los clientes con precios de energía de costo fijo.

NV Energy también solicita agregar aproximadamente 400 megavatios de unidades de pico de gas natural, que se utilizarán durante los momentos de carga pico para reducir la dependencia de compras de mercado poco confiables. Las unidades de gas natural son una opción de bajo costo para los clientes que podrán utilizar hidrógeno en el futuro sin afectar los esfuerzos de NV Energy para cumplir con los estándares renovables estatales.

El Plan Integrado de Recursos fue presentado el 31 de mayo y ahora está disponible en el sitio web de la Comisión aquí. El plan será revisado y está sujeto a la aprobación de la Comisión. Un resumen de la presentación del IRP está disponible en el sitio web de NV Energy. aquí.

Fuente: Energía NV

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14 de noviembre de 2024

12 de noviembre de 2024: No hay dos instalaciones hidroeléctricas iguales. Todos funcionan de manera similar aprovechando el poder del agua corriendo para hacer girar turbinas y generadores, lo que a su vez genera electricidad. Pero sus diferencias (en tamaño, antigüedad o piezas mecánicas) significan que no existe una respuesta única que pueda resolver todos los problemas que surgen.

“Las instalaciones hidroeléctricas son como copos de nieve; Incluso las turbinas individuales dentro de una planta son únicas debido a su construcción individualizada y sus diversas actualizaciones a lo largo de los años”, dijo Nathan Fletcher, ingeniero hidroeléctrico senior en el Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico del Departamento de Energía.

Gestionar todo ese mantenimiento de una instalación hidroeléctrica es engorroso y complicado, continuó Fletcher. Con tantos componentes que supervisan, escuchó a los operadores de represas decir que deseaban encontrar una forma de rastrear posibles problemas dentro de la maquinaria de una represa mucho antes de que puedan obstaculizar las operaciones.

Ingrese a los gemelos digitales hidroeléctricos: una representación virtual de turbinas de la vida real.

Después de escuchar las repetidas frustraciones de los operadores de represas, expertos de Múltiples dominios colaboraron y desarrollaron una plataforma llamada Gemelos digitales para sistemas hidroeléctricos en 2023 para reducir las interrupciones y extender la vida útil de una presa. Con las nuevas actualizaciones publicadas en septiembre de 2024, los operadores de presas ahora pueden usar el panel para ajustar factores que potencialmente pueden desgastar la eficiencia de una turbina, como la demanda inesperada de electricidad o cambios extremos en el nivel del agua.

Los operadores de prensas pueden personalizar su gemelo digital para reflejar la singularidad de cada instalación; solo necesitan cargar los datos de sus instalaciones y el panel de Digital Twins for Hydropower Systems se encarga del análisis.

«Cada presa requiere una estrategia de mantenimiento única para mejorar la eficiencia, y la nueva plataforma de gemelos digitales puede proporcionar esas soluciones», dijo Chitra Sivaraman, investigadora principal del proyecto de PNNL. «La plataforma es extensible y escalable, capaz de adaptarse a nuevas instalaciones, datos y modelos».

Los modelos de gemelos digitales también abordan otro desafío. “La edad promedio de las represas del país es de alrededor de 60 años, lo que significa que varias generaciones de empleados han trabajado en cada turbina. Y el conocimiento se pierde inevitablemente a medida que los empleados experimentados se jubilan y nuevos empleados se unen al equipo”, afirmó Scott Warnick, ingeniero de sistemas eléctricos y de automatización de PNNL y líder técnico del proyecto de gemelos digitales. Los gemelos digitales hidroeléctricos pueden registrar y simular todos los cambios realizados en la presa durante los años siguientes, transmitiendo conocimientos y ayudando a las generaciones futuras a tomar decisiones.

Modernizando la energía hidroeléctrica

«La solución de gemelos digitales permite a los operadores de energía hidroeléctrica simular diferentes escenarios, como flujo de agua bajo o niveles de agua variables, y predecir necesidades futuras de rendimiento o mantenimiento», dijo Warnick.

Para construir un gemelo digital que represente con precisión la vida real, el equipo utilizó datos en tiempo real de una unidad de generación de energía hidroeléctrica en la presa Alder en el río Nisqually en el oeste del estado de Washington, operada por Tacoma Public Utilities.

Al frente del desarrollo del modelado está Hong Wang, investigador principal del proyecto en el Laboratorio Nacional Oak Ridge del DOE. Él y el equipo recopilaron datos, como la presión del río cuando ingresa a la instalación hidroeléctrica, qué tan rápido giran las turbinas y cuánta energía genera la presa con el tiempo.

En la versión original del gemelo digital, los operadores de la presa solo podían observar cómo las condiciones normales o esperadas afectaban las partes mecánicas de la presa. En la versión 2.0, los operadores tienen más control. Pueden ajustar los niveles de agua, los caudales y la velocidad de las turbinas que podrían cambiar según el clima, las sequías o la demanda de energía. Con la capacidad de simular tantas condiciones normales como un flujo de agua mayor o menor, los operadores de la presa pueden detectar problemas potenciales antes de que surjan.

«Las personas en operaciones y mantenimiento pueden realizar pruebas en un gemelo digital en lugar de arriesgar equipos costosos, asegurándose de que las decisiones se puedan tomar con confianza», dijo Warnick.

Integración con energías renovables

El modelo actualizado de gemelos aborda digitales otra necesidad emergente. A medida que la nación avanza hacia una red sostenible y adopta más energía eólica y solar, los sistemas hidroeléctricos deben ser adaptables y receptivos para respaldar una red estable.

«Esta plataforma es capaz de extender la vida útil de las represas del país y al mismo tiempo integrar fuentes adicionales de energía renovable a la red», dijo Sivaraman.

Por ejemplo, la demanda de energía aumenta por las noches cuando la gente llega a casa del trabajo y enciende la televisión o utiliza el lavavajillas o la lavadora. Al mismo tiempo, el sol se pone, por lo que la generación de energía solar comienza a disminuir. Es más, a veces el viento no sopla; Esto puede resultar particularmente difícil durante los días extremadamente calurosos, cuando se necesita energía para el aire acondicionado. En épocas de poco sol o viento, los operadores de represas hidroeléctricas pueden llenar el vacío en la generación arrancando rápidamente las turbinas.

Pero a pesar del beneficio de una fuente de energía renovable de fácil desarrollo, «un uso excesivo puede envejecer los componentes de una presa más rápidamente», dijo Fletcher. «La clave es generar suficiente energía cuando sea necesario sin sobrecargar las propias turbinas».

Con una solución de gemelo digital, los operadores pueden simular y revisar las fluctuaciones de la demanda de energía del mundo real. Si el modelo muestra que las condiciones son óptimas para hacer funcionar las turbinas, los operadores pueden sentirse seguros de proceder, lo que maximiza los ingresos.

«El tablero de los gemelos digitales allana el camino para la digitalización de los sistemas hidroeléctricos, proporcionando una herramienta crítica para que los operadores simulen y optimicen el funcionamiento de la red para una mayor penetración de las energías renovables, como la solar y la eólica» , dijo Wang.

Ampliando el alcance

Con la colaboración continua con TPU, el equipo obtiene información sobre formas de mejorar el modelo. Si bien ayudan a que TPU funcione de manera más eficiente, las actualizaciones del tablero significan que pueden representar una diversidad más amplia de turbinas.

«Los equipos de PNNL y ORNL tienen las habilidades matemáticas y prácticas necesarias para resolver problemas complejos de gemelos digitales», afirmó Greg Kenyon, gerente de ingeniería de automatización de TPU.

El equipo también está trabajando con la empresa de servicios públicos del condado de Chelan, en el centro-norte del estado de Washington, para recopilar y analizar años de registros de datos de operación de la presa Rocky Reach para desarrollar un gemelo digital. Al igual que en el caso de la presa Alder, los gemelos digitales hidroeléctricos del condado de Chelan brindarán a los operadores la capacidad de revisar el monitoreo y análisis del desempeño, realizar mantenimiento predictivo y optimizar la producción de energía, todo sin costo alguno.

«El gemelo digital ayudará a minimizar el riesgo de realizar la operación real, como el rechazo de carga, la prueba de exceso de velocidad y la vibración en la etapa de inicio o parada de la unidad», dijo Wenbo Jia, ingeniero mecánico senior de Servicios Públicos del Condado de Chelan.

El equipo anticipa proyectos futuros que amplifican la aplicación de gemelos digitales.

“Ahora estamos construyendo lo básico, centrándonos en turbinas y rotores. Pero nuestro objetivo es abordar preocupaciones más amplias, como la acumulación biológica como lodo en los refrigeradores, junto con el desafío de hacerlos más respetuosos con el medio ambiente, que ahora son preocupaciones comunes para muchas empresas de servicios públicos”, dijo Fletcher.

La visión de Kenyon para los sistemas hidroeléctricos es un futuro basado en datos donde el análisis de datos y los algoritmos de mantenimiento predictivo impulsan la gestión de activos. «Es uno en el que no hay interrupciones no planificadas ni pérdida de ingresos, sino interrupciones determinadas por programas de mantenimiento y reemplazos de equipos basados ​​en datos», dijo.

Para comenzar a utilizar el nuevo panel de gemelos digitales hidroeléctricos, los operadores de represas pueden registrarse para obtener una cuenta y trabajar con el equipo de PNNL y ORNL para compartir los datos históricos de sus instalaciones.

El proyecto está financiado por la Oficina de Tecnologías Hidráulicas del DOE.

Fuente: Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico

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24 de octubre de 2024

16 de octubre de 2024: como parte de la estrategia de la administración Biden-Harris Invertir en Estados Unidos En su agenda, el Departamento de Energía de Estados Unidos, a través de su Oficina de Programas de Préstamos, anunció una garantía de préstamo de $861,3 millones para financiar la construcción de dos parques solares fotovoltaicos equipados con almacenamiento en baterías y dos sistemas independientes. de almacenamiento de energía en baterías en Puerto Rico. Las instalaciones estarán ubicadas en los municipios de Guayama (Jobos) y Salinas y ayudarán a entregar energía limpia, confiable y asequible a las comunidades de todo Puerto Rico. El prestatario es Clean Flexible Energy, LLC, una subsidiaria indirecta de The AES Corporation y TotalEnergies Holdings USA, Inc. que se administra según un acuerdo de empresa conjunta entre las dos compañías. El anuncio de esta semana subraya los esfuerzos del presidente y el vicepresidente para ofrecer soluciones de energía limpia que beneficien a las comunidades que luchan contra los efectos persistentes y persistentes del cambio climático.

“El presidente Biden y la vicepresidenta Harris entienden que el acceso a energía confiable es una cuestión de vida o muerte, especialmente frente a los desastres naturales provocados por el cambio climático que están aumentando en intensidad y frecuencia”, dijo la Secretaría de Energía de Estados Unidos, Jennifer M. Granholm. . “El anuncio de hoy ayudará a agregar hasta 200 megavatios de generación solar y otros 285 megavatios de capacidad de almacenamiento confiable a la red eléctrica de Puerto Rico para mejorar la resiliencia de la red y ayudar a reducir los costos de energía que han permanecido demasiado altos durante demasiado tiempo para demasiadas familias, todo al mismo tiempo que permite a la Commonwealth alcanzar sus ambiciosos objetivos climáticos”.

Como parte de la agenda Invertir en Estados Unidos del presidente Biden y el vicepresidente Harris para crear oportunidades laborales bien remuneradas y de alta calidad, este proyecto respaldará aproximadamente 750 empleos en la construcción y más de 50 empleos de tiempo completo una vez que esté en pleno funcionamiento. ¿El proyecto también apoya el de la administración Biden-Harris?Iniciativa Justicia40que desarrolló la meta de que el 40% de los beneficios generales de ciertas inversiones federales, incluido el financiamiento LPO, fluyan a comunidades desfavorecidas, que incluyen la mayor parte de Puerto Rico. Los residentes puertorriqueños pagan costos de energía significativamente más altos que el promedio estadounidense. Según el Herramienta de evaluación del clima y la justicia económicael Estado Libre Asociado de Puerto Rico, incluidas las comunidades que rodean los proyectos de Salinas y Jobos, enfrenta algunas de las cargas energéticas más grandes de los Estados Unidos.

En conjunto, el proyecto, conocido como Proyecto Marahu, comprende 200 MW de energía solar fotovoltaica y hasta 285 MW (1140 MWh) de capacidad BESS independiente. Anualmente, las instalaciones solares fotovoltaicas producirán aproximadamente 460.000 MWh de energía, suficiente para alimentar aproximadamente 43.000 hogares y mejorar la confiabilidad de la red y la seguridad energética de Puerto Rico. La ubicación conjunta de los nuevos recursos solares y de baterías ayudará a maximizar la producción de energía del proyecto y mejorar la estabilidad de la red. El almacenamiento en baterías permitirá que el proyecto continúe proporcionando energía a los residentes incluso durante condiciones climáticas adversas. Se espera que la operación de los sistemas solares y de almacenamiento eventualmente reemplace la generación existente basada en combustibles fósiles y reduzca las emisiones en casi 2,7 millones de toneladas de CO2e por año, una cantidad aproximadamente equivalente a las emisiones anuales de alrededor de 533.000 vehículos de pasajeros propulsados ​​por gasolina.

Como parte de los esfuerzos de la administración Biden-Harris para construir un futuro de energía limpia e inclusiva, también se espera que los prestatarios de LPO desarrollen y, en última instancia, implementen un Plan de Beneficios Comunitarios (CBP) integral que garantiza una participación significativa de la comunidad y los trabajadores, mejore el bienestar. de residentes y trabajadores, e incorpora fuertes estándares laborales durante la construcción, las operaciones y durante toda la vida de la garantía del préstamo. Para el proyecto Marahu, el CBP se está ultimando y pronto se dará a conocer al público.

El equipo del Proyecto Marahu incluye dos gerentes de relaciones comunitarias que son de la comunidad de Guayama y un grupo de asesores de participación comunitaria local. Se contratará a líderes laborales locales para la planificación de la construcción y las operaciones en los sitios de Jobos y Salinas. AES, a través de instalaciones existentes que operan en Puerto Rico, ha forjado asociaciones con organizaciones sin fines de lucro de desarrollo comunitario e instituciones educativas que atienden a minorías. AES también ha trabajado con una variedad de organizaciones para liderar programas de desarrollo de capacidades y emprendimiento para miembros de las comunidades de Guayama y Salinas y ha formalizado programas que ofrecen capacitación específica y oportunidades de desarrollo profesional para mujeres.

Este proyecto está financiado a través del?Reinversión en infraestructura energética(EIR) en virtud del Título 17, Sección 1706 de Financiamiento de Energía Limpia. Creado por la Ley de Reducción de la Inflación del Presidente Biden, el EIR puede financiar proyectos que reequipen, repotencian, reutilicen o reemplacen la infraestructura energética que ha cesado sus operaciones o permitan que la infraestructura energética operativa evite, reduzca, utilice o secuestrar contaminantes del aire o emisiones de gases de efecto invernadero. En apoyo a los esfuerzos del presidente Biden para apoyar la revitalización económica en las comunidades energéticas, el Proyecto Marahu ayudará a reemplazar la infraestructura de energía de carbón con instalaciones de energía limpia, creando nuevas oportunidades de empleo y al mismo tiempo reduciendo las emisiones nocivas. La Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17) exige que la empresa de servicios públicos de Puerto Rico cese toda la generación de energía a carbón para 2028 y cambie a una combinación de energía 100% renovable para 2050.

El anuncio de esta semana es una de las muchas acciones que el DOE ha tomado para ayudar a fortalecer la modernización de la red y la resiliencia energética de Puerto Rico. En diciembre de 2022, el presidente Biden autorizó mil millones de dólares para el establecimiento del Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF), que es administrado por la Oficina de Despliegue de la Red del DOE. El PR-ERF es una fuente de financiamiento federal separada para impulsar inversiones clave en infraestructura de energía renovable y resiliente en Puerto Rico. Más información sobre cómo Puerto Rico puede lograr una red resiliente y 100% renovable para 2050 está disponible a través del Estudio de resiliencia de la red de Puerto Rico y transiciones a energía 100% renovable del DOE (PR100).

En todos los programas de LPO, el DOE ha atraído 211 solicitudes para proyectos en todo el país por un total de más de $305.3 mil millones en préstamos solicitados y garantías de préstamos, hasta septiembre de 2024. Hay más información disponible sobre Marahu a través de ?publicación de blog de compromiso condicional y en LPO pagina del proyecto de cartera.

Fuente: Departamento de Energía de EE.UU. UU.

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dominion-energy-virginia-publica-un-plan-integral-a-largo-plazo-para-satisfacer-la-creciente-demanda-de-energia
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17 de octubre de 2024

16 de octubre de 2024 — En su 2024 Plan Integrado de Recursos Presentado esta semana ante la Comisión de Corporaciones del Estado de Virginia y la Comisión de Servicios Públicos de Carolina del Norte, Dominion Energy Virginia presentó múltiples opciones de cartera para satisfacer la creciente demanda de energía a través de importantes inversiones en nueva generación de energía de todas. las fuentes, expansión y modernización de la red eléctrica, almacenamiento de energía. y programas de eficiencia energética. Cada cartera fue desarrollada para satisfacer las crecientes necesidades de los clientes de la empresa.

El IRP no es una solicitud para construir ningún proyecto específico, sino más bien un documento de planificación a largo plazo basado en una instantánea de la tecnología actual, información del mercado y proyecciones de carga. El plan demuestra el compromiso de la empresa con una electricidad fiable, asequible y cada vez más limpia. Casi el 80% de la generación de energía incremental del plan durante los próximos 15 años será libre de carbono, lo que incluye:

  • 3.400 megavatios (MW) de nueva energía eólica marina, además del proyecto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de 2.600 MW actualmente en desarrollo frente a la costa de Virginia Beach. CVOW es el proyecto eólico marino más grande en desarrollo en los EE.UU. UU. y se mantiene dentro de los plazos y del presupuesto.
  • 12.000 MW de energía solar nueva, un aumento de más del 150% con respecto a los 4.750 MW de energía solar que la compañía tiene actualmente en operación o en desarrollo.
  • 4.500 MW de almacenamiento en baterías nuevas.
  • Pequeños reactores nucleares modulares a partir de mediados de la década de 2030.

Alrededor del 20% de la generación de energía incremental del plan provendrá de gas natural, que es una fuente de energía de respaldo confiable de vital importancia para garantizar que las luces permanezcan encendidas cuando la creciente flota eólica y solar de la compañía no esté produciendo electricidad. .

El IRP se basa en un pronóstico desarrollado por PJM, que proyecta que la demanda de energía seguirá creciendo a niveles sin precedentes en las próximas décadas. Se prevé que la demanda de energía dentro de la zona de suministro de la compañía crecerá un 5,5% anual durante la próxima década y se duplicará para 2039.

«Estamos experimentando el mayor crecimiento en la demanda de energía desde los años posteriores a la Segunda Guerra Mundial», afirmó Ed Baine, presidente de Dominion Energy Virginia. ‘Ninguna fuente de energía, solución de red o programa de eficiencia energética por sí solo satisfará de manera confiable las crecientes necesidades de nuestros clientes. Necesitamos un enfoque que incluya «todo lo anterior» y estamos desarrollando soluciones innovadoras para garantizar que cumplimos con nuestros clientes. Estoy orgulloso de la asequibilidad que ofrecemos, con tarifas residenciales un 14% por debajo del promedio nacional y, como se muestra en el plan, pretendemos continuar con ese enfoque. Nuestro plan integral garantiza que siempre podemos ofrecer energía confiable, asequible y cada vez más limpia, de día o de noche, llueva o haga sol, invierno o verano.’

Subrayando el compromiso de la compañía con una energía cada vez más limpia, en una presentación separada presentada hoy ante la SCC, Dominion Energy propuso más de 1.000 MW de nuevos proyectos solares en Virginia. Si se aprueban los proyectos propuestos, el parque solar de la compañía en operación o en desarrollo, que actualmente es el segundo más grande entre las empresas de servicios públicos en los EE.UU. UU., superará los 5.750 MW en Virginia. Eso es suficiente para alimentar a más de 1,4 millones de hogares a su máxima potencia.

Al mismo tiempo, la empresa también está realizando inversiones históricas para ampliar la red de transporte. En la primera mitad de 2024, Dominion Energy fabricó 123 nuevos proyectos de transmisión, incluidas casi 90 millas de líneas de transmisión nuevas y reconstruidas y 13 nuevas subestaciones. El mes pasado, la compañía propuso conjuntamente varios grandes proyectos de transmisión nuevos con First Energy y American Electric Power para fortalecer la confiabilidad eléctrica en la región PJM de 13 estados durante la próxima década. Estos proyectos también apoyarán una mayor integración de las importantes energías renovables incluidas en el PIR.

La compañía también está realizando importantes inversiones en la red de distribución para reducir los cortes relacionados con tormentas y acortar los tiempos de restauración de la energía. En los últimos años, Dominion Energy ha enterrado más de 2000 millas de líneas aéreas de distribución en áreas propensas a cortes como parte de su Programa Subterráneo Estratégico, y tiene previstas varias millas de millas más durante la próxima década. Desde 2019, la compañía ha reforzado más de 265 millas de líneas de distribución principales reemplazando postes más antiguos por otros más altos y resistentes que están enraizados más profundamente en el suelo para reducir los daños de las tormentas. La compañía planea reforzar 1.000 millas de líneas principales para 2030.

Fuente: energía del dominio

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8 de agosto de 2024

1 de agosto de 2024 – Nuvve Holding Corp., una empresa de tecnología de energía verde que ofrece una plataforma tecnológica de vehículo a red comercial (V2G), inició esta semana la construcción de un nuevo proyecto energético en Fresno para mejorar la calidad del aire , reducir los costos operativos y suministrar electricidad adicional a la red durante las horas pico. La Comisión de Oportunidades Económicas de Fresno (EOC) otorgó a Nuvve $16 millones para impulsar sus operaciones, electrificar su flota de vehículos y emplear a los residentes de la comunidad circundante.

“Fresno padece una mala calidad del aire debido a las emisiones de los tubos de escape de la cuenca de Los Ángeles y de las centrales eléctricas de gas de máxima demanda”, afirmó el cofundador y director ejecutivo de Nuvve, Gregory Poilasne. “Con la adopción de nuestro software e infraestructura de vanguardia para vehículos eléctricos, este proyecto de electrificación puede servir como modelo para un transporte público moderno, eficiente y ecológico con un beneficio económico para la comunidad”.

Ahora instalará un proyecto de energía de tres acres, que incluye una granja solar, marquesinas solares y 56 estaciones de carga. Fresno EOC también utilizará la tecnología V2G en la transición de sus vehículos a gas a una flota eléctrica de 50 lanzaderas. Con cuatro baterías en el lugar, el proyecto ayudará a Fresno EOC a alimentar sus operaciones de cocina y tránsito, reducir las emisiones, disminuir los costos de energía y mejorar los servicios de red para la comunidad.

El proyecto tardará aproximadamente 24 meses en completarse de principio a fin. También empleará a alrededor del 80 por ciento de la fuerza laboral requerida de residentes del área de Fresno para este proyecto de energía. Esta iniciativa innovadora subraya el compromiso de Fresno EOC con el transporte sostenible y marca un paso significativo hacia la reducción de la huella de carbono de la ciudad. La fuerza laboral y el programa de capacitación de Fresno EOC también recibirán educación sobre proyectos de energía y energía solar. En el futuro, Fresno EOC espera brindar capacitación y experiencia práctica a la fuerza laboral local.

“Este es el primer paso que debemos dar para electrificar nuestras operaciones y mejorar nuestra presencia en el Valle y, al mismo tiempo, crear empleos”, dijo Emilia Reyes, directora ejecutiva de Fresno EOC.

Fresno EOC, una de las agencias de acción comunitaria sin fines de lucro más grandes de los EE. UU. UU., obtuvo fondos de subvención a través del Programa de Cumplimiento de Estándares de Calidad del Aire Carl Moyer Memorial, que pagó la mayor parte del proyecto de 16 millones de dólares. El proyecto también recibirá reembolsos de PG&E.

Fuente: Nueve

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informe-de-la-aie:-la-energia-renovable-va-camino-de-batir-nuevos-records
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24 de julio de 2024

5 de junio de 2023 — Se espera que las incorporaciones globales de capacidad de energía renovable aumenten en un tercio este año a medida que el creciente impulso político, los precios más altos de los combustibles fósiles y las preocupaciones por la seguridad energética impulsan un fuerte despliegue de energía solar fotovoltaica y eólica, según la última actualización de la Agencia Internacional de Energía.

Se espera que el crecimiento continúe el próximo año, cuando la capacidad total mundial de electricidad renovable aumente a 4.500 gigavatios (GW), equivalente a la producción total de energía de China y Estados Unidos juntos, dice el nuevo informe de la AIE. Actualización del mercado de energía renovableque se publicó esta semana.

Se prevé que la capacidad mundial de energía renovable aumente en 107 gigavatios (GW), el mayor aumento absoluto de la historia, hasta superar los 440 GW en 2023. Esta expansión dinámica se está produciendo en los principales mercados del mundo. Las energías renovables están a la vanguardia de la respuesta de Europa a la crisis energética, acelerando allí su crecimiento. Las nuevas medidas políticas también están ayudando a impulsar aumentos significativos en Estados Unidos y la India durante los próximos dos años. China, por su parte, está consolidando su posición de liderazgo y se prevé que represente casi el 55% de las incorporaciones mundiales de capacidad de energía renovable tanto en 2023 como en 2024.

“La energía solar y eólica están liderando la rápida expansión de la nueva economía energética mundial. Este año, el mundo está listo para incorporar una cantidad récord de energías renovables a los sistemas eléctricos, más que la capacidad energética total de Alemania y España juntas”, dijo el Director Ejecutivo de la AIE, Fatih Birol. “La crisis energética mundial ha demostrado que las energías renovables son fundamentales para que los suministros de energía no solo sean más limpios, sino también más seguros y mayores, y los gobiernos están respondiendo con esfuerzos para implementarlas más rápidamente. Pero lograr un crecimiento más fuerte significa abordar algunos desafíos clave. Las políticas deben adaptarse a las condiciones cambiantes del mercado, y debemos modernizar y expandir las redes eléctricas para asegurarnos de que podemos aprovechar al máximo el enorme potencial de la energía solar y eólica”.

Según el nuevo informe, las nuevas instalaciones de energía solar fotovoltaica representarán dos tercios del aumento de la capacidad de energía renovable de este año y se espera que sigan creciendo en 2024. La expansión de las plantas de energía solar fotovoltaica a gran escala está acompañada por el crecimiento de sistemas más pequeños. Los precios más altos de la electricidad están estimulando un crecimiento más rápido de la energía solar fotovoltaica en los tejados, lo que está permitiendo a los consumidores reducir sus facturas de energía.

Al mismo tiempo, se espera que la capacidad de fabricación de todos los segmentos de producción de energía solar fotovoltaica se duplique con creces hasta alcanzar los 1.000 GW en 2024, liderada por China y la creciente diversificación de la oferta en Estados Unidos, India y Europa. . Sobre la base de esas tendencias, el mundo tendrá suficiente capacidad de fabricación de energía solar fotovoltaica en 2030 para satisfacer cómodamente el nivel de demanda anual previsto en el Escenario de Cero Emisiones Netas para 2050 de la AIE.

Se prevé que las incorporaciones de energía eólica repunten considerablemente en 2023, creciendo casi un 70% interanual después de un par de años difíciles en los que el crecimiento fue lento. El crecimiento más rápido se debe principalmente a la finalización de proyectos que se habían retrasado por las restricciones de Covid-19 en China y por problemas en la cadena de suministro en Europa y Estados Unidos. Sin embargo, un mayor crecimiento en 2024 dependerá de si los gobiernos pueden proporcionar un mayor apoyo político para abordar los desafíos en términos de permisos y diseño de subastas. A diferencia de la energía solar fotovoltaica, las cadenas de suministro de turbinas eólicas no están creciendo lo suficientemente rápido como para satisfacer la creciente demanda a mediano plazo. Esto se debe principalmente al aumento de los precios de las materias primas y los desafíos de la cadena de suministro, que están reduciendo la rentabilidad de los fabricantes.

El pronóstico de aumento de la capacidad renovable en Europa se ha revisado alza en un 40% con respecto a antes de la invasión rusa de Ucrania, que llevó a muchos países a impulsar la adopción de energía solar y eólica para reducir su dependencia del gas. ruso natural. El crecimiento está impulsado por los altos precios de la electricidad que han hecho que los sistemas fotovoltaicos de pequeña escala en los tejados sean más atractivos desde el punto de vista financiero y por un mayor apoyo político en los principales mercados europeos, especialmente en Alemania, Italia. y los Países Bajos.

Se estima que la nueva capacidad instalada de energía solar fotovoltaica y eólica ha permitido a los consumidores de electricidad de la UE ahorrar 100.000 millones de euros entre 2021 y 2023 al sustituir la generación de energía a partir de combustibles fósiles, que es más cara. Según el nuevo informe de la AIE, los precios mayoristas de la electricidad en Europa habrían sido un 8 % más altos en 2022 sin la capacidad renovable adicional.

Si bien la competitividad de la energía eólica y solar fotovoltaica ha mejorado desde el año pasado, las políticas gubernamentales deben adaptarse a las cambiantes condiciones del mercado, en particular en lo que respeta a las subastas de energía renovable, que tuvieron una demanda récord del 16. % en 2022. Además, las políticas deben centrarse en la planificación y la inversión oportuna en redes para integrar de manera segura y rentable una alta proporción de energías renovables variables en los sistemas eléctricos.

En varios países europeos, incluidos España, Alemania e Irlanda, la participación combinada de la energía eólica y solar fotovoltaica en la generación anual total de electricidad aumentará por encima del 40 % para 2024.

Lea el informe completo Aquí.

Fuente: Agencia Internacional de Energía

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