Las solicitudes de participación en el plan se aceptarán a partir del 15 de enero de 2025.

Imagen: GregMontany, Pixabay

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El Consejo de Ministros, el poder ejecutivo del gobierno chipriota, ha aprobado el plan de financiación del país para los sistemas de almacenamiento de energía instalados junto con plantas de energía renovable que se habían implementado en el marco de planos de apoyo anteriores, así como para las instalaciones de autoconsumo incluidas en el plan neto. mecanismo de facturación.

El Ministro de Energía, George Papanastasiou, dijo después de la reunión del Gabinete del jueves que la primera fase del plan, valorada en 35 millones de euros (37 millones de dólares), se implementaría inicialmente y seguida por una segunda fase por una suma de 5 millones de euros adicionales.

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Científicos en Suiza han creado un modelo de dinámica de sistemas para la adopción de energía fotovoltaica y bombas de calor en edificios residenciales suizos hasta 2050. Han examinado varios escenarios para ver cómo el incentivo para la energía fotovoltaica afecta la adopción de bombas de calor y al revés, y han concluido que son necesarios fuertes cambios regulatorios para descarbonizar completamente el sector residencial.

Un grupo de investigación liderado por ETH Zúrich ha modelado la dinámica de adopción conjunta de energía fotovoltaica y bombas de calor (HP) en edificios residenciales suizos. Se utilizó un estudio de caso para el cantón suizo del Ticino, que incluye ciudades como Lugano y Bellinzona, y la simulación se prolongó hasta 2050 en diferentes escenarios regulatorios.

“Este estudio presenta un modelo de dinámica de sistemas (SD) que evalúa el proceso de adopción conjunta de soluciones fotovoltaicas y de calefacción (HS) en el sector residencial suizo. El modelo considera la interdependencia de estas decisiones ya que la evaluación de la instalación de un fotovoltaico incorpora la consideración de HS, y viceversa”, dijeron los académicos. «Se elige SD porque se conoce como un enfoque de modelado para el desarrollo de estrategias y una mejor toma de decisiones en sistemas complejos».

SD descompone un sistema en diferentes variables y las relaciones entre estas variables se trazan mediante un diagrama de bucle causal (CLD). En general, los investigadores utilizaron tres pilares en el modelo (a saber, el precio de la electricidad, la adopción de ho y la adopción de fotovoltaica) que se afectan entre sí. Incluye bucles de refuerzo (R) que amplifican los cambios y bucles de equilibrio (B) que buscan la estabilidad del sistema.

Los bucles R1 y R2 muestran mecanismos de refuerzo impulsados ​​por efectos de pares. “Los bucles de equilibrio B1 y B2 representan el número total fijo de edificios capaces de adoptar energía fotovoltaica o HP. Los bucles de refuerzo R3 y R4 constituyen dos facetas del mismo fenómeno, que describen cómo la proliferación de tecnologías basadas en la electricidad influye en los precios de la electricidad”, explicó el equipo.

R5 y B3 delinean otra consecuencia de la adopción de fotovoltaica y HP en la red, ya que la integración de estas tecnologías aumenta la volatilidad de la demanda de electricidad y conduce a la necesidad de reforzar la red por parte del operador de la red. “Los costos de actualización de la red provocan precios más altos de la electricidad para los consumidores finales, amplificando la adopción de energía fotovoltaica (R5) y contrarrestando la adopción de HP (B3). Finalmente, el bucle de refuerzo R6 representa la sinergia tecnoeconómica entre PV y HP. La instalación de una HP en un edificio mejora el atractivo económico de instalar un sistema fotovoltaico, en comparación con los edificios calentados con tecnologías no eléctricas”, agregaron los académicos.

La simulación se alimentó con tres bases de datos oficiales: una sobre plantas de producción de electricidad, la segunda sobre la idoneidad de los tejados para energía solar y la última era un registro de edificios y viviendas. Se utilizaron datos históricos del cantón de Ticino para calibrar aún más 49 parámetros del modelo. En total, se simularon seis escenarios regulatorios.

El “escenario base” abarca los incentivos y el marco regulatorio vigente, incorporando la regulación RUEn recientemente introducida, que entró en vigor este año. Estas disposiciones regulan la instalación de nuevos sistemas de calefacción, limitando la proporción de energía proporcionada por tecnologías que emiten carbono al 80% para los edificios nuevos y al 90% en caso de sustitución de la calefacción en un edificio existente.

Otro escenario probado fue “no RUEn”, un caso hipotético en el que no se toma ninguna de las acciones anteriores. Además, el equipo probó un escenario en el que existe un incentivo aún mayor para la instalación fotovoltaica, otro caso en el que el incentivo para HP es mayor que el de RUEn, un caso en el que la regulación exige una mayor instalación fotovoltaica y, por último, un escenario en el cual se aplica más instalación de HP.

Fotovoltaica instalada por escenario

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Fotovoltaica instalada por escenario

Imagen: ETH Zurich, Reseñas de estrategias energéticas, CC BY 4.0

“Si bien la adopción de HP en los edificios habría experimentado un aumento incluso en ausencia de la regulación RUEn, el escenario Base proyecta una implementación de HP significativamente mayor: la proporción de edificios con HP en 2050 pasa del 54% en el caso sin RUEn escenario al 68% en el escenario Base”, afirmaron los científicos. “Se espera que la capacidad total fotovoltaica instalada crezca significativamente en todos los escenarios considerados. Como era de esperar, los dos escenarios con resultados más altos son los Altos Incentivos Fotovoltaicos y el Regulador Fotovoltaico, donde la capacidad fotovoltaica instalada alcanza los 500 MWp”.

Al concluir su artículo, el equipo dijo que «los resultados demuestran que ligeros ajustes en la política y el marco regulatorio actuales podrían permitir alcanzar de manera segura los objetivos de implementación fotovoltaica, pero se necesitan modificaciones importantes para descarbonizar completamente el sector residencial».

Los resultados fueron presentados en “Modelado de la dinámica de adopción conjunta de energía fotovoltaica y bombas de calor en edificios residenciales suizos: implicaciones para las políticas y los objetivos de sostenibilidad”, publicado en Revisiones de estrategias energéticas. Científicos de Suiza ETH Zúrich y el Universidad de Ciencias y Artes Aplicadas del Sur de Suiza realizó la investigación.

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La startup finlandesa Polar Night Energy está construyendo un sistema de almacenamiento de energía térmica a escala industrial en el sur de Finlandia. El sistema de almacenamiento a base de arena de 100 horas utilizará esteatita triturada, un subproducto de un fabricante de chimeneas, como medio de almacenamiento.

La batería de arena tendrá unos 13 metros de alto y 15 metros de ancho.

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La batería de arena tendrá unos 13 metros de alto y 15 metros de ancho.

Imagen: Energía de la noche polar

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startup finlandesa Energía de la noche polar ha anunciado que la construcción avanza según lo previsto en su sistema de almacenamiento de energía térmica a base de arena en el municipio de Pornainen, en el sur de Finlandia. El sistema de 1 MW suministrará energía térmica a la red de calefacción urbana de Loviisan Lämpö.

Una vez en funcionamiento, será capaz de almacenar hasta 100 MWh de energía térmica, una capacidad equivalente a casi un mes de demanda de calefacción en verano y una semana de demanda en Pornainen en invierno. Polar Night Energy dijo que su batería de arena funciona como un depósito de alta potencia y gran capacidad para el exceso de energía eólica y solar, almacenando energía en arena en forma de calor.

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La Agence Française de Développement ha firmado un acuerdo de subvención de 125 millones de ZAR (7 millones de dólares) con la empresa de servicios públicos sudafricana Eskom para apoyar el desarrollo de un proyecto de sistema de almacenamiento hidráulico.

Imagen: Filiz Elaerts, Unsplash

La agencia francesa de desarrollo Agence Française de Développement está invirtiendo ZAR 125 millones en un proyecto de sistema de almacenamiento en hidráulico Sudáfricaque será desarrollado por la empresa de servicios públicos estatales Eskom.

El proyecto del sistema de almacenamiento por bombeo Tubatse se construirá en Elias Motsoaledi, Limpopo.

Contará con una capacidad de generación de energía de 1,5 GW, que consta de cuatro unidades de 375 MW, junto con una capacidad de almacenamiento de 21 GWh y ha sido catalogada como una máxima prioridad por el Programa de Infraestructura de Sudáfrica.

Eskom planea desarrollar el proyecto como una asociación público-privada, y está previsto que se realice un estudio de viabilidad de participación del sector privado en el primer trimestre de 2026. La implementación del proyecto está prevista entre 2025 y 2033.

Una declaración del director ejecutivo del grupo Eskom, Dan Marokane, afirma que los servicios de red y almacenamiento a gran escala son necesarios para apoyar el desarrollo de las energías renovables en Sudáfrica.

«Sin instalaciones a gran escala como Tubatse, la gestión de la energía intermitente procedente de energías renovables (eólica y fotovoltaica) sería muy difícil sin el tipo de intervención que ofrecen los sistemas de almacenamiento por bombeo», afirmó Marokane.

Señaló que Eskom planea ejecutar al menos 2 GW de proyectos en los próximos tres años, que consisten en energía solar, eólica, hidráulica, de gas, nuclear y de almacenamiento por bombeo, de una cartera de proyectos existente que suma un total de 20 GW. .

A principios de este mes, el regulador energético nacional de Sudáfrica otorgó licencias a Eskom para dos nuevos proyectos solares que generarán una energía combinada. 125,3 megavatios.

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Ocho nuevos proyectos de baterías sumaron hasta un 95% más de volumen que el registrado en el tercer trimestre de 2023, según un informe trimestral del Consejo de Energía Limpia (CEC) que también señaló un aumento de la generación de energías renovables.

Imagen: Sungrow

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La última evaluación trimestral de la CCA de Australia mostró que la inversión en proyectos de almacenamiento de energia continuó avanzando entre julio y septiembre de 2024, con ocho nuevos sistemas de baterías que proporcionarán una capacidad de almacenamiento récord de 1.235 MW/3.862 MWh alcanzando el compromiso financiero. Esa cifra aumentó un 95% en comparación con el mismo período de 2023. La CCA dijo que los compromisos de inversión en almacenamiento totalizaron al menos 1.200 millones de dólares australianos (789 millones de dólares), y varios proyectos no proporcionaron datos de inversión disponibles públicamente .

También hubo 10 nuevos proyectos de generación de energía solar y eólica a gran escala con 1.405 MW de capacidad de generación y un valor combinado de 3.300 millones de dólares australianos que lograron una decisión final de inversión en los tres meses hasta finales de septiembre de 2024.

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Australian Vanadium Limited (AVL) ha trasladado un proyecto de batería de flujo de vanadio (VFB) a la fase de diseño con el objetivo de desarrollar un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) modular, escalable, llave en mano ya escala de servicios públicos.

Imagen: Australian Vanadium Limited

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La filial VSUN Energy de AVL, con sede en Perth, ha comenzado la fase de diseño de un BESS de flujo de vanadio llamado Proyecto Lumina, que es competitivo en costos y crea un mercado para la producción de óxido de vanadio de AVL.

En esta segunda fase del proyecto, VSUN desarrollará un diseño detallado y listo para la construcción horas y una estrategia de entrega para VFB BESS modular, comercial, “llave en mano” y de escala comercial de 100 MW con duraciones de cuatro y ocho.

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Aunque los defectos locales en la perovskita a base de cloruro y yoduro son difíciles de evitar debido a la migración de iones, un grupo de científicos ha encontrado ahora una manera de pasivarlos. Utilizaron diferentes combinaciones de cloruro de 4-clorobencilamonio y bromuro de 4-clorobencilamonio encima de la capa de transporte de agujeros y alcanzaron una mejora de hasta el 15 % en la eficiencia.

Investigadores de Australia Universidad de Nueva Gales del Sur (UNSW) Sídney han introducido una nueva estrategia de pasivación de defectos para la perovskita a base de cloruro y yoduro. El autor correspondiente Ashraful Hossain Howlader dijo revistapv que el nuevo enfoque mejora la eficiencia de la celda en aproximadamente un 15%, en comparación con una muestra de control, al mismo tiempo que la hace más estable ambientalmente.

«A pesar de las prometedoras propiedades optoelectrónicas, es un hecho que la migración de iones es inevitable en las células solares de perovskita a base de cloruro y yoduro debido a un desajuste de radio entre el cloro y el yodo», explicaron Howlader y su equipo en el artículo. «Pueden producirse defectos locales como vacantes atómicas o acumulación de átomos debido a la migración de iones en una película delgada de perovskita a base de cloruro y yoduro».

La capa de perovskita activa en cuestión está hecha de 60% de formamidiunio (FA) y 40% de metilamonio (MA), con 10% de cloro (Cl) y 90% de yodo (I) utilizados como concentraciones de haluro, para una Fórmula final de FA0.6MA0. .4PbI2.7Cl0.3.

Debajo de la capa activa, hay una capa de transporte de electrones (ETL) de óxido de estaño (SnoO2) depositada sobre óxido de indio y estaño (ITO) que funciona como electrodo frontal. Se deposita una capa de transporte de huecos (HTL) encima del absorbente a base de un material de perovskita conocido como 2,2′,7,7′-Tetrakis-(N,N-di-4-metoxifenilamino)-9,9 ′- espirobifluoreno. Se utilizó Spiro-OMeTAD para la capa de transporte de huecos (HTL) y se depositó plata (Ag) como electrodo posterior.

“De nuestro publicación anteriorencontramos un fenómeno único de autoformación de tes(II) cloruro (SnCl2) entre la interfaz de perovskita cloruro-yoduro y cloruro de estaño (II) (SnO2) ETL”, explicaron los académicos. “Durante el proceso de autoformación, los iones Sn2+ de ETL y los iones Cl- de perovskita migran hacia la interfaz enterrada. Al mismo tiempo, encontramos que los iones migran hacia la interfaz opuesta. A partir de este fenómeno, es obvio que la mayor parte de la película delgada de perovskita de cloruro y yoduro carece de iones Cl- e I-. Por lo tanto, necesitamos pasivar la mayor parte de la película delgada de perovskita de cloruro y yoduro con halógenos. Al mismo tiempo, también necesitamos pasivar la interfaz perovskita/HTL”.

(a) Curvas características de densidad de corriente-voltaje (b) Eficiencia cuántica externa (EQE) de las muestras

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(a) Curvas características de densidad de corriente-voltaje (b) Eficiencia cuántica externa (EQE) de las muestras

Imagen: UNSW Sydney, Energía Solar, CC BY 4.0

Para resolver este problema de creación de defectos, el grupo depositó dos pasivadores conocidos como cloruro de 4-clorobencilamonio (Cl) y bromuro de 4-clorobencilamonio (Br) encima del HTL. Probaron tres combinaciones de los dos: 50% Cl y 50% Br; 75 % Cl y 25 % Br; y 100 % Cl y 0 % Br – en la estructura celular mencionada anteriormente y en comparación con un control sin ningún pasivador.

Se descubrió que el 75 % Cl y el 25 % Br eran los de mejor rendimiento, con una eficiencia de conversión de energía (PCE) del 21 % en la celda campeona, en comparación con el 18,31 % de la celda de control. La celda de 75 % Cl y 25 % Br mostró un voltaje de circuito abierto (Voc) de 1,12 V, una densidad de corriente de cortocircuito (Jsc) de 25,69 mA/cm2 y un factor de llenado (FF) de 72,78 %. La celda controlada funcionó con 1,06 V, 24,37 mA/cm2 y 70,91%, respectivamente.

El PCE de la celda campeona con 50% Cl y 50% Br fue del 19,81%, mientras que fue del 19,23% en el caso de 100% Cl y 0% Br. El primero tenía un Voc de 1,12 V, un Jsc de 24,61 mA/cm2 y un FF de 71,80%, mientras que el segundo tenía 1,07 V, 24,67 mA/cm2 y 72,65%. , respectivamente.

“Cuando comparamos la estabilidad entre dos de nuestras células (control y campeona), las muestras se prueban sin encapsulación. Descubrimos que el PCE de la celda de control puede retener alrededor del 78% y la celda campeona alrededor del 88% de sus eficiencias iniciales después de aproximadamente 672 horas”, añadió el grupo científico. «Esto se debe a los cationes orgánicos voluminosos en la interfaz de perovskita/HTL, que protege la humedad».

Los resultados fueron presentados en “Defectos de pasivación en celda solar de perovskita de yoduro de cloruro con haluros de clorobencilamonio”, publicado en energia solar.

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Los operadores de red holandeses TenneT, Enexis, Liander y Stedin dicen que un mayor uso de “contratos de limitación de capacidad” entre los operadores de energía renovable podría liberar alrededor de 880 MW de capacidad adicional de la red. Los contratos son otorgados por proveedores de servicios de congestión (CSP), que actúan como intermediarios en los Países Bajos.

Imagen: Vysotsky, Wikimedia Commons

Operadores de holandeses rojos Tennet, Enexis, liandery Stedin publicó informes esta semana sobre la capacidad disponible de la red, siguiendo los nuevos requisitos de la Autoridad de Consumidores y Mercados de los Países Bajos (ACM).

«Los resultados de los estudios de congestión realizados por los operadores de redes regionales prácticamente no proporcionan capacidad de red adicional», dijeron las empresas en un comunicado. «En Groningen, Drenthe, Overijssel, Brabante Septentrional y Limburgo no se ha encontrado capacidad adicional».

Sin embargo, los operadores identificaron 880 MW de capacidad adicional en Noordoostpolder, Frisia, Flevopolder, Gelderland, Utrecht y Limburgo, si los clientes de esas regiones aceptan utilizar «contratos de limitación de capacidad(CLC).

Los CLC permiten un uso más eficiente de la red al solicitar a los proyectos solares que reduzcan la inyección de electricidad en las horas punta, con una compensación proporcionada. Los proveedores de servicios de congestión (CSP) actúan como intermediarios para optimizar el espacio de la red.

Las normas actuales permiten a los operadores de la red negociar acuerdos de reducción de picos. Enexis recibió el premio primer contrato de este tipo a un operador de una instalación fotovoltaica en noviembre de 2023.

Los Países Bajos necesitan abordar urgentemente las limitaciones de la red, ya que los altos volúmenes de capacidad solar se implementará en los próximos años.

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Investigadores polacos han evaluado cómo afecta el rendimiento del vidrio texturizado utilizado como cubierta frontal de paneles fotovoltaicos integrados en edificios. Han descubierto que el rendimiento energético podría ser hasta un 5 % menor en comparación con los módulos basados ​​en vidrio convencional, con parámetros de reflexión de hasta un 88 % en la región visible.

Científicos de la Universidad Católica Juan Pablo II de Lublin, Polonia, han analizado los parámetros ópticos y eléctricos del vidrio texturizado en la construcción de sistemas fotovoltaicos integrados (BIPV) y han descubierto que este tipo de vidrio puede afectar considerablemente a la generación de energía fotovoltaica. y aumentar la reflexión de la luz.

«En el caso de instalaciones en espacios urbanos, un parámetro importante es el bajo valor de reflexión y, en consecuencia, la reducción de los reflejos de la luz que pueden cegar a los conductores», afirmó el autor principal del estudio, Paweł Kwaśnicki. «Dado que BIPV se está volviendo cada vez más popular, amplía el alcance de la instalación en fachadas, paredes de edificios y varios tipos de acristalamiento, sus aspectos estéticos se convierten en uno de los parámetros clave».

Los vidrios texturizados se fabrican calentando láminas de vidrio, ablandándolas y luego pasándolas entre rodillos grabados. Para su investigación, los académicos utilizaron dos láminas de vidrio texturizado disponibles comercialmente. La primera muestra tenía una topografía de superficie con diferencias de altura de 45 μm, mientras que la segunda muestra estaba en el rango de 10 μm. La muestra 1 tenía un patrón regular, con rasgos de 400 μm de diámetro, mientras que en el caso de la muestra 2, el patrón era irregular, con objetos que oscilaban entre 50 μm y más de 1 mm.

En total, se construyeron tres módulos: uno con la muestra 1, el otro con la muestra 2 y el último con vidrio transparente de referencia. En todos los casos se colocó una lámina laminada entre el vidrio y la celda, que encapsulada medía 2,89 W. El factor de llenado de la celda desnuda se midió en 71%, su voltaje de circuito abierto en 0,699 V y su corriente de cortocircuito en 5,83 A.

«Según el cálculo, el valor de absorbancia solar directa para la muestra de referencia fue casi 13 y 5 veces menor que el de las muestras 1 y 2, respectivamente», dijeron los investigadores. “Para ambas muestras texturizadas, la transmitancia fue significativamente menor en la región del infrarrojo cercano (NIR) que en el vidrio de referencia. Además, para la muestra con un patrón de superficie regular (muestra 1), se observará una transmitancia ligeramente menor en la región infrarroja (IR) en comparación con la no regular (muestra 2). Se midió una reflexión significativamente menor en la región de luz visible (VIS): 8,5 veces menor para la muestra 1 y 1,6 veces menor para la muestra 2”.

En cuanto al rendimiento eléctrico, la celda de referencia midió una potencia máxima de 2,86 W; la muestra 1 tenía 2,79 W y la muestra 2 tenía 2,74 W. El factor de llenado, el voltaje de circuito abierto y la corriente de cortocircuito para el módulo de referencia fueron 72,4 %, 0,73 V y 5,425 A, respectivamente. La muestra 1 tenía 72,9 %, 0,727 V ​​y 5,27 A, mientras que la muestra 2 tenía 73,2 %, 0,728 V y 5,143 A.

El análisis mostró que el rendimiento energético en los módulos que utilizan vidrio texturizado podría ser hasta un 5 % menor en comparación con los módulos basados ​​en vidrio convencional, con parámetros de reflexión de hasta un 88 % en la región VIS.

«Dado que la radiación infrarroja tiene varios efectos negativos en las células fotovoltaicas de silicio, incluida una absorción limitada de energía, efectos térmicos que reducen la eficiencia, limitaciones de material y pérdidas ópticas debido a la recombinación de portadores, la aplicación de vidrio texturizado en módulos fotovoltaicos es rentable», concluyó el académico.» Además, la exposición prolongada a la radiación IR puede acelerar la degradación del material, lo que afecta la estabilidad y la vida útil de los módulos fotovoltaicos”.

Sus hallazgos fueron presentados en “Vidrio texturizado en la aplicación de la fotovoltaica arquitectónica”, publicado en Ingeniería y tecnología más limpias. Además de la Universidad Católica Juan Pablo II de Lublin, Kwaśnicki está afiliada al proveedor fotovoltaico polaco Sistema de aprendizaje automático.

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El ministro correspondiente ha promulgado un decreto que permitirá al operador del sistema de transmisión de electricidad (TSO), Terna, realizar ejercicios de contratación, posiblemente ya en el primer semestre de 2025.

El ministro de Energía italiano, Gilberto Pichetto Fratin

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El ministro de Energía italiano, Gilberto Pichetto Fratin

Imagen: MASÉ

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El ministro italiano de Medio Ambiente y Seguridad Energética, Gilberto Pichetto, emitió un decreto que aprueba la creación de un sistema centralizado de almacenamiento de electricidad.

Después de que la Comisión Europea aprobara los aviones presentados por Italia en diciembre de 2023, la firma de Pichetto permitirá al TSO eléctrico Terna organizar licitaciones para adquirir capacidad de almacenamiento de energía.

El ministerio escribió: «La medida que permitirá a Terna iniciar los procedimientos de adquisición entra en la fase operativa, con una primera subasta destinada a sistemas de almacenamiento electroquímico que se celebrará ya en el primer semestre de 2025».

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