Convalt Energy, con sede en Estados Unidos, firmó un memorando de entendimiento con el Ministerio de Agua y Energía de Chad para tres plantas solares comunitarias por un total de 3 MW, junto con 1,5 MWh de almacenamiento de baterías.

Imagen: Michael Wilson, Unsplash

Convalt Energy construirá tres plantas solares comunitarias con almacenamiento de baterías en Chad.

La empresa con sede en Nueva York firmó un memorando de entendimiento con el Ministerio de Agua y Energía de Chad para la construcción de los proyectos.

Las plantas se construirán en las ciudades de Lai, Bongor y Moundou. Tendrán una capacidad combinada de 3 MW de energía solar más 1,5 MWh de sistemas de almacenamiento en baterías.

El Ministerio de Agua y Energía de Chad dijo en un comunicado que los proyectos representan «otra etapa en el fortalecimiento de las capacidades de producción de energía eléctrica del país frente a la demanda cada vez mayor de la población».

Chad tenía 2 MW de capacidad solar instalados a finales de 2023, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Según el sitio web de Convalt Energy, la empresa se encuentra ahora en las últimas etapas de desarrollo de una planta solar de 120 MW para la capital nacional, Yamena. El sitio web indica que la construcción comenzará en el segundo trimestre de 2025, con las operaciones comerciales previstas para el año siguiente.

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La Agencia de Ferrocarriles de Pasajeros de Sudáfrica (PRASA) ha abierto una licitación de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) para instalaciones solares en sus sitios en todo el país. La fecha límite para las manifestaciones de interés es el 21 de enero de 2025.

Imagen: Benjamín Jopen, Unsplash

AAA, empresa estatal responsable de la mayoría de los servicios ferroviarios de pasajeros en Sudáfricaha iniciado una licitación EPC para instalaciones solares.

Los sistemas solares se ubicarán en sitios identificados por la AAA y se desarrollarán según un modelo de construcción, operación y transferencia. Las instalaciones se desarrollarán como conjuntos de cubierta o marquesina.

El proyecto planea proporcionar un suministro ininterrumpido de energía a los sitios de AAA, mientras vende el exceso de energía a terceros.

El 10 de diciembre se llevará a cabo una sesión informativa obligatoria. Las expresiones de interés pueden enviarse por correo hasta el 21 de enero de 2025.

En noviembre, la autoridad fiscal de Sudáfrica abrió una licitación para la ingeniería, diseño e instalación de sistemas de paneles solares en sus oficinas en todo el país. La fecha límite para las solicitudes es el 9 de diciembre.

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Investigadores europeos han dicho revistapv que los costos de producción de hidrógeno a menudo se subestiman en los estudios de prefactibilidad, mientras que las autoridades surcoreanas han informado de un aumento en los acuerdos para proyectos de consumo de hidrógeno a gran escala.

Imagen: revista pv

investigadores europeos han concluido que confiar en datos simulados en lugar de datos medidos puede subestimar los costos de producción de hidrógeno en un 36% para los usuarios que requieren un suministro constante, siendo las subestimaciones promedio de alrededor del 20% las más severas en climas nublados. “La diferencia es mayor en climas nublados porque, en el momento de la publicación, las herramientas de simulación de código abierto que utilizan datos satelitales tienen algunas dificultades para estimar la producción de energía solar fotovoltaica cuando hay una capa de nubes.”, dijo el investigador Nicolás Jean Bernard Campion pv revista. «Eso puede deberse a la menor resolución temporal del conjunto de datos de reanálisis de satélites, pero también a errores inherentes provenientes de un modelado de nubes inexactos en estos conjuntos de datos». Los investigadores dijeron en un nuevo informar es Reseñas de energías renovables y sostenibles que su modelo tecnoeconómico de optimización estima los costos de producción de combustible electrónico teniendo en cuenta la inversión óptima y las operaciones del sistema por horas. Su objetivo es mejorar las evaluaciones del hidrógeno verde abordando las discrepancias entre los perfiles de energía solar medidos y simulados. El equipo también ha lanzado un repositorio colaborativo de código abierto compartir perfiles medidos de energía renovable y proporcionar herramientas para el análisis de series temporales y evaluaciones tecnoeconómicas del hidrógeno verde. Campion dijo que la herramienta y los datos mejorarán los estudios de prefactibilidad y la selección de ubicaciones.

remate se ha asociado con aramco en virtud de un acuerdo de desarrollo conjunto para producir hidrógeno azul en la planta de recuperación de NGL Shaybah de Aramco en Arabia Saudita. La colaboración utilizará la tecnología de membranas de aleación de paladio de Aramco para producir hidrógeno con bajas emisiones de carbono y al mismo tiempo capturar CO2, según un comunicado de Topsoe, con sede en Dinamarca.

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El minorista suizo Lehner Versand genera el 24,5% de las necesidades energéticas de sus edificios gracias a un proyecto de renovación que agregó 109 kW de capacidad de energía solar fotovoltaica a su fachada. El conjunto fotovoltaico tiene un efecto de lentejuelas, posible gracias a módulos de vidrio serigrafiados y una novedosa subestructura de muro cortina.

El director de proyectos solares suizo, Felix & Co Windgate, añadió 109 kW de capacidad fotovoltaica integrada en edificios (BIPV) a la fachada de una propiedad del minorista suizo Lehner Versand, como parte de un proyecto de renovación más amplio que aumentó la altura del edificio en 12 metros.

La ampliación supuso 866 m2 de módulos de vidrio coloreado serigrafiado suministrados por Ertec Solarun fabricante de módulos austriaco. La nueva fachada solar activa tiene una apariencia de lentejuelas gracias a la subestructura del muro cortina y los paneles de vidrio de colores. “Al incorporar diferentes inclinaciones en los elementos de la fachada, la envolvente del edificio está elegantemente diseñada. Esto también crea un juego estético de luces, dando a la estructura una vitalidad natural y una rica coloración”, dijo un portavoz de Windgate. revistapv.

El edificio ya contaba con una planta en cubierta con paneles solares de silicio convencional, que combinado con la nueva instalación ahora proporciona 114.560 kWh anuales, cubriendo el 24,5% de las necesidades del edificio, según un comunicado del Premio Solar Suizo 2024.

Según el portavoz de Windgate, existen beneficios prácticos para este tipo de instalación que incluye módulos instalados en las fachadas orientadas al sur, este y oeste, especialmente en invierno. “En general, el rendimiento energético de los sistemas de fachada es menor que el de las instalaciones en tejados debido al ángulo de incidencia de la luz solar menos favorable en comparación con los módulos fotovoltaicos en el tejado. Sin embargo, hay una ventaja significativa: los ángulos de luz solar más bajos durante el invierno se aprovechan de manera más efectiva, lo que mejora la confiabilidad del suministro de energía en invierno y aumenta el autoconsumo”, dijeron.

El equipo del proyecto logró el efecto de lentejuelas variando la dirección de inclinación de los módulos instalados en la subestructura del muro cortina. Fue una solución desarrollada, diseñada y fabricada por Ecolite, una empresa suiza de materiales de construcción. Los soportes, que sostienen los paneles en cuatro ángulos diferentes, se entregaron como subestructuras premontadas y se fijaron in situ a los tramos de acero.

“Nuestra tarea era adaptar un sistema de suspensión existente a los requisitos del proyecto de Lehner Versand de tal manera que se pudiera salvar los grandes claros entre las vigas de acero verticales de la ampliación y luego se pudiera montar la suspensión para los módulos fotovoltaicos inclinados. correctamente en términos de dilatación y estática”, dijo Samuel Bregenzer, fundador y gerente de Ecolite. revistapv.

El proyecto recibió recientemente el premio Schweizer Solarpreis 2024 en la categoría de rehabilitación de edificios.

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Una serie de estudios longitudinales de tres sitios de polinizadores solares en Minnesota han demostrado evidencia de praderas nativas que crecen bajo paneles solares, proporcionando beneficios para el suelo y hábitat para la vida silvestre y los polinizadores.

Investigación dirigida por el Departamento de Energía de EE.UU. Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) ha recopilado datos sobre las interacciones entre el hábitat, los polinizadores, el suelo y la producción de energía solar en tres proyectos solares a gran escala en Minnesota.

El equipo de Prácticas solares innovadoras integradas con economías y ecosistemas rurales (InSPIRE) del NREL ha realizado investigaciones en los tres sitios durante los últimos seis años, en lo que el laboratorio dice que es la evaluación más completa y de mayor duración de las interacciones entre la energía solar, el suelo, el hábitat y polinizadores hasta la fecha.

Los hallazgos se presentan en tres estudios, Beneficios ambientales colaterales del mantenimiento de la vegetación nativa con la infraestructura solar fotovoltaica”, disponible en El futuro de la Tierra, Si lo construyes, ¿vendrán? Respuestas de la comunidad de insectos al establecimiento de hábitat en instalaciones de energía solar en Minnesota, EE.UU. UU.”, disponible en Cartas de investigación ambiental y «Pequeña pradera debajo del panel: prueba del establecimiento de una mezcla de semillas en el hábitat de polinizadores nativos en tres sitios solares a escala de servicios públicos en Minnesota”, disponible en Comunicaciones de investigación ambiental.

Las tres instalaciones solares estudiadas en los artículos son los sitios solares de Chisago, Atwater y Eastwood, que forman parte del proyecto solar Aurora, propiedad de Enel Green Power y ubicada en el área de Minneapolis y sus alrededores. NREL dice que estos sitios de polinizadores solares son los primeros proyectos solares comerciales a escala de servicios públicos en los EE.UU. UU. que presentan una investigación exhaustiva sobre ecovoltaica.

La investigación encontró que las actividades de restauración de las praderas pueden ocurrir debajo de los paneles solares. Una vez que se descubrió la vegetación de la pradera, se observó que los polinizadores utilizaban el sitio tanto como tierras dedicadas a la conservación, y la evidencia apunta hacia una mayor abundancia y diversidad tanto de la vegetación como de los polinizadores bajo los paneles solares.

Después de la construcción del parque solar, se necesitaron de tres a cuatro años para que la vegetación de la pradera se estableciera por completo, y algunas especies no aparecieron hasta los años cinco y seis.

Se descubrió que plantar hábitat de polinizadores y vegetación nativa mitiga parte del daño ambiental causado al suelo y al hábitat cuando se construyen instalaciones solares y, eventualmente, puede proteger el suelo de la erosión futura, agrega la investigación, pero también advierte que puede llevar mucho tiempo restaurarlo. suelo después del daño causado por la producción intensiva de maíz y soja. NREL dice que el impacto general de las actividades de restauración del suelo en estos sitios no estará claro en los próximos años.

Los investigadores también observaron poco o ningún impacto en la generación anual de electricidad en todos los sitios. Si bien se registró que los hábitats nativos disminuyeron las temperaturas de los módulos fotovoltaicos en comparación con el suelo base, no se encontró que esto aumentara la producción de electricidad.

NREL dice que este hallazgo contradice los estudios realizados en otras regiones, lo que sugiere que la interacción microclimática entre los paneles fotovoltaicos, el suelo y la vegetación no es consistente en los diferentes paisajes y climas. «Uno de los resultados más importantes de esta investigación es que necesitamos estudiar más sitios», dijo el investigador de agrovoltaica del NREL, Chong Seok Choi. “Por ejemplo, el clima específico del sitio (la cantidad de humedad que hay en el aire, por ejemplo) puede afectar si el enfriamiento que observamos en el hábitat nativo puede conducir a una mayor eficiencia fotovoltaica. Todavía queda mucho trabajo por hacer”.

Los tres estudios fueron financiados por la Oficina de Tecnologías de Energía Solar del Departamento de Energía de EE.UU. UU. y realizados por NREL y Laboratorio Nacional de Argonnejunto con socios de investigación de la Universidad de Minnesota y la Universidad de Temple y profesionales de MNL, anteriormente Minnesota Native Landscapes.

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Delaware revista pv 11/2024

Dado que las energías renovables representan una proporción mayor en la combinación energética de una región, la gestión de la red puede convertirse en un desafío. Sin embargo, con el enfoque correcto, la energía solar y las baterías pueden servir para respaldar redes eléctricas resilientes. Ésa es la premisa de un proyecto dirigido por el grupo de expertos estadounidense Rocky Mountain Institute (RMI).

Con las empresas de servicios públicos en muchas naciones del África subsahariana paralizadas por la deuda y sin poder financiar mejoras de infraestructura vitales, la opinión generalizada es que la energía solar barata e in situ será la sentencia de muerte para el modelo de electricidad grande, centralizado. ya menudo de propiedad estatal. generación y distribución.

Sin embargo, RMI y el instalador solar C&I con sede en Lagos, Nigeria, Daystar Power, han formulado un enfoque que, según afirman, puede permitir a las empresas solares y eléctricas trabajar juntas para implementar más energía fotovoltaica mientras mejoran las redes eléctricas.

La idea es que los instaladores de energía solar, incluido Daystar, paguen por modestas actualizaciones de la red para atraer a los usuarios de energía C&I a la red y beneficiarse de un suministro de electricidad más confiable.

El creciente costo del diésel en Nigeria, donde se está poniendo a prueba el proyecto, permitirá a las empresas de servicios públicos cobrar una prima suficiente para financiar el pago de la compañía solar por esas actualizaciones de la red y al mismo tiempo ofrecer ahorros –y un suministro mucho más confiable– a los clientes. La energía solar será generada y consumida por los clientes de C&I en el sitio, y la red intervendrá como proveedor fuera del horario de generación solar, respaldada por almacenamiento de baterías y diésel.

Gran ambición

En marzo de 2024, Daystar y RMI dijeron que habían identificado 20 empresas que podrían beneficiarse, la primera de las cuales podría tener energía limpia en 2024, mientras que la implementación de un programa en Nigeria podría permitir el despliegue de 3,3 GW de nueva Capacidad solar para 2030.

revistapv habló con Daystar Power y un representante de una de las tres empresas de servicios públicos que están a bordo para preguntar si el enfoque propuesto de «ganar-ganar-ganar» podría ofrecer esperanza a las compañías eléctricas en dificultades.

Sobre la cuestión de cuántas nuevas capacidades de generación diésel se prevé en el marco del plan, el comunicado de prensa emitido por Daystar y el RMI hablaba de «la transición de generadores alimentados con diésel a sistemas solares habilitados por servicios públicos con almacenamiento de batería de respaldo», con sólo una breve mencióne al final que se seguirían utilizando generadores diésel de respaldo.

El estudio completo de 157 páginas preparado por el RMI –y financiado por la Agencia de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos (USTDA, por sus siglas en inglés), que promueve los intereses comerciales de Estados Unidos en el extranjero– detalla cantidad de capacidad de diésel se necesitará para garantizar un suministro suficiente de electricidad durante los períodos sin electricidad. Horas de generación solar.

Las primeras 20 empresas a las que se dirige el programa recibirían 14 MW de capacidad de generador diésel, y todas menos una desplegarían nuevos equipos, tal vez de Caterpillar y Cummins, con sede en Estados Unidos. Eso se compara con 27,2 MW nuevos sistemas solares y 20,2 MWh de sistemas de baterías de plomo-ácido.

Amplíe eso hasta los 3,3 GW sugeridos de nueva energía solar que el RMI prevé instalar para 2030 y el enfoque liderado por las empresas de servicios públicos podría implicar 1,7 GW de capacidad, en su mayoría nuevos grupos electrógenos diésel.

Dependencia del diésel

“En Nigeria – no hablaré por [all of] África: dependemos mucho del diésel”, afirmó Victor Ezenwoko, director nacional de Daystar para Nigeria y Ghana. “El tamaño del generador debe ser lo suficientemente grande como para intervenir si todo lo demás falla. Eso no significa necesariamente que vayas a usarlo siempre, a diferencia de la energía solar, que se usará todos los días tanto como sea posible. Por ejemplo, algunas empresas [under the new system] Podríamos utilizar el generador seis horas, o incluso dos horas al día en lugar de las 24 horas actuales”.

Con la adquisición de Daystar por la importante petrolera Shell en 2022, es fácil ser cínico sobre el papel del diésel en los sistemas de generación híbrida propuestos, especialmente porque Shell refina su petróleo crudo marino para convertirlo en diésel en Nigeria, mientras intenta vender sus operaciones. terrestres a compradores locales, en un acuerdo que podría alcanzar un valor estimado de 2.400 millones de dólares.

Omosede Imohe, líder de recursos energéticos distribuidos en Abuja Electricity Distribution Co. (AEDC), respaldó el punto de Ezenwoko afirmando que la proporción entre energía solar, almacenamiento en baterías y diésel prevista es típica de Nigeria, que depende de los combustibles fósiles.

El diésel, dijo, es «tan caro ahora que los operadores ni siquiera quieren girarlo». [generators] encendido… La red es demasiado inestable para no tener algo [as backup]. Si todo va bien, ese generador diésel sólo debería funcionar unas pocas horas al mes. La única razón por la que hay tanto diésel en nuestro proyecto es porque la red es muy inestable”.

Sugiriendo que las personas sin acceso a electricidad confiable no deberían seguir sufriendo debido a la preocupación por el elemento generador de la iniciativa, Imohe dijo: «Con el tiempo, ese elemento diésel del proyecto debería ser mucho menor».

Clave de preocupaciones

Dado que Shell tiene una larga historia de participación como actor importante en la industria petrolera de Nigeria, Imohe (cuya función está financiada en parte por el RMI) se apresuró a señalar que el enfoque liderado por las empresas de servicios públicos para el despliegue de energía solar C&I no se beneficiaría únicamente de Daystar y que también participaría varios desarrolladores más pequeños.

“Es simplemente una forma innovadora de financiar [our operations]”, dijo. “Durante décadas se ha invertido poco en la red, en parte porque el gobierno no quería que las tarifas eléctricas reflejaran los costos del mercado. Desde la privatización [of electric utilities]las tarifas no han reflejado los costos”.

Para disipar las preocupaciones sobre la influencia que un enfoque de colaboración de este tipo podría dar a las empresas privadas sobre las empresas de servicios públicos anteriormente estatal (el gobierno todavía posee una participación del 40% en AEDC), Ezenwoko de Daystar dijo: “La clave es avanzar en el desarrollo. Las empresas de la red quieren expandirse y aumentar sus ingresos y esta asociación nos ayuda a lograrlo. Como ofrecemos un servicio con una tarifa única al cliente, el pago se vuelve mucho más sencillo”.

El estudio de RMI estimó que 17 de los primeros 20 clientes de C&I a los que se dirige el programa podrían ahorrar un promedio del 26% en sus facturas de energía con el enfoque de generación híbrida, a pesar de que el costo de la energía sería superior a los costos actuales de la red. Si bien muchas de las cifras del informe están redactadas, se menciona una tarifa combinada sugerida de 169 NGN (0,11 dólares)/kWh.

El proyecto es abierto sobre el hecho de que se requirió una prima para incorporar a las empresas de servicios públicos e incentivarlas a priorizar a los clientes de C&I que se benefician de la generación híbrida. Dado que redes como la de AEDC ya están en dificultades, puede parecer que los clientes fuera del plan RMI podrían sufrir aún más pero, como explicó Imohe, la renovación de las líneas eléctricas financiadas por Daystar beneficiará a todos los clientes conectados a la red.

ministro confiable

Imohe dijo que la empresa de servicios públicos podría haber financiado operaciones como reemplazar piezas en postes, recortar maleza y reemplazar los transformadores de los clientes. «El regulador nos exige que invirtamos en infraestructura todos los años», añadió. El representante de AEDC dijo que el atractivo del enfoque de RMI no era la inversión en infraestructura de red sino la naturaleza más confiable del suministro que ofrecen los sistemas solares y de almacenamiento.

“Estamos felices de hacerlo por los activos de generación y la promesa de electricidad 24 horas al día, 7 días a la semana, que no es [currently] posible en Nigeria”, dijo.

Empresas como el fabricante de muebles The Wood Factory, con sede en Abuja, el primer cliente que se inscribió en el proyecto RMI, han escuchado promesas sobre un mejor suministro de electricidad en el pasado. La diferencia esta vez es que si la compañía eléctrica no cumple con las horas no solares que promete, el contrato trilateral firmado con Daystar y la empresa de servicios públicos volverá a ser un acuerdo entre el instalador y el cliente, y AEDC y sus pares tendrán que pagar cualquier deuda pendiente. dinero adeudado por el trabajo de la red.

Cuando se le preguntó si el programa podría efectivamente hacer que las empresas de servicios públicos con problemas de liquidez quedaran en el frío, Imohe dijo que el proyecto ofrecía la oportunidad para que AEDC recuperara a los clientes insatisfechos, incluido The Wood Factory, que se había desconectado de la red en favor del diésel. Y añadió: «No vamos a hacer esto para todos nuestros clientes de C&I, sólo para aquellos que tienen necesidades eléctricas particulares».

Ezenwoko dijo: “Sin querer parecer demasiado competitivo, Daystar ha estado haciendo nuestro negocio durante siete años. Podemos hacerlo por nuestra cuenta… El punto con esto es ver cómo podemos trabajar juntos, en lugar de vernos como un adversario. El enemigo común es el generador diésel, ¿verdad? La cláusula del contrato trilateral a bilateral, agregó, “está destinada a mantener a todos alerta”.

riesgo de divisas

El elefante en la habitación del estudio RMI es el espectro aparentemente siempre presente, en África, de la inestabilidad política. Después de ser elegido presidente de Nigeria en mayo de 2023, Bola Tinubu abandonó el banco central el poder de fijar el tipo de cambio de la moneda nacional, el naira, en favor de un tipo de cambio basado en el mercado.

Si el equipo solar de Daystar proviene de los Estados Unidos – como prevé la USTDA – ese cambio podría agregar un 40% a los costos de actualización de la red del instalador y podría aumentar el costo de la electricidad generada para los clientes de C&I en un 27%.

Sin embargo, la energía suministrada será competitiva frente a la generada con diésel, afirmó Ezenwoko.

«Es la realidad del entorno en el que trabajamos y vivimos», dijo. “La forma de verlo es: ¿cuál es la alternativa? El diésel tiene una relación directa con el tipo de cambio y la mayoría de los contratos de gas se basan en dólares estadounidenses. No importa la cantidad de energía utilizada, estarás expuesto al riesgo de divisas. Siempre existe el riesgo de la diferencia. [in currency values] subiendo y el proyecto encareciendo. En general, seguirá siendo más barata que otras fuentes de energía”.

Es probable que la conexión de los primeros 20 clientes esté completa en 2025. Sin embargo, una de las tres empresas de servicios públicos inicialmente contratadas por RMI aparentemente ya no está interesada, y el extenso informe dedicó solo dos páginas a los impactos ambientales y sociales. del proyecto. Es evidente que todavía quedan desafíos por delante para un plan destinado a incorporar los servicios públicos tradicionales (y el diésel) a la transición energética de África.

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El Departamento de Energía de Estados Unidos ha revelado planes para asignar hasta 1.200 millones de dólares para un centro de hidrógeno en Texas y la Costa del Golfo y hasta 1.000 millones de dólares para un proyecto similar que abarca Illinois, Indiana, Iowa y Michigan.

El Departamento de Energía de EE.UU. (DoE) ha anunciado hasta 2.200 millones de dólares para dos Centros Regionales de Hidrógeno Limpio (H2Hubs): el Centro de Hidrógeno HyVelocity Gulf Coast en Texas y la Costa del Golfo, y la Alianza del Medio Oeste para el Centro de Hidrógeno Limpio (MachH2 ) en Illinois, Indiana, Iowa. y Michigan. Dijo que asignará hasta 1.200 millones de dólares para HyVelocity y hasta 1.000 millones de dólares para MachH2. «Estos premios siguen a tres H2Hubs previamente otorgados y, en conjunto, ayudarán a impulsar la inversión del sector privado en hidrógeno limpio, encaminando a la nación hacia el logro de objetivos críticos de descarbonización a largo plazo». dicho el Gama. GTI administra HyVelocity Hub, patrocinado por AES, Air Liquide, Chevron, ExxonMobil, MHI Hydrogen Infrastructure y Ørsted. El centro MachH2 consta de ocho proyectos liderados por nueve receptores secundarios, incluidos Air Liquide y BP.

El Laboratorio Nacional de Los Álamos (LANL) y el DoE han emitido un llamado a socios de comercialización para acelerar el desarrollo del mercado de tecnologías de pilas de combustible de hidrógeno. El Departamento de Energía dicho La iniciativa tiene como objetivo aprovechar su Acuerdo de Investigación y Desarrollo Cooperativo Lab Innovator 2.0 (L’Innovator 2.0) para trasladar las innovaciones de LANL, con el apoyo de la Oficina de Tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible, al mercado comercial.

Hidrógeno Europa y H2 Chile acordaron desarrollar nuevas oportunidades comerciales entre la Unión Europea y Chile. Hidrógeno Europa dicho La asociación tiene como objetivo facilitar los intercambios entre industrias y entre los sectores público y privado, centrándose en los marcos regulatorios, el comercio, la financiación y las mejores prácticas en investigación e innovación, desarrollo de habilidades y creación de valor.

aire liquido dijo que invertirá 50 millones de euros (52 millones de dólares) en una nueva cadena de suministro de envasado y entrega de hidrógeno en la cuenca industrial de Normandía en Francia. El nuevo sitio recibirá hidrógeno renovable del electrolizador Normand’Hy de 200 MW de Air Liquide, actualmente en construcción. la empresa francesa dicho destinará aproximadamente una cuarta parte de la capacidad del electrolizador al transporte descarbonizado a lo largo del eje del Sena, mientras que la capacidad restante atenderá a los clientes de la cuenca industrial de Normandía, incluidos Refinería de TotalEnergies en Gonfreville, Francia.

céntrico y Consultoría FTI dijo en una nueva informar que un futuro sistema energético del Reino Unido sin un mercado de hidrógeno dejaría al país vulnerable a grandes fluctuaciones en la generación de electricidad renovable, sin alternativas para abordar los déficits o excedentes. El informe también encontró que el almacenamiento de hidrógeno a gran escala podría reducir los costos de energía para los consumidores en hasta mil millones de libras esterlinas (1.3 mil millones de dólares) por año para 2050, lo que requeriría tanto cavernas de sal como campos de gases agotados. Centrica colaboró ​​recientemente en un documento técnico con Bosch y Ceres, pidiendo más apoyo para el mercado del hidrógeno.

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Gabón ha inaugurado su primera planta solar a escala comercial, la más grande de África Central. El promotor Solen SA Gabón ha dicho que pretende ampliar la capacidad del proyecto Ayémé a 30 MW para alimentar a más de 300.000 hogares.

Imagen: Andreas Trol, Pixabay

Gabón ha inaugurado su primer proyecto solar a escala comercial. La planta fotovoltaica de Ayémé está situada en la zona de Plaine-Ayeme, en el noroeste de Gabón, a unos 30 km de la capital del país, Libreville.

Solen SA Gabón, filial de Solen Renewable Dubai, construyó y opera el proyecto, con una capacidad inicial de 11 MW, según el medio local. la union.

Según se informa, la compañía dijo que pretende ampliar la instalación a 30 MW en virtud de un acuerdo de compra de energía (PPA) con la empresa estatal Société d’Energie et d’Eau du Gabon (SEEG). Se espera que el proyecto proporcione energía a 300.000 hogares y cree 150 puestos de trabajo directos.

La planta, anunciada en 2021, enfrentó retrasos y reducciones en la financiación después de que comenzara la construcción en agosto de 2022. Inicialmente planificada como un proyecto de 120 MW dividido en dos fases de 60 MW, se reducción durante el desarrollo.

En la inauguración, el presidente Brice Oligui Nguema destacó el proyecto como símbolo del compromiso de la nación con el desarrollo sostenible y la acción climática.

«De hecho, se trata de un hito importante en la producción y distribución de electricidad limpia, sostenible y moderna, lo que ilustra el compromiso de nuestro país para mejorar el acceso a la energía y la lucha contra el cambio climático», afirmó.

La combinación eléctrica de Gabón depende actualmente de la energía hidroeléctrica (47,7%), el gas natural (35%), el petróleo (16,9%) y los biocombustibles (0,3%), según la Agencia Internacional de Energía. (AIE).

El país informó sólo 1 MW de capacidad solar instalada a finales de 2022, sin cambios desde 2021, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

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La Comisión Europea, Austria, Lituania y España han anunciado nuevas medidas de apoyo financiero para el desarrollo del hidrógeno renovable mientras la Unión Europea se prepara para la segunda subasta del Banco Europeo de Hidrógeno.

el Comisión EuropeaAustria, Lituania y España han anunciado nuevas ayudas financieras para el desarrollo del hidrógeno renovable. Los tres estados miembros participarán en el esquema de “subastas como servicio” como parte de la segunda subasta del Banco Europeo de Hidrógeno, lanzada el 3 de diciembre. “Además de los 1.200 millones de euros (1.300 millones de dólares) en financiación de la UE de En el Fondo de Innovación, los tres estados miembros de la UE desplegarán más de 700 millones de euros en fondos nacionales para apoyar proyectos de producción de hidrógeno. renovable. situado en sus paises» dicho el órgano ejecutivo europeo. «La financiación total movilizada por la subasta de hidrógeno renovable ascenderá, por tanto, a unos 2.000 millones de euros».

uniper ha seleccionado un Hidrógeno Eléctrico como su socio exclusivo para diseñar una planta de electrolizador PEM de 200 MW para el proyecto Green Wilhelmshaven en el norte de Alemania. Electric Hydrogen, que comenzó los trabajos preliminares de diseño de ingeniería inicial para el proyecto en octubre de 2024, explicó que la planta de producción funcionará junto con la cercana terminal de importación de hidrógeno. «Las plantas electrolizadoras de 100 MW de bajo coste de Hidrógeno Eléctrico están disponibles para su implementación en la Unión Europea en 2026». dicho la empresa estadounidense.

fuego solar Entregará 50 MW de capacidad de electrolizador a la planta de e-metano de Ren-Gas en Tampere, Finlandia. La empresa alemana dijo que la entrega del equipo constará de cinco módulos de electrólisis alcalina presurizada de 10 MW. Ren-Ga planea comenzar a construir en 2025 y espera operar comercialmente en 2027.

Casasjunto con los socios ABB, Equinor, Gassco y Yara Clean Ammonia, ha inaugurado oficialmente el proyecto HyPilot, una demostración en el campo de 1 Electrolizador PEM en contenedores de MW en la planta de procesamiento de gas de Kårstø en Rogaland, Noruega. Hystar obtuvo recientemente una subvención de 26 millones de euros del Fondo de Innovación de la UE para poder implementar su fábrica automatizada de GW, con una capacidad anual de 1,5 GW cuando la fábrica entra en funcionamiento en 2027. La capacidad de producción anual podría escalar a 4,5 GW para 2031, dijeron los socios.

flexiona tiene publicado un informe con Lhyfe y la Universidad de Estocolmo sobre el proyecto “BOxHy”, que sienta las bases para un proyecto piloto de inyección de oxígeno en alto mar de seis años de duración que se espera que se lance en unos meses. Lhyfe dijo en una nota enviada por correo electrónico que «los socios también acogen con satisfacción el creciente interés de los científicos, la industria y las instituciones en el importante problema de la «asfixia» (desoxigenación) de los océanos y la opción de la reoxigenación. «.

Ahora mismo ha lanzado un fluoroionómero producido con su nueva tecnología patentada sin fluorosurfactantes (NFS). “El nuevo grado está disponible comercialmente en todo el mundo y está destinado para su uso en aplicaciones seleccionadas relacionadas con el hidrógeno”, dijo el productor de materiales belga. En 2022, anunció aviones para fabricar casi el 100% de los fluoropolímeros sin fluorosurfactantes para 2026.

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Benin ha iniciado la construcción de la planta fotovoltaica Forsun de 25 MW, que se unirá a los proyectos Defisol y TTC para ampliar la capacidad total de la central solar Illoulofin a 75 MW. El gobierno dijo que el proyecto está respaldado por una inversión de 25,8 millones de dólares.

Sitio Forsun

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Sitio Forsun

Foto: Presidencia de Benín

El gobierno de Benin ha anunciado el inicio de la construcción de su central fotovoltaica Forsun de 25 MW.

Dijo en un comunicado que la nueva planta en la central solar de Illoulofin ampliará la capacidad total del sitio de 50 MW a 75 MW en tres conjuntos.

«El proyecto Forsun es el resultado de una fructífera cooperación con la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y la Unión Europea, que contribuyendo junto con el gobierno de Benín a una inversión total de casi 16.000 millones de XOF (25,8 millones de dólares )», dice el comunicado. «Esta infraestructura, ubicada en Illoulofin, municipio de Pobè en el departamento de Plateau, enriquece el mix energético de Benín con energías limpias y renovables, en consonancia con los objetivos de desarrollo sostenible».

mensualque es el primer proyecto de 25 MW de Illoulofin, se construyó en 2022. Toyota Tsusho está construyendo actualmente la segunda planta de 25 MW, TTC. Está previsto que esté en línea pronto.

«Aumentar la capacidad del sitio de Illoulofin a 75 MWp será suficiente para suministrar electricidad a millas de hogares», afirmó el gobierno. “Con estos proyectos y logros, Benin continúa trazando su camino hacia la independencia energética sostenible, combinando innovación, desarrollo económico y preservación del medio ambiente. Las centrales eléctricas en Illoulofin encarnan esta ambición y prometen marcar la historia energética del país”.

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