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.
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.
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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Investigadores portugueses afirman que las materias primas no son una gran preocupación para la cadena de suministro europea, mientras que Mibgas Derivatives y DH2 Energy han lanzado la primera subasta de hidrógeno renovable de la Península Ibérica.
universidad de lisboa Los investigadores han descubierto que la mayoría de las materias primas representan una pequeña amenaza para la implementación de la tecnología del hidrógeno en Europa, pero el iridio es un elemento crítico. Dijon en su periódico: “Necesidades estratégicas de materias primas para la producción de hidrógeno a gran escala en Portugal y la Unión Europea”, que su escasez podría obstaculizar el uso generalizado de electrolizadores de membrana de intercambio de protones, a pesar de que representan menos del 0,001% de las necesidades de material. Argumentaron que las reservas de materia prima probablemente influirán en la combinación de electrolizadores y que las soluciones que utilizan iridio y níquel pueden generar cuellos de botella. También señalaron que la creciente demanda de materiales subraya la necesidad de continuar los esfuerzos mineros para evitar la escasez y dijeron que los electrolizadores son los principales consumidores de materias primas. en los aviones locales de hidrógeno.
Energía DH2 y Mibgas Derivatives, el operador del mercado ibérico de futuros de gas, han lanzado la primera subasta de hidrógeno renovable para el mercado ibérico. El proceso comenzó con la reciente publicación de los detalles de la subasta del Mibgas sitio web. «La subasta abierta está dirigida a empresas interesadas en adquirir hidrógeno renovable, tanto a nivel nacional como internacional, sin restricciones sobre el tipo de aplicación del hidrógeno», dijeron los socios en una nota enviada por correo electrónico. Describieron el proceso de subasta, comenzando con una fase de precalificación y una etapa de calificación. En la fase final, competitiva, las empresas calificadas presentarán ofertas. Se seleccionarán las mejores ofertas y esas empresas negociarán acuerdos bilaterales con DH2 Energy, que potencialmente conducirán a contratos.
Empresas marítimas monegascas cero emisiones (CMMZE) ha revelado planes para desarrollar plantas de producción de hidrógeno verde en los Emiratos Árabes Unidos, Marruecos y Túnez, con el objetivo de alcanzar una producción anual de 180.000 toneladas. Para lograrlo, CMMZE dicho Necesitará 1,2 millones de MWh de electricidad renovable. La construcción comenzará a principios de 2025 y la primera fase de producción se espera para finales de 2027. El fundador de CMMZE, Aldo Labia. Agrega que la compañía está ahora en conversaciones con empresas europeas para acuerdos de compra a largo plazo.
aire liquido y Limak Cement Group han probado combustible mezclado con hidrógeno en la planta de Limak en Ankara, Türkiye. La prueba, realizada en junio en las instalaciones de Polatlı Anka, introdujo con éxito hidrógeno en el precalcinador, logrando una sustitución térmica del 50% con combustibles alternativos. Según Limak Cement, se trata del primer uso mundial de hidrógeno con bajas emisiones de carbono y combustibles alternativos en el precalcinador.
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Un consorcio formado por el promotor francés Voltalia y la empresa egipcia de distribución de energía Taqa Arabia ha firmado un memorando de entendimiento para convertir un parque eólico existente de 545 MW en un sitio híbrido eólico-solar de 3 GW.
Un parque eólico existente de 545 MW en Egipto está listo para ser repotenciado a 3 GW solar-más-eólica proyecto.
La Compañía Egipcia de Transmisión de Electricidad (EETC) ha firmado un memorando de entendimiento (MoU) con un consorcio de Voltalia y Taqa Arabia para permitir la repotenciación del parque eólico de Zafarana, situado a 130 kilómetros al sureste de El Cairo.
El plan combinará 2,1 GW de energía solar con 1,1 GW de energía eólica, lo que lo convertirá en el primer proyecto en Egipto que fusiona ambas fuentes de energía renovable.
Voltalia y Taqa Arabia dicen que han desarrollado conjuntamente una solución híbrida moderna de energía renovable para maximizar la utilización de la tierra en las parcelas existentes de Zafarana, cuya primera puesta en servicio se espera para 2028.
Los socios ambientales realizarán primeras mediciones y estudios técnicos y preliminares. Un comunicado de Voltalia dice que los estudios clave incluirán mediciones de la velocidad y dirección del viento, patrones de migración de aves, niveles de irradiación solar y evaluaciones geotécnicas, topográficas y ambientales.
El MoU se firmó el jueves, junto con un segundo entre EETC y el inversor independiente con sede en Dubai Alcazar Energy Partners para otros 2 GW de energía eólica.
Los dos acuerdos apoyan la estrategia nacional de Egipto para la energía integrada y sostenible, que ha fijado el objetivo de aumentar la participación del país de energía renovable en la combinación energética nacional hasta un 42% para 2030 y más del 60% para 2040.
En septiembre, el desarrollador noruego Scatec reveló aviones para El primero de Egipto Proyecto híbrido de energía solar y batería, seguido poco después por los planos del desarrollador Amea Power, con sede en Dubai, de construir 1 GW de energía solar y 900 MWh de almacenamiento. en dos proyectos en el país.
El mismo mes, EliTe Solar, con sede en Singapur, anunció que establecerá una Centro de fabricación de 8 GW en Egipto.
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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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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».
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HiiROC y Siemens han firmado un memorando de entendimiento para desarrollar tecnologías de control avanzadas y garantizar la automatización segura de la producción de hidrógeno.
siemens se ha asociado con HiiROC para avanzar en su tecnología de producción de hidrógeno. Según el acuerdo, HiiROC utilizará la tecnología de control y la experiencia en automatización de Siemens para garantizar una producción de hidrógeno segura y eficiente y respaldar los esfuerzos de ampliación. La tecnología patentada de electrólisis por plasma térmico (TPE) de HiiROC produce hidrógeno limpio a partir de hidrocarburos gaseosos sin generar dióxido de carbono, utilizando solo una quinta parte de la electricidad necesaria para la electrólisis del agua.
Reforma de Serafines (Ningxia), una empresa conjunta entre Shanghai Reshape y Jiangsu Seraphim, ha comenzado a construir el proyecto integrado de hidrógeno verde Ningxia Taiyangshan (primera fase) con 16.500 toneladas de producción anual de hidrógeno verde. De acuerdo a diario chino, incluir un verde Dispositivo de producción de hidrógeno, electrólisis de agua y electricidad. estafa un año producción de 16.500 toneladas de hidrógeno verde y 132.000 toneladas de oxígeno verde, así como un dispositivo de recuperación de oxígeno verde, una tubería de transmisión y tanques esféricos de hidrógeno.
La Agencia Internacional de Energía Atómica (OIEA) dijo en “Evaluación de los aspectos técnicos y económicos de la producción de hidrógeno nuclear para su implementación a corto plazo.« que la integración de las centrales nucleares con la producción de hidrógeno podría impulsar el desarrollo de la economía del hidrógeno. El artículo analiza diversas tecnologías y estrategias para la producción de hidrógeno. «La integración de las centrales nucleares con la producción de hidrógeno tiene el potencial de desempeñar un papel fundamental en la economía emergente del hidrógeno», dijo la OIEA.
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La Unión Europea seguirá impulsando proyectos de hidrógeno, centrándose en el diseño de infraestructuras y apoyando la producción con equipos europeos, según Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea.
La Unión Europea «Continuarán sus iniciativas de hidrógeno, colaborando con los compradores para diseñar infraestructura y apoyando la producción utilizando equipos de fabricación europea», según Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea. ella también dicho Se espera que la inversión en hidrógeno europeo aumente un 140% en 2024, y que Europa contribuya con casi un tercio de las inversiones mundiales en electrolizadores. La Comisión Europea también planea celebrar su segunda subasta de hidrógeno, ofreciendo 1.200 millones de euros (1.290 millones de dólares) en financiación, y el nuevo órgano ejecutivo presentará el Acuerdo Industrial Limpio en sus primeros 100 días.
Universidad de Ciencias Aplicadas Weihenstephan-Triesdorf dijo que la confianza en los gerentes de proyectos, la percepción de riesgo/beneficio y la experiencia con el hidrógeno verde afectan significativamente la aceptación de las plantas de hidrógeno verde. Su nuevo estudiarpublicado en Reseñas de energías renovables y sosteniblesmuestra que la información influye positivamente en la aceptación, mientras que la consulta tiene el efecto contrario. Los autores dijeron que los ciudadanos no se oponen a la producción de hidrógeno y prefieren la información a la participación, y recomiendan que los tomadores de decisiones creen pautas para mantener la confianza pública.
BASF Environmental Catalyst and Metal Solutions (ECMS) ha abierto un nuevo laboratorio en Hannover, Alemania, para investigar catalizadores que contienen metales del grupo del platino (PGM) para ánodos y cátodos. El laboratorio se centrará en el desarrollo de membranas recubiertas de catalizador (CCM) para la electrólisis del agua, con el objetivo particular de crear catalizadores con bajo contenido de iridio. Esta investigación busca reducir el uso de iridio en electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM), abordando tanto su escasez como su costo, manteniendo al mismo tiempo la eficiencia y durabilidad del electrolizador para hacer que la producción de hidrógeno verde sea más viable económicamente. . dicho BASF.
desfaseel operador de la red de gas griega, se ha asociado con cinco operadores de transmisión de Bulgaria, la República Checa, Hungría, Rumania y Eslovenia para desarrollar una red de transmisión de hidrógeno que se extiende desde Grecia hasta Alemania, según informes de los medios griegos.
El Centro Regional de Hidrógeno Limpio de los Apalaches (Arco2) ha abordado las preocupaciones de los miembros de la comunidad en Virginia Occidental, Ohio y Pensilvania. Arch2 expresó su esperanza de que los oponentes permanezcan abiertos a la colaboración para abordar las necesidades locales y trabajar por un futuro próspero para Appalachia.
Soluciones UL ha certificado el generador industrial de hidrógeno de Ohmium International, el primero de su tipo. La certificación siguió a una evaluación del módulo y los sistemas del electrolizador de membrana de intercambio de protones de Ohmium (modelos LCC, LWC, LHC, LPC, LTC y UIB) según UL 2264A, un estándar que establece requisitos para evaluar la seguridad de los generadores de hidrógeno por electrólisis de agua.
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El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en Mozambique está aceptando ofertas para instalar 17 sistemas solares en instalaciones de salud seleccionadas en todo el país. La fecha límite para las solicitudes es el 13 de diciembre.
El PNUD ha abierto una licitación para la implementación de instalaciones solares fotovoltaicas en 17 centros de salud en Mozambique.
Los 17 sitios están divididos en tres lotes que se ubican en las regiones norte, centro y sur del país.
el detalles de licitación afirman que el proyecto mejorará el suministro de energía a los centros de salud, que actualmente funcionan con la red nacional. También especifica que las instalaciones solares deberán ser soluciones híbridas solares fotovoltaicas llave en mano.
Los postores interesados deberán confirmar su participación en una visita previa al sitio antes del 21 de noviembre. La fecha límite para presentar una solicitud es el 13 de diciembre.
Mozambique había instalado 83 MW de energía solar a finales de 2023, según cifras de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).
El Plan Maestro de Infraestructura Eléctrica del país establece un objetivo que el 50% de su generación de energía provenga de fuentes de energía renovables para 2043.
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Abu Dhabi Future Energy Co. (Masdar) se está asociando con Sarawak Energy y Gentari de Malasia para evaluar el potencial de un panel solar flotante a gran escala en la costa noroeste de Borneo.
Desarrollador de energías renovables con sede en Abu DabiMasdar y dos Malasia-Las empresas con sede, la empresa de servicios públicos estatales Sarawak Energy y el proveedor de soluciones de energía limpia Gentari, han firmado un acuerdo de estudio conjunto para evaluar la viabilidad de un proyecto solar flotante.
El proyecto propuesto se instalaría en el embalse de la central hidroeléctrica de Murum en el estado malasio de Sarawak, en la costa norte de Borneo.
revistapv
La edición de noviembre centrada en África de revistapv analiza las perspectivas de los paneles solares ‘Hechos en África’ y enfoques novedosos para involucrar a las empresas fotovoltaicas en la financiación de la infraestructura de la red y hacer que comprar electricidad solar nacional sea tan simple como comprar alimentos. En otros lugares, consideramos los interconectores intercontinentales y la naciente industria del hidrógeno verde de la India.
El estudio evaluará el potencial de una matriz flotante a gran escala en el embalse de Murum, a comparar la viabilidad técnica, el impacto ambiental y la viabilidad económica para determinar si el proyecto puede implementarse con éxito.
El director ejecutivo de Masdar, Mohamed Jameel Al Ramahi, dijo que el acuerdo sigue a un acuerdo celebrado con la Autoridad de Desarrollo de Inversiones de Malasia en 2023 para desarrollar 10 GW de proyectos de energía limpia en todo el país.
El proyecto será la segunda instalación solar flotante de Masdar en el sudeste asiático después de una Conjunto de 145 MW es Cirata, Indonesia.
La planta solar flotante marina más grande del mundo, un proyecto de 440 MW en Taiwán, fue recientemente encargado.
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