El gobierno de Gibraltar está buscando desarrolladores para instalar sistemas solares en tejados en sitios seleccionados en todo el Territorio Británico de Ultramar. También se consideran propuestas para marquesinas solares y paneles solares flotantes como parte de la licitación. La fecha límite para las manifestaciones de interés es el 24 de enero de 2025.
el gobierno de Gibraltar Acepta manifestaciones de interés de promotores para instalar sistemas solares en lugares seleccionados de todo el territorio.
el detalles de licitación afirman que el gobierno está buscando un despliegue gradual de sistemas solares en gran parte en tejados desarrollados bajo un acuerdo de compra de energía. La capacidad de cada fase estará determinada por la disponibilidad de edificios y sitios para el despliegue, así como por la configuración de los sistemas propuestos.
El gobierno dijo que también está considerando la instalación de marquesinas solares en lugares adecuados y está dispuesto a considerar otras soluciones, incluida la energía solar flotante.
Los sitios ya identificados para las instalaciones incluyen el Ayuntamiento, el Teatro Inces Hall, la Central Eléctrica de North Mole y el área de estacionamiento de Europa Point.
El alcance de los trabajos incluye el diseño, instalación, conexión a red, puesta en servicio, operación y mantenimiento de los sistemas solares. La fecha límite para presentar expresiones de interés es el 24 de enero de 2025.
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La francesa TotalEnergies y la empresa energética omaní OQ Alternative Energy han firmado acuerdos para desarrollar 100 MW de proyectos solares y dos proyectos eólicos de 100 MW. La construcción comenzará a principios de 2025.
Energías Totales se ha asociado con OQ Alternative Energy (Oqae) para desarrollar un proyecto solar de 100 MW en Saih Nihaydah, al norte Omán.
Está previsto que la construcción del proyecto North Solar comience a principios de 2025, y se espera que la producción de electricidad comience a finales de 2026.
La electricidad se entregará a través de un acuerdo de compra de energía a largo plazo con Petroleum Development Oman, la principal empresa de exploración y producción del Sultanato.
Las dos partes también desarrollarán conjuntamente dos proyectos eólicos de 100 MW en el sur de Omán. TotalEnergies y Oqae adquirirán una participación del 49% y del 51% en cada uno de los tres proyectos.
La semana pasada, Omán lanzó una licitación para seleccionar desarrolladores para un Proyecto solar de 280MW. Los desarrolladores interesados tienen hasta el 3 de febrero para presentar su declaración de calificación.
El gobierno de Omán se ha fijado el objetivo de añadir alrededor de 4 GW de capacidad de energías renovables para 2030. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), Omán tenía 672 MW de capacidad solar instalada acumulada a finales de 2023.
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Empower New Energy, una plataforma noruega de inversión solar, ha firmado un acuerdo de 50 millones de dólares con el productor de energía independiente egipcio Engazaat para financiar una cartera de proyectos de energía renovable en Egipto.
El acuerdo financiará la cartera de proyectos de energía renovable de Engazaat en Egipto, incluida la financiación total de una cartera solar de 40 MW.
Las dos compañías dijeron que los proyectos están respaldados por acuerdos de compra de energía a 25 años con clientes comerciales e industriales líderes y respaldarán el crecimiento del negocio de energía solar por agua de Engazaat.
Egipto había desplegado 1.836 MW de energía solar a finales de 2023, según cifras de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).
El gobierno egipcio se ha fijado el objetivo de lograr un 42% de energías renovables en su combinación energética, incluidas 22% solar – para 2030. Se estima que esto requerirá 31 GW de energía solar.
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PV Hardware USA ha desarrollado un algoritmo de seguimiento solar para mejorar la recolección de energía en condiciones nubladas. El algoritmo podría mejorar la producción hasta un 20% algunos días en comparación con los métodos tradicionales de seguimiento solar.
Un nuevo algoritmo de seguimiento solar desarrollado por Hardware fotovoltaico EE.UU. UU. puede aumentar la recolección de energía durante condiciones nubladas, potencialmente hasta un 20% en algunos días en comparación con los algoritmos tradicionales de seguimiento solar.
La tradicional tecnología de seguimiento solar permite que los paneles solares generen algo de electricidad en climas nublados, pero no la suficiente para iluminar los días soleados. El algoritmo de control difuso fue diseñado para minimizar el consumo de energía del motor y maximizar la irradiancia capturada durante el clima nublado.
Diffuse Control determina la inclinación óptima del panel para capturar energía, utilizando datos meteorológicos en tiempo real recopilados de sensores colocados alrededor de la planta solar. El algoritmo se puede configurar para minimizar el consumo del motor durante el funcionamiento para reducir el uso innecesario de energía.
Según PV Hardware, lo que hace que la tecnología de Diffuse Control sea avanzada es la capacidad de su modelo de irradiancia para interpretar el nivel de irradiancia difusa (la radiación solar que proviene de la luz dispersada por la atmósfera). Basado en el año meteorológico típico, el algoritmo de IA utiliza un conjunto de cálculos de los valores de irradiancia horizontal global (GHI) y de irradiancia horizontal directa (DHI) para evaluar si la planta se beneficiará de la tecnología de control difuso.
La mayoría del seguimiento solar tradicional utiliza pasos fijos, donde los seguidores se mueven un número fijo de veces de forma gradual y ligera a lo largo del día. PV Hardware dijo que el paso de reparación no se adapta a las diferentes condiciones de irradiación y puede implicar muchos movimientos innecesarios durante condiciones climáticas nubladas.
En lugar de corregir el paso, PV Hardware desarrolló Dynamic Step, un algoritmo que analiza la irradiancia capturada y actualiza el punto de ajuste solo cuando la captura de energía relativa es rentable. Esto reduce el movimiento del motor, evitando movimientos innecesarios y uso de energía.
Según PV Hardware, la combinación del algoritmo Dynamic Step con Diffuse Control reduce el consumo del motor en un 30% en comparación con el seguimiento solar convencional.
«Utilizando nuevos modelos de cómo se captura la energía solar, ahora entendemos que medir la irradiancia ambiental es la mejor manera de calcular la inclinación de un panel durante las inclemencias del tiempo», dijo Oscar Cabrero, gerente de electrónica y control de PV Hardware.
PV Hardware analizó diferentes modelos de irradiancia mediante pruebas empíricas durante varios meses para determinar qué modelo es más eficaz para mejorar la producción de energía en tiempo nublado. Puede leer más sobre los métodos de prueba y sus resultados en este documento técnico.
Autor: Raquel Metea
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El proveedor estadounidense de semiconductores Onsemi ha presentado módulos de energía integrada de carburo de silicio para sistemas fotovoltaicos a escala de servicios públicos. Dado que los nuevos módulos aumentan la potencia del inversor solar de 300 kW a 350 kW y pesan 245 gramos.
Onsemi ha lanzado una serie mejorada de módulos de energía para impulsar la generación y el almacenamiento solar a escala de servicios públicos.
La nueva línea consta de módulos híbridos de energía integrada (PIM) de silicio y carburo de silicio en un paquete F5BP que se puede integrar con inversores de solar o aplicaciones de sistemas de almacenamiento de cadena de energía (ESS).
«Los F5BP-PIM están integrados con IGBT FS7 de 1050 V y el diodo EliteSiC D3 de 1200 V para formar una base que facilita la conversión de energía de alto voltaje y alta corriente al tiempo que reduce la disipación de energía y aumenta la confiabilidad» , dijo la compañía en un comunicado. «Los IGBT FS7 ofrecen bajas pérdidas de apagado y reducen las pérdidas de conmutación hasta en un 8%, mientras que los diodos EliteSiC brindan un rendimiento de conmutación superior y un menor parpadeo de voltaje en un 15% en comparación con las generaciones anteriores».
Los PIM cuentan con un diseño de abrazadera de punto neutro (INPC) tipo I para el módulo inversor y una topología de condensador volante para el módulo elevador. También tienen un diseño eléctrico optimizado y sustratos avanzados de cobre de unión directa (DBC), lo que reduce la inductancia parásita y la resistencia térmica para mejorar el rendimiento.
«Una placa base de cobre reduce aún más la resistencia térmica del disipador de calor en un 9,3%, lo que garantiza que el módulo permanezca frío bajo cargas operativas elevadas», añadió Onsemi. «Esta gestión térmica es crucial para mantener la eficiencia y la longevidad de los módulos, lo que los hace altamente efectivos para aplicaciones exigentes que requieren una entrega de energía confiable y sostenida».
Los módulos funcionan a temperaturas que oscilan entre -40 C y 150 C en condiciones de conmutación y pueden soportar hasta 125 C en almacenamiento. Con un peso de 245 gramos cada uno, los módulos cuentan con pines de soldadura, no contienen plomo (Pb) ni haluros y ofrecen una mayor densidad de potencia y eficiencia en comparación con los modelos anteriores. Esta mejora aumenta la potencia del sistema de inversor solar de 300 kW a 350 kW dentro del mismo espacio.
«Esto significa que un parque solar a escala comercial de un gigavatio (GW) de capacidad que utilizar módulos de última generación puede lograr un ahorro de energía de casi 2 MW por hora o el equivalente a alimentar a más de 700 hogares por año», dijo la compañía. «Además, se requieren menos módulos para alcanzar el mismo umbral de potencia que la generación anterior, lo que puede reducir los costos de los componentes del dispositivo de energía en más de un 25%».
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El Grupo APA ha inaugurado oficialmente un proyecto solar, diseñado para soportar velocidades de viento sostenidas de casi 300 km/h, junto con un sistema de almacenamiento de energía de batería ubicado en la región de Pilbara, en Australia Occidental.
La empresa australiana de gas y electricidad APA Group ha revelado que la construcción de su parque solar y proyecto de baterías Port Hedland en la región de Pilbara, en Australia Occidental, ya está completa y la puesta en marcha está en marcha. Se espera que las operaciones comerciales comiencen en enero de 2025.
El proyecto de Port Hedland incluye un parque solar de 45 MW junto con un sistema de almacenamiento de energía en batería de 35 MW/36,7 MWh. Están conectados a la actual central eléctrica de gas de Port Hedland de APA ya la red del Sistema Interconectado del Noroeste (NWIS) y proporcionarán electricidad a las instalaciones portuarias de mineral de hierro de BHP.
APA, con sede en Sydney, dijo que dada la proximidad del sitio del proyecto a la costa noroeste de Australia, el parque solar ha sido diseñado para hacer frente a condiciones ciclónicas severas y es capaz de soportar velocidades sostenidas de viento de 288 km/h. .
“Si bien la instalación de energía solar en las regiones del interior de Pilbara es relativamente sencilla, el despliegue solar costero ha permanecido estancado debido a la dificultad para diseñar infraestructura de energía renovable capaz de soportar las velocidades extremas del viento asociadas con los ciclones, que prevalecen en la región. ”, dijo la empresa.
Se utilizaron unos 11.000 km de acero estructural para 32.000 pilotos.
» data-medium-file=»https://www.pv-magazine-australia.com/wp-content/uploads/sites/9/2024/12/port-hedland-solar-steel-600×450.jpg» data-large-file=»https://www.pv-magazine-australia.com/wp-content/uploads/sites/9/2024/12/port-hedland-solar-steel-1200×900.jpg» tabindex=» 0″ rol=»botón» src=»https://www.pv-magazine-australia.com/wp-content/uploads/sites/9/2024/12/port-hedland-solar-steel-600×450.jpg» alt width=»600″ alto =»450″>Imagen: Grupo APA
APA dijo que el parque solar, construido por Monford Group, incluye 32.000 pilotos de acero que han sido clavados a 2,2 metros en el suelo, secciones transversales de acero de hasta 4 mm de espesor y 119.056 paneles solares colocados en una inclinación de 10 grados para reducir las fuerzas del viento. . Dijo que la estructura está asegurada con 3,2 millones de pernos, y que «el diseño y el equipo se calcularon y probaron rigurosamente para garantizar que sea resistente a los ciclones».
La batería es capaz de responder a la intermitencia única de la energía renovable en Pilbara y, en particular, a los eventos de nubes, que pueden hacer que la producción solar caiga del 100% a menos del 20% en menos de dos minutos.
«Este proyecto demuestra cómo la generación alimentada por energía solar, baterías y gas se puede unir para lograr una transición exitosa de las operaciones mineras remotas», dijo el director ejecutivo y director general de APA, Adam Watson.
El presidente de BHP WA Iron Ore Asset, Tim Day, dijo que se espera que el parque solar satisfaga la mayor parte de las necesidades energéticas diurnas de las enormes instalaciones portuarias de la minera en Port Hedland. Las necesidades de energía restantes se cubrirán a través de la planta de gas existente de BESS y APA.
«este acuerdo de compra de energía «Es un paso adelante en el camino global de BHP hacia la descarbonización, y también desempeñará un papel importante en el futuro de la energía renovable de Pilbara», dijo. «Desde electrificar equipos de minería y cambiar a fuentes de energía renovables como ésta, hasta asociarnos con la industria naviera y las siderúrgicas para ayudars a reducir sus emisiones, todo se trata de hacer nuestra parte en el esfuerzo de descarbonización global».
El proyecto de baterías y energía solar de Port Hedland ayudará a impulsar las operaciones portuarias de BHP.
» data-medium-file=»https://www.pv-magazine-australia.com/wp-content/uploads/sites/9/2024/12/port-hedland-battery-600×337.jpg» data-large-file=»https://www.pv-magazine-australia.com/wp-content/uploads/sites/9/2024/12/port-hedland-battery-1200×674.jpg»>Imagen: Grupo APA
Descarbonizar las operaciones remotas y de uso intensivo de energía del sector de recursos de Australia será una tarea importante, y Watson estima que lograr esa hazaña solo en Pilbara costará alrededor de 15 mil millones de dólares australianos (9,72 mil millones de dólares).
Si bien reconoció el alcance de la tarea por delante, Watson dijo que el proyecto de Port Hedland demuestra la capacidad de desplazar la generación térmica con generación solar a escala de servicios públicos, manteniendo al mismo tiempo la competitividad de costos y la seguridad del suministro en lugares remotos.
«Es una clara demostración de nuestra capacidad para apoyar a los clientes con una infraestructura energética confiable, asequible y con bajas emisiones», afirmó.
El proyecto solar y de baterías de Port Hedland es el primer proyecto implementado por APA en Australia Occidental desde su Compra por 1.700 millones de dólares australianos de los activos de Alinta Energy en Pilbara.
Entre los próximos proyectos potenciales de APA se encuentran una expansión del proyecto de baterías y energía solar de Port Hedland y una extensión de 30 MW al granja solar chichester. La compañía también está examinando la construcción de infraestructura de transmisión de electricidad para conectar Port Hedland con las minas alrededor de Newman como parte de una estrategia para electrificar la región.
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PowerChina ha revelado planos para un proyecto piloto fotovoltaico marino de 300 MW en el mar de Bohai, utilizando paneles solares avanzados diseñados para soportar condiciones marinas extremas.
PoderChina ha revelado planos para un proyecto piloto de energía solar marina de 300 MW en el mar de Bohai, al sureste del condado de Changli, provincia de Hebei. El proyecto, ubicado a unos 7,3 kilómetros de la costa en el mar de Bohai, cubrirá 957 metros cuadrados con profundidades de agua de 6 a 12 metros. Utilizará módulos bifaciales de doble vidrio de heterounión tipo n (HJT) con una potencia mínima de 715 Wp y celdas de 210 mm, con el objetivo de alcanzar una capacidad de compra de 339,68 MWp. Los módulos de alta eficiencia están construidos para soportar duras condiciones marinas como altas temperaturas, niebla salina y humedad.
Largo ha firmado una asociación estratégica con Raystech, el mayor distribuidor fotovoltaico de Australia. La colaboración se centrará en promover productos solares de alto valor, en particular módulos de tecnología de contacto posterior, en el mercado australiano. Redes de ópera Raystech en Australia y Nueva Zelanda.
Shanghái Tianyang dijo que pospuso la finalización de dos proyectos de producción de películas fotovoltaicas en Kunshan y Hai’an de diciembre de 2024 a junio de 2025. La compañía citó los desafíos en el sector solar, incluidas las tendencias de principios de 2024 de reducciones de precios y crecimiento de volumen, el aumento de pérdidas entre los fabricantes. y una expansión de la capacidad más lenta. Estas condiciones del mercado han reducido la urgencia de nueva capacidad de producción nacional.
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Aritra Ghosh, académica de la Universidad de Exeter, cuenta revistapv Se requiere un enfoque multidisciplinario para desbloquear todo el potencial de la agrovoltaica. Al analizar un nuevo artículo que compara los sistemas agrovoltaicos estáticos y de seguimiento en el Reino Unido, el investigador sostiene que es necesaria una mejor comprensión de los microclimas bajo los módulos y cómo la energía fotovoltaica afecta la bioquímica de los cultivos.
Según la investigadora británica Aritra Ghosh, se necesita una mejor comprensión de los microclimas y los efectos de la energía fotovoltaica aérea en la biología de los cultivos para mejorar la eficiencia del uso de la tierra en las instalaciones agrovoltaicas.
hablando con revistapv Sobre la publicación de un nuevo artículo que compara los efectos de las instalaciones agrovoltaicas estáticas y montadas en rastreadores, Ghosh dijo que los académicos especializados en fotovoltaica todavía tienen lagunas de conocimiento en lo que respeta a la ciencia de los cultivos, “y la gente de los cultivos no entienden el aspecto fotovoltaico. Necesitamos más tiempo para desarrollarnos, creo que eso es cierto para Alemania, Francia, Europa y cualquier lugar. No tienen los datos”.
Ghosh es profesor de la Universidad de Exeter y autor de «Evaluación de seguimiento de sistemas agrivoltaicos basados en energía solar fotovoltaica bifacial en todo el Reino Unido”, publicado en energia solar. El estudio utiliza herramientas de simulación para investigar cómo se puede integrar un sistema fotovoltaico en granjas que cultivan patatas en el Reino Unido. En el documento se incluyen ubicaciones que cubren las principales regiones del Reino Unido, en el que los investigadores utilizaron el software de diseño PVsyst en combinación con un sistema de apoyo a la toma de decisiones para la transferencia de agrotecnología (DSSAT) para producir datos de energía y producción agrícola para instalaciones hipotéticas.
Las simulaciones encontraron disparidades significativas en la irradiancia solar, la temperatura y las precipitaciones en los lugares estudiados, lo que influyó en la electricidad y la producción agrícola. A pesar de esto, surgieron algunas tendencias. Los módulos fotovoltaicos bifaciales montados sobre sistemas de seguimiento son el mejor tipo de instalación para la producción de energía solar, según el modelo. El estudio encontró que los paneles bifaciales de 440 W montados en un seguidor generaban un promedio de 24,6% más energía que los sistemas bifaciales estáticos.
Sin embargo, los rastreadores también tuvieron un efecto marcado en el rendimiento de los cultivos. Una instalación compuesta por paneles monofaciales en una instalación de seguimiento modelada para Birmingham dio como resultado rendimientos de cultivos tan bajos como 65,57% en comparación con una instalación bifacial estática con la misma cobertura de suelo.
Las instalaciones agrovoltaicas bifaciales estáticas fueron las instalaciones más positivas para el rendimiento de los cultivos. En términos de calificación de eficiencia del suelo (LER), las instalaciones estáticas también resultaron ser las más eficientes para extraer valor de un área, aunque LER no es un instrumento perfecto para la toma de decisiones en materia de agrovoltaica, según Ghosh. En cambio, el investigador afirmó que se requiere una comprensión más completa de la relación entre las instalaciones fotovoltaicas y el rendimiento de los cultivos para crear una solución que pueda informar a los agricultores qué funcionará mejor en sus tierras.
«Se trata de dos ciencias diferentes», dijo Ghosh. “Tenemos que entender cómo reaccionan los cultivos con la naturaleza porque eso afecta el rendimiento fotovoltaico. Según tengo entendido, algunos cultivos dan como resultado una temperatura ambiente más refrescante y otros no. Esto tendrá un impacto adicional en la generación de energía porque la energía fotovoltaica tiene un gradiente de temperatura. Por eso necesitamos una mayor interacción entre estas dos ciencias. No es tan simple, pero sí es factible”.
Ghosh agregó que a medida que continúe la investigación, será posible desarrollar una aplicación o software para brindar a los agricultores recomendaciones adaptadas a su localidad.
“Tal vez después de unos años podamos producir algún tipo de aplicación donde los agricultores no tengan que entender toda la ciencia, sino que necesiten conocer los elementos clave y la ciencia se realizará en el fondo. Supongamos que queremos cultivar patatas, pondremos algunos elementos básicos y eso les dirá cuál será la mejor solución. Todavía necesitamos más tiempo para eso, pero no se trata sólo de la irradiación solar, hay muchos factores aquí”, afirmó.
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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.
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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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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