10 de febrero de 2025 – Abb y Sage Geosystems (SAGE), una Compañía Líder Geotérmica de Almacenamiento Base y de Almacenamiento de Energía, Han Firmado Un AcUerdo de Memorando de Comprensión (Mou) Paraborar En elarrollo del ALMACENAMALEATIOMATIOMALEATIAMATIOMATIAMIATIAMIATIA ANTALACO ANTALACENE Y LACENEATIA DE ANTALA ANTULACENO DE ANTALEATIAMIOLEATIA DE ANEGRIOMIOMIOLEATIA DE ANTALA ANTALEACENO DE ANTALA ANTALA ANTALACENES De Generación de Energía Geotérmica que utilizan El Calor Natural A Partir del Calor Natural de las El Núcle de la Tierra para Producir ElectriciDad Limpia.

La Colaboraciónis Permitirá A Abb Apoyar el Acuerdo de Sage Con Meta, La Empresa Matriz de Facebook E Instagram, Para Entregar Hasta 150 MW de Potencia Geotérmica de Baseload en Un Lugar al Este de Las Montaños Rocosas en Los Estados Unidos. SE Espera que la Primera Fase del Proyecto Esté Operativa para 2027.

Dentro Del Alcance Director de Mou, Abb Investigará Cómo se pude implement Su Automatización, Electrificación y Tecnología digital en sitios Geotérmicos de Todo El Mundo, para Maximizar la Eficiencia Energétae la Confiabilidad. ESTO PUEDE INCURIR EL SUMINISTRO DE UNO SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO (DCS), Arquitectura de Infraestructura Eléctrica y soluciones digitales como la gestiónica del rendimiento de los activos, La Optimización de Procesos y los Sistemas de Seguidad Cibernítica. La Asociacia También Tiene El Potencial de Desarrollar Soluciones para la Tecnología de Almacenamiento de Energía de Sage, Que se Puede Combinar Con Recursos Renovables Intermitentes Como la Energía Solar Y El Viento.

«Estamos Enfocados en Escalar Nuestra Tecnología de Sistemas Geotérmicos Geopressurados (GGS) Patentados y Nuestra Asoción Con Abb Avanzará El Despliegue Generalizado de la Geotérmica de Próxima Generación», Dijo Cindy Taff, CeoSystem. «A Diferencia de Las Fuentes Tradicionales de Energía Renovable, LAS SOLUCTIONES GEOTÉRMICAS, INCURNO EL ALMACENAMIENTO DE ENERGIA Y LA LA GENERACIÓN DE O «.

La Energía Geotérmica Tiene el Potencial de ser un contribuyente IMPORTANTE a la Mezcla de Energía Futura, Con Sistemas Geotérmicos mejorados que emiten Poco o Ningún Gas de Efecto Invernadero1. El Proceso GGS Implica Bombear líquido un presio en un depósito subsuperficial hecho por el hombre. Después de Que el Agua Almacenada se Caliente a más de 150 ° C y, Aprovechando la Presiónico o la Energía Mecánica, Se Puede Volver a la superficie para la superficie para pasar a Través de Intercambiadores de Calor y Turbinas para Generar Electricidad. Solo en los Estados Unidos, se cree que la la energía geotérmica podría capitrar leficientes recursos de calor para alimental más de 65 milones de hogares2.

«PARDER EXPLOTAR EL POTENCIAL DE LA ENERGIA GEOTÉRMICA PARA PERMITIR UNA SOCIDAD BAJA EN Carbono, Necesitamos Colaboraciones Entre la Industria para Impulsar Los avances en la Tecnología», Dijo Perek Holsten, Presidente de las Industrias Energéticas. «El GGS de Sage ofRece la Capacidad de Producir ElectriciDad Baja en Carbono, Así Como una solución de Almacenamiento de Energía, y Puede Desempeña Un Papel IMPORTANTE EN LA CROUNSICIÓN DE ENERGÍA JUNTO CONOTRAS MEDIDAS».

La Energía Geotérmica SE Basará en la Cuota de Mercado Real del 0.3 por Ciento del Suministro de Energía del Mundo, Según Rystad Energy3. La capacidad geotérmica instalada es de 16.8 gw en todo el Mundo Realmente, Pero se Espera que se ESTO ALCANCE LOS 28 GW para 2030 y MÁS DE 110 GW PARA 2050. SE VERA QUE LA TRAYECTORIA DE CRICIMIENTO DEL MERCADO ATRAIGA INVERSIONES PORES TOTALES DE MÁS TOTAL DE MÁS $ 120 mil milones Entre Ahora y 2035.

Fuente: Tejido

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Próximas conferencias organizaciones por sgo:

V2X Business, Policy and Technology Forum UK18-19 de febrero de 2025 | Londres

5º FORO DE NEGOCIOS, POLÍTICAS Y TECNOLOGÍA DE V2G – Primavera6-8 de Mayo de 2025 | San Ramón, CA

Simposio y Exposición de Ciberseguridad de ics/Scada3-4 de Junio ​​de 2025 | Chicago

Séptima Cumbre de Infraestructura de Carga Ev – América del Norte15-17 de Julio de 2025 | Chicago

Según su Informe de Energía Provisional, la Utilidad Española Iberdrola SA (BME: IBE) Generó 83,294 GWH de Electricidad A Partir de Sus Proyectos de Energía Renovable en TODO El Mundo en 2024, un aUNMO del 5% Respeto Al año Anterior.

Según Los Datos, LA Producció de Energía Renovable Cayó un 2.1% A 19,993 GWH EN EL CUARTO TRIMESTRE.

En comparación con el Mismo período del y pasado, la productación varió en los mercados de iberdrola en función ; %), Estados Unidos (FY: 3.6%; Q4: 13.4%), Y El Resto del Mundo (FY: 31.0%; P4: 21.3%).

La Siguiente Tabla Maestra Algunos Números Tomados del Informe de Energía Provisional de Iberdrola:

Tecnología: Octubre – Diciembre de 2024 Enero – Diciembre de 2024 Capacidad Instalada Al Final De 2024 (EN MW) Capacidad Instalada Al final de 2023 (en MW)
GWH y/y Cambio GWH y/y Cambio
Viento en tierra 11,582 -1.8% 44,531 1.0% 20,747 20,780
Viento en alta mar 1.845 8.4% 5.822 14.8% 2,373 1.793
Hídico 5,002 -13.5% 25,920 7.8% 13,100 13,103
Mini-hidro 75 -14.6% 429 6.5% 234 244
Solar 1.474 41.1% 6,520 15.6% 7,796 5,953
Baterías N / A N / A N / A N / A 215 198
Celdas de combustible 16 -20% 72 -7.7% 13 13

El Gobierno Francés ha Lanzado Su Primer Llamado A Licitaciones de Hidrogeno Renovable o Bajo en Carbrogo Bajo El Esquema de Contratos de DiFerencia (CFD), Marcando un Hito crucial en el Vije del País Hacia la Descarbonización Industrial.

Pensando en Marzo de 2025, la Iniciativa se dirige a Proyectos de Hidrogeno ElectrolÍSTICO QUE VARÍAN DE 5MW A 100MW, CON APOYO FINANCIO OTORGADO EN PROPORCIÓN A LA CANTIDAD DE HIDRÓGUNO DESCARONIZADO PRODUCTO DURANTO SU ESTE Programa Innovador Subraya El Compromiso de Francia de Desempeña Un Papel Principal en la Transició cero neto.

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Fechas: 28-30 de Enero de 2025

Número de Cabina: 4L46

16 de mayo de 2024: NERC Evaluación de confiabilidad de verano (SRA) de 2024 encuentra que una gran parte de América del Norte sigue en riesgo de sufrir escasez de suministro, mientras que otras áreas muestran un riesgo reducido debido a la adición de recursos. Los eventos de calor esperados en áreas extensas que afectan la generación, la producción eólica o los sistemas de transmisión, junto con el crecimiento de la demanda en algunas áreas, están contribuyendo a los riesgos de adecuación de los recursos y la transmisión. Se evalúa que todas las áreas tienen un suministro adecuado para la carga máxima normal debido, en gran parte, a un récord de 25 GW de capacidad solar adicional que se agregó desde el año pasado. Sin embargo, los riesgos energéticos están aumentando en varias áreas cuando la producción solar, eólica e hidroeléctrica es baja.

«La demanda está creciendo en muchas áreas a un ritmo rápido con la adopción de vehículos eléctricos y la construcción de nuevos centros de datos, lo que pone a prueba algunas partes del sistema», dijo Mark Olson, gerente de Evaluaciones de Confiabilidad de NERC. «Las preocupaciones sobre la adecuación en áreas de crecimiento están siendo mitigadas parcialmente por nuevos acuerdos de transferencia firme, el crecimiento en la respuesta de la demanda y los retiros pospuestos de generadores».

La evaluación, resumida en el Vídeo de la SRA 2024constata un aumento significativo de la demanda, especialmente en el suroeste, Texas y Columbia Británica. Al igual que el año pasado, se evalúa que todas las áreas tienen un suministro adecuado para las condiciones y carga máxima normal. Sin embargo, la SRA identifica siete áreas (Operador del Sistema Independiente del Medio Continente, MRO-SaskPower, NPCC-Nueva Inglaterra, Texas RE-ERCOT, WECC-Columbia Británica, WECC-California/México y WECC-Suroeste) como en «riesgo elevado» de emergencias energéticas durante condiciones extremas. Además del crecimiento de la demanda y los eventos climáticos extremos, esto se debe a los recientes retiros de generadores, el desempeño de los generadores eólicos, la sequía y los cortes no planificados (o una combinación de estos factores), que pueden resultar en reservas. insuficientes.

«Uno de los desafíos clave que enfrentan los operadores a medida que evoluciona la combinación de recursos es cómo superar los períodos nocturnos de verano con menos recursos disponibles a su disposición», dijo John Moura, director de Evaluaciones de Confiabilidad y Análisis de Rendimiento de NERC .

En Texas y California, donde los recursos solares fotovoltaicos constituyen una gran parte de la combinación de recursos, el riesgo de escasez de suministro de electricidad se produce al final de la tarde y en las horas de la noche a medida que la producción solar disminuye, pero la demanda sigue siendo alta. El suministro y la infraestructura de gas natural son de vital importancia para la confiabilidad de la red, particularmente porque los recursos energéticos variables satisfacen más necesidades energéticas. Si bien no se prevén impactos en la confiabilidad del sistema eléctrico para el próximo verano, NERC continúa enfatizando la creciente importancia de la coordinación del gas y la electricidad. NERC recomienda que los Coordinadores de Confiabilidad y las Autoridades de Equilibrio estén al tanto de las interrupciones de la infraestructura de suministro de gas natural y los planos de mantenimiento que puedan afectar a los generadores en sus áreas.

La SRA identifica otros problemas de confiabilidad que deben tenerse en cuenta antes del verano. En particular, la respuesta de los recursos basados ​​en inversores (IBR) a las perturbaciones del sistema, que afectan a las instalaciones solares, el almacenamiento en baterías y la generación tradicional, es una preocupación constante.

NERC Estrategia IBR y FERC Orden nº 901 Describe los pasos que NERC y la industria pueden tomar para garantizar que los IBR funcionen de manera confiable y que la planificación del sistema tenga en cuenta sus características. La evaluación también hace varias recomendaciones que la industria y los responsables políticos deben considerar implementar antes del inicio de la temporada:

  • Los Coordinadores de Confiabilidad, Autoridades de Equilibrio y Operadores de Transmisión en las áreas de riesgo elevado deben:
    • Revisar los planos operativos estacionales y los protocolos para comunicar y resolver posibles déficits de suministro en previsión de niveles de demanda potencialmente extremos.
    • Emplear procedimientos conservadores de coordinación de cortes de generación y transmisión acordes con los pronósticos meteorológicos a largo plazo para garantizar la disponibilidad adecuada de recursos.
    • Involucrar a los reguladores y formuladores de políticas estatales o provinciales para prepararse para la implementación eficiente de los mecanismos de gestión del lado de la demanda exigidos en los planos operativos.
  • Operadores de Generadores con recurso solar fotovoltaico deberán implementar recomendaciones de marzo de 2023 Alerta de problemas de rendimiento de IBR
  • Los reguladores estatales y la industria deben contar con protocolos implementados a principios del verano para gestionar las solicitudes emergentes de los generadores de exenciones de restricciones de calidad del aire.

El proceso de evaluación de confiabilidad de NERC es una evaluación de confiabilidad coordinada entre el Subcomité de Evaluación de Confiabilidad de NERC, las Entidades Regionales y el personal de NERC con proyecciones de demanda y recursos obtenidos de las áreas de evaluación. La SRA tiene como objetivo informar a los líderes de la industria, planificadores, operadores y organismos reguladores para que estén mejor preparados para tomar las medidas necesarias para garantizar la confiabilidad del sistema de energía en masa para el próximo período de verano.

La electricidad es un componente clave del tejido de la sociedad moderna y NERC, como Organización de Confiabilidad Eléctrica, sirve para fortalecer ese tejido. La visión de ERO Enterprise, que está compuesta por NERC y las seis entidades regionales, es un sistema de energía a granel norteamericano altamente confiable y seguro. Nuestra misión es asegurar la reducción eficaz y eficiente de los riesgos para la confiabilidad y seguridad de la red.

Evaluación de confiabilidad de verano de 2024

Infografía de evaluación de confiabilidad de verano de 2024

Vídeo de evaluación de confiabilidad del verano de 2024

Fuente: Corporación de confiabilidad eléctrica de América del Norte

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Próximas conferencias organizadas por SGO:

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19° Foro Global de Innovación en Microrredes24 y 25 de septiembre de 2024 | Oakland

4to Foro de Negocios, Políticas y Tecnología V2G22-24 de octubre de 2024 | Detroit

Foro virtual de centrales eléctricas12 y 13 de noviembre de 2024 | san francisco

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

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

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

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

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

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

Cómo afectan las estaciones a la generación de energía.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Implicaciones para el almacenamiento de energía y las emisiones.

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

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

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

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

Fuente: Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico

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Próximas conferencias organizadas por SGO:

6.ª Cumbre sobre infraestructura de carga de vehículos eléctricos – América del Norte: Este28 y 29 de enero de 2025 | Atlanta

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5to Foro de Negocios, Políticas y Tecnología V2G – Primavera22-24 de abril de 2025 | norte de california

Foro de innovación en IA de servicios públicos13 y 14 de mayo de 2025 | chicago

Simposio y exposición de ciberseguridad ICS/SCADA3 y 4 de junio de 2025 | chicago

Séptima Cumbre de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos – América del Norte15-17 de julio de 2025 | chicago

Nilar International AB en Gävle desarrolla baterías para soluciones de almacenamiento de energía para la transición verde. Ahora ha comenzado la producción de baterías de próxima generación. Nilar es la primera en el mundo con una tecnología que permite restaurar baterías usadas y recuperar el mismo poder de almacenamiento que una batería nueva. Una primera entrega parcial de baterías se realizará en la semana 44.

Nilar desarrolla, diseña y produce baterías para sistemas estacionarios de almacenamiento de energía. Ahora la empresa está dando un paso importante y comienza la producción de la solución de batería de próxima generación en las instalaciones de Gävle. La batería es la primera en presentar una tecnología llamada ReOx, que permite recargar las baterías usadas con gas para restaurar su capacidad original. Nilar ha desarrollado la tecnología ReOx en colaboración con investigadores de la Universidad de Estocolmo.

– ‘Hasta hoy, las baterías que han llegado a su vida útil práctica están agotadas y son inutilizables. Con la tecnología ReOx, nuestras baterías pueden recuperar su capacidad de almacenamiento original al menos 3 veces, lo que puede prolongar aún más su vida útil varios años. Esto significa tanto un uso de recursos muy reducido como un importante ahorro de costes para los usuarios. Obviamente, este es un gran e importante paso adelante para Nilar», afirma Erik Oldmark, director ejecutivo de Nilar International AB.

El pedido que ahora se está produciendo fue firmado esta primavera por Enequi. Este es el punto de partida para la producción del nuevo sistema de baterías, único en el mundo, con baterías y software adaptados para el llenado de gas en la propia fábrica de la empresa en Gävle. El pedido se aplica a un total de 800 baterías con software asociado, para 100 unidades de almacenamiento de energía inteligente QuiPower Storage de Enequi.

Las baterías inteligentes y duraderas son un requisito previo para la transición ecológica. Las baterías son necesarias para poder almacenar la producción de energía procedente de fuentes de energía renovables, como la solar y la eólica, y para suavizar los desequilibrios en la red eléctrica.

Sembcorp Industries Ltd (SGX:U96) de Singapur se ha asegurado un proyecto de energía híbrida eólica y solar de 300 MW en India, anunció el grupo energético el martes.

Sembcorp asegura un proyecto híbrido eólico y solar de 300 MW en India

La empresa de servicios públicos india NTPC Ltd (BOM:532555) emitió una carta de adjudicación a la filial de energías renovables de propiedad absoluta de Sembcorp, Sembcorp Green Infra Private Limited, por la construcción, propiedad y operación de las instalaciones.

El proyecto forma parte de una oferta mayor de 1,2 GW presentada por NTPC, según Sembcorp.

Sembcorp celebrará un acuerdo de compra de energía (PPA) a 25 años con NTPC para suministrar la energía generada.

La empresa con sede en Singapur afirmó que el proyecto se financiará mediante fondos internos y deuda, y se espera que alcance la operación comercial dentro de los 24 meses posteriores a la firma del PPA. Los parques híbridos eólicos y solares se conectarán al Sistema de Transmisión Interestatal (ISTS).

Este nuevo proyecto aumenta la capacidad de energía renovable de Sembcorp en India a 5,4 GW y su capacidad total a 16 GW, incluida una adquisición pendiente de 49 MW.

El desarrollador danés de energías renovables Eurowind Energy A/S planea agregar casi 1 GW de capacidad de generación de energía durante los próximos dos años, con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado europeo.

El plan, anunciado el martes, implica la construcción de hasta 50 nuevas centrales eléctricas en mercados clave como Alemania, Rumania y Polonia, con proyectos adicionales programados para el sur de Europa.

Eurowind, que actualmente participa en más de 10 proyectos en toda Europa, aprovechará una variedad de tecnologías para las nuevas iniciativas, a menudo integrando múltiples tecnologías en plantas de energía híbridas. Estas tecnologías incluyen turbinas eólicas, energía solar, almacenamiento de energía en baterías, electrólisis y biogás.

La empresa danesa ya ha formado asociaciones estratégicas con proveedores seleccionados para estos proyectos y prevé que cada nuevo parque energético esté terminado en un plazo de 12 a 18 meses.

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

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

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

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

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

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

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

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

Modernizando la energía hidroeléctrica

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

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

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

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

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

Integración con energías renovables

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

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

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

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

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

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

Ampliando el alcance

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico

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Próximas conferencias organizadas por SGO:

6.ª Cumbre sobre infraestructura de carga de vehículos eléctricos – América del Norte: Este28 y 29 de enero de 2025 | Atlanta

V2X Foro de Negocios, Políticas y Tecnología del Reino Unido18 y 19 de febrero de 2025 | londres

20° Foro Global de Innovación en Microrredes – EMEA / LATAM / APAC18 y 19 de marzo de 2025 | Barcelona

Simposio y exposición de ciberseguridad ICS/SCADA3 y 4 de junio de 2025 | chicago

Séptima Cumbre de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos – América del Norte15-17 de julio de 2025 | chicago

La empresa española Endesa SA (BME:ELE) informó un aumento del 32,6% en su beneficio neto durante los primeros nueve meses de 2024, ascendiendo a 1.404 millones de euros (1.530 millones de dólares).

La compañía también vio aumentar su beneficio ordinario neto a 1.380 millones de euros, lo que refleja un crecimiento interanual del 29,9%, según su informe de resultados publicado el miércoles.

El aumento de las ganancias fue impulsado por mayores ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) en todos los sectores comerciales, particularmente en el segmento del gas. El EBITDA del período aumentó un 15,7% hasta los 3.880 millones de euros, y el sector de las energías renovables contribuyó con 731 millones de euros, un aumento del 16,2% respecto al año anterior.

Sin embargo, los ingresos cayeron un 17,9% hasta 15.800 millones de euros y las ventas netas de electricidad cayeron un 5,1% hasta 56,5 TWh. Endesa también experimentó una caída del 2,6% en el número de clientes debido a la intensa competencia en el mercado y los menores precios de la energía, lo que motivó el lanzamiento de un programa de fidelización de clientes.

A finales de septiembre, la capacidad instalada de Endesa ascendía a 21.440 MW, de los que casi la mitad eran energías renovables. La empresa de servicios públicos logró 10.092 MW de capacidad renovable este año, abarcando tecnologías solares, hidroeléctricas, eólicas terrestres y otras tecnologías, frente a los 9.293 MW del mismo período del año pasado.

Estas fuentes renovables generaron 13,9 TWh, lo que supone un aumento del 36,4% respecto al período enero-septiembre de 2023.

Complacida con el desempeño, Endesa reafirmó su confianza en alcanzar el extremo superior de sus objetivos financieros para 2024, que incluyen un rango de EBITDA de 4.900 millones de euros a 5.200 millones de euros y un beneficio neto ordinario de entre 1.600 millones de euros y 1.700 millones de euros.

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