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

Imagen: Michael Wilson, Unsplash

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

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

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

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

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

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

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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

Imagen: revista pv

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

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

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

El banco de desarrollo KfW ha ofrecido una subvención de 24.000 millones de euros (25.200 millones de dólares) para cerrar la brecha entre los altos costes de inversión de los operadores de red y los ingresos inicialmente bajos por las tarifas de red.

Imagen: revista pv

Delaware revista pv Alemania

El banco de desarrollo KfW ha prometido 24 mil millones de euros para cerrar la brecha entre los altos costos de inversión y los bajos ingresos iniciales para los operadores de redes en Alemania.

La estrategia nacional alemana de hidrógeno incluye una red de hidrógeno de 9.000 km hasta 2032, aprobada por la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur).

Las tarifas de red limitada inicialmente garantizarán la asequibilidad para los usuarios, pero los operadores enfrentarán costos de inversión sustanciales. El préstamo del KfW financiará una cuenta de amortización para compensar los déficits, y los ingresos excedentes reembolsarán el préstamo una vez que las tarifas de la red superen los costos.

La red reutilizará los gasoductos existentes y construirá nuevas líneas de hidrógeno, conectando sitios de producción, importación y centros industriales. Las primeras secciones se lanzarán el próximo año.

“La construcción de la red central de hidrógeno es un proyecto pionero e innovador y crucial para el desarrollo de un hidrógeno que sea lo más ecológico posible. El cambio exitoso al hidrógeno es un factor crítico, especialmente para las industrias que consumen mucha energía”, afirmó Stefan Wintels, director general de KfW. «La cuenta de amortización juega aquí un papel clave: los fondos proporcionados por el KfW a través de la cuenta contribuyente de manera significativa a un concepto de financiación viable para la red central de hidrógeno».

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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.

Imagen: revista pv

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.

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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.

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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

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

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

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

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

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

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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

Imagen: Andreas Trol, Pixabay

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

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

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

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

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

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

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

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

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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.

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

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

Sitio Forsun

» data-medium-file=»https://www.pv-magazine.com/wp-content/uploads/2024/11/639710538399001731682303-600×384.jpg» data-large-file=»https://www.pv -magazine.com/wp-content/uploads/2024/11/639710538399001731682303-1200×769.jpg» tabindex=»0″ role=»botón»>

Sitio Forsun

Foto: Presidencia de Benín

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

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

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

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

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

Este contenido está protegido por derechos de autor y no puede reutilizarse. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, comuníquese con: editores@pv-magazine.com.

contenidos populares

💡✨ Hola ¡Estamos aquí para ayudarte!