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Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) han avanzado durante los últimos años aumentando su capacidad de generación mundial en casi un 9% en 2016. Entre ellas, destaca el desarrollo experimentado por la industria solar termoeléctrica que, gracias a las inversiones en I+D realizadas fundamentalmente por empresas y centros alemanes y españoles, ha contado con un importante avance en lo que respecta a la mejora de las tecnologías empleadas y a la optimización de sus componentes.

El rendimiento de las plantas termosolares está estrechamente ligado a la reflectividad de los paneles solares (llamados colectores) que las componen, puesto que son los elementos responsables de recoger la energía proveniente del sol y convertirla en energía térmica. Para que su funcionamiento sea óptimo, es imprescindible que los espejos que integran estos sistemas permanezcan libres del polvo y de las manchas que van acumulando durante su funcionamiento.

 

En este contexto, IK4-TEKNIKER ha desarrollado y patentado un sistema de limpieza ultrasónica para paneles solares tipo heliostato, que permite recuperar el 100% de la reflectividad del espejo y devolverlo al valor inicial de fábrica. Los heliostatos son un modelo de colector solar compuesto por uno o varios espejos que se orientan de manera automática con el objetivo de seguir el movimiento del sol para optimizar al máximo su energía.

La solución desarrollada por el centro tecnológico guipuzcoano es un dispositivo ultrasónico que elimina la suciedad adherida a la superficie del espejo mediante una operación de barrido. A diferencia de las técnicas de limpieza actuales, como los chorros de agua a presión y el empleo de cepillos, el sistema ofrece unas prestaciones superiores, ahorrando en los recursos empleados.

En este sentido, consigue eliminar partículas de polvo de tamaño inferior a la micra, además de emplear para ello 600 veces menos agua que los métodos convencionales. Además, el nuevo dispositivo evita las marcas provocadas por el contacto entre los utensilios de limpieza como cepillos y los propios espejos que, a la larga, reducen su reflectividad de manera irreversible.

IK4-TEKNIKER ha recurrido a la limpieza ultrasónica sin inmersión para el desarrollo de este sistema. Se trata de una tecnología que no requiere de una cuba en la que introducir el objeto a lavar, facilitando su aplicación en superficies de gran volumen o de movilidad limitada. De esta manera, se consigue generar un campo de cavitación (principio activo de la limpieza ultrasónica) en una capa delgada de agua depositada sobre la extensión a limpiar.

Además de su eficacia en la limpieza de vidrio, es una solución que puede ser aplicada sobre multitud de superficies como pavimentos o fachadas. “Este hecho augura un interesante recorrido en empresas de diversos sectores como el del mantenimiento urbano o el industrial, que desarrollan dispositivos de limpieza y producción de componentes de grandes dimensiones”, asegura Jon Ander Sarasua, investigador de IK4-TEKNIKER.

“Este sistema confirma además el compromiso de IK4-TEKNIKER por aportar soluciones tecnológicas que permitan aumentar la competitividad de las energías renovables”, concluye Sarasua.

Presencia en el congreso SolarPACES

IK4-TEKNIKER presentará el novedoso dispositivo en el SolarPACES, el congreso referente a nivel mundial en materia de concentración de energía solar y sistemas de energía química, que se celebrará entre los días 26 y 29 de septiembre en Santiago de Chile.

En el marco del evento, el centro tecnológico participará en cuatro ponencias en las que dará a conocer, además del sistema de limpieza ultrasónica, otras soluciones que ha llevado a cabo en este ámbito, como un novedoso procedimiento de calibración de heliostatos o un nuevo formato de reflectores solares anti-suciedad.

La cita organizada por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) congregará a más de 600 investigadores, científicos y empresarios de todo el mundo, que debatirán sobre las últimas novedades en el ámbito de la energía.

Ingeteam Power Technology se ha adjudicado el contrato de suministro para la planta fotovoltaica más grande del mundo, que está siendo construida por Sterling and Wilson, una de las compañías líderes a nivel global en el ámbito EPC solar . El proyecto Sweihan PV, que se construirá en Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos), contará con una potencia instalada de 1.177,36 MW. En el momento de su inauguración, será el mayor proyecto fotovoltaico del mundo construido en una única planta de generación.

La energía producida será adquirida por ADWEC (Abu Dhabi Water & Electricity Company), la compañía eléctrica del emirato, subsidiaria de ADWEA (Abu Dhabi Water & Electricity Authority), para su posterior transmisión, distribución y comercialización. El consorcio de empresas encargadas del desarrollo y operación del proyecto Sweihan PV adjudicó las labores de ingeniería y construcción a la compañía india Sterling & Wilson, que a su vez decidió utilizar la tecnología de Ingeteam para este proyecto.

 

Así, a comienzos de 2018 Ingeteam comenzará a suministrar sus nuevos inversores centrales de la familia INGECON® SUN PowerMax Serie B, que logran producir hasta 2.330 kW de potencia en su versión de 1.000 Vdc. Estos equipos se conocen como inversores duales porque presentan la particularidad de aunar dos bloques de potencia con una salida AC común mediante pletinas, que facilita la conexión directa con el transformador de media tensión. La solución en formato power station integra dos inversores duales en combinación con el resto de elementos necesarios para la conversión de baja a media tensión. Esto es, el transformador BT/MT acompañado por una envolvente cerrada con las celdas de media tensión, el transformador de servicios auxiliares, el cuadro de baja tensión, la UPS y un sistema de refrigeración con aire acondicionado.

La solución desarrollada por Ingeteam, conocida como Inverter Station, logra suministrar 4,66 MW, ya que integra dos inversores fotovoltaicos de 2,33 MW. Estos nuevos inversores duales son aptos para su instalación en intemperie y han sido especialmente diseñados para soportar condiciones climáticas extremas, como las que se dan en la localidad abudabí de Sweihan.

De hecho, Ingeteam ha adquirido una cámara para realizar ensayos de arena y polvo de acuerdo a la norma internacional IEC 60068-2-68. La cámara permite realizar otros ensayos adicionales, como la respuesta del inversor ante tormentas de arena, muy típicas en este tipo de emplazamientos. En esta cámara se ha verificado el correcto funcionamiento del inversor, así como la eficacia de su sistema “atrapa-arenas” que impide el ingreso de partículas dentro del inversor, al tiempo que recolecta los granos de arena y facilita su retirada posterior. Gracias a ello, sus inversores fotovoltaicos han sido certificados por un organismo externo como aptos para soportar tormentas de arena como las descritas en la norma IEC 60068-2-68.

La Dirección de Ingeteam Power Technology ha expresado su satisfacción por la consecución de este contrato, recalcando que “la firma de este contrato es fruto del gran trabajo desarrollado desde el primer momento y supone un nuevo éxito de la apuesta de la compañía por el mercado de Oriente Medio.” Además, ha querido destacar que “este contrato es una nueva muestra de la capacidad de Ingeteam para desarrollar proyectos de gran envergadura.

La puesta en marcha de la instalación, que también correrá a cargo de Ingeteam, tendrá lugar a finales de 2018. Una vez esté en marcha, esta planta evitará la emisión de 7 millones de toneladas de CO2 al año.

Alcance del suministro

Para este proyecto Ingeteam va a suministrar:

  • 201 power stations de 4,66 MW. Cada una de ellas equipada con todo lo necesario para la inyección de potencia en media tensión: dos inversores fotovoltaicos duales, transformador BT/MT, celdas de media tensión, transformador de servicios auxiliares, UPS y cuadro de baja tensión.
  • 402 inversores fotovoltaicos duales de 1.000 Vdc, cada uno con una potencia nominal de 2.330 kW, pertenecientes a la Serie B de la familia INGECON® SUN PowerMax.
  • Puesta en marcha de la instalación.
  • Acuerdo de nivel de servicio que garantiza una disponibilidad de funcionamiento del 99% de los equipos suministrados por Ingeteam durante los dos primeros años de funcionamiento de la planta.

SolarReserve ha recibido la aprobación ambiental del gobierno de Chile para la construcción de una planta de energía termosolar de 390 MW con almacenamiento de energía de 5.100 MWh. Este hito importante marca la tercera aprobación de SolarReserve de un proyecto termosolar que proveerá a Chile de un suministro energético no intermitente 24 horas al día – a un precio competitivo con la generación basada en combustibles fósiles.

Usando la tecnología termosolar con almacenamiento de energía mediante sales fundidas patentada de SolarReserve, el Proyecto de Energía Likana Solar en la región de Antofagasta de Chile, estará compuesto de tres torres de concentración solar de 130 MW, cada una con un almacenamiento de energía a carga completa de 13 horas. Con una capacidad total de almacenamiento de energía de 5,1 GWh las instalaciones proveerán 390 MW de producción continua, resultando en más de 2.800 GWh generados anualmente. La planta operará a un factor de capacidad y un porcentaje de disponibilidad igual al de una planta de generación de electricidad que utiliza combustibles fósiles, mientras que provee un precio competitivo de energía con cero emisiones.

 

El sistema de transmisión chileno tendrá dificultades para operar con grandes cantidades de energía
intermitente. Las compañías de distribución y el sector minero requieren un abastecimiento de electricidad firme, seguro y estable las 24 horas del día, El proyecto Likana Solar ayudará a bajar los costes de la electricidad de las familias y negocios chilenos, mientras que salvaguardan la estabilidad de la red.

Precio altamente competitivo sin volatilidad de precios de combustibles

SolarReserve estará licitando la energía y capacidad asociada de Likana Solar y otros proyectos desarrollados en Chile, en la próxima licitación de suministro de energía de las compañías distribuidoras en Chile.

Lo que está sucediendo en Chile es un anticipo del futuro de la energía termosolar con almacenamiento en el mundo. Incluso más sobresaliente que la energía solar de base, SolarReserve ha establecido un nuevo parámetro para la fijación de precios de energía termosolar al ofrecer 6.4 c$/kWh, sin subsidios, en la última licitación para el suministro de energía en Chile,” ha declarado Kevin Smith, Director General de SolarReserve. “Hemos probado que la energía solar con almacenamiento térmico de energía puede competir con la energía convencional tanto en funcionalidad como en costes.”

Este logro tendrá un impacto mundial de largo alcance, a medida que las redes puedan incorporar energía solar de manera costo-efectiva, que pueda:

• Entregar energía base no intermitente que sea más fácilmente integrada a las redes existentes.
• Entregar capacidad firme para satisfacer la demanda confiablemente durante las horas de mayor demanda, generando cuando la energía es más valiosa, reduciendo costos y riesgos para los consumidores de electricidad.

Mínimo impacto ambiental

Como parte del desarrollo del proyecto y proceso de autorización de SolarReserve para el Proyecto Likana Solar, la compañía colabora con las partes interesadas y las comunidades locales para asegurar un impacto ambiental mínimo. Este proceso incluye una cuidadosa selección del sitio, sistemas de bajo consumo de agua y estudios ambientales extensivos con anterioridad al inicio de la construcción. El proyecto Likana Solar se sometió a una evaluación ambiental integral bajo el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental – SEIA, chileno, administrado por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), y, como resultado, se le otorgó exitosamente una Resolución de Calificación Ambiental (RCA), el cual es el nombre del permiso ambiental chileno.

La subasta para introducir nuevas instalaciones renovables de generación celebrada ayer 26 de julio se saldó con la adjudicación de un total de 5.037 MW al máximo descuento y, por tanto, sin coste para el consumidor eléctrico. La elevada demanda existente obligó a aplicar la segunda cláusula confidencial prevista en la convocatoria, que permitía aumentar el cupo de potencia a adjudicar más allá de los 3.000 MW inicialmente previstos, para facilitar la inclusión de la potencia de todas aquellas ofertas que tuviesen el mismo sobrecoste que la última oferta adjudicada, siempre que dicho sobrecoste fuese nulo para el sistema o inferior al valor que se establece en la misma cláusula confidencial.

Del total de la potencia subastada, 3.909 MW han sido adjudicados a instalaciones fotovoltaicas y 1.128 MW a instalaciones eólicas, repartidos entre 40 empresas. El elevado número de solicitudes recibidas confirma el interés de los inversores nacionales e internacionales por las energías renovables en España.

De acuerdo con la patronal fotovoltaica, UNEF, la potencia fotovoltaica adjudicada en esta subasta supondrá una inversión de unos 3.000 M€, si a ello le sumamos la estimación de la patronal eólica, AEE, que tras la subasta celebrada en mayo estimaba una inversión de otros 3.000 M€ en eólica, y las inversiones que supondrán los nuevos MW eólicos adjudicados, en torno a 1.000 M€, la inversión en renovables en España en los próximos dos años se podría elevar a 7.500 M€

Fotovoltaica, la gran ganadora de la tercera subasta

Tras quedar fuera de la subasta de mayo, la fotovoltaica ha logrado adjudicarse la mayor cantidad de potencia de esta subasta, con un total de 3.909 MW.

Cobra, filial del Grupo ACS, se adjudicó 1.550 MW de potencia fotovoltaica, en cuyo desarrollo la compañía podría invertir hasta 1.000 M€, convirtiéndose en la gran triunfadora de la subasta. En segundo lugar del podio quedó situada X-Elio, con 455 MW, que a buen seguro la compañía aprovechará para desarrollar parte de los proyectos que tiene en cartera, entre los que se encuentran la gran planta fotovoltaica de Lorca (Murcia).

Endesa, a través de su división de energías renovables, Enel Green Power España (EGPE), se adjudicó 339 MW de fotovoltaica, que se materializarán en dos nuevos proyectos que se ubicarán en Murcia y Badajoz, generarán aproximadamente 640 GWh al año y evitarán la emisión de alrededor de 348.000 t de CO2 a la atmósfera. En su construcción la compañía invertirá 270 M€, que se suman a los 600 M€ que la compañía prevé invertir para desarrollar los 540 MW eólicos que le fueron adjudicados en la anterior subasta. La empresa estima que los proyectos en los que se materializará esta nueva potencia entrarán en funcionamiento en 2019.

Forestalia, gran ganadora de las últimas subastas, ha logrado una potencia de 316 MW, alejada de las cifras de las anteriores convocatorias, si bien de acuerdo con la empresa, corresponde a toda la potencia por la que pujaba en esta subasta y eleva su cartera a 1.924,5 MW.

Por su parte, Gas Natural se ha adjudicó 250 MW fotovoltaicos, correspondientes a proyectos de la cartera fotovoltaica del grupo energético con mayor avance administrativo y mejores rentabilidades esperadas, que pueden cumplir los plazos de puesta en marcha fijados en la subasta (diciembre de 2019). De acuerdo con la propia compañía, la competitividad de los proyectos radica en los emplazamientos elegidos, un elevado recurso solar (en promedio superior a 1.900 horas de producción anual) y un CAPEX muy optimizado. La multinacional energética estima invertir hasta 165 M€ en el desarrollo de estos proyectos fotovoltaicos. Esta adjudicación se une a los 667 MW eólicos adjudicados en la subasta de mayo, que supondrán una inversión máxima de 700 M€.

En fotovoltaica se adjudicaron también proyectos: Solaria, con 250 MW, OPDE con 200 MW, Prodiel con 180 MW, Alter con 50 MW, y Alten con 13 MW. El resto, 322 MW, se repartieron entre otros pequeños grupos.

Fuentes de Solaria señalan que esta subasta supone un hito importantísimo para la compañía, que actualmente dispone de una capacidad de generación de energía fotovoltaica de más de 70 MWp, ya que le permitirá incrementar su cartera en más de 3,5 veces en poco más de dos años.

UNEF celebra el resultado positivo de la fotovoltaica en la subasta

UNEF ha valorado positivamente el resultado de la subasta, en la que la mayoría de proyectos se adjudicaron a la fotovoltaica. Este resultado supondrá una importante reactivación del sector, con unas inversiones estimadas en 3.500 M€, y la creación de nuevos puestos de trabajo.

Este es un día histórico para el sector fotovoltaico español” afirma Jorge Barredo, Presidente de UNEF.“La fotovoltaica ha obtenido estos buenos resultados gracias al alto nivel de competitividad que ha alcanzado la tecnología”.

En la licitación las empresas españolas, que en los últimos años se han visto obligadas a internacionalizarse para sobrevivir, han sido las principales ganadoras, y la potencia total asignada ha sido superior a la que se instaló durante los años 2007-2008, cuando el sector fotovoltaico vivió un crecimiento espectacular.

Los resultados de la eólica

En lo que respecta a la energía eólica, Alfanar, propiedad del fondo Capital Energy, se llevó 720 MW, Ibervento 172 MW, Greenalia 130 MW y el grupo Gestamp 24 MW, entre otras.

Balance de 2017

Junto con la subasta del pasado mes de mayo de 2017, se han adjudicado un total de 8.037 MW de nueva potencia renovable distribuidos entre 3.910 MW fotovoltaicos, 4.107 MW eólicos y 20 MW correspondientes a otras tecnologías. Esta distribución garantiza un mix equilibrado con participación de todas las tecnologías.

Los resultados de las subastas celebradas en 2017 permitirán a España avanzar definitivamente en el cumplimiento de los objetivos de introducción de renovables establecidos por la UE para 2020. España alcanzó en 2015 un 17,3% de consumo de energía renovable sobre el consumo de energía final, sensiblemente por encima del objetivo que exigen las Directivas Europeas para España en dicho año y por delante de los principales países de la UE.

Los proyectos adjudicados tendrán que estar en funcionamiento antes de 2020. Para garantizar la solvencia de las ofertas recibidas se ha establecido un sistema de garantías económicas que, conforme se vayan cumpliendo hitos en la ejecución de los proyectos, irán siendo devueltas progresivamente a los promotores.

El resultado de la subasta ha sido validado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) quien ha verificado que la misma se ha realizado de forma competitiva, objetiva, transparente y no discriminatoria.

Listado de los adjudicatarios

Según información remitida por el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE) sobre los resultados de la subasta para la asignación del régimen retributivo específico a nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, y una vez que la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC) ha confirmado que el proceso se ha realizado de forma objetiva, competitiva y no discriminatoria, el volumen total adjudicado de cada participante ha sido el siguiente:

En cuanto a la tecnología fotovoltaica, los adjudicatarios han sido:
Documento1
Para la tecnología eólica:
Documento2

En 2014 SAMPOL firmó con Unión Energética del Noroeste (UEN) un contrato llave en mano para el diseño, ingeniería, suministro y ejecución de una planta de cogeneración en el municipio de Agua Prieta, Sonora (México). Este mes de julio SAMPOL ha hecho entrega de la planta, que ha contado con un presupuesto de 5 M$ y que constituye la primera fase de un gran complejo de generación eficiente que constará de cinco fases. Este proyecto supone una mejora ambiental contribuyendo a la generación alternativa de energía verde.

La planta, que está calificada como de cogeneración eficiente por el gobierno mexicano, tiene una potencia eléctrica neta de 17.400 kWe, que son proporcionados por dos motores de combustión interna de gas natural Rolls Royce. Además, mediante una caldera de recuperación se aprovecha el caudal de 49150 kg/h de gases de escape a 370ºC para generar agua sobrecalentada a 110ºC que, a su vez, se hace pasar por un chiller o enfriador de amoniaco para la producción de agua helada, para la refrigeración de unos cuartos fríos de almacenaje de productos agrícolas.

 

La energía eléctrica generada a 13.2 kV es elevada a la tensión de transporte de 230 kV para su exportación a la red pública de transmisión, lo que permite optimizar la rentabilidad de la planta de cogeneración.

El grupo SAMPOL tiene una larga relación comercial con México, donde lleva más de 25 años trabajando en distintos proyectos de instalaciones, energía y telecomunicaciones, con los que ha alcanzado una madurez que le ha permitido consolidarse en el sector empresarial local.

MAN Diesel & Turbo ha puesto en marcha con éxito y entregado al operador, Alba Generación, ocho motores tipo 18V48/60 en la nueva central eléctrica Planta MAN 140 en Los Brasiles, Nicaragua. La empresa también ha sido responsable de la ingeniería y entrega de los motores y equipos, estructura de acero, tuberías y electricidad. Con una capacidad de generación de 140 MW, la Planta MAN 140 es la más potente y avanzada central térmica de Nicaragua y supone alrededor del 12% de la potencia total del país.

En las inmediaciones de la capital, Managua, la Planta MAN 140 sustituye a las centrales eléctricas diesel más antiguas y menos eficientes y equilibra las fluctuaciones de la generación de electricidad a partir de fuentes renovables. Los motores funcionan con fuelóleo pesado (HFO).

 

Nicaragua tiene planes ambiciosos con respecto a la generación de energía. Su objetivo es producir el 90% de la energía eléctrica a partir de fuentes renovables para 2020. Las fuentes renovables, principalmente la energía eólica y la hidroeléctrica, ya representan el 57% de la demanda de electricidad del país. Los niveles de eólica, sin embargo, están sujetos a fluctuaciones considerables.

Las centrales eléctricas con motores son ideales como respaldo para las energías renovables“, explica Thorsten Dradrach, Director de Ventas de las centrales eléctricas en el continente americano de MAN Diesel & Turbo. “No sólo se pueden poner en marcha los motores y alcanzar la carga completa en 3-5 minutos, sino que también funcionan de manera eficiente a carga parcial. En el caso de bajos niveles de viento o incluso nada de viento en absoluto, los motores MAN48/60 generan energía de forma fiable y muy flexible para compensar las fluctuaciones en la red eléctrica.”

Transportar los motores a 156 km desde el puerto de Corinto a Los Brasiles fue un gran reto logístico. A temperaturas de hasta 40 °C y con el aumento de la actividad volcánica, cada uno de los ocho motores de 320 t tuvo que cruzar más de 60 puentes, muchos de los cuales primero tuvieron que ser puenteado con las rampas en voladizo.

Alba Generación es una filial de Alba Nicaragua, propiedad de la Alianza Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América. Alba es una alianza económica y política de nueve países de Latinoamérica y el Caribe, incluyendo a Nicaragua. El objetivo de Alba es lograr una mayor independencia de EE.UU y Europa mediante la cooperación económica entre los países de Latinoamérica y el Caribe. El sector de la energía tiene un papel particularmente importante que desempeñar en esta misión.

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Las previsiones para el reino de Marruecos indican que la demanda energética del país tendrá un crecimiento continuo en los próximos años. El país goza de abundantes recursos energéticos renovables (incluyendo solar, eólica e hidráulica), y ha establecido el objetivo de tener un 52% de energía renovable antes de 2030, reduciendo su dependencia actual de los combustibles fósiles importados. El gobierno está centrado en el desarrollo de su infraestructura eléctrica para poder integrar la generación renovable, con el objetivo de generar más electricidad a partir del viento y de otras fuentes renovables.

ABB está trabajando junto con Energie Eolienne du Maroc, una de las compañías marroquíes líder en el sector energético, para construir una nueva subestación híbrida en el sur de Marruecos, que se conectará a la red nacional del país. Será la primera subestación híbrida de Marruecos, y está diseñada para soportar las duras condiciones climáticas del desierto y de la atmósfera marina.

 

La subestación híbrida tendrá unos niveles de tensión de 225/33 kV y será flexible y ampliable, con la capacidad de llegar a 400 kV y a una potencia en el parque eólico de 300 MW. La eléctrica Nareva está trabajando en varios proyectos de parques eólicos por todo Marruecos.

La compañía exigía un excelente servicio al cliente por parte de su suministrador potencial. Los equipos humanos de ABB en España, Marruecos, Italia, Turquía, Suiza y Suecia trabajaron conjuntamente para impartir seminarios técnicos y realizar varios análisis de costes de ciclo de vida. La subestación híbrida contará con la última tecnología de ABB con aparellaje PASS, aparellaje ZS2 MV, transformadores de 150 MW, transformadores de medida, descargadores de sobretensiones, sistema de automatización de la subestación, y sistemas de protección y control. La nueva subestación mejora la presencia de ABB en África y contribuye al objetivo que tiene su división Power Grids de desarrollar redes eléctricas más resistentes, inteligentes y respetuosas con el medio ambiente para sus clientes.

En el día más largo y brillante del año, SolarPower Europe ha lanzado la herramienta más dinámica y precisa para la cartografía en tiempo real de la generación de energía solar en Europa.

SolarPower Live Map proporciona datos de generación solar en tiempo real y cubre virtualmente todos los países europeos, con algunos datos desglosados aún más en un nivel regional detallado. También existe la opción de ver la generación solar histórica de 2005 a 2016, así como os datos de generación por habitante. Esta es una herramienta sin precedentes en el sector de las energías renovables y demuestra la perfecta sinergia entre la energía solar y la digitalización de la energía.

 

Esta herramienta se ha creado utilizando el excelente servicio de datos solares de 3E para demostrar que hora a hora la energía solar está impulsando la transición energética en Europa. El mapa fue realizado en colaboración con los principales expertos en energía solar de 3E y SMA.

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Menores costes para los clientes, crecimiento económico regional, aumento de la eficiencia y la flexibilidad; son los beneficios potenciales de un acuerdo reciente entre Duke Energy y Siemens. Duke Energy ha remitido a la Comisión de Servicios de Carolina del Norte (NCUC) sus planes para la ampliación de su sitio de generación Lincoln County Combustion Turbine (LCCT), equipado con turbinas de gas. La propuesta incluye a Siemens como contratista de Ingeniería, Adquisiciones y Construcción (EPC) para el proyecto, incluyendo el suministro de la unidad avanzada de turbinas de gas.

Aproximadamente serán necesarios 400 MW de potencia pico para satisfacer las necesidades de los clientes de Duke Energy en Carolina para 2024. La aprobación del proyecto proporciona a Siemens la oportunidad de construir y probar su nueva tecnología de turbinas de gas a tiempo para satisfacer esta necesidad energética. Después de la construcción, las pruebas y la validación, la nueva unidad de turbinas de gas será entregada a Duke Energy para entrar en servicio. La unidad propuesta estará formada por las turbina de gas más eficientes de la flota de Duke Energy y alrededor del 25% más eficiente que las actuales turbinas de gas del condado de Lincoln.

 

Esta nueva tecnología proporcionará a Duke Energy una potencia pico flexible necesaria para complementar los recursos intermitentes de energía solar y reducir las emisiones de toda flota.

Pendiente de la aprobación reglamentaria, la construcción podría comenzar a mediados de 2018, con el comienzo de las pruebas de las turbinas de gas en 2020 en las instalaciones de 746 acres de Duke Energy cerca de Denver, Carolina del Norte. Esta instalación alberga actualmente 16 turbinas a gas en ciclo simple, capaces de generar 1.200 MW durante períodos cortos cuando las necesidades de los clientes son más altas.

El emplazamiento del condado de Lincoln, construido en 1995, incluye infraestructura existente tal como acceso al gas natural y conexiones de transmisión, haciéndolo conveniente para la ampliación.

En 2011, el Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) lanzó la Iniciativa SunShot, con el objetivo de conseguir que la electricidad solar fuese competitiva con otras tecnologías de generación convencionales en 2020. En esta iniciativa se contemplan objetivos de costes y rendimiento para la fotovoltaica y la termosolar. A diferencia de la fotovoltaica, la termosolar captura y almacena energía solar en forma de calor, utilizando materiales de bajo coste y materialmente estables durante décadas. Esto permite a la termosolar con almacenamiento térmico entregar energía renovable, proporcionando a la vez importantes atributos de capacidad, fiabilidad y estabilidad a la red, aumentando, en consecuencia, la penetración de tecnologías de electricidad renovable intermitente. El informe técnico “Hoja de Ruta de la Tecnología Termosolar de Demostración Gen3”, lanzado en enero de 2017 por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), será utilizado por el DOE para priorizar actividades de I+D que conduzcan a una o más vías tecnológicas para ser demostradas con éxito, a una escala apropiada, para su futura comercialización.

Los sistemas termosolares más avanzados en la actualidad son los sistemas de torre con dos tanques de almacenamiento térmico en sales fundidas, que entregan energía térmica a 565 ºC para su integración en ciclos de potencia convencionales como el ciclo de vapor Rankine. Estas torres de energía se remontan a la demostración piloto Solar Two de 10 MWe en los noventa. Este diseño ha reducido el coste de la electricidad termosolar en aproximadamente un 50% con respecto a los sistemas de colectores parabólicos; sin embargo, la disminución de costes de las tecnologías termosolares no ha seguido el ritmo de reducción de costes de los sistemas fotovoltaicos.

 

Desde el lanzamiento en 2011 de la Iniciativa SunShot, el Subprograma de termosolar del DOE ha financiado investigación en campos de colectores solares, receptores, sistemas de almacenamiento térmico y sub-sistemas del ciclo de potencia, para mejorar el rendimiento y reducir el coste de los sistemas termosolares. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2017

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