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Acciona Energía construirá tres plantas fotovoltaicas gemelas en Egipto, en alianza al 50% con la compañía saudí Swicorp, a través de la plataforma de energías renovables de ésta última, Enara Bahrain Spv Wll (ENARA). La potencia nominal total será de 150 MW -186 MWp pico- y la inversión aproximada ascenderá a 180 M$. Situadas en el complejo Benban, creado por el Gobierno egipcio en la región de Asuán, representan el primer proyecto renovable de Acciona Energía en Egipto.

Ya se han firmado en El Cairo los contratos de venta de energía (PPAs) de estos proyectos y los acuerdos de conexión a red (NCCs) correspondientes con presencia del Primer Ministro de Egipto, Sherif Ismail, y de los ministros de Electricidad y Energía Renovable, Mohamed Shaker El-Markabi y de Cooperación Internacional, Sahar Nasr. Por parte de ACCIONA han asistido, entre otros, el Presidente del grupo, José Manuel Entrecanales, y el CEO de la división de Energía, Rafael Mateo. En representación de Swicorp han acudido su Presidente, Kamel Lazaar y el director ejecutivo del grupo y responsable de ENARA Renewable Energy Platform, Rabeaa Fattal, junto con destacados fundadores de ENARA, representados por Walid Al Shoaibi, Presidente Ejecutivo de Shoaibi Group, y Mong Ik Chung, CEO y Presidente de KCC Corporation. Ha estado también presente en el acto el embajador de España en Egipto, Arturo Díez del Corral.

Los tres proyectos están acogidos al régimen de incentivos (feed-in tariff) establecido por la administración egipcia en la convocatoria denominada Round 2, publicada en octubre de 2016. En conjunto, producirán energía limpia equivalente al consumo de unos 150.000 hogares egipcios, evitando la emisión de 297.000 toneladas de CO2 anuales en centrales de fuel-oil.

PPA a 25 años

La energía generada será suministrada a la eléctrica pública Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) en virtud de un contrato de compraventa de energía a largo plazo (25 años), en las condiciones fijadas en la Round 2. La financiación de la operación ha sido ya cerrada con International Finance Corporation (IFC), entidad del Grupo Banco Mundial, y con Asian Infrastructure Investment Bank (AIIB), especializadas ambas en financiar proyectos privados en países emergentes.

Tres plantas gemelas

El proyecto consta de tres plantas gemelas de 50 MW nominales (62 MWp) cada una, ubicadas todas ellas en el complejo Benban, situado en la región de Asuán, en el Alto Egipto, a 40 km al noroeste de dicha localidad y a unos 15 kilómetros al oeste del río Nilo.

Los trabajos de construcción está previsto que se inicien en diciembre próximo, con fecha de puesta en marcha estimada para un año después. Cada una de las plantas estará equipada con 190.774 módulos de silicio policristalino de tecnología Jinko Solar, sobre estructuras de seguimiento sobre eje horizontal fabricadas por STI Norland.

Un complejo de 41 plantas

El complejo fotovoltaico de Benban consiste en un área de 37,2 km2 de superficie promovida por la administración egipcia a través de la New and Renewable Energy Authority (NREA) y dotada de la infraestructura de evacuación necesaria para acoger 41 plantas fotovoltaicas de titularidad privada -con una potencia conjunta de 1.800 MW-. Se plantea que esté culminado para el año 2018, cuando se convertirá en uno de los mayores complejos fotovoltaicos del mundo.

La creación de Benban se enmarca en la política de promoción de las energías renovables impulsada por el Gobierno egipcio para diversificar su mix eléctrico, dependiente en más del 90% del petróleo y del gas –éste importado-, y respaldar su crecimiento económico, que se prevé sea superior al 4% anual en el medio plazo. Egipto se ha fijado como objetivo estratégico cubrir un 20% de su demanda eléctrica con renovables en 2022 –frente al 8% en 2015-. Ello representaría alcanzar unos 2.800 MW fotovoltaicos operativos a esa fecha, según las previsiones de la NREA.

Con estos proyectos, Acciona Energía refuerza su posición en la región de Oriente Medio y Norte de África (MENA, por sus siglas en inglés), que va a incrementar su capacidad renovable instalada en un 60% en el plazo de cinco años -hasta superar los 40 GW-, principalmente gracias a nuevos desarrollos fotovoltaicos, según la Agencia Internacional de la Energía.

Endesa ha adjudicado a la empresa Electro Power Systems (EPS) la construcción de una batería de ión de litio de 20 MW de potencia y 11,7 MWh de capacidad. Comienza así el proceso de construcción de la que será la mayor batería instalada de España, que permitirá a la Central de Carboneras (Almería) adaptarse a las necesidades del sistema eléctrico sin alterar su ritmo de generación. Está previsto que el proyecto esté listo en junio de 2018.

Endesa invertirá más de 11,5 millones de euros en el proyecto, el cual incluye el suministro e instalación del banco de baterías, inversores y transformadores elevadores de tensión, y dos transformadores auxiliares para la conexión con la central adjudicados a la empresa ABB.

 

La central de Carboneras está diseñada para operar en base, es decir, para generar electricidad constantemente, algo que ha llevado a cabo desde la puesta en marcha del primer grupo en 1985. El diseño original de la central está adaptado al sistema eléctrico de los últimos 30 años y tiene que adaptarse al sistema actual, con una notable penetración de energías renovables intermitentes (principalmente eólica) que le obligan a modular su producción y aplicar funciones de respaldo para cubrir la demanda en todo momento.

La instalación de un gran sistema de almacenamiento de energía que se conectará a la red auxiliar de la central, dotará a la planta de flexibilidad y mejorará su respuesta ante fluctuaciones de carga en el sistema de electricidad actual derivadas de la intermitencia producida por el aumento de la penetración de las renovables. Además, también se espera que la batería reduzca los costes de mantenimiento de los principales componentes de la central y alargue su vida útil.

Asimismo, la central de Carboneras se encuentra en proceso de adaptación de sus sistemas a la normativa medioambiental europea, la cual obliga a reducir las emisiones de NOx y SO2. Se espera que Endesa invierta unos 240 millones de euro en este proceso.

El proyecto forma parte del conjunto de iniciativas que está desarrollando el Grupo Enel, matriz de Endesa, para posicionarse en esta nueva tecnología, la cual cuenta con grandes perspectivas de crecimiento dentro del segmento de los servicios públicos gracias a sus características técnicas y su rápida velocidad de respuesta, así como a la reducción de costes que se está produciendo en esta tecnología.

El pasado mes de mayo, Enel adquirió el sistema de almacenamiento de energía de baterías (BESS, por su sigla en inglés) de Tynemouth (Newcastle, Reino Unido), una batería de iones de litio con una capacidad de 25 MW (12,5 MWh) que estará terminada a principios de 2018.

La energía fotovoltaica en el mundo volvió a marcar un nuevo record de potencia instalada en 2016, con la conexión de 76,8 GW lo que ha supuesto un crecimiento del 50% sobre la cantidad instalada el año anterior. El mercado fotovoltaico ha experimentado un cambio importante en los últimos años, de ser un mercado básicamente europeo, cuya motivación era ambiental, a llevarse a cabo la mayor parte de los proyectos en países emergentes, y ser la motivación su competitividad en precio y la garantía de suministro.

En España, aunque en el año 2016 solo se instalaron 55 MW, en el sector empiezan a respirarse aires de cambio. Después de cinco años de moratoria, el sector se siente con fuerzas y ganas para cambiar el riesgo político por el riesgo de mercado. La falta de confianza en las políticas gubernamentales, el alto nivel de competitividad alcanzado por la tecnología, el gran recurso natural disponible en España, la liquidez existente en los mercados financieros y la posibilidad de obtener ingresos adicionales mediante la participación en los servicios auxiliares son las razones que animan a los promotores fotovoltaicos a intentar la posibilidad de ir directamente a mercado.

 

Pero este camino no está exento de barreras. La primera y más importante es la inadecuación del sistema marginalista de fijación de precios en los mercados eléctricos. Un sistema diseñado en los años ochenta del siglo pasado, basado en costes variables, no puede ser más inadecuado para fijar precio a unas tecnologías que carecen de ellos y que cada vez tendrán una presencia mayor en el mix energético. Leer más…

José Donoso
Director General de UNEF

Artículo publicado en: FuturENERGY Julio-Agosto 2017

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y el Ministerio de Minas y Energía (MME), han publicado el tan esperado Plan de Expansión de Energía a 10 años, PDE 2026, dotado con 430.000 M$, para ayudar al sector energético del país. De acuerdo con el PDE 2026, la oferta interna de energía necesaria para mover la economía brasileña en 2026 será de 351 Mtep, en este sentido EPE prevé que la potencia instalada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante la próxima década aumente en 64 GW, de 148 GW a 212 GW. En torno al 50% de este crecimiento provendrá de fuentes renovables no convencionales, en última instancia EPE espera que las renovables, excepto la hidroeléctrica, alcancen una cuota del 48% del mix energético en 2026.

De forma anual, Brasil publica una propuesta a 10 años, el Plan de Expansión de Energía, que examina el desarrollo estimado del sector energético del país y da una previsión de las cifras que se alcanzarán a lo largo de la década. Debido a cambios tanto en el gobierno como en EPE, el pasado año no hubo propuesta, razón por la cual se esperaba con impaciencia la actual.

 

Bajo el nuevo escenario de referencia, el nuevo PDE planea que la solar a gran escala alcance los 9.660 MW en 2026, creciendo desde los 21 MW en 2016. Combinando estos 9.660 MW con el desarrollo de 3,5 MW de generación fotovoltaica distribuida, el total de instalaciones solares superará los 13 GW en 2026. Leer más...

Artículo publicado en: FuturENERGY Julio-Agosto 2017

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Siemens presenta su turbina de gas industrial SGT-800 con una potencia de 57 MW y una eficiencia eléctrica de más del 40% en la aplicación de ciclo simple. En una configuración de ciclo combinado la potencia de salida es de 163 MW con una eficiencia neta de más del 58,5%. La SGT-800 está ahora disponible con rango de potencia de 47,5 MW a 57 MW gracias a esta mejora, que se ofrecerá al mercado junto con las variantes ya existentes.

La SGT-800 más potente hasta la fecha está dirigida principalmente a los productores de energía industrial y a las compañías de petróleo y gas que tienen una demanda de energía particularmente alta.

 

El incremento de potencia a 57 MW sigue la filosofía de diseño de evolucionar en pequeños y ajustados saltos, mientras se mantiene cerca del diseño comercialmente probado y fiable de la turbina de gas industrial SGT-800. Sólo se han realizado mejoras en piezas de la turbina de gas usando las tecnologías existentes y maduras del núcleo de la turbina de Siemens. La mejora de rendimiento hasta 57 MW también se ha logrado a través de una mejora de la caja de engranajes y eficiencia de la carcasa / difusor de salida. Se ha logrado un reducido impacto del paquete de la turbina de gas gracias a un diseño más corto y un grado de pre-ensamblaje que permite menor tiempo de instalación en campo.

Hasta la fecha, más de 325 turbinas SGT-800 se han vendido en todo el mundo. La región de Asia Pacífico es un mercado especialmente importante para la máquina, con más de 100 unidades vendidas, 71 de ellas solamente en Tailandia. En los últimos cinco años, la SGT-800 ha sido la turbina de gas líder en el mercado para aplicaciones de ciclo combinado en su gama de potencia. La flota SGT-800 instalada ha alcanzado actualmente más de cinco millones de horas de funcionamiento. La turbina, que se conocía originalmente con el nombre de producto GTX100, comenzó su desarrollo en 1994 y se lanzó en 1997.

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Acciona Energía ha puesto en servicio en India el parque eólico de Bannur, de 78 MW de potencia. Se trata de la cuarta instalación eólica propiedad de la compañía en el país asiático, con la que alcanza 163,8 MW de potencia operativa. Situado en el estado de Karnataka, distrito de Mysore, al suroeste del país, el parque de Bannur incorpora 26 aerogeneradores AW125/3000 de 125 m de diámetro de rotor, de tecnología Nordex-Acciona Windpower, asentados sobre torre de hormigón de 120 m. de altura.

La nueva instalación generará una media anual estimada en 242 GWh, equivalente al consumo de más de 224.000 hogares indios, evitando la emisión a la atmósfera de 232.562 tde CO2 en centrales de carbón. La energía será suministrada a la eléctrica Bangalore Electricity Supply Company (BESCOM), con la que se ha firmado un contrato de compraventa a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés).

 

Más de 600 empleos

Se trata del primer proyecto eólico que Acciona desarrolla y construye directamente en el mercado indio, evidenciando su capacidad de adaptación a las condiciones específicas del país. La construcción del parque de Bannur ha generado más de 600 empleos directos, contribuyendo al desarrollo local en el octavo estado más poblado del país. Las torres de hormigón que sustentan las turbinas han sido fabricadas sobre el terreno en una planta creada en las inmediaciones a tal fin.
Las góndolas, por su parte, han sido en su gran mayoría ensambladas en la planta que Nordex-Acciona Windpower, empresa participada por Acciona, ha establecido en la ciudad de Chennai, al sureste del país. Dicha factoría ensambla el aerogenerador AW3000, de 3 MW de potencia unitaria en sus versiones de clases II y III, modelos muy adecuados para emplazamientos de vientos medios y bajos, que son los predominantes en India.

Acciona opera en propiedad el que es su cuarto parque eólico en India, tras los de Anabaru (16,5 MW), Arasinagundi (13,3 MW) y Tuppadahalli (56,1 MW), todos ellos ubicados también en Karnataka. La compañía fue la primera empresa española en contar con un parque eólico en propiedad en el país, en 2007.

India es el cuarto mercado eólico mundial por potencia instalada (sólo por detrás de China, EE.UU. y Alemania), con 28.700 MW acumulados al cierre de 2016 y uno de los que cuenta con mejores perspectivas de crecimiento. El Gobierno indio se ha fijado alcanzar 60.000 MW eólicos en 2022, como parte del objetivo de 175.000 MW renovables establecido para esa fecha. Una evolución en sintonía con el elevado crecimiento de la demanda eléctrica previsto, que se multiplicará por 2,6 de aquí a 2040, según el escenario central de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

Ingeteam ha conseguido el contrato de operación y mantenimiento de una nueva planta fotovoltaica en México. La planta se encuentra en el estado de Chihuahua, al noroeste del país en la frontera con Nuevo México, en la ciudad de Camargo, y cuenta con una potencia de 35,5 MW. Con este nuevo proyecto la cifra de potencia solar mantenida por la compañía en México asciende a 140 MW, lo que supone mantener un 55% de la potencia instalada en el país.

Líder en el sector eólico mexicano, Ingeteam consolida también su posicionamiento en el resto de sectores renovables del país, gracias a este nuevo contrato en fotovoltaica y a la adjudicación de los servicios de dos centrales hidroeléctricas en el estado de Jalisco.

 

Hasta ahora el compromiso de Ingeteam Service con sus clientes comenzaba con la puesta en marcha de la máquina, realizando un mantenimiento integral y apoyando la gestión y explotación del parque eólico durante toda su vida útil. Desde 2016 Ingeteam ha ampliado su cartera de servicios incluyendo en su
oferta el montaje de aerogeneradores. En los últimos meses, Ingeteam ha sido adjudicataria del contrato de montaje de 20 aerogeneradores situados en los parques eólicos de La Bufa y Puerto Peñasco, en las regiones de Zacatecas y Sonora. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Julio-Agosto 2017

De acuerdo con el Informe U.S. Solar Market Insight elaborado por GTM Research y SEIA, el mercado solar de EE.UU. agregó 2.387 MWdc de nueva potencia fotovoltaica en el segundo trimestre de 2017. Esto representa un aumento del 8% interanual. El mercado de instalaciones fotovoltaicas a gran escala representó el 58% de las instalaciones en el segundo trimestre de 2017, marcando el séptimo trimestre consecutivo que este segmento añadió más de 1 GWdc.

Si bien los tres segmentos del mercado solar de EE.UU. experimentaron un crecimiento intertrimestral en el segundo trimestre de 2017, el mercado fotovoltaico no residencial es el único del que se espera que realmente crezca anualmente este año.

 

Se prevé que el segmento fotovoltaico no residencial crezca un 9%, después de un crecimiento récord del 58% en 2016, tras tres años consecutivos de demanda plana antes de 2016. El crecimiento continuo en 2017 se debe en parte a la energía solar comunitaria, que sigue en camino para agregar más más de 400 MWdc, casi duplicando las instalaciones solares comunitarias de 2016.

Mientras tanto, se espera que el segmento residencial caiga anualmente por primera vez, después de caer anualmente por primera vez en base a los trimestres primero y segundo de 2017. Hay varios factores detrás de esta recesión. En primer lugar, los desafíos de adquisición de clientes en todo el segmento están limitando el crecimiento en los principales mercados estatales.

En segundo lugar, las empresas nacionales de energía solar residencial han ralentizado las operaciones y han perseguido canales de ventas más rentables a expensas del crecimiento. Mientras tanto, el crecimiento en mercados estatales emergentes no ha compensado la debilidad de los 10 principales mercados estatales, siete de los cuales cayeron respecto al año anterior en el segundo trimestre de 2017.

Finalmente, la recesión del segmento de gran escala en 2017 ha sido suavizada por proyectos de 2016 que se desviaron de sus fechas de finalización, como resultado de la extensión del 30% del Crédito Fiscal a la Inversión federal. Estos proyectos que se pospuesto para 2017 representan más del 50% de las previsiones de este año para este segmento de mercado. En el futuro, la recuperación de este segmento se debe principalmente a la adquisición fuera del sistema RPS (Renewable Portfolio Standards), con más del 75% del suministro actual procedente de adquisiciones voluntarias, PURPA, adquisiciones corporativas externas y agregadores de opciones comunitarias en California.

En conjunto, se espera que el mercado solar de EE.UU. solar caiga anualmente en 2017 y 2018 antes de repuntar en 2019, en gran parte debido a las tendencias en la contratación en el segmento a gran escala. A lo largo del primer semestre de 2017, la mayoría de las solicitudes en este segmento se han centrado en proyectos que pueden entrar en línea con un ITC federal del 30% en 2019 o más tarde, aprovechando las normas de comienzo de la construcción.

El regreso al crecimiento en 2019 también provendrá de un creciente número de mercados estatales alcanzando escala. Para 2019, más de la mitad de todos los estados de EE.UU. alcanzaron un tamaño de mercado de al menos 100 MW anuales.

Esa diversificación de la demanda es consecuencia de que la solar distribuida y la solar a gran escala han alcanzado puntos de inflexión en términos de atractivo económico. Por ejemplo, más de 30 estados habrán superado la paridad de red para la fotovoltaica residencial. Mientras tanto, más de dos tercios de la cartera de proyectos fotovoltaicos a gran escala proviene de proyectos adquiridos fuera del programa RPS, impulsados por la competitividad de costes frente a alternativas de gas natural.

Tendencias por segmento de mercado

Fotovoltaica residencial

563 MWdc instalados en el segundo trimestre de 2017
Subió 1% desde el primer trimestre de 2017
17% menos que en el segundo trimestre de 2016

Fotovoltaica no residencial

437 MWdc instalados en el segundo trimestre de 2017
10% más que en el primer trimestre de 2017
31% más que en el segundo trimestre de 2016

Fotovoltaica a gran escala

1.387 MWdc instalados en el segundo trimestre de 2017
Séptimo trimestre consecutivo en el que este segmento agregó más de 1 GWdc
La cartera de proyectos fotovoltaicos contratados actualmente asciende a 23 GWdc

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La subsidiaria de Rolls-Royce Power Systems, Bergen Engines, ha firmado contratos para la entrega de dos centrales eléctricas en Bangladesh, con un valor de contrato de 133 M€. Los envíos para Confidence Power Rangpur Limited están destinados a una central eléctrica en Rangpur con una potencia eléctrica de 112 MW. Será suministrada este año. Una segunda central eléctrica similar está programada para ser entregada en 2018. Esta central eléctrica de 150 MW está destinada a Midland East Power Ltd y se ubicará en Ashuganj. Dentro de los contratos también están el suministro de piezas de repuesto durante 15 años.

Estos contratos forman parte del ambicioso plan del gobierno de Bangladesh de duplicar la capacidad de generación eléctrica a 38.000 MW para satisfacer una demanda prevista de unos 33.000 MW para el 2030. Para alcanzar este objetivo será necesario un aumento sustancial de 9.000 MW en los próximos cuatro solo años – y aquí es donde entran los motores de velocidad media. Una central eléctrica basada en motores de combustión interna se construye fácilmente en tan solo un año, mientras que otras alternativas pueden llevar hasta siete años.

 

Estamos encantados de haber sido elegidos para ayudar a desarrollar el sector energético en Bangladesh,” comenta Jeff Elliott, Director General de Bergen Engines. Bergen Engines entregó su primer motogenerador Rolls-Royce en Bangladesh en 2001, y desde entonces ha construido centrales eléctricas que cubren más del 5% del suministro de energía del país.

Nordex Group presentará la última fase de desarrollo de su exitosa plataforma Delta – la serie Delta 4000 – en la feria eólica Husum Wind, que tendrá lugar del 12 al 15 de septiembre. El protagonista será el aerogenerador N149 / 4.0-4.5: especialmente diseñado para zonas de vientos bajos, ofrece un área de barrido de rotor un 30% superior y una producción de energía variable de entre 4,0 y 4,5 MW, lo que lo convierte en la actualidad en el aerogenerador terrestre de mayor rendimiento para vientos bajos en este rango.

Otra de las características que lo hace especial, es su capacidad de adaptarse a una gran diversidad de requisitos locales con una sola versión de hardware. Así, se ajusta a la perfección a las necesidades concretas del gestor de red, los regímenes de viento locales y las restricciones de ruido. También permite optimizar el rendimiento global de un parque eólico a través de los diferentes rendimientos máximos de cada aerogenerador, aprovechando así en todo momento todo el potencial de la ubicación de cada turbina dentro de cada parque eólico. Esto supone una gran ventaja para los proyectos de gran escala que muchas veces implican diferentes regímenes de viento y una compleja topografía. Así, con el N149/4.0-4.5, la obtención del máximo rendimiento energético está garantizada: hasta un 28% más en comparación con la turbina N131/3600.

 

Cuenta con un diámetro de rotor 18 m mayor que el del modelo N131. Además, mantiene la misma estructura de rotor de una sola pieza, optimizando su diseño para el transporte y la producción. Por ejemplo, las vigas principales de la pala son de fibra de carbono, un material introducido por primera vez en 2010, en el N117 / 2400, y que desde 2014 también se utiliza en el modelo N131. El diseño de la estructura de las palas de rotor es el resultado, en parte, de los conocimientos y la experiencia de SSP, un fabricante danés especializado en palas más largas que fue adquirido por Nordex Group la pasada primavera.

El nivel máximo de ruido del N149 / 4.0-4.5 oscila entre 103,6 dBA y 106,1 dBA, lo que lo convierte en la actualidad, en la turbina más silenciosa de la gama de 4,0-4,5 MW para vientos bajos. Además, en emplazamientos con requisitos de ruido inferiores, la turbina puede funcionar en numerosas modalidades de optimización de ruido. Es posible controlar estas modalidades según la dirección del viento, la hora del día, la temperatura exterior o los días festivos locales, para mantener la carga acústica al nivel más bajo posible y cumplir con los requisitos legales.

Inicialmente, las torres disponibles poseen una altura de buje de 105 a 164 metros. Para climas fríos, Nordex Group también dispone de una variante especial de pala que incluye un sistema antihielo.

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