Energías Renovables

[Lego]

Bueno, los muros pueden hacer de pantalla. Según se coloquen las aspas podrían funcionar como colector.

Paseando por la calle en días de viento es frecuente notar cómo el entramado urbano funciona como canalización del flujo, acelerándolo mucho en determinadas esquinas.

[Pinchazo]

Los parques eólicos marinos pueden frenar los huracanes

Los molinos situados en el mar para producir electricidad pueden tener un efecto aún más beneficioso que la propia energía limpia. Sobre todo ante la llegada de los devastadores huracanes tropicales a la costa. Un modelo computacional diseñado por investigadores de la Universidad de Stanford (California, EEUU) para estudiar parámetros atmosféricos como la contaminación, la meteorología o el clima se ha utilizado por primera vez para averiguar cuánta energía son capaces de absorber los parques eólicos situados en el mar -llamados offshore- de las corrientes de viento globales. Pero la sorpresa ha acontecido cuando los investigadores han aplicado este modelo ante casos de potentes huracanes que se acercan a una costa que cuenta con un gran parque eólico offshore.

Los resultados, publicados en la revista Nature Climate Change, muestran que los molinos pueden afectar en gran medida a las tormentas tropicales reduciendo hasta en casi 150 kilómetros hora (hasta un 50%) los picos de viento y calmando hasta un 79% la violencia del huracán.

El profesor de Ingeniería Civil y Ambiental de Stanford Mark Jacobson se ha pasado 24 años desarrollando este complejo modelo computacional, pero para esta última investigación ha introducido en su ordenador casos reales de algunos de los huracanes que más daños han causado en EEUU en los últimos años y ha probado a introducir un parque eólico de decenas de miles de molinos frente a la costa para ver qué hubiera ocurrido. Concretamente Jacobson y sus colegas simularon la llegada de tres huracanes: el Sandy, que llegó a Nueva York, y el Isaac, ocurrido en Nueva Orleans, ambos en 2012; y también el Katrina, que devastó Nueva Orleans en 2005.

"Lo que hemos visto es que cuando los molinos eólicos están presentes, ralentizan los vientos de rotación exterior del huracán", asegura Jacobson. "Esto desencadena una disminución de la altura, lo que reduce el movimiento de aire hacia el centro del huracán, incrementando la presión central, y da como resultado una menor velocidad de los vientos del huracán entero y hace que se disipe antes", dice el investigador.

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Un huracán Katrina sin consecuencias

Según las simulaciones realizadas por Jacobson, si un gran parque eólico de 78.000 molinos hubiera estado produciendo electricidad cuando el Katrina alcanzó la costa de Nueva Orleans, la devastación que provocó se hubiera reducido de forma significativa o hubiera llegado a tierra muy debilitado. "Unas pequeñas turbinas pueden contraatacar a la bestia", afirma en un comunicado Cristina Archer, profesora asociada en la Universidad de Delaware y coautora del estudio.

Para llegar a estas conclusiones, Jacobson y Archer calcularon previamente el potencial global del viento, teniendo en cuenta que las turbinas están produciendo electricidad gracias a la energía que le 'roban' a la atmósfera. En este sentido, demostraron que aunque se cubrieran las necesidades de electricidad de todo el mundo con aerogeneradores, el efecto que tendría sobre el clima sería despreciable.

Pero no fue así cuando se centraron en qué efecto tendrían sobre la energía de un fenómeno climático concreto, como un huracán. "Los huracanes son un animal diferente", dice Archer. En el caso de tormentas tropicales reales, según se acercan al parque eólico, éste extrae energía del fenómeno meteorológico y ralentiza los rapidísimos vientos de cerca de 300 kilómetros por hora en el caso del Katrina.

[Pinchazo]

The Power Grid Might Become The ‘Alternative’ — Off-Grid The Norm

For years, low-cost solar-plus-battery systems were seen as a distant possibility at best, a fringe technology not likely to be a threat to mainstream electricity delivery any time soon. By far, the limiting factor has been battery costs. But thanks to a confluence of factors playing out across the energy industry, the reality is that affordable battery storage is coming much sooner than most people realize. That approaching day of cheaper battery storage, when combined with solar PV, has the potential to fundamentally alter the electricity landscape.

While grid-tied solar has seen dramatic recent cost declines, until recently, solar-plus-battery systems have not been considered economically viable. However, concurrent declining costs of batteries, growing maturity of solar-plus-battery systems, and increasing adoption rates for these technologies are changing that. Recent media coverage, market analysis, and industry discussions—including the Edison Electric Institute’s January 2013 Disruptive Challenges—have gone so far as to suggest that low-cost solar-plus-battery systems could one day enable customers to cut the cord with their utility and go from grid connected to grid defected.


THE ECONOMICS OF GRID DEFECTION

Today, Rocky Mountain Institute, HOMER Energy, and CohnReznick Think Energy released The Economics of Grid Defection: When and where distributed solar generation plus storage competes with traditional utility service.Seeking to illustrate where grid parity will happen both first and last, the report considers five representative U.S. geographies (NY, KY, TX, CA, and HI). These geographies cover a range of solar resource potential, retail utility electricity prices, and solar PV penetration rates, considered across both commercial and residential regionally specific load profiles.

The report analyzes four possible scenarios: a more conservative base case plus more aggressive cases that consider technology improvements with accelerated cost declines, investments in energy efficiency coupled with load management, and the combination of technology-driven cost declines, energy efficiency, and load management. Even our base case results are compelling, but the combined improvements scenario is especially so, since efficiency and load management reduce the required size of the system while technology improvements reduce the cost of that system, compounding cost declines and greatly accelerating grid parity.





The results of the report show:

• Solar-plus-battery grid parity is here already or coming soon for a rapidly growing minority of utility customers. Grid parity exists today in Hawaii for commercial customers, and will rapidly expand to reach residential customers as early as 2022. Grid parity will reach millions of additional residential and commercial customers in places like New York and California within a decade (see Figures 3 and 4 above).
• Even before total grid defection becomes widely economic, utilities will see solar-plus-battery systems eat into their revenues. Factors such as customer desires for increased power reliability and low-carbon electricity generation are driving early adopters ahead of grid parity, including those installing smaller grid-dependent solar-plus-battery systems to help reduce demand charges, provide backup power, and yield other benefits. These early activities will likely accelerate the infamous utility death spiral—self-reinforcing upward price pressures, which make further self-generation or total defection economic faster.
• Because grid parity arrives within the 30-year economic life of typical utility power assets, the days are numbered for traditional utility business models. The “old” cost recovery model, based on kWh sales, by which utilities recover costs and an allowed market return on infrastructure investments will become obsolete. Utilities must re-think their current business model in order to retain customers and to capture the additional value that such distributed investments will bring.

The results are profound, especially in geographies like the U.S. Southwest. In this region of the country, the conservative base case shows solar-plus-battery systems undercutting utility retail electricity prices for the most expensive one-fifth of load served in the year 2024; under the more aggressive assumptions, off-grid systems prove cheaper than all utility-sold electricity in the region just a decade out from today (see Figure ES3 below).




A CALL TO ACTION

Millions of customers representing billions of dollars in utility revenues will find themselves in a position to cost-effectively defect from the grid if they so choose. The so-called utility death spiral is proving not just a hypothetical threat, but a real, near, and present one. The coming grid parity of solar-plus-battery systems in the foreseeable future, among other factors, signals the eventual demise of legacy utility business models.

Though utilities could and should see this as a threat, they can also see solar-plus-battery systems as anopportunity to add value to the grid and their business models. The United States’ electric grid is on the cusp of a great transformation, and the future of the grid need not be an either/or between central and distributed generation. It can and should be a network that combines the best of both.

Having determined when and where grid parity will happen, the important next question is how utilities, regulators, technology providers, and customers might work together to reshape the market—either within existing regulatory frameworks or under an evolved regulatory landscape—to tap into and maximize new sources of value that build the best electricity system of the future the delivers value and affordability to customers and society. These disruptive opportunities are the subject of ongoing work by the authors, covered in a forthcoming report to follow soon.

[Kaprak63]

http://www.technologyreview.es/read_article.aspx?id=44902

La microturbina hidráulica de Flat Tower Ideas genera electricidad gracias al agua de las tuberías

El dispositivo puede producir hasta 1,2 kilovatios-hora en caudales de 10 litros por segundo. La nueva forma de una de sus piezas permite aprovechar flujos de agua menos potentes, como los de zonas rurales aisladas

VIERNES, 28 DE FEBRERO DE 2014POR SERGIO FERRER

Cada segundo, miles de litros de agua atraviesan las tuberías de las ciudades con la presión suficiente para que el caudal alcance los pisos más altos. El curso de estas corrientes puede ser utilizado para generar electricidad, de la misma manera que las centrales hidroeléctricas aprovechan la de los ríos. Con este objetivo, dos investigadores españoles han desarrollado unas microturbinas hidráulicas que pueden generar hasta 1,2 kilovatios-hora para caudales de 10 litros por segundo.


La microturbina hidráulica se instala en pocos minutos. Fuente: Abel Martínez

El dispositivo, que ha merecido la inclusión en el Fondo de Emprendedores de Fundación Repsol, se instala al final de la tubería general de un edificio o finca agrícola, donde “pueden llegar a alcanzar un rendimiento eléctrico del 60%”, según asegura el corresponsable del dispositivo, Abel Martínez. Este nivel óptimo de producción se asocia a tuberías como las que suelen encontrarse en las fincas de regadío y en el subsuelo urbano.

En el caso de Madrid, Martínez asegura que podría garantizarse el suministro eléctrico de unas 6.000 familias”. No obstante, su uso doméstico, asociado a tuberías de caudales que rondan el litro por segundo, permitiría “alimentar la vivienda con luz led gracias al agua consumida a lo largo del día”, añade.

El creador también afirma que los “bajos” costes de fabricación e instalación, aunque “aún están por determinar” de forma exacta, “tendrían un periodo de amortización de unos cuatro años”. Para Martínez, las características de su microturbina la convierten en “un recuperador de energía muy eficiente”.

Las capacidades del dispositivo están pensadas, de forma principal, para “la producción de energía en zonas aisladas y deslocalizadas”, donde el coste de la electricidad es “estratosférico”, explica el responsable. Por ello, considera que su aplicación más lógica tendría lugar, por ejemplo, en fincas de regadío donde abundan las tuberías de gran caudal.

Más allá de ese cliente óptimo, el corresponsable de la microturbina, comercializada a través de su empresa Flat Tower Ideas, asegura que es aplicable a cualquier tubería urbana: “En las zonas de montaña el agua llega con tanta presión que hay que frenarla considerablemente, con nuestra turbina se puede aprovechar, en vez de perderla en forma de calor”.

Pequeño tamaño, gran ahorro

Dado que el aprovechamiento de la energía hidráulica a base de turbinas no es nuevo, el avance estriba en la geometría interna del dispositivo. Las centrales hidroeléctricas emplean versiones que pueden llegar a pesar cientos de toneladas en las que la forma de sus álabes –paletas similares a las de un ventilador que mueve el agua a su paso– es capaz de frenar el flujo de la corriente. Martínez explica: “Si hubiéramos empleado estas turbinas no quedaría presión suficiente para ducharnos, pero nosotros hemos descubierto una nueva geometría en los álabes que permite realizar esa función en las tuberías presurizadas”.

Gracias a la nueva forma de sus álabes y a su liviana estructura de tan sólo tres kilos, la nueva hermana pequeña de aquellas deja pasar el agua sin frenarla. El avance aún parece dejar perplejo a su propio creador, quien lo considera “todo un descubrimiento”, ya que produce electricidad y, a la vez, deja presión suficiente para que el agua salga por el grifo.

El crecimiento de las poblaciones se acompaña de un entramado de tuberías subterráneas. La gestión de estos recursos hídricos conlleva un elevado coste eléctrico, especialmente en las zonas más aisladas. La instalación de turbinas como las desarrolladas por Flat Tower Ideas permitiría recuperar parte de esa energía de una manera sencilla y barata.

[Kaprak63]

El tiempo le está sacando los colores a un sistema eléctrico diseñado para estafar al consumidor

¿Si el precio del pool no hace más que bajar cómo es posible que el recibo de la luz ni haga más que subir?

El mínimo histórico de precios del "pool" coincide con una fuerte contribución eólica, según la AEE



El mínimo histórico en el precio del mercado mayorista de electricidad, o "pool", en febrero se produjo en un mes en el que la energía eólica repitió como la principal tecnología y aportó un 28% de toda la electricidad, según indicó la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

EUROPA PRESS - SERVIMEDIA    MADRID  03 · 03 · 2014
 
En una entrada en su blog, la asociación recordó que la media mensual del mercado eléctrico en febrero se situó en mínimos históricos al alcanzar los 17,12 euros por megavatio hora (MWh), la mitad que los 33,62 euros de enero y un 62% menos que los 45,04 euros de febrero de 2013.

El motivo del fuerte descenso de precios eléctricos "no ha sido otro que la elevada producción eólica e hidráulica, que fueron la primera y la segunda tecnologías del sistema en el mes, respectivamente", señaló la asociación eólica.

Con 5.960 gigavatios hora (GWh) generados, la eólica cubrió más del 28% de la demanda, por lo que se convirtió en febrero en la principal fuente de electricidad de los españoles, como ya ocurrió en enero y en el conjunto de 2013.

En los dos primeros días de marzo, el precio medio del mercado diario también fue "extremadamente bajo", de 2,28 €/MWh y 0,78 €/MWh respectivamente, después de haberse registrado una producción eólica con 837 GW/h, un 86% superior al mismo periodo del mes de febrero de 2014.

La AEE indicó además que escribió varias cartas al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en las que le solicitó "sin éxito" reuniones para poder expresar la opinión del sector sobre la reforma del mercado eléctrico.

"En nuestra ingenuidad, creímos que al ser la primera fuente de generación de España podríamos ser un interlocutor", aseguró el presidente de AEE, José López-Tafall. "No se nos han llamado, aunque somos la tecnología más eficiente y la más barata, que se ha integrado perfectamente en el mercado. No se nos puede echar nada en cara", añadió.

Sobre el sistema de formación de precios, López-Tafall destacó que en la orden ministerial de parámetros que forma parte de la reforma energética hay "incoherencias tan evidentes" como que "a poco que se equivoquen en la previsión de precios, nuestra retribución estará por debajo incluso de la así llamada rentabilidad razonable" fijada en la propia normativa.

[Kaprak63]

http://www.evwind.com/2014/03/05/solarreserve-instala-la-mayor-termosolar-de-torre-con-almacenamiento/


SolarReserve instala la mayor termosolar de torre con almacenamiento
5 marzo, 2014Otras Renovables

REVE


Energías renovables: SolarReserve instala la mayor termosolar de torre con almacenamiento.

El proyecto de energía termosolar Crescent Dunes, con tecnología de almacenamiento de energía desarrollada en EE.UU., lidera la revolución de almacenamiento en el sector de la energía solar.

SolarReserve, un desarrollador líder en el ámbito mundial de proyectos de energía solar a gran escala y tecnología solar térmica de avanzada, anunció en el día de hoy que la construcción del Proyecto de energía solar Crescent Dunes de 110 megavatios (MW) ubicado cerca de Tonopah, Nevada, alcanzó otro hito al ingresar en la etapa de comisionamiento de la planta. Crescent Dunes es la primera instalación a escala de servicio público en el mundo que presenta capacidades avanzadas de almacenamiento de energía por medio de sales fundidas en configuración de torre. La exclusiva e innovadora tecnología de almacenamiento de energía de SolarReserve cubre las necesidades de las instalaciones de gran escala y las de recolección y almacenamiento de energía altamente eficientes. El proyecto Crescent Dunes tiene una capacidad de rendimiento de más del quíntuple con respecto a los proyectos piloto que han probado esta tecnología anteriormente.

Como resultado de la avanzada tecnología de almacenamiento de energía, el proyecto de 110 MW generará más de 500.000 megavatios-hora por año, suficientes para suministrar electricidad a 75.000 hogares durante los períodos pico de consumo. Este rendimiento anual es más del doble que el de otras tecnologías por MW de capacidad, tal como la fotovoltaica (PV, por sus siglas en inglés) o la de vapor directo de energía solar térmica. La tecnología de almacenamiento también elimina la necesidad de contar con algún combustible fósil de respaldo, tal como el gas natural, que se necesita con otras tecnologías para mantener al sistema en funcionamiento durante los períodos en que no se dispone del recurso solar o éste es insuficiente. El principal servicio público de electricidad de Nevada, NV Energy, comprará el 100% de la electricidad generada, al amparo de un contratode compra de energía por 25 años. La operación comercial completa está programada para finales de 2014.

El comisionamiento es la etapa inicial de puesta en marcha del proyecto e incluye una verificación y activación de todos y cada uno de los sistemas, así como la calibración y prueba de los equipos. Las actividades de comisionamiento que se están realizando en Crescent Dunes incluyen la energización del sistema de interconexión del servicio y de otros sistemas eléctricos, así como las primeras etapas de prueba y calibración del campo de heliostatos. Este campo de heliostatos está compuesto por más de 10.000 espejos de tamaño “billboard” (letreropublicitario) que siguen al sol y totalizan una superficie de más de 1 millón de metros cuadrados. El comisionamiento completo también incluirá la puesta en marcha de los sistemas de agua desmineralizada, aire, vapor, refrigeración y muchos otros que por lo general se encuentran en las plantas de energía tradicionales. Sin embargo, al contrario de las plantas de energía tradicionales, el comisionamiento incluye sistemas que son exclusivos de Crescent Dunes, tales como el sistema de control del campo de heliostatos que controlará y concentrará la energía del sol y también el sistema de sales fundidas que captará, almacenará y transformará la energía del sol en vaporsobrecalentado, transformando a Crescent Dunes en la planta de energía solar más avanzada del mundo. La instalación también incluye un condensador de enfriado seco con una configuración híbrida para minimizar el uso de agua hasta niveles muy por debajo de las plantas de energía convencionales.

“El comienzo del comisionamiento de la planta de energía solar Crescent Dunes constituye un hito fundamental para el proyecto, así como para el sector de la energía solar. Ahora estamos en condiciones de construir plantas de energía a escala de servicio público propulsadas únicamente por el sol, las cuales operan según se necesita, día y noche, tal como lo hacen las plantas tradicionales que funcionan con combustible fósil o nuclear”, afirmó el Director Ejecutivo de SolarReserve, Kevin Smith. “La tecnología de almacenamiento de energía solar térmica de SolarReserve, líder en la industria, resuelve la cuestión de la intermitencia que limita el uso de otros proyectos de energía renovable y por lo tanto posibilita un suministro firme y confiable de electricidad, independientemente de que el sol esté brillando o de que sople el viento”.

La planta Crescent Dunes es la vitrina de la tecnología de almacenamiento de energía de SolarReserve que cambiará las reglas del juego — una solución realista de energía solar que opera día y noche, como las plantas que funcionan a carbón, gas natural, petróleo, diesel y combustible nuclear, pero sin las nocivas emanaciones o los peligrosos desechos asociados a esas plantas tradicionales. Asimismo, Crescent Dunes incluye la capacidad de enfriar en seco el ciclo del vapor, una característica de bajo uso de agua, amigable con el medio ambiente y que ahorra millones de litros de agua al año. Una vez que esté funcionando, la planta de 110 MW de Crescent Dunes será la mayor planta solar térmica del mundo con un almacenamiento de energía totalmente integrado.

SolarReserve tiene como inversores asociados en el proyecto a ACS Cobra, un líder mundial en la ingeniería y construcción de plantas de electricidad e instalaciones de energía solar térmica, y a la división de capitales de participación de Santander, un líder mundial en servicios financieros y banca. Cobra Thermosolar Plants Inc., con sede en Nevada y afiliada a ACS Cobra, está construyendo la planta en carácter de contratista general, a la vez que utiliza a subcontratistas de Nevada y regionales para la ejecución de la labor. El proyecto también incluyó un endeudamiento por US$737 millones junto con una garantía de préstamo del Departamento de Energía de EE.UU., como parte de la financiación total del proyecto que fue completada en el otoño de 2011.

Con su sede central en Santa Mónica, California, SolarReserve, LLC es un desarrollador líder de proyectos de energía solar a gran escala y tecnología solar térmica de avanzada. La empresa tiene actividades de desarrollo mundial y más de US$1.800 millones en proyectos en construcción. SolarReserve ha comercializado la tecnología de almacenamiento de energía solar térmica líder en el mundo, utilizando sales fundidas en una configuración de torre. La tecnología de almacenamiento de energía solar de SolarReserve tiene la capacidad de proporcionar electricidad limpia y confiable “a medida que se necesita”, en cualquier momento del día o la noche. El experimentado equipo de profesionales en proyectos de energía de SolarReserve ha conformado un amplio portafolio mundial de desarrollo de 5.000 MW de proyectos de energía solar a gran escala, incluyendo algunos que presentan la avanzada tecnología de concentración solar térmica (CSP, por sus siglas en inglés) y otros que utilizan la tecnología fotovoltaica (PV, por sus siglas en inglés).



Además del proyecto de CSP Crescent Dunes ubicado en Nevada, SolarReserve tiene en construcción tres proyectos fotovoltaicos en Sudáfrica que totalizan 246 MW de capacidad de generación. En 2012, los proyectos de energía  Letsatsi y Lesedi, cada uno con un tamaño de 75 MW, fueron seleccionados como “African Renewable Energy Deal of the Year” (Negocio de Energía Renovable del Año en África) por la revista Project Finance. Los tres proyectos tienen un costo combinado de capital de más de US$820 millones y todos tienen previsto comenzar a operar en 2014.



Además de su sede central en EE.UU., SolarReserve tiene oficinas en España, Chile, Sudáfrica, Turquía y UK y se encuentra realizando actividades de desarrollo en Medio Oriente, África, Australia, China y América Latina.



El Grupo ACS es un líder mundial en actividades de construcción y servicios, que toma parte en sectores clave para la economía que incluyen el de energía y el de la infraestructura. El Grupo ACS opera en todos los ámbitos de la ingeniería aplicada, desde el desarrollo y la construcción de nuevos proyectos hasta el mantenimiento de la infraestructura industrial en los sectores de la energía, las comunicaciones y los sistemas de control. El compromiso con la sustentabilidad es una parte inherente de la estrategia corporativa y de negocios del Grupo ACS. Al mismo tiempo, ACS está comprometido con el progreso social y económico de los países en los cuales opera.



Banco Santander (SAN.MC, STD.N, BNC.LN) es un banco minorista y comercial con sede en España y presencia en 10 grandes mercados. Santander es el mayor banco de la eurozona por capitalización de mercado. Fundado en 1857, al cierre de 2013 Santander tenía EUR 1,24 billones en fondos gestionados, 103 millones de clientes, 13.927 sucursales – más que cualquier otro banco internacional – y 182.958 empleados.



Es el mayor grupo financiero de España y América Latina. También se ubica en posiciones importantes en Reino Unido, Portugal, Alemania, Polonia y el noreste de Estados Unidos. En 2013, Santander registró EUR 4.370 millones en beneficios atribuidos, lo que representa un incremento del 90% con respecto al año anterior.

[Kaprak63]

http://www.evwind.com/2014/03/10/eolica-y-energias-renovables-gamesa-certifica-sus-aerogeneradores-marinos-g128-5-0-mw-offshore/


Eólica y energías renovables: Gamesa certifica sus aerogeneradores marinos G128-5.0 MW Offshore
10 marzo, 2014Eólica


Eólica marina: Aerogeneradores de Gamesa para el sector eólico.
REVE

Basada en la tecnología probada y validada de la plataforma Gamesa 5.0 MW, esta turbina eólica combina máxima fiabilidad y óptimo coste de energía para convertirse en referente en su segmento.

Gamesa, líder tecnológico global en energía eólica, ha obtenido el certificado tipo de su primer aerogenerador marino, G128-5.0 MW Offshore, por el organismo independiente DNV-GL.

Este hito supone la culminación del proceso de certificación de su primera turbina offshore, en menos de siete meses, y avala tecnológicamente la plataforma, a la vez que refuerza su proceso de comercialización e industrialización.

El prototipo del aerogenerador G128-5.0 MW, el primero del modelo marino de 5.0 MW, cuenta con un rotor de 128 metros de diámetro y una altura total de 154 metros. La turbina destaca también por su ligereza, lo que permite optimizar los costes en las infraestructuras de obra civil de parque. La G128-5.0 MW Offshore es capaz de generar la energía equivalente necesaria para abastecer a 5.000 hogares al año, y desde su puesta en marcha en verano de 2013, ha vertido a la red más de 6.000 MWh.

Estas características, que refuerzan la robustez y fiabilidad de la plataforma, han posibilitado que el pasado mes de enero consiguiera una disponibilidad superior al 97%, una marca difícil de conseguir para un prototipo en periodo de validación. En noviembre de 2013, también batió otro récord: el de generación eléctrica en un día de un aerogenerador en España, tras producir 118,05 MWh.

La obtención de la certificación del aerogenerador marino es un paso más en la estrategia offshore de Gamesa. Para su desarrollo, Gamesa ha alcanzado un acuerdo con Areva, con el fin de crear una compañía europea líder en la industria de la energía eólica-marina.

El aerogenerador G128-5.0 MW Offshore incorpora la tecnología probada y validada por la compañía en su plataforma de 5 MW y el conocimiento y experiencia adquiridos durante su explotación. Esta turbina cuenta con un diseño modular y redundante, lo que garantiza la fiabilidad y maximiza la energía producida, permitiendo optimizar el coste de la energía. En el desarrollo y validación de las tecnologías patentadas incorporadas al aerogenerador se han invertido más de 1,3 millones de horas de ingeniería, en más de cien laboratorios acreditados y centros de pruebas de Estados Unidos, Asia y Europa, se han realizado más de 618 test en múltiples componentes de la turbina y casi un centenar de test funcionales en campo.

[Kaprak63]

http://www.energias-renovables.com/articulo/los-aerogeneradores-marinos-alcanzaran-los-15-mw-20140312

Los aerogeneradores marinos alcanzarán los 15 MW en 2020
ER Miércoles, 12 de marzo de 2014



Ese es el horizonte en el que han estado trabajando durante cuatro años -y que comienzan a vislumbrar- los participantes del proyecto Azimut de "desarrollo de un aerogenerador offshore de 15 MW en 2020". Y es que esta iniciativa de I+D, promovida por el Gobierno de España, que la ha financiado con 30 millones de euros, ha finalizado "con importantes progresos tanto tecnológicos, como de nuevos materiales y herramientas de simulación", según explica hoy en nota de prensa el fabricante vasco de aerogeneradores Gamesa, coordinador del proyecto.

Los aerogeneradores marinos alcanzarán los 15 MW en 2020
Once empresas y 22 centros de investigación han sido coordinados por Gamesa, durante cuatro años, en el marco del proyecto Azimut, cuyo objetivo final no es otro que desarrollar una turbina eólica marina de gran capacidad. Según la empresa vasca, Azimut permitirá superar "las principales barreras técnicas y económicas que limitan en la actualidad el despliegue de tecnologías eólicas en el mar, además de mejorar la disponibilidad y el coste de la energía". En el proyecto, coordinado por Gamesa, participan, además, de manera destacada, Acciona Windpower, Alstom Wind, Acciona Energía, Iberdrola Renovables, Ingeteam, Imatia, Ingeciber, Digsilent Iberica, Técnicas Reunidas y Tecnitest.

Importantes resultados
El proyecto Azimut ha contado con un presupuesto de 30,3 millones de euros, aprobado por el Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI) del Ministerio de Economía en el marco del Programa Cenit. Según Gamesa, esta iniciativa "refuerza el liderazgo español en el desarrollo de tecnología marina". El fabricante vasco explica -en la nota de prensa que ha difundido hoy- que, tras la finalización del proyecto en diciembre de 2013, las empresas participantes han obtenido "importantes resultados en áreas clave de desarrollo, principalmente en la captura de energía eólica marina, en las tecnologías de conversión de la energía eléctrica, en los procesos de prueba y modelos, así como en la creación de una nueva aplicación web".

[Lego]

http://www.elconfidencial.com/espana/2014-03-14/grandes-fondos-se-ceban-con-la-crisis-mil-millones-en-causas-contra-espana-y-grecia_101818/

Informe sobre pleitos pendientes.  Casualmente, en España vienen todas por el mismo sitio



Ah, si denunciaran a los que firman los decretos, con su nombre y apellidos, en vez de denunciar a España...

... pero eso es soñar con que otros hagan nuestro trabajo. Va a ser que no.


Tenían que poner en cada papeleta de voto un cartel similar al de los paquetes de cigarrillos.

"QUIEN GANE ESTAS ELECCIONES PODRÁ FIRMAR EN TU NOMBRE COMPROMISOS DE GASTO Y DEUDA QUE SERÁN TAN VINCULANTES COMO SI LOS HUBIERAS FIRMADO TÚ, DE TU PUÑO Y LETRA, CON RÚBRICA Y TODO"

[Taliván Hortográfico]

Solar-Powered Plane Aims for Round-the-World Flight



http://blogs.discovermagazine.com/d-brief/2014/04/09/solar-powered-plane-aims-for-round-the-world-flight/

(El angelito tiene la envergadura de un 747. Hemos avanzado mucho)

[Republik]

Tiene un aire a este,que siempre me ha gustado:

http://en.wikipedia.org/wiki/Handley_Page_H.P.42

Ojo que se iba a Australia en estos cacharros de Imperial Airways en los buenos tiempos de entreguerras, se tardaba, eso sí.

[Taliván Hortográfico]

A Australia, a Sudáfrica, en líneas extremadamente deficitarias que el gobierno británico costeaba por razones estratégicas. Era un Rolls Royce Phantom al tiempo que sus más o menos contemporáneos el Ju52 y el Douglas DC2 eran utilitarios. Claro que la impronta la dejó el DC2, que es el antepasado de todos los aviones comerciales actuales.



Recomiendo este cómic a quien no lo conozca. Es infantil-juvenil, pero la protagonista es ingeniera electrónica, que en burbuja pululaban y aquí alguno habrá. Y en concreto el del Handley Page 42 es en mi opinión el mejor de la serie.

(Detengo aquí el Off Topic)

[Pinchazo]

Las energías renovables son ya lo suficientemente rentables como para plantearse como primera opción en paises pobres, especialmente teniendo en cuenta que en muchos casos sus redes de distribución son bastante pobres. Un modelo distribuido les favorece.

http://www.treehugger.com/renewable-energy/kenya-get-50-electricity-solar-2016.html

From solar-powered irrigation to pay-as-you-go solar power systems, there's lots of interesting distributed power projects going on in Kenya that have the potential to leapfrog the kind of centralized, fossil fuel-dependent infrastructure that we in America find ourselves reliant on. But here's another type of leapfrogging:

The Guardian reports that Kenya has committed to building nine massive solar power plants, enough to power half the country's electricity needs, and it plans to have completed the project by 2016.

Now the renewable energy sector, like most industries, suffers from its fair share of hyperbole and spin. But even if the details of such an ambitious effort are half true, this is a project that is astounding in both its scale and its potential impact. Here's more from The Guardian on the details:

Construction of the plants, expected to cost $1.2bn (£73m), is set to begin this year and initial design stages are almost complete. The partnership between government and private companies will see the state contributing about 50% of the cost.

Cliff Owiti, a senior administrator at the Kenya Renewable Energy Association, said the move will protect the environment and bring down electricity costs. "We hope that when the entire project is completed by 2016, more than 50% of Kenya's energy production will consist of solar. Already we are witnessing solar investments in Kenya such as a factory that was opened here in 2011 that manufactures solar energy panels."

In a world where so-called developed countries squabble over long-term carbon cuts of 10 or 20%, the idea of going all out for renewables like this is both heartening and inspiring. Let's hope that other countries take heed.

It's one thing to have to manage a transition from dirty, expensive but already built fossil fuel infrastructure to a clean energy economy, it's quite another to have the opportunity to built it clean from scratch.

[mpt]

el recibo de la luz ha de bajar a la cuarta parte, pero se sostienen muchas cosas con ese recibo, desde la capacidad financiera de bancos y constructoras a la inflacion empotrada via BOE, desde el precio del jamon -via el reciclaje de purines- a .....

http://vozpopuli.com/economia-y-finanzas/42589-la-gran-industria-se-embolsa-2-500-millones-en-subvenciones-electricas-por-un-servicio-no-prestado

cuando se crecia (que diria snb), cuando eras champions, cuando "españa va bien"; pero se jodio y hay que desmontarlo; ¿inseguridad juridica o fin del timo?

[wanderer]

Ejemplo descarado de "windfall profits". Y de favoritismo.

Por su puta cara y en nuestro puto bolsillo.

Asco de país.