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MAN Energy Solutions ha firmado un acuerdo de cooperación con ABB para el desarrollo, producción y comercialización de un sistema de almacenamiento de energía de tres formas. El nuevo sistema de almacenamiento de energía electro-térmico (ETES, por sus siglas en inglés) almacena electricidad, calor y frío a gran escala para su distribución a los consumidores.

ETES utiliza excedentes de electricidad renovable para generar calor y frío para su almacenamiento en depósitos aislados durante el llamado “ciclo de carga”. El calor y el frío se pueden volver a convertir en energía eléctrica bajo demanda. Además, es posible distribuir el frío y calor almacenados a diferentes tipos de consumidores. Por ejemplo, el calor puede transferirse a una red urbana de calefacción, a una industria de procesamiento de alimentos, a instalaciones de lavandería, etc., mientras que las aplicaciones para el frío incluyen refrigeración de centros de datos, de estadios de hockey sobre hielo o aire acondicionado para rascacielos. El sistema es independiente de la ubicación y está diseñado para adaptarse a diversas condiciones de contorno.

ETES es el único sistema de almacenamiento capaz de almacenar electricidad, calor y frío al mismo tiempo y también distribuirlos a los consumidores, lo que lo hace único. Debido a su alta eficiencia general, su carácter modular y su bajo impacto ambiental, ETES es una solución de almacenamiento de energía sostenible adecuada para una amplia gama de aplicaciones en todo el mundo.

La tecnología de turbomáquinas y el diseño de proceso del ciclo de carga y descarga son los elementos clave de este sistema de almacenamiento de energía y reflejan las competencias centrales de MAN Energy Solutions. ETES presenta el turbocompresor sellado herméticamente HOFIM™ de MAN dentro del ciclo de carga para comprimir el fluido de trabajo, CO2, a su estado supercrítico, típicamente 140 bar y 120 °C.

Ciclo de carga

(1) El turbocompresor HOFIM™ funciona con energía excedente de recursos renovables, comprimiendo CO2 en el ciclo, que se calienta a 120 °C.
(2) El CO2 se alimenta a un intercambiador de calor y calienta el agua.
(3) El agua caliente se almacena en tanques aislados, cada uno a un nivel de temperatura definido por separado.
(4) Aún bajo alta presión, el CO2 se alimenta a un expansor, lo que reduce la presión: el CO2 se licua y se enfría.
(5/6) El CO2 licuado se bombea nuevamente a través de un sistema de intercambio de calor, esta vez en el lado frío del sistema. Se toma calor del agua circundante y se forma hielo en el tanque de almacenamiento de hielo.

Hydrogène de France (HDF Energy) ha anunciado el lanzamiento de proyecto único de energía renovable con su proyecto CEOG, Centrale Electrique de l’Ouest Guyanais (Central Eléctrica de la Guayana Francesa Occidental). El proyecto aplica la solución Renewstable® de HDF Energy y producirá energía 100% limpia, asequible y fiable las 24 horas del día, los 7 días de la semana, sin fluctuaciones y con cestos reducidos, para un área de más de 10.000 hogares con problemas de suministro energético.

El proyecto está respaldado por una inversión de 90 M€ de la compañía, socios inversores privados y bancos líderes.

HDF Energy se convierte en productor de electricidad fiable procedente de fuentes de energía intermitentes. La solución Renewstable® combina una planta solar de 55 MW con una de las soluciones de almacenamiento de energía renovable más grandes del mundo basadas en hidrógeno, para proporcionar 140 MWh, junto con almacenamiento secundario en baterías.

El proyecto CEOG responde a una necesidad fundamental de generar energía limpia y fiable y generará beneficios económicos para la Guayana Francesa. Con la coordinación de las agencias públicas en la Guayana Francesa, la planta se ubicará en un territorio con escasos recursos de producción de electricidad (actualmente un déficit de 20 MW). La solución Renewstable® impulsará la red eléctrica durante 20 años, al proporcionar una fuente de energía fiable a un precio menor que el coste real actual de producción en la Guayana Occidental, y sin ningún tipo de subvención.

A diferencia de las plantas tradicionales, CEOG no consume ningún tipo de combustible y no depende de ninguna manera de la logística de abastecimiento. En términos de almacenamiento basado en hidrógeno, HDF Energy utiliza tecnologías que permiten almacenar grandes cantidades de energía a un precio competitivo y después liberarla durante un extenso periodo de tiempo (durante la noche o en los días nublados o sin viento). La planta solamente consume agua y luz solar y solamente produce como desecho oxígeno y vapor de agua.

CEOG se instalará en el municipio de Mana. Estará conectada con la estación EDF Saint-Laurent-du-Maroni y producirá 10 MW de energía eléctrica fija cada día desde por la mañana hasta por la tarde y 3 MW por la noche. Con la producción estable de electricidad garantizada, el servicio proporcionado por el CEOG será el mismo que el de las plantas tradicionales, con la diferencia de que no habrá emisiones de gases de efecto invernadero.

El inicio de las obras está programado para el verano de 2019 y la puesta en marcha, en el otoño de 2020. CEOG creará cerca de cien puestos de trabajo durante su construcción y cerca de treinta puestos fijos durante los 20 años de operación de la planta.

La termosolar es la tecnología líder mundial en almacenamiento para generación eléctrica renovable tras la gran hidráulica

Tanques de almacenamiento en sales fundidas en la planta termosolar Arenales (España) Molten salts storage tanks at the Arenales CSP Plant (Spain)

Los escenarios de grandes volúmenes de tecnologías renovables no gestionables en los sistemas eléctricos están despertando la preocupación por la necesidad de almacenamiento, para evitar las pérdidas por vertidos. Esto no sería un problema con un crecimiento equilibrado entre las renovables gestionables y no gestionables y, afortunadamente, en países como España, a diferencia del centro de Europa, esto si sería posible.

GTM Research, ha publicado recientemente un estudio en el que estima que la capacidad de almacenamiento de energía llegará en 2022 a 21.600 MWh, olvidando la tecnología que en estos momentos y muy probablemente a futuro liderará el almacenamiento de energía para fines eléctricos.

España es líder mundial en almacenamiento de energía en las nuevas tecnologías renovables gracias a la termosolar que, tras la gran hidráulica, es la tecnología líder en almacenamiento para generación eléctrica renovable, según los datos Global Energy Storage del DOE de EE.UU., que ha analizado Protermosolar. Las centrales termosolares con almacenamiento en España cuentan con 6.850 MWh de capacidad de almacenamiento eléctrico en 18 instalaciones. Tras España, contando tecnologías de baterías y de centrales termosolares, figuran EE.UU., con 5.200 MWh, Sudáfrica, con 2.600 MWh, y China con 1.000 MWh.

A nivel mundial, la capacidad de almacenamiento de centrales termosolares en operación y en construcción asciende a 22.150 MWhe, mientras que el resto de tecnologías, incluyendo baterías, están en un escalón muy inferior, ya que todas ellas agrupadas llegan tan solo a 6.600 MWhe. El análisis señala también que la tecnología de sales fundidas para fines de generación eléctrica, está, a nivel mundial, muy por encima al de otras alternativas como, por ejemplo, las baterías.

La termosolar es la única renovable gestionable, con unos precios que están en la actualidad entre 50 y 60 €/MWh, según lo demuestran los contratos adjudicados en recientes concursos internacionales.

El almacenamiento en centrales termosolares tiene unos costes de inversión de unos 40 €/kWh de capacidad eléctrica equivalente instalada, mientras que los sistemas de baterías, teniendo en cuenta el battery pack y el balance of system, están 10 veces por encima en precio.

El almacenamiento se encuentra integrado en las propias centrales termosolares, de forma que su generación puede seguir las necesidades de la demanda. Disponer de centrales gestionables es esencial para cualquier sistema eléctrico, en lugar de tener que hacer inversiones adicionales para tratar de aprovechar los vertidos que se producirían con una mayor penetración de centrales renovables no gestionables.

Pero además, ese volumen de almacenamiento podría ofrecerse, con una inversión muy reducida, para aprovechar los vertidos de energía eólica, que suelen coincidir con días poco soleados, con un 40% de rendimiento.

En el reciente concurso de Dubái de 700 MW de potencia para ser despachada entre las 4 de la tarde y las 5 de la mañana del día siguiente, la tecnología fotovoltaica no pudo competir por falta de producto y precio y la termosolar resultó adjudicataria por ser más barata que los ciclos combinados. Hoy por hoy, las centrales termosolares constituyen la tecnología más competitiva para centrales de tamaño comercial con varias horas de almacenamiento, según Protermosolar.

El despliegue termosolar a futuro contará exclusivamente con centrales con almacenamiento y países como China y Dubái (UAE) serán los nuevos líderes mundiales en almacenamiento de energía en breve plazo, gracias a los 1.400 MW y 700 MW, respectivamente, que están en construcción en la actualidad.

Para Luis Crespo, presidente de Protermosolar, “es difícil de entender que con estas referencias y con los costes a los que las centrales termosolares podrían desplegarse en nuestro país, que la Comisión de Expertos no haya tenido en cuenta a la termosolar en el futuro mix de generación, que la propia comisión ha previsto con cuente con 80.000 MW de tecnologías renovables no gestionables, lo que resultará inviable tanto desde el punto de vista técnico como de inversión y obligaría al mantenimiento de un respaldo muy elevado de centrales convencionales, contradiciendo en sus términos el concepto de Transición Energética. Es necesario un mix equilibrado de tecnologías solares (fotovoltaica y termosolar) que permita avanzar más rápidamente hacia la descarbonización, sin incremento de costes para el sistema, con generación fotovoltaica en las horas centrales del día y de termosolar en la tarde-noche, gracias a su almacenamiento y capacidad de respaldo”.

BP ha publicado la segunda edición del BP Technology Outlook. El informe considera el impacto potencial de los avances tecnológicos en todo el sistema energético mundial hasta 2050, sin predecir políticas. Explora cinco áreas en las que BP cree que la tecnología puede desempeñar un papel que cambie las reglas del juego: eficiencia energética; digital; energía renovable; almacenamiento de energía; y gas descarbonizado.

Las principales conclusiones del BP Technology Outlook 2018 incluyen:

• Si bien el cumplimiento de los objetivos del Acuerdo de París es técnicamente factible, el modelo del Outlook sugiere que los avances tecnológicos por sí solos no pueden ofrecer las reducciones de carbono necesarias. Sugiere que se requieren medidas adicionales, en particular medidas políticas tales como poner un precio a las emisiones de carbono, así como tener en cuenta a los consumidores para que apoyen iniciativas que producen menos emisiones de carbono.
• Las mejoras en la eficiencia energética tienen el potencial de ahorrar alrededor del 40% del uso actual de energía primaria, aunque muchas de las mejoras requieren de una inversión significativa. Las áreas donde se puede ahorrar incluyen el aumento de la eficiencia de los vehículos, la mejora del diseño de edificios y el uso de la energía en la cocina y el lavado.
• La tecnología digital, que incluye sensores, big data e inteligencia artificial, es la fuente más importante de mejora de la eficiencia en todo el sistema.
• La energía eólica terrestre parece que se convertirá en la fuente más económica de electricidad para 2050, mientras que la energía solar a escala de red también será mucho más competitiva. Sin embargo, existen costes de integración para superar los problemas de intermitencia cuando una gran proporción de la demanda de red sea proporcionada por energía eólica y la solar.
• La forma en que se transportan los bienes y las personas continuará cambiando de manera significativa, liderada por, pero no limitada a, la electrificación de las aplicaciones más livianas conforme mejoren las baterías. Se prevé que el gas natural licuado se convierta en un combustible competitivo para camiones de mercancías pesadas y algunos barcos, mientras que el bio-jet siga siendo una de las únicas soluciones viables para reducir las emisiones en la aviación.
• La tecnología puede reducir los costes promedio del ciclo de vida de la producción de petróleo y gas en alrededor del 30% a largo plazo, pero todavía son necesarios alrededor de $0.6 trillones de inversión anual en el segemento upstream de petróleo y gas para satisfacer la demanda proyectada.
• Es probable que la calefacción continúe siendo principalmente suministrada por aparatos a gas, aunque una fijación de precios al carbono podría favorecer a los dispositivos híbridos que usan bombas de calor alimentadas por gas, así como a los sistemas totalmente eléctricos.
• El gas descarbonizado, incluido el gas con captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS), gas sintético, biogás e hidrógeno, tiene un amplio potencial de aplicación en sistemas de energía de equilibrio, y en los sectores de calefacción y transporte pesado.

La consejera delegada de Feníe Energía, Isabel Reija y el director de Marketing de Nissan, Christian Costaganna firmaron el viernes 16 de marzo un acuerdo de colaboración para poner en marcha nuevas infraestructuras de recarga de vehículo eléctrico e instalaciones de autoconsumo con almacenamiento de energía. Con este acuerdo, ambas marcas cooperarán para contribuir al despliegue definitivo del vehículo eléctrico y para poner las bases hacia el autoconsumo de energía, que permitirá un sistema energético más eficiente e inteligente.

Feníe Energía y Nissan persiguen favorecer la implantación de la movilidad eléctrica, ampliando la actual red de recarga. Actualmente, más de la mitad de los puntos de carga rápidos son Nissan y Feníe Energía opera la mayor red de puntos de recarga públicos semirrapidos en España. Nissan aportará toda su fuerza como gran marca dentro del sector como parte de la campaña de marketing y del apoyo a sus ventas de vehículos eléctricos. Feníe Energía aportará toda su experiencia en la instalación, mantenimiento y operación de puntos de recarga.

La mayoría de los puntos estarán inicialmente conectados a la plataforma “Feníe Recarga” de manera que los conductores puedan utilizarlos fácilmente. Posteriormente, se integrarán en el sistema de conectividad de Nissan.

Feníe Energía y Nissan persiguen favorecer la implantación de la movilidad eléctrica, a través de la creación de una mayor infraestructura de puntos de recarga públicos. Nissan aportará toda su fuerza como gran marca dentro del sector y subvencionará parte de los costes de los equipos como parte de la campaña de marketing y del apoyo a sus ventas de vehículos eléctricos. Feníe Energía aportará toda su experiencia en la instalación, mantenimiento y operación de puntos de recarga.

Saft ha instalado dos sistemas de almacenamiento de energía de Li-ion para aumentar la eficiencia operativa de la planta solar fotovoltaica que tiene Exkal en su planta de fabricación de Marcilla (Navarra), en el norte de España. Los sistemas Intensium® Mini E de Saft proporcionan el máximo respaldo para reducir los picos de electricidad y así aumentar el autoconsumo de energía solar. El resultado es que EXKAL está ahorrando alrededor del 8% en su factura energética.

EXKAL es el fabricante líder en España de sistemas de refrigeración y un proveedor clave para los sectores de refrigeración y venta minorista en Europa y en todo el mundo con una amplia gama de cámaras frigoríficas y muebles expositores de alimentación.

Los ESS de Saft han sido instalados por EXKAL como parte del proyecto europeo STORY que pretende demostrar las nuevas tecnologías de almacenamiento de energía y sus beneficios en los sistemas de distribución, involucrando a 18 instituciones asociadas en ocho países europeos. El objetivo es analizar y mejorar el uso de la generación de energía distribuida, de modo que se pueda reducir la dependencia a la red de distribución.

Esta aplicación es una gran oportunidad para demostrar que el almacenamiento de energía en aplicaciones industriales ‘behind-the-meter’ es una realidad que ya ha llegado y cambiará nuestro futuro“, dice Clemente López Gilardi, consultor de energía de Green Renovables responsable del Proyecto EXKAL.

EXKAL ya tenía una instalación fotovoltaica solar existente de 11,270 kWp instalada en el techo de la fábrica para un autoconsumo instantáneo. La incorporación de los ESS de Li-ion de Saft, junto con un sistema de gestión de la energía, ha permitido que se adapte a una instalación de almacenamiento. El objetivo es demostrar dos capacidades principales: reducir el elemento de potencia máxima de la factura de servicios combinando el almacenamiento de energía con la integración de PV; reduciendo el factor de suministro de electricidad de la factura mediante el autoconsumo de la energía extraída de las baterías en el momento más caro del día.

Los dos ESS de Saft Intensium® Mini E proporcionan a EXKAL almacenamiento flexible de energía para cumplir con los requisitos del código de la red local, con una capacidad de 50 kW de potencia y 200 kWh de energía. Intensium® Mini es un sistema de almacenamiento de energía para exteriores totalmente integrado, modular, compacto y robusto. Está basado en los módulos Synerion® Li-ion de Saft que garantizan una alta fiabilidad operativa durante miles de ciclos con una excelente eficiencia energética. Este ESS ofrece una amplia gama de combinaciones de energía y potencia adecuadas para la integración de renovables, instalaciones industriales y comerciales, servicios públicos y aplicaciones de microrredes.

El sistema de almacenamiento de energía de EXKAL entró en funcionamiento en abril de 2017. Los dos ESS Saft Intensium® Mini se fabricaron en la fábrica especializada de Li-ion de Saft en Jacksonville, Florida.

El mercado de almacenamiento de energía de EE.UU. ya no está en su infancia. De acuerdo con el informe U.S. Energy Storage Monitor 2017 Year-at-Review recientemente publicado por GTM Research y la Energy Storage Association (ESA), se instalaron 100 MWh de almacenamiento de energía conectados a red en el cuarto trimestre del año, marcando los 1.080 MWh acumulados instalados entre 2013 y 2017.

Aún más impresionante es que GTM Research espera que el mercado de EE.UU. casi duplique este total solo en 2018, con previsiones de que este año se instalen más de 1.000 MWh de almacenamiento de energía.

Las instalaciones en MW en el 4T de 2017 disminuyeron en un 56% respecto al año anterior

Comparando trimestres, el mercado creció un 46%, de 42,5 MW en el 3T de 2017 a 62 MW en el 4T de 2017, pero el mercado disminuyó un 56% respecto al año anterior, principalmente gracias al récord establecido en el 4T de 2016 por los proyectos Aliso Canyon.

Los despliegues en el segmento “detrás del contador” (BTM por sus siglas en inglés) representaron el 55% del total de MW implementados en el 4T de 2017, creciendo respecto de la cuota del 27% del trimestre anterior. El mercado BTM experimentó un fuerte crecimiento en múltiples mercados estatales en el 4T de 2017.

Los despliegues en MWh disminuyeron un 57% respecto del año anterior, aunque el mercado creció un 126% a nivel trimestral, de 24,9 MWh en el 3T de 2017 a 77 MWh en el 4T de 2017. Esto se debió principalmente a la cuadruplicación del mercado no residencial en términos de MWh. Las implementaciones en el segmento BTM representaron el 77% de las implementaciones en términos de MWh, en comparación con la participación del 56% del último trimestre.

En 2017, los principales mercados de almacenamiento de energía fueron California, que gobierna el mercado BTM, y Texas, que lidera el mercado FTM.

Los despliegues anuales de almacenamiento de energía en EE. UU. llegarán a 3,3 GW en 2023

Según el informe, el mercado de almacenamiento de energía de EE.UU. se multiplicará por 15 entre 2017 y 2023. El mercado anual casi cruzará el umbral de 1 GW en 2019. Las implementaciones en el segmento BTM (residencial y no residencial) constituirán la mitad del mercado anual para 2022.

El valor del mercado de almacenamiento de EE.UU. se multiplicará por 12 entre 2017 y 2023, cruzando el umbral de 1.000 M$ de valor anual en 2019. En 2023, el valor anual del mercado de almacenamiento de energía de EE. UU. alcanzará los 3.800 M$.

Un acuerdo de 4,5 M$ permitirá a Schneider Electric diseñar y construir una micro-red, con un sistema de cogeneración y almacenamiento de energía, en edificios críticos de la ciudad de Milford (Connecticut, EE.UU.).Esta tecnología ofrecerá una mayor resistencia del sistema eléctrico en caso de condiciones meteorológicas adversas. Precisamente, el “Estudio de Fiabilidad de Redes 2017” del Departamento de Energía de EE.UU. contempla las micro-redes como una forma de proporcionar la resistencia necesaria para las ciudades.

Los huracanes Harvey, Irma y Sandy supusieron un toque de atención sobre la importancia de contar con una energía resistente en instalaciones críticas en las ciudades. Este acuerdo permitirá a Schneider Electric diseñar y construir una micro-red que actúe en múltiples niveles: operará durante los cortes de corriente eléctrica, proporcionando un suministro de energía resistente a las estructuras de Milford que son cruciales para la seguridad pública, la salud y las emergencias, además de proporcionar un refugio seguro durante las supertormentas. La micro-red supondrá también un ahorro de costes para la ciudad y permitirá un uso más sostenible de la energía.

Además de proporcionar un suministro de energía resistente, la micro-red también supondrá un ahorro en costes al reducir el consumo de electricidad en cuatro edificios de la ciudad y el consumo de combustible de calefacción en el Parsons Government Center. También permitirá reducir los costes de electricidad en otras instalaciones a través del sistema de Virtual Net Metering Credits. Gracias a un contrato de alquiler con opción de compra, exento de impuestos (Tax Exempt Lease Purchase, TELP), la ciudad se beneficiará de un coste de capital mucho más bajo que con un contrato de compra de energía habitual.

La nueva micro-red de Schneider Electric en Milford dará energía a cinco instalaciones críticas de la ciudad, incluyendo una escuela secundaria, el centro para personas mayores, River Park Elderly Apartments, el Parsons Government Center y el Ayuntamiento. La escuela secundaria, Parsons y el centro de personas mayores estarán disponibles como refugio para los residentes de Milford cuando haya cortes del suministro eléctrico.

La micro-red estará alimentada por un sistema de cogeneración, limpio y eficiente, que genera electricidad y calor de manera más eficiente que la tradicional. La micro-red estará preparada para energía solar, con una infraestructura instalada para que en el futuro puedan agregarse paneles fotovoltaicos, y así ahorrar costes y aumentar la sostenibilidad; también utilizará un sistema de almacenamiento de energía en baterías para reducir el consumo en picos de energía de la red energética local.

Estas soluciones se combinarán para que el consumo de energía de Milford sea más sostenible.
La ciudad de Milford recibió una subvención del Departamento de Energía y Protección Ambiental para el diseño, la ingeniería y la conexión de edificios con cables subterráneos. Milford financiará un generador que suministrará calor y energía, además del sistema de almacenamiento de energía, mientras que Schneider Electric ofrecerá su experiencia en diseño de micro-redes y equipos eléctricos.

Saft está construyendo una alianza con otros socios europeos para lanzar un ambicioso programa de investigación, desarrollo e industrialización para nuevas generaciones de baterías que se centren en la tecnología avanzada de Li-ion de alta densidad y de estado sólido. El programa aborda todos los segmentos del mercado, como la movilidad eléctrica (vehículos eléctricos, autobuses eléctricos, ferrocarril, marina, aviación), almacenamiento de energía y las industrias especializadas. Estas baterías de nueva generación proporcionarán ventajas en el rendimiento, coste y seguridad, en comparación con los productos actuales de Li-ion.

Las baterías, que estarán perfectamente integradas en sus entornos de sistema, con funciones e interfaces digitalizadas, se planean para ser diseñadas junto con proveedores líderes del sector. Cumplirán con los estándares más estrictos para el desarrollo sostenible.

Si el desarrollo tiene éxito, el siguiente paso será trabajar junto con socios industriales en nuevos procesos de fabricación y en la industrialización de celdas y sistemas. Esto conducirá a un bloque estándar de fabricación fácilmente escalable de 1 GWh.

Para construir un liderazgo europeo en este ámbito, con tecnologías disruptivas, productos innovadores y procesos industriales de vanguardia, la Alianza necesitará un fuerte apoyo regulativo y una financiación adecuada por parte de las autoridades europeas y nacionales.

Algunas de las empresas europeas, bien reconocidos en sus campos de especialización, ya se han comprometido a trabajar con Saft en el área de materiales, equipos y digitalización de procesos industriales. Tales como:

• Solvay, con la sede central en Bélgica, es una multinacional de materiales y químicos que aporta su sólida experiencia en soluciones de polímeros y electrolitos;
• Manz, con la sede central en Alemania, es el especialista europeo en equipos para el montaje de celdas y módulos de baterías;
• Siemens, con la sede central en Alemania, es una potencia tecnológica mundial que equipa las instalaciones de fabricación de la Industria 4.0 con soluciones de software y automatización
• Y otras empresas europeas líderes que trabajan en los campos de la integración de sistemas activos y materiales.

Si bien esta alianza no es exclusiva de otros acuerdos o asociaciones, las compañías trabajarán juntas durante los próximos siete años para alcanzar la ambición común. A lo largo de las diferentes fases del proyecto, el grupo principal de la Alianza se asociará con instituciones académicas europeas, centros de investigación, PYME, clientes y otras entidades para aprovechar la gran experiencia acumulada en toda Europa.

Greensmith Energy, parte del grupo tecnológico Wärtsilä, ha sido seleccionada por Origis Energy USA para proporcionar almacenamiento de energía avanzado integrado con energía solar fotovoltaica en Sterling, Massachusetts, EE.UU. El sistema híbrido resultante permitirá que la instalación fotovoltaica gestione mejor las cargas máximas y proporcione un suministro de electricidad seguro y fiable al Municipio y al Estado.

Greensmith Energy entregará el sistema de almacenamiento de energía de 1 MW/2 MWh utilizando baterías LG Chem e inversores Sungrow a Origis Energy, proveedor líder en EE.UU. de soluciones de almacenamiento y energía solar, con más de 1 GW de capacidad solar desarrollada. El pedido fue realizado en el cuarto trimestre de 2017.

Greensmith entregará la solución llave en mano y el proyecto de forma rápida, habiendo demostrado su capacidad de cumplir con cronogramas de entrega exigentes a nivel mundial a través de más de 70 implementaciones exitosas de sistemas. Se espera que el sistema esté en pleno funcionamiento para finales de marzo de 2018. La compañía también proporcionará servicios de operación y mantenimiento al sistema de almacenamiento de energía en virtud de un acuerdo de 10 años.

Greensmith Energy, una compañía Wärtsilä, es un proveedor líder de tecnología e integración de almacenamiento de energía, habiendo entregado 11 proyectos de sistemas a escala de red a nivel mundial en 2017. Ahora en su quinta generación, la plataforma de software Greensmith’s GEMS ofrece la más amplia gama de aplicaciones de almacenamiento de energía para optimizar almacenamiento de energía, a menudo integrado con una variedad creciente de activos de generación renovables y fósiles.

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