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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.

El futuro del sistema energético depende de si desarrollamos soluciones que brinden flexibilidad para integrar de manera eficiente las fuentes de energía renovables. La tecnología de construcción inteligente es la clave del éxito. La empresa conjunta planificada por SMA y Danfoss tiene como objetivo proporcionar a los operadores de supermercados una solución integrada que interconecta la tecnología de refrigeración y climatización, la energía fotovoltaica, la tecnología de almacenamiento de energía y la movilidad eléctrica. La gestión inteligente de las cargas y la integración del sistema global en el mercado energético permite a los operadores de supermercados reducir sus gastos operativos, optimizar su huella de carbono y mejorar considerablemente su competitividad a largo plazo. Además, se convertirán en un componente clave del sistema energético del futuro.

“Nuestra experiencia en energía fotovoltaica, sistemas de almacenamiento de batería y gestión energética es complementaria con la larga experiencia de Danfoss en tecnología de refrigeracióny climatización y su acceso a clientes en el segmento minorista de alimentos”, dijo Dr.-Ing. Jürgen Reinert, miembro de la Junta de Operaciones y Tecnología de SMA Solar Technology AG. “Estoy encantado de que esta empresa conjunta planificada nos permita ampliar aún más nuestra asociación estratégica con Danfoss”.

“El segmento minorista de alimentos tiene una importancia estratégica y un campo de juego para la innovación”, dijo Jürgen Fischer, presidente de Danfoss Cooling. “Los productos innovadores de la tecnología de refrigeración y calefacción combinados con energía fotovoltaica, almacenamiento de energía y estaciones de carga se utilizarán en el supermercado del futuro. Los supermercados no solo proporcionarán productos frescos, sino que también transformarán la red eléctrica, que se volverá más confiable, más ecológica y más flexible. Danfoss y SMA están muy bien posicionados para acceder a este nuevo mercado. Como parte de esta empresa conjunta planificada, con sede en Hamburgo, Alemania, trabajaremos juntos para desarrollar nuestra tecnología probada y asegurarnos una posición líder en el mercado en este segmento “.

La nueva filial de SMA, Coneva GmbH, cooperará con el Segmento de refrigeración de Danfoss para diseñar una oferta de servicio adaptada a los requisitos individuales del segmento minorista de alimentos. “La plataforma de gestión de energía SMA ennexOS es una herramienta ideal para optimizar el consumo de energía de los minoristas utilizando parámetros como los precios actuales de la electricidad, la temperatura exterior, la radiación solar y los requisitos temporales de la red”, explicó Jochen Schneider, gerente general de Coneva GmbH. “La electricidad excedente autogenerada puede venderse directamente o almacenarse en sistemas de almacenamiento eléctrico y térmico. La integración en el mercado de la energía también nos permite asegurar el suministro de energía rentable y respetuosa con el medio ambiente. Además, podemos integrar estaciones de carga “.

La empresa conjunta planeada probablemente esté sujeta a la aprobación de autoridades antimonopolio competentes.

Ennera ha conectado una planta solar híbrida con baterías de litio en la sede central de la ONU en Kabul (Afganistán). Tras su puesta en funcionamiento, esta delegación se abastece de energía renovable. Se trata del primer proyecto para la compañía en este país, con el que se afianza, además, su presencia en el mercado internacional. El proyecto de Kabul adjudicado a Ennera incluye el diseño, aprovisionamiento y construcción de una planta fotovoltaica de 128 kWp sobre cubierta con almacenamiento de energía que generará más de 191 MWh al año. Esta aportación permitirá al departamento de TIC y los servidores del PNUD (Programa de Naciones Unidas para el desarrollo) no depender enteramente de los generadores diésel para su abastecimiento, como ha venido ocurriendo a lo largo de los últimos años.

Los equipos de electrónica de potencia están instalados dentro de un contenedor estándar de 40’ e incluyen 20 cargadores solares, nueve inversores trifásicos bidireccionales y 29 baterías de litio de 12,8kWh cada una. La capacidad de almacenamiento de la planta es de 371,2 kWh.

Respecto a la duración del proyecto, los responsables de Ennera indican que la planta híbrida se pudo llevar a cabo en un plazo inferior a 10 semanas. “La configuración contenerizada ha conseguido reducir de forma drástica los tiempos de instalación “in situ”, pues el haber probado con antelación los sistemas en nuestros talleres antes de su envío a Kabul, ha permitido limitar los tiempos de puesta en marcha, reduciendo al mínimo el riesgo de errores de configuración de los sistemas. Este hecho es fundamental cuando se necesita entregar este tipo de proyectos en países con dificultades de tipo logístico, como es el caso de Afganistán”.

La construcción de la planta se llevó a cabo durante 2017 y se puso en funcionamiento en octubre de ese mismo año. Esta iniciativa forma parte acuerdo “Long Term Agreement UNDP/PSU/GR600180-1/5” firmado en abril de 2016, que tiene por objetivo el suministro “llave en mano” de proyectos solares con almacenamiento de energía. Dentro de este convenio de colaboración se incluye la realización de otro proyecto solar en las oficinas de la ONU en Sao Tomé, en Sao Tomé y Príncipe.

Como epecista, Ennera ha llevado a cabo la puesta en marcha de la planta, además de gestionar todos los procesos desde los trámites iniciales pasando por la etapa de ingeniería, construcción y entrega; además de ocuparse de la garantía de la instalación”. El último paso fue la entrega de la instalación a los miembros de Naciones Unidas de Kabul en octubre de 2017. Desde entonces, el centro de datos del PNUD se abastece de energía solar renovable, que permite disminuir significativamente el impacto medioambiental que producen los generadores alimentados por diésel utilizados hasta la fecha.

La ejecución de este proyecto representa un importante hito tecnológico” para Ennera, ya que constituye la primera referencia de almacenamiento con baterías de litio, tecnología destinada a tener un desarrollo enorme a escala mundial en los próximos años.

COMEVAL