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El 13 de septiembre se constituyó en Madrid la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético, AEPIBAL, con la asistencia de más de 50 empresas y actores del sector. Esta nueva asociación nace amparada bajo el paraguas de SECARTYS y contará entre sus miembros con agentes de toda la cadena de valor del sector, desde fabricantes de componentes, a instaladores, distribuidores, o centros tecnológicos, entre otros.

AEPIBAL, se ha constituido como una asociación de ámbito nacional que agrupará a las empresas del sector, y entre sus objetivos principales estarán:

 

• Reforzar la representatividad de la industria de las pilas, baterías y almacenamiento energético a nivel español y europeo
• Facilitar la cooperación a nivel español y europeo en lo relativo a pilas, baterías y almacenamiento energético
• Monitorizar la legislación que tiene un impacto en la industria y favorecer su alineación con estas nuevas normas/políticas
• Establecer relaciones con el gobierno, autoridades
locales, ONG, Asociaciones, Clústeres y actores relacionados.

Asimismo, buscará fomentar la transferencia de conocimiento tecnológico del sector, acompañar en la internacionalización, proponer formación específica, y la organización de grupos de trabajo para el impulso de proyectos de I+D+i, entre otros.

Todo ello con la meta específica de la mejora de la competitividad de las empresas asociadas y la del sector de las Pilas, Baterías y el del Almacenamiento energético en el ámbito nacional.

El acto de constitución contó con la intervención de Joaquín Chacón, de la empresa ALBUFERA y presidente de AEPIBAL, que hizo especial énfasis en invitar a toda empresa, entidad o institución que se sienta vinculada con el sector de las Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético a formar parte de la misma. Cabe destacar también que asistió como invitada especial al acto Dª Begoña Cristeto Blasco, Secretaria General de Industria y Pyme del Ministerio de Economía, Industria y Competitividad, quien habló sobre la importancia del sector a nivel estratégico dentro de la economía nacional, y el valor de la creación de entornos colaborativos como AEPIBAL que favorezcan la estrategia empresarial, la formación y la industria tecnológica. Recalcó además los retos en digitalización y el cambio de modelo energético hacia la reducción en la emisión de gases que debe asumir la industria española en general y en la que el sector de pilas, baterías y almacenamiento energético está directamente implicado.

El acto contó con más de 50 empresas e instituciones nacionales participantes, tales como Iberdrola, Cegasa, Tesla, 3M, Saft Baterías, Tecnalia Corporación Tecnológica, CDTI y Johnson Controls entre otros.

En el evento se suscribió el Acta Fundacional, con la firma de sus socios fundadores entre los que se destacan ALBUFERA ENERGY STORAGE, AEDIVE (Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico), CENER (Centro Nacional de Energías Renovables), Mondragón Assembly, Electronic Trafic (Etra), UNIBAT – Unión de Industrias de la Batería, S.L. , Locura Digital, Genereus, RM Electronics, Leitat Technological Center, Ampere Energy, CIPSA CIRCUITS, Ekiona Iluminación Solar y Cener (Centro Nacional de Energías Renovables).

La irrupción de las nuevas tecnologías supone una gran oportunidad para potenciar la eficiencia energética y mejorar la sostenibilidad. La aplicación de avances técnicos como el IoT o el Big Data en el sector de la energía está generando un impacto muy positivo en el control y gestión energética. El almacenamiento energético está adquiriendo un papel protagonista en la gestión de la energía, ya que permite un ahorro en el consumo eléctrico, autonomía y control de la propia instalación, un consumo contratado menor y constante, y mayor sostenibilidad y aprovechamiento de las energías verdes. No obstante, para garantizar estos beneficios es necesario disminuir los picos de consumo tanto a nivel doméstico como industrial.

Así, soluciones como xStorage, nacidas de la colaboración entre Eaton y Nissan, facilitan el equilibrio en el consumo y permiten reducir el coste del mismo. Gracias a este tipo de soluciones, los usuarios, donde la legislación lo permita, podrían monetizar sus excedentes de energía vendiendo la electricidad almacenada a la compañía eléctrica. A nivel europeo, se están llevando a cabo iniciativas de ahorro de energía como el consorcio Green Data Net donde Eaton y Nissan participan activamente, poniendo de manifiesto que el consumo eléctrico de los datacenters en Europa alcanza ya el 2 y 2,5% del total y se estima que el crecimiento anual de del consumo para estas infraestructuras oscilará entre el 10 y 15%, lo que significa que en los próximos cinco años se doblará la demanda eléctrica.

 

Recientemente, Eaton presentó en el Smart Energy Congress 2017, en Madrid, “Energy Efficiency in the Digital Age”, algunas de sus propuestas centradas en el almacenamiento de energía y autoconsumo. En este sentido, José Antonio Afonso, Segment Manager en Eaton, analizaba cómo la eficiencia energética está fomentando las energías renovables en el entorno del datacenter y cómo es posible alcanzar la independencia energética de las infraestructuras optimizando las instalaciones de autoconsumo a través del almacenamiento energético.

En la actualidad, el marco regulador español no permite vender el excedente de energía y generar ingresos gracias al ahorro en nuestro consumo energético. No obstante, tarde o temprano esta bidireccionalidad en el suministro eléctrico será una realidad. Sin duda, creemos que eso es posible y las plantas piloto donde Eaton participa así lo demuestran”, ha señalado José Antonio Afonso, Segment Manager en Eaton.

Almacenar energía a temperaturas superiores a los 1.000 ºC a través del silicio fundido. Es el objetivo del proyecto AMADEUS el primero de este tipo a nivel europeo, coordinado por investigadores del Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM). Los expertos tratarán de crear una nueva generación de dispositivos de almacenamiento energético extremadamente compactos y de menor coste con potencial aplicación en diversos sectores. El almacenamiento directo de energía solar en plantas termosolares, o la integración del almacenamiento eléctrico y la cogeneración en domicilios y distritos son sólo algunas de las aplicaciones que podrían tener los nuevos dispositivos resultantes del proyecto que ha logrado financiación de la convocatoria Future Emnerging Technologies (FET) del programa Horizonte 2020 de la Comisión Europea. Se trata de un logro en sí mismo ya que solo 4 de cada 100 propuestas presentadas han logrado financiación en esta convocatoria, una de las más competitivas de todo el programa.

Con un presupuesto de 3,3 M€ para los próximos tres años, AMADEUS (Next Generation Materials and Solid State Devices for Ultra High Temperature Energy Storage and Conversion) investigará nuevos materiales y dispositivos que permitan almacenar energía a temperaturas en el rango de los 1.000 y 2.000 ºC. De esta forma, se pretende romper con la barrera de los 600 ºC, raramente superada por los sistemas actuales empleados en centrales termosolares.

 

Para conseguirlo, los expertos trabajarán con distintos aleados metálicos de silicio y boro, que funden a temperaturas superiores a los 1.385 ºC y que permitirán almacenar entre 2 y 4 MJ/kg, “un orden de magnitud superior a la de las sales empleadas actualmente”, explica Alejandro Datas, del Instituto de Energía Solar de la UPM y uno de los coordinadores del proyecto.

Además, se estudiarán los materiales necesarios para contener estos metales fundidos durante largos periodos de tiempo y lograr un buen aislamiento térmico, así como los dispositivos para lograr una conversión eficiente del calor almacenado en electricidad.

Dispositivos que toman como base tecnología UPM

Para esto último, el proyecto investigará un nuevo concepto (patentado por investigadores de la UPM) que combina los efectos termiónico y fotovoltaico para lograr la conversión directa del calor en electricidad. A diferencia de las máquinas térmicas convencionales, este sistema no requiere contacto físico con la fuente térmica, ya que se basa en la emisión directa de electrones (efecto termiónico) y de fotones (efecto termofotovoltaico).

Pero, de tener éxito en su desarrollo, estos nuevos dispositivos no sólo podrán trabajar a temperaturas muy elevadas, sino que también permitirán simplificar y abaratar drásticamente el sistema, ya que no requieren de un fluido caloportador, ni de tuberías e intercambiadores de calor, que a día de hoy, suponen gran parte del coste de estas instalaciones.

Además de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM), en el proyecto colaboran otros seis socios de cinco países europeos, con experiencia en campos tan diversos como la metalurgia, el aislamiento térmico, la dinámica de fluidos y dispositivos semiconductores.

El consorcio de investigación, coordinado por Alejandro Datas y Antonio Martí, ambos de la Universidad Politécnica de Madrid, contará con la participación del Consejo Nacional de Investigación de Italia, el Instituto de Investigación de la Fundición de Polonia, la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, el Centro Hellas para la Investigación y la Tecnología de Grecia, la Universidad de Stuttgart de Alemania, y la compañía IONVAC Process SRL de Italia.

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Centrica selecciona a Younicos para diseñar y entregar uno de los sistemas de almacenamiento en baterías más grandes del mundo

Younicos ha sido seleccionado por Centrica para diseñar y entregar uno de los sistemas de almacenamiento de energía basado en baterías, más grandes y sofisticados del mundo. El sistema de baterías de iones de litio de 49 MW, que se finalizará en el invierno de 2018, responderá a las fluctuaciones en la demanda eléctrica en menos de un segundo.

La planta de baterías se construirá donde se encuentran las antiguas centrales eléctricas de gas y carbón Roosecote en Barrow-in-Furness, Cumbria, Reino Unido; será propiedad y estará operada por Centrica, una de las principales compañías británicas en energía y servicios. El software de Younicos será clave para asegurar que el sistema cumpla con los distintos requisitos exigidos por el Operador del Sistema de Transmisión de Reino Unido.

 

Las baterías de configuración inteligente son ideales para suavizar las fluctuaciones a corto plazo en la oferta y la demanda de energía de la forma más rápida y precisa, permitiendo la integración de una proporción mucho mayor de fuentes intermitentes de energía limpia. Younicos fue pionera en el uso comercial de baterías para ofrecer diversos servicios críticos de red tales como la regulación de frecuencia, y ya ha instalado más de 150 MW en almacenaje de baterías globalmente. La compañía germano-americana construyó la primera batería comercial de Europa en Schwerin, Alemania y proporcionó el software y los controles para el proyecto de 6MW “Smarter Network Storage” (SNS) de la empresa UK Power Network, en Leighton-Buzzard.

Albufera Energy Storage tendrá sus innovadoras baterías basadas en Aluminio-aire certificadas y listas para salir al mercado a finales del año que viene y prevé su comercialización en 2018. Tras los resultados satisfactorios de sus prototipos en los laboratorios, la empresa trabaja actualmente en la creación de dos plantas de producción en Navalmoral de la Mata, Cáceres, para las pilas o baterías recargables, y en Aragón, cerca de Zaragoza para las no recargables.

Tal y como ha explicado Joaquín Chacón, Dr. General de Albufera Energy Storage, durante la Feria MATELEC Industry, los prototipos de baterías de Aluminio-aire que la empresa utiliza en el laboratorio tienen un energía diez veces superior a las baterías de la actual tecnología dominante, el Litio-ion. Las baterías de Aluminio-aire de Albufera consiguen ese aumento de energía en el mismo peso y volumen que el Litio-ion y serán tres veces más baratas. Comparadas con las actuales baterías de Plomo-Ácido, su precio será similar pero con un volumen 50 veces inferior.

 

Clientes reales

Albufera ya cuenta con clientes reales dispuestos a instalar sus baterías en diferentes productos y en estos momentos la empresa está completando el proceso de validación de prototipos reales con ellos. La batería recargable cuenta con clientes de tres sectores: telecomunicaciones, fabricantes de luces de emergencia como ZEMPER, y autoconsumo eléctrico, con FENIE, la Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones y Telecomunicaciones de España. La pila no recargable por su parte ya ha despertado el interés de clientes del sector de los audífonos y el de los sensores para las SmartCities, (se trataría de sensores para medir el tráfico, la contaminación, etc. ).

Proyecto SALSA

La compañía informó de los avances en su proyecto SALSA, su sistema de transporte mediante vehículos eléctricos y puntos de recarga alimentados exclusivamente por energías renovables. El proyecto prevé que estos vehículos eléctricos puedan utilizarse para aplicaciones turísticas, repartos de mercancías y otros transportes de proximidad. En estos sistemas cobra especial importancia el centro de almacenamiento energético, que más allá de una simple batería se convierte en el “cerebro” desde el que se  realiza la tarea de modular la cantidad de electricidad circulante de un punto a otro en función de la generación y el consumo en cada momento, incrementando enormemente la eficiencia y facilitando la definitiva implantación del vehículo eléctrico.

El primer proyecto piloto SALSA se implantará en enero en La Habana, Cuba, en el Centro de Estudios Che Guevara. El proyecto SALSA ha sido seleccionado por las autoridades cubanas como ejemplo de utilización eficiente de las energías renovables en el sector turístico. Chacón ha explicado que la isla está inmersa en el desarrollo de nuevas y mejores infraestructuras turísticas y quiere hacerlo con energías renovables para no depender del petróleo que les suministran otros países.

Universidad de la Batería

Albufera Energy Storage realiza desde hace tres años unas jornadas formativas especializadas en baterías y en almacenamiento energético que denomina la Universidad de la Batería. El Dr. General de la empresa explicó que este año se ha querido  dividir la formación que pasará de un solo módulo de almacenamiento a cuatro módulos: químico, mecánico magnético y térmico. Con este paso la empresa pretende dar una mayor especialización a sus cursos.

Congreso MABIC

La próxima edición del Congreso Internacional de Baterías metal-Aire MABIC se celebrará en Huesca del 4 a 8 de junio en el Parque Tecnológico WALQA y contará con dos días dedicados a la parte científica,  y una segunda parte dedicada a las empresas. El congreso servirá para favorecer la transferencia tecnológica entre empresas y para ello la Compañía ha explicado que va a trabajar con el campus IBERUS o Campus del Ebro que incluye a las universidades de Lérida, de La rioja, Navarra y Aragón y  a todos los centros tecnológicos de Aragón. Además el MABIC contará con un apartado específico para el sector primario: agrario y ganadero, que son de gran importancia en esta zona.

En su último informe, “La rentabilidad del almacenamiento energético comercial en EE.UU.”, GTM Research ha analizado las estructuras de tarifas de 51 empresas de servicios públicos para determinar la gestión de tarifas para los clientes de almacenamiento energético comerciales. Según el informe, la economía del almacenamiento energético comercial es atractiva hoy en siete estados de Estados Unidos, y se espera que ese número crezca a 19 estados para el año 2021.

La implementación comercial del almacenamiento energético en EE.UU. creció catorce veces entre 2013 y 2015, convirtiéndolo en el segmento de mayor expansión del mercado de almacenamiento de energía de EE.UU.. Mientras que la tasa de crecimiento es muy alta, es importante tener en cuenta que el mercado de almacenamiento comercial se está expandiendo a partir de una base pequeña. La implementación hoy día se limita a unos cuantos estados con incentivos locales y con altas tasas de electricidad al por menor. Sin embargo, como los costes de almacenamiento siguen disminuyendo, surgirán más mercados a medida que se ofrezca  una rentabilidad atractiva.

El informe muestra la tasa interna de retorno (TIR) ​​para sistemas de almacenamiento de 1 y 2 horas para los segmentos de clientes comerciales pequeño, mediano y grande. Se encontró que es necesario una demanda energética de al menos 15$/kW al mes para que el almacenamiento energético sea rentable en la actualidad. Para el 2021, la economía del almacenamiento comercial será favorable para ciertas tarifas de servicios públicos con cargos por demanda tan bajas como 11 $ /kW al mes.

Los grandes clientes comerciales en 17 estados de Estados Unidos tendrán una tasa interna de retorno del 5% o más, lo que GTM Research identifica como “en el dinero”. Para instalaciones pequeñas y medianas, 14 estados serán económicamente atractivos. Tomados en conjunto, habrá 19 estados preparados para la implementación del almacenamiento comercial en 2021. En caso de una fuerte reducción de costes,  GTM Research prevé que los costos de almacenamiento caigan un 15% anual durante los próximos cinco años. En este escenario, podría haber hasta 26 estados donde el almacenamiento comercial sea económicamente atractivo.

El almacenamiento energético puede proporcionar múltiples beneficios en la red. Sin embargo, la mayor parte del almacenamiento comercial instalado hoy en día se utiliza para proporcionar ahorro en la factura relacionada con la demanda energética.

De acuerdo con el último informe U.S. Energy Storage Monitor realizado por GTM Research y Energy Storage Association (ESA), EE.UU. ha instalado el primer trimestre de este año unos 18,3 MW (21,2 MWh) de almacenamiento energético. Las instalaciones iban en aumento, hasta un 127% anual, pero disminuyendo por debajo del 84% desde el histórico cuarto trimestre de 2015.

El primer trimestre continuó la tendencia de los arranques relativamente lentos de los últimos años. Sin embargo, el almacenamiento energético local ha destacado tanto trimestral como anualmente, instalándose más de 8,9 MW.

A pesar de ser el mercado más pequeño, el segmento local es el de mayor diversidad geográfica. En el primer trimestre del año, dominó el segmento “otros mercados” del informe, con seguimientos de instalaciones para almacenamiento de Kentucky, Nevada, Utah, Vermont y 19 estados más. PJM (excluyendo Nueva Jersey) sigue a la cabeza en términos de instalaciones a escala comercial, y California mantiene su primer puesto en el sector no local.

“El lento comienzo de 2016 no es inusual, pero también apunta a la naturaleza cambiante del mercado de almacenamiento energético de EE.UU.”, dijo Ravi  Manghani, director de almacenamiento energético de GTM Research  y autor principal del informe. “Después de la carrera para construir y poner en marcha sistemas en PJM para cumplir con el límite provisional en la segunda mitad de 2015, es probable que veamos este año a California acercándose al liderazgo del mercado, incluso para el servicio a escala comercial. Esta transición se verá sin duda acelerada por la escasez de gas del sur de California como consecuencia de la fuga de gas de Aliso Canyon y la consiguiente adquisición de almacenamiento energético. “esm-q12016

Además de las tendencias de las instalaciones y los precios, el informe abarca los acontecimientos ocurridos en torno a los proveedores. A principios de mayo, la compañía de petróleo y gas Total anunció que adquiriría al proveedor de baterías Saft por 1.100 M$, el primer acuerdo de más de mil millones de dólares en el sector de almacenamiento. Con la adquisición previa de una participación de control en SunPower, Total se ha posicionado con un papel líder en el ámbito de “energías renovables-más-almacenamiento”.

GTM Research extendió su pronóstico hasta 2021, año en el que se espera que las instalaciones de almacenamiento energético superarán los 2 GW.

“Después de un crecimiento sin precedentes en las instalaciones de finales del pasado año, los principales indicadores del primer trimestre de 2016 y las oportunidades de montaje están dando señales de ser otro año de crecimiento positivo en la industria de almacenamiento” dijo Matt Roberts, director ejecutivo de Energy Storage Association. “Al mirar hacia el futuro de los mercados de almacenamiento de EE.UU., la ampliación de las proyecciones de más de 2 GW al año para el 2021 reflejan tanto el creciente valor de los sistemas de almacenamiento en la red como la gran oportunidad que tenemos por delante.”

Jofemar Energy, la división de la Corporación Jofemar especializada en eficiencia y almacenamiento energético, concluyó el pasado mes de Febrero el proyecto Flow Grid, con la presentación de la primera versión de sus baterías de flujo Zn-Br. Y lo ha hecho con unos resultados prometedores. Las primeras versiones se han diseñado, desarrollado y testado en las instalaciones de Jofemar en Peralta, incorporan las últimas mejoras obtenidas gracias, entre otros, al empleo de nanotecnología y al desarrollo específico de los principales componentes para el par electroquímico y consiguen una capacidad de 10 y 60 kWh, respectivamente, para funcionar tanto en ambientes residenciales como integrados en redes inteligentes.

Las baterías de flujo son una tecnología de almacenamiento electroquímico en fase demostrativa, que poco a poco se van acercando a la fase comercial. Como uno de sus puntos diferenciales, este tipo de baterías permite convertir y almacenar la energía eléctrica como energía química, e invertir el proceso de forma controlada cuando se desee o sea necesario. Esta tecnología funciona por la reacción de oxidación/reducción que se produce al aplicar o demandar una corriente eléctrica a dos especies químicamente activas, que se oxidan y reducen respectivamente, formando el sistema REDOX en una celda de flujo. Estas especies químicas reciben la denominación de electrolitos y son almacenados en depósitos externos y bombeados hasta la celda, lugar donde se producen las reacciones electroquímicas.

Las principales ventajas de esta tecnología son que presenta una gran capacidad de almacenamiento energético para aplicaciones estacionarias, bajo coste y larga vida útil. Frente a otras tecnologías, también presenta la ventaja de que pueden ser descargadas completamente sin efecto memoria y sin dañar el estado de la batería, para que no disminuyan sus prestaciones. Otro de los factores a considerar es que la materia prima es de base acuosa, lo que implica que no hay riesgos de inflamabilidad ni explosión. Además, su disponibilidad es mucho mayor que la de otras químicas. El coste de mantenimiento es bajo y se diseña con materiales de alta disponibilidad, bajo coste y reciclables. Además, los materiales son respetuosos con el medioambiental, lo que permite ofrecer una tecnología verde y eficiente. Leer más…

Beatriz Ruiz
Directora de Tecnología Jofemar Energy

Artículo publicado en: FuturENERGY Abril 2016

Gamesa inauguró ayer en La Muela (Aragón) un prototipo ‘offgrid’ de suministro eléctrico en ubicaciones remotas sin acceso a la red eléctrica, como islas, minas o determinadas zonas rurales. Este sistema es pionero por la combinación, con una potencia total instalada superior a 2 MW, de cuatro tecnologías: energía eólica, solar, generación diésel y baterías de almacenamiento energético.

Al acto de inauguración, celebrado en La Muela (Aragón), han acudido el Director General de Industria, Víctor Audera, el Director General de Energía y Minas del Gobierno de Aragón, Alfonso Gómez, la Directora General de Industria, Energía e Innovación del Gobierno de Navarra, Yolanda Blanco, y el alcalde de La Muela, Adrián Tello. Por parte de Gamesa han asistido su Presidente, Ignacio Martín, el Director General Corporativo, José Antonio Cortajarena, y el Director General de Desarrollo de Negocio, David Mesonero, entre otros directivos de la compañía.

Ignacio Martín, Presidente de Gamesa, ha subrayado: “el desarrollo de este sistema representa un paso más en el objetivo de Gamesa de dar respuesta a las necesidades energéticas de manera sostenible. En la actualidad, más de 1.200 millones de personas carecen de acceso a la electricidad. Áreas rurales de India, el sudeste asiático o África, islas como Haití, Indonesia o Filipinas, y otras zonas remotas del planeta -como selvas o desiertos- podrán beneficiarse de estas aplicaciones ‘offgrid’ que permiten generar energía de manera más barata y limpia”.

Este prototipo ‘offgrid’ es el primero del mercado que, con una potencia total instalada de más de  2 MW, permite una combinación ad hoc de cada una de las tecnologías instaladas en función de los requisitos específicos del proyecto, con el objetivo de generar energía minimizando el consumo de diésel. Asimismo, el prototipo incluye un software de control desarrollado por Gamesa para facilitar la integración de las tecnologías.

En concreto, el prototipo inaugurado hoy combina un aerogenerador G52-850 kW con 816 módulos fotovoltaicos (245 kWp) y tres generadores diésel de 222 kW (666 kW). Está previsto que durante el verano se incorpore una batería con capacidad de almacenaje de 500 kWh / 500 kW. Este prototipo generaría energía suficiente para abastecer las necesidades de 400 familias.

“La entrada de Gamesa en el sector offgrid supone un nuevo reto tecnológico y un potencial nicho de mercado, ya que las perspectivas de desarrollo de esta tecnología rondan los 1.200 MW en los próximos años. La ventaja de nuestro sistema se basa en su flexibilidad para adaptarse de manera personalizada a las necesidades de los clientes, aumentando, reduciendo o suprimiendo la capacidad de cada una de las tecnologías”, ha explicado David Mesonero.

Además de esta personalización del sistema, basado en el conocimiento de la cadena de valor eólica, Gamesa también ofrece una solución offgrid llave en mano, que incluye los servicios de construcción, puesta en marcha y operación y mantenimiento de la instalación.

Esta incursión en el segmento ‘offgrid’ se enmarca dentro de la voluntad desarrollada en el Plan de Negocio 2015-2017 para explorar oportunidades en negocios complementarios con la industria eólica, como el solar y el ‘offgrid’, que pueden añadir valor a la compañía a partir de 2018.

Cabe destacar que la compañía cuenta con experiencia previa en este tipo de instalaciones, ya que en 2007 instaló un proyecto en la isla de Galápagos (Ecuador) que combina tres generadores diésel y tres turbinas.

Saft ha suministrado a Kotzebue Electric Association, S.A., cooperativa eléctrica situada en Kotzebue (Alaska) su sistema de baterías li-ión para almacenamiento energético con el contenedor Intensium Max +20, una novedosa tecnología “Cold Temperature Package”. Este sistema permitirá que la instalación híbrida de energía eólica y diésel alcance su máximo potencial, proporcionando energía más limpia, más fiable y a menor coste a Kotzebue, una ciudad que se encuentra al norte del Círculo Polar, en el barrio de NorthWest Artic (un área del tamaño de Illinois). Kotzebue no está conectada a la red eléctrica o ni de carreteras y tradicionalmente obtenía la energía de generadores alimentados por gasóleo. La temperatura media anual en la zona es de -5 ºC, lo que implica que sus residentes se enfrenten a uno de los costes energéticos más altos del país.

El sistema BESS de Saft ofrece la última tecnología en almacenamiento energético diseñado para entornos de frío extremo. Es la primera instalación de contenedores de este tipo en América del Norte que utiliza la plataforma Intensium® Max+ 20M. Además del contenedor de la batería Intensium® Max+ 20M, que proporciona 950 kWh y tiene capacidad de funcionar en entornos de hasta -50º, el sistema BESS suministrado también incluye un dispositivo EssPro™ Power de 1,2 MW y un transformador para conectarse a la red, suministrado por ABB. Los beneficios del sistema BESS para la microrred de KEA serán evitar las fluctuaciones producidas por la energía eólica y el desplazamiento temporal, y proporcionar una reducción en el consumo de gasóleo.

Éste es el segundo proyecto que desarrolla Saft en la región ártica. Alaska y otras zonas de frío extremo, donde los costes de transporte de combustible y electricidad son elevados, representan un mercado en crecimiento para los sistemas de almacenamiento energético en baterías especialmente diseñados para microrredes y sistemas híbridos de energía.

A la vez que satisface las necesidades energéticas de 980 miembros en la región de Kotzebue, generando más de 21 millones de kWh/año, KEA está comprometida a mejorar la fiabilidad y la eficiencia energética y los costos operativos. Varias aldeas remotas en la región están estudiándose ya para tener instalaciones BESS de Saft similares a la de Kotzebue.

SEDICAL
COMEVAL