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La cooperación a largo plazo de Daimler Buses y Akasol para el desarrollo y la producción masiva de sistemas de baterías para el autobús eléctrico eCitaro va viento en popa. En otoño, comenzará la producción en serie del sistema de baterías de primera generación Akasystem OEM en Langen (Hesse, Alemania) según lo planeado. Mientras tanto, Akasol está comenzando a desarrollar sistemas de baterías de iones de litio de segunda generación en estrecha cooperación con Daimler Buses, que ofrecerán aproximadamente un 35% más de energía y contribuirán a una mayor autonomía en 2020.

En lugar la capacidad de almacenamiento actual de 25 kWh por paquete de batería, la segunda generación podrá almacenar 33 kWh por paquete de batería. Esto significa un aumento del 35% de 243 a 330 kWh por vehículo mientras se mantiene el mismo espacio construido, el peso y la compatibilidad. Esto es posible gracias a la arquitectura de sistema única y flexible que Akasol ofrece a sus clientes. Según Daimler Buses, este salto de tecnología, junto con otros factores, contribuye a un aumento de la autonomía del vehículo a aproximadamente 200 km (ciclos SORT2, tráfico medio) y hasta 250 km cuando se opera en circunstancias ideales.

Los sistemas de baterías de iones de litio de ambas generaciones pueden cargarse rápidamente (hasta 300 kW) y suministrar energía a unidades adicionales como aire acondicionado y sistemas eléctricos. El factor clave para proporcionar robustez y durabilidad es la eficiente refrigeración por agua de Akasol, que garantiza estabilidad a 25 °C y permite que los autobuses con batería funcionen en todos los climas. Los sistemas de batería de alto rendimiento están parcialmente montados en el techo, parcialmente en la parte trasera.

Akasol ha desarrollado y distribuido una variedad de sistemas de baterías para autobuses eléctricos e híbridos eléctricos durante muchos años. Además de EvoBus, uno de los clientes de Akasol de sistemas de baterías producidos en serie para autobuses, autobuses que utilizan la innovadora tecnología de batería de Akasol se encuentran en operación diaria en Londres, Berlín, Colonia y Braunschweig, entre otros.

BP ha presentado en Madrid los resultados del informe Statistical Review of World Energy 2018, una de las publicaciones de referencia del sector energético, que elabora cada año la compañía.

El acto fue dirigido por Luis Aires Dupré, presidente de BP España, quien ha destacado que “es necesario no decaer en los esfuerzos para seguir impulsando una energía limpia y avanzar en la economía baja en carbono, a pesar de que 2017 ha sido un año en el que las emisiones han vuelto a crecer fruto de los cambios coyunturales en el mix energético”. Por su parte, Simon Manley, embajador del Reino Unido en España, quien clausuró el acto, destacó el trabajo de la Embajada, animando a las empresas españolas a aportar su experiencia y tecnología para seguir avanzando en la construcción de un mix óptimo de energía. A este respecto, apuntó que “el avance de las energías renovables y de las redes inteligentes también conducirán a la evolución del sector eléctrico en los próximos años”.

La sequía desploma en España el consumo de energía hidroeléctrica en 2017. El carbón aumenta
su consumo y lleva a un incremento de las emisiones de CO2 de un 6,9%, el ratio más alto desde 2012

El consumo de energía primaria en España continuó la tendencia de crecimiento iniciada en 2015, incrementándose un 1,8% frente al año anterior. Sin embargo, una histórica sequía llevó a un desplome del consumo de energía hidroeléctrica de casi la mitad (49,1%) respecto al año anterior. El consumo de carbón fue el que mayor incremento registró con un 28,5%, seguido del gas natural (10,2%). Las energías renovables, por su parte, experimentaron un crecimiento del 2,2%, mientras que el petróleo aumentó un 1,2% y la energía nuclear disminuyó ligeramente, un 0,6%. De este modo, el mix de consumo de energía quedó de la siguiente manera: petróleo 46,7%, gas natural 19,8%, renovables 11,3%, carbón 9,7%, energía nuclear 9,5% e hidroeléctrica 3%.

La generación eléctrica volvió a crecer en 2017, un 0,6%, tras haber caído el año anterior.

Consecuencia del cambio en el mix de consumo, el peso de cada fuente de generación cambió en la misma línea. Así, la generación a partir de energía hidroeléctrica pasó a representar un 6,7% del mix frente al 13,25% del año anterior. Esta caída se vio compensada con aumentos notables de la electricidad generada a partir del carbón, que creció hasta una cuota del 16,3% (frente al 13,6% del año anterior) y del gas natural (22,9% frente al 19,2% de 2016). Por su parte, renovables, energía nuclear y petróleo mantuvieron un peso similar en el mix al del año anterior.

Fruto de este mayor nivel de consumo de energías menos limpias, las emisiones de CO2 en España crecieron un 6,9%, hasta el mayor ratio desde el año 2012.

La transición hacia una economía de bajas emisiones sigue en marcha, pero factores coyunturales frenaron el avance en 2017

A nivel global, 2017 fue un año en el que las fuerzas estructurales del mercado mundial de la energía
continuaron impulsando la transición hacia una economía con menos emisiones de carbono, pero también los factores cíclicos revirtieron o ralentizaron algunos de los avances de los años anteriores.

Así, el repunte del PIB mundial, de la mano de una mejora en la actividad industrial con una mayor demanda de energía y la ralentización del ritmo de mejora de la intensidad energética, unidos al giro
experimentado en el consumo de carbón, implicaron que las emisiones de CO2 crecieran un 1,6% en 2017. El 63% de este incremento procedió de los países fuera de la OCDE.

En este contexto, la demanda global de energía creció un 2,2%, con un 60% de este incremento procedente del gas natural y de las energías renovables, que crecieron un 3% y un 17% respectivamente, lo que pone de manifiesto una tendencia a largo plazo hacia un modelo energético con menores emisiones. La energía nuclear creció un 1,1%, con incrementos notables en China y Japón, y la hidroeléctrica aumentó un 0,9%, aumento lastrado por la caída de la producción en Europa. Finalmente, el carbón creció por primera vez desde 2013, en un 1%.

La demanda mundial de petróleo aumento un 1,8%, y el hecho de que ésta superase la producción durante la mayor parte del año conllevó una reducción en las reservas y un impacto en el precio del crudo. Así, éste experimentó su primer incremento anual desde 2012 y alcanzó una media en el conjunto del año de 54 dólares por barril.

El gas natural tuvo un año marcado por el aumento del consumo, pero quedó más que compensado por un mayor aumento de la producción, lo que empujó los precios a la baja. La expansión del mercado de GNL así como la mayor movilidad de sus exportaciones ha conducido a un mercado mundial de gas cada vez más integrado con una mayor correlación y una menor volatilidad entre los precios de gas de las distintas regiones.

Con todo ello, el mix energético quedó configurado como sigue: el petróleo mantuvo un peso similar al del año anterior, alrededor del 34%, seguido del carbón (27%) y del gas natural (23%). Las energías no
fósiles supusieron un 15% del mix energético, con la hidroeléctrica representando un 7%, las renovables
un 3,6% y la nuclear un 4,4%.

Por su parte, la generación mundial de electricidad aumentó un 2,8% en 2017, un nivel cercano a la media de la última década. La mayor parte del crecimiento, un 94%, procedió de las economías emergentes, mientras que la generación se ha mantenido a niveles similares en la OCDE desde 2010. De ese crecimiento, las renovables representaron casi la mitad (49%), seguidas del carbón (44%). A pesar de ello, sorprende el hecho de que, a pesar de los esfuerzos políticos para fomentar la sustitución del carbón por combustibles más limpios y con menores emisiones de carbono, apenas se aprecian mejoras en el mix de generación eléctrica durante los últimos 20 años. Así, la cuota del carbón, que fue del 38% en 2017, es exactamente la misma que en 1998.

Por otro lado, el peso de los combustibles no fósiles (nuclear, hidroeléctrica y renovables) en el mix de generación eléctrica estuvo incluso por debajo del que tenían hace 20 años, debido a que el descenso en la generación eléctrica procedente de la energía nuclear no se ha visto compensado, a lo largo de las últimas dos décadas, por el aumento del peso de las renovables. Ello hace necesario, por tanto, un
replanteamiento de las políticas energéticas que sitúe el foco en el sector eléctrico.

ENEL ha elegido a Schneider Electric para actualizar su sistema de gestión de redes eléctricas y satisfacer las necesidades del futuro mejorando la calidad del servicio y la fiabilidad para sus clientes. El ahorro de energía anuales estimado de ENEL, gracias a la integración del ADMS EcoStruxure™ de Schneider Electric, son de unos 144 GWh al año,y se han podido reducir las emisiones de CO2 en 75.000 t de CO2 anuales. Gracias a las aplicaciones, analíticas y servicios que integran el ADMS EcoStruxure™ de Schneider Electric, más del 40% de la energía de Italia ya es renovable y las energías verdes pueden implementarse con unos costes sociales y operativos mucho más bajos.

La transición a las energías renovables es una de las grandes prioridades de este siglo, lo que hace que la distribución de energía sea más difícil que nunca. ENEL, con sus aproximadamente 32 millones de clientes, es la mayor empresa de distribución eléctrica de Italia. Gracias a las soluciones de Schneider Electric, ENEL ha podido afrontar este reto y adaptar su red para obtener más eficiencia, beneficiarse de las energías renovables y lograr su objetivo de cero emisiones de carbono en 2050.

El sistema de gestión de distribución avanzado (ADMS) EcoStruxure™ de Schneider Electric ha supuesto para ENEL el poder integrar los recursos renovables y todas las ventajas de la energía ecológica, al tiempo que ha aumentado la calidad del servicio y del suministro. ENEL utiliza el ADMS EcoStruxure™ para proporcionar un modelo matemático y visual de su red de distribución, incluyendo modelos detallados de gestión de la tensión, generación distribuida, control de frecuencia, respuesta a la demanda y otros datos de gestión de redes inteligentes. Además, se han optimizado las redes existentes sin necesidad de inversiones adicionales.

El ADMS EcoStruxure™ de Schneider Electric es una red inteligente capaz de aprovechar al máximo los datos recogidos en todos los sistemas para adaptarse con flexibilidad y equilibrar dinámicamente suministro y demanda. Se trata de una solución en tiempo real que ofrece una funcionalidad completa para planificar, operar, simular y analizar el sistema de distribución de una compañía eléctrica.
El ADMS EcoStruxure™ ayuda a las compañías eléctricas con redes complejas, como es el caso de ENEL, a minimizar las interrupciones y las pérdidas de energía. Además, permite recopilar todos los datos recogidos en sus sistemas existentes, centralizarlos en un sistema inteligente, analizarlos y sugerir la mejor estrategia.

Viesgo, a través de su división Viesgo Renovables, anuncia la construcción de un parque eólico de 24 MW de potencia en el municipio de Puerto Real, en Cádiz. La compañía energética tiene previsto invertir 22,7 M€ en su construcción. Con este proyecto, Viesgo reitera su compromiso con las energías renovables y la consecución de una energía más limpia y respetuosa con el medio ambiente.

El Marquesado, nombre del futuro parque eólico, estará compuesto por siete aerogeneradores de 4 MW de potencia unitaria, con 132 metros de diámetro y 97 de altura. El proyecto ya ha sido aprobado por la administración autonómica y se prevé que las obras se inicien en julio de 2018, con una duración 10 meses, por lo que se estima que empiece a operar en 2019.

Al hilo de este anuncio, el presidente de Viesgo, Miguel Antoñanzas, ha afirmado que “la construcción de este parque eólico nos permite aumentar la cartera de proyectos de energías limpias y consolida la apuesta de nuestra compañía por la generación de una energía menos contaminante”. Asimismo, Antoñanzas ha añadido que “esta inversión supone también una inyección importante para la provincia de Cádiz y esperamos que este nuevo parque eólico brinde suministro eléctrico a unos 25.000 clientes en la zona”.

En concreto, el proyecto contará con 2 circuitos de media tensión en 20 kV que unen los centros de transformación 0,69/20 kV de cada aerogenerador con la subestación de El Marquesado. Por su parte, la subestación tendrá dos posiciones de línea de 66 kV, una de barras de 66 kV, una posición de transformador 66/20 kV y cuatro posiciones de 20 kV.

Apuesta de Viesgo por las energías renovables

En Viesgo, en el marco de su compromiso con el medio ambiente y la promoción de las energías renovables, apuestan por la energía eólica a través de sus 16 parques ubicados en España y Portugal, con cerca de 500 MW de potencia y que contribuyen activamente a la preservación del medio ambiente.

Vestas y Maersk Supply Service han establecido una asociación de innovación para desarrollar conjuntamente soluciones y tecnología de última generación para la industria de la energía sostenible. La asociación tiene como objetivo abordar los desafíos futuros de la industria dentro de la instalación y la logística para disminuir el coste de la energía.

Impulsada por la demanda de los consumidores de energía sostenible y la reducción continua del coste nivelado de la energía, la producción mundial de energía eólica se duplicará para 2027. Uno de los principales desafíos de la industria para continuar esta trayectoria es reducir el coste de transporte e instalación de aerogeneradores a medida que aumentan de tamaño y se instalan en ubicaciones remotas.

Combinando la visión de Vestas sobre la energía sostenible con la experiencia en marina y logística de Maersk Supply Service, las compañías colaborarán para resolver los desafíos dentro de la industria relacionados con la logística, la instalación y el servicio.

Como primer paso de la asociación para abordar estos objetivos, las dos compañías están desarrollando una solución de grúa para aerogeneradores, tanto terrestres como marinos, que podría reducir significativamente el coste de instalación. El concepto de instalación, llamado Vertical Installer, implica una grúa que permitirá el uso de activos de menor coste en la cadena de valor logística. El proyecto se desarrolla en cooperación con MHI Vestas Offshore Wind y recibió 47 millones de coronas danesas en financiación para los próximos tres años del Programa de Demostración y Desarrollo de Tecnología Energética (EUDP) a través del Ministerio de Energía, Servicios Públicos y Clima de Dinamarca.

Maersk Supply Service inició y continúa impulsando el proyecto Vertical Installer con el objetivo de encontrar un método más eficiente para instalar aerogeneradores marinos utilizando su flota actual. Vestas y MHI Vestas Offshore Wind proporcionan la información necesaria para garantizar que la nueva solución se adapte a las necesidades de la industria y se desarrolle con el conocimiento más actualizado sobre desafíos, logística, requisitos del operador y posibles modificaciones de diseño para futuros modelos de aerogeneradores . También están brindando acceso a instalaciones de prueba tanto en tierra como en el mar, lo que reducirá los riesgos del proyecto y el tiempo requerido antes de que la solución esté disponible en el mercado.

El autoconsumo fotovoltaico sigue avanzando en Cataluña. El año 2017 ha permitido asentar unas bases sólidas para que esta práctica energética empiece a ser una realidad, y eso se ha traducido tanto en un incremento del número de ciudadanos que optan por generar y gestionar su propia energía como en el nacimiento de iniciativas empresariales vinculadas a esta práctica. El autoconsumo fotovoltaico es uno de los ejes del nuevo modelo energético hacia el cual quiere avanzar Cataluña, y tiene que facilitar que cumpla con los objetivos europeos, que exigen un 32% de energías renovables el año 2030.

Así, la Generalitat, a través del Instituto Catalán de Energía (ICAEN), contribuyó el año pasado en la instalación de 74 baterías de apoyo a equipos de autoconsumo fotovoltaico, con una capacidad de almacenaje conjunta de 540 kWh, mediante una línea de ayudas dotada con 360.000 €. Las limitaciones presupuestarias impidieron cubrir la totalidad de la demanda, que ascendió casi a las 200 solicitudes y que sumaba una capacidad de almacenaje de 1.290 kWh.

La medida se complementará este año con la puesta en marcha de una nueva línea de incentivos, con el objetivo de implantar 1.000 techos solares con baterías el año 2020 con una potencia fotovoltaica de 3 MW, distribuida y gestionable. Este sería el primer paso para la creación de comunidades solares en Cataluña, que permitan el intercambio de energía entre diferentes productores y consumidores y que dé al ciudadano un papel central en la transición energética.

Todo este ecosistema que se está configurando está contribuyendo a que Cataluña acoja nuevos modelos de negocio relacionados con este nuevo modelo energético y atraiga la atención de los principales fabricantes mundiales de equipos. Recientemente Tesla ha firmado un acuerdo con la comercializadora Holaluz para equipar con sus baterías las instalaciones de autoconsumo que ofrece la empresa eléctrica. La intención de la compañía es que los usuarios puedan generar buena parte de la mayoría de su energía, en primera instancia, para pasar a ser productores descentralizados –gracias a la batería- que pongan su energía a disposición de la comunidad, en una segunda fase.

De la misma manera, la compañía alemana Sonnen firmó hace unos meses una alianza con WeBatt, surgida de la alianza entre la distribuidora Bassols y la firma de eficiencia energética Wattia Innova, para introducir soluciones de autoconsumo a toda la península. Y, igualmente, la ingeniería Innover estableció hace unos meses una alianza estratégica con el fabricante de baterías Solarwatt para crecer en las instalaciones domésticas de autoconsumo de energía solar.

Para favorecer esta transición energética e incentivar la instalación de estos equipos, el ICAEN también trabaja en el proyecto IoCat, que a partir de la tecnología blockchain tiene que facilitar que los ciudadanos que generen su propia energía la puedan compartir y realizar transacciones de una manera fácil y segura. El objetivo es establecer un sistema en que los ciudadanos puedan poner en valor la energía que generan mediante recompensas por aquellos excedentes que compartan con otros usuarios.

Parque eólico de Gamesa en China /Gamesa's wind farm in China

2018 se considera el año del cambio para el desarrollo de las energías renovables en China. La Administración Nacional de Energía (NEA, por sus siglas en inglés) ha publicado una serie de regulaciones con un impacto en la energía eólica y solar, que probablemente cambiarán la industria en los próximos años. A finales de mayo, el gobierno dio a conocer una serie de nuevas reglas tituladas Reglas de Gestión y Construcción de Parques Eólicos 2018, que introdujeron el sistema de subastas en China, lo que significa el final de la era de las tarifas de inyección para futuros proyectos eólicos. A partir de 2019, todos los parques eólicos a gran escala en tierra y mar estarán sujetos a un proceso de licitaciones competitivas, con ofertas basadas en los costes de construcción y de la energía. La tarifa para cada proyecto no debe exceder el nivel establecido por el gobierno.

Bajo el 13° Plan Quinquenal, todas las provincias chinas están obligadas a proporcionar al gobierno un Plan Provincial de Desarrollo Eólico cada año. Los proyectos que se incluyeron en los planes provinciales de desarrollo eólico 2017-2018 no se verán afectados por la nueva regla de subastas. Además, los proyectos distribuidos, la mayoría de los cuales se consumen localmente y se transmiten en la red de distribución y no en la de transmisión, no se verán afectados y continuarán beneficiándose de las tarifas de inyección.

La NEA ha comunicado en varias ocasiones que los proyectos eólicos deberían alcanzar la paridad de red para 2020. La tarifa de inyección se ajustó tres veces durante 2014-2016, lo que dio como resultado un aumento de instalaciones de más de 30 GW en 2016. Esta es la razón principal del impulso para el proceso de subastas. La tarifa de inyección se ha cobrado a través de un recargo que se cobra por cada TWh de electricidad producida y se destina a un fondo de energías renovables. Este fondo tenía un déficit de 100.000 millones de yuanes a fines de 2017.

El cambio de las tarifas de alimentación a las subastas traerá desafíos y oportunidades. Desafíos porque la competencia será feroz y el precio de la tarifa bajará. Este ajuste de costes se transmitirá a toda la cadena de suministro.

Sin embargo, esto significa que los promotores se centrarán más a largo plazo en el coste nivelado de la energía (LCOE), que en la TIR (tasa interna de retorno), que era el caso anteriormente cuando se fijó la tarifa. Por lo tanto, es probable que la atención pase de buscar fabricantes de aerogeneradores con productos más baratos a aquellos que pueden proporcionar un conjunto completo de servicios para todo el ciclo de vida de un proyecto y aquellos que tienen el LCOE más bajo. Este es un cambio que beneficiará a la industria a largo plazo, este cambio ya se ha retrasado.

Al mismo tiempo, las subastas ayudarán a crear una asignación justa de los “derechos de desarrollo” para los promotores con la solución técnica más competitiva, cuando anteriormente en algunas provincias la regla para la asignación de los derechos de desarrollo no estaba clara; las empresas cercanas al gobierno obtuvieron derechos de desarrollo que luego vendieron a promotores. Esto aumentó el coste del desarrollo del proyecto; o en algunos casos, se solicitó a los fabricantes de aerogeneradores que construyeran instalaciones de fabricación locales para poder acceder al mercado, lo que provocó un exceso de capacidad y competencia desleal. La nueva normativa de subastas permitirá en gran medida que el mercado determine cómo se asignarán los recursos, lo que representa una gran mejora para la situación actual y puede reducir en gran medida los costes en los que se ha incurrido en el desarrollo de proyectos en el pasado.

Liming Qiao
Director de China, GWEC

Hoy se ha hecho realidad el sistema de almacenamiento energético más grande de Europa, que utiliza baterías reutilizadas y nuevas provenientes de vehículos eléctricos para suministrar electricidad a un edificio comercial. Udo Rock, concejal de Ámsterdam, ha presidido la ceremonia oficial de apertura.
Este proyecto único es el resultado de la colaboración entre Nissan, Eaton, BAM, The Mobility House y el estadio Johan Cruyff ArenA, con el apoyo del Fondo para el Clima y la Energía de Ámsterdam (AKEF, por sus siglas originales) e Interreg.

El sistema de almacenamiento de 3 MW ofrece un suministro y consumo eléctrico más fiables y eficientes para el estadio, sus visitantes, vecinos y para la red eléctrica de los Países Bajos. Este sistema de almacenamiento energético combina las unidades de conversión eléctrica de Eaton y el equivalente a las baterías de 148 Nissan LEAF, por lo que no solo supone un sistema energético más sostenible, sino que también genera una economía circular para las baterías de los vehículos eléctricos.

Según ha comentado Henk van Raan, director de Innovación del estadio Johan Cruyff ArenA: “Gracias a este sistema de almacenamiento energético, el estadio podrá usar su propia energía sostenible de manera más inteligente. Además, Amsterdam Energy ArenA BV podrá comerciar con la capacidad de almacenamiento disponible de las baterías. El ArenA tendrá garantizado un suministro eléctrico considerable, incluso durante un corte eléctrico. Por ello, el estadio contribuirá a la estabilidad de la red eléctrica de los Países Bajos. El Johan Cruyff ArenA es uno de los estadios más sostenibles del mundo y es pionero en la introducción de innovaciones inteligentes como este sistema único de almacenamiento energético“.

Estamos encantados de formar parte del mayor sistema de almacenamiento eléctrico de Europa desarrollado para un edificio comercial. Gracias al Johan Cruyff ArenA, hoy podemos demostrar que reutilizar las baterías de los vehículos eléctricos Nissan puede contribuir a conseguir que todo el sistema eléctrico resulte más eficiente y sostenible. Nuestro ecosistema eléctrico es el motor de un futuro sostenible y estamos transformando la forma de conducir y de vivir“, comenta Francisco Carranza, director general de Nissan Energy.

Capacidad de almacenamiento flexible

El sistema de almacenamiento energético desempeña un papel muy importante a la hora de equilibrar el suministro y la demanda de energía en el Johan Cruyff ArenA. El sistema cuenta con una capacidad total de 3 MW, suficiente para alumbrar varios miles de hogares. Esta capacidad también significa que la electricidad generada por los 4.200 paneles solares situados en el techo del ArenA se puede almacenar y usar de manera óptima. El sistema de almacenamiento energético suministrará electricidad de emergencia, reduciendo así el uso de generadores diésel y aligerando la carga sobre la red eléctrica al reducir los picos de consumo producidos durante los conciertos.

Josep Trabado, Director de Enel X Iberia (izq.), y Roland Schell, Presidente de Mercedes-Benz España

Endesa y smart han desplegado en Ibiza una nueva red de recarga semirrápida para vehículos eléctricos que permite circular completamente con cero emisiones por la isla sin miedo a quedarte sin batería, gracias a que los cargadores además están alimentados por energía de origen renovable. Son cinco cargadores de 22 kW, con dos puestos cada uno, en los que cargar del 10 al 80% la batería del smart EQ requiere menos de 40 minutos o en los que una recarga de 15 minutos le otorgan una autonomía extra de unos 40 km. Adicionalmente, para los usuarios de vehículos smart EQ, la recarga en esta red de recarga pública será gratuita.

El acto inaugural de la nueva red tuvo lugar en el Ushuaïa Ibiza Beach Hotel y contó con la presencia del presidente de Mercedes-Benz España, Roland Schell, y del director de Enel X Iberia, Josep Trabado.

Para Roland Schell “Liderar la transición del motor térmico al vehículo eléctrico es una de las prioridades fundamentales de Mercedes-Benz Cars. De hecho, la firme apuesta de smart por esta tecnología es tal que a partir de 2020 sólo ofrecerá vehículos de propulsión eléctrica en Europa. Proyectos como el que hoy presentamos de la mano de Endesa son clave para integrar esta tecnología en los hábitos de movilidad de la sociedad”.

Por su parte, Josep Trabado ha afirmado que “Endesa está firmemente comprometida con el despliegue del vehículo eléctrico, aportando una infraestructura de recarga inteligente y suministrando energía limpia para los nuevos automóviles libres de emisiones. Ello va a favorecer una mayor eficiencia del sistema eléctrico y una mayor penetración de las energías renovables. Contamos con una amplia experiencia en el desarrollo y la gestión de infraestructura de recarga y la puesta en marcha de esta red en Ibiza es un paso más para que el vehículo eléctrico sea una realidad cada vez mayor. Es fundamental romper la barrera de entrada que supone el miedo a quedarse sin batería, y vamos a instalar 600 puntos de carga de acceso público en tres años. Además, contar con socios como smart y el Grupo Palladium en este camino es, sin duda, todo un privilegio”.

Dentro de la filosofía de ofrecer al cliente un alto estándar de calidad en un marco sostenible, tanto de sus productos como de sus servicios, el Ushuaïa Ibiza Beach Hotel tiene instalados otros cuatro cargadores para atender las recargas de la flota de 25 smart EQ que el hotel utiliza para dar movilidad a sus clientes.

Todos los cargadores que se pueden encontrar en la isla son universales de 22 kW. El usuario solo debe descargarse la aplicación gratuita del club Endesa ecaR (disponible en Google Play y en la App Store de Apple) para empezar a disfrutar de su experiencia con la movilidad eléctrica de forma fácil, sencilla y sin preocupaciones.

La aplicación ecaR es una iniciativa pionera que Endesa puso en marcha en Mallorca en 2015, y que, ahora, con la experiencia y el éxito obtenidos, se amplía a Ibiza:

  • No se necesita dinero para hacer la recarga: tras darse alta en el servicio ecaR solo es necesario bajarse la aplicación, llegar al punto de recarga, acceder a él mediante la aplicación y cargar sin complejidades. También en caso de no estar dado de alta en ecaR es posible cargar sin ninguna complicación: simplemente hay que bajarse la app y pagar mediante la tarjeta de crédito, sin necesidad de tener un contrato firmado con Endesa. De esta manera se asegura la universalidad de acceso a la red.
  • Reserva de recarga: Con la aplicación es posible localizar el cargador más cercano, comprobar que está libre y reservarlo. También permite activar el GPS para que te lleve a su ubicación exacta.
  • Operación íntegra a través del móvil: Un vez delante del punto de recarga, se realiza la apertura del mismo desde la aplicación y se inicia la carga. Desde el móvil es posible interrumpir la recarga cuando se quiera y acceder a toda la información de facturas, reservas, etc. sin necesidad de contar con una tarjeta física RFID.

Alianza por la movilidad eléctrica

El acuerdo entre smart y Endesa, firmado ya en marzo de 2017, está basado en 3 pilares principales:

  • Instalación de puntos de recarga para particulares. Con el objeto de facilitar la transición del consumidor al vehículo eléctrico, Mercedes-Benz España, representante en España de la marca smart, ha integrado en su proceso de venta el suministro e instalación, por parte de Endesa, del equipo de recarga, con una garantía de dos años. La campaña lleva más de un año funcionando y ha demostrado ser un factor decisivo para aquellos clientes que quieren pasarse a la movilidad eléctrica: de manera sencilla el cliente tiene instalado un punto de recarga en su vivienda una vez ha comprado el vehículo smart.
  • Creación de una tarifa en exclusiva, la TEMPO ZERO SMART por parte de Endesa. Los clientes de smart pueden beneficiarse en exclusiva de energía con certificado renovable de forma gratuita. En concreto, se dispone de 1.200 kWh al año a 0 € para las cargas entre la una y las siete de la mañana, o, en términos de autonomía 8.000 km al año de forma gratuita.
  • Red de recarga de acceso público. Puesta en marcha de un proyecto de co-inversión para el despliegue de una red de infraestructura de recarga en varias localizaciones en España a partir de 2018. La infraestructura estará conectada a un centro de control que permitirá la localización, guiado y conocimiento por parte del usuario del vehículo eléctrico del estado de la misma. El sistema permitirá la operación y la atención ante incidencias de manera remota, ofreciendo una gran fiabilidad al usuario sobre el servicio.

El consejero de Territorio, Energía y Movilidad, Marc Pons, acompañado del director general de Energía y Cambio Climático, Joan Groizard, se ha reunido con representantes del sector de fabricantes de vehículos eléctricos a través del Cluster español de la movilidad eléctrica, AEDIVE, y del sector “rent a car” para analizar los detalles de la regulación de la introducción del vehículo eléctrico en la futura Ley de cambio climático y Transición Energética de las Islas Baleares.

Los fabricantes que han participado en la reunión –representantes de marcas como Nissan, KIA, MBWi de BMW-KIA, Daimler, Mercedes Benz, MINE, Renault, SEAT, (KAM small companies) Volkswagen o Hyundai –así como el director general de la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico, Arturo Pérez de Lucia, han coincidido en que la producción de vehículos eléctricos podrá perfectamente abastecer el mercado de las Islas Baleares, de manera que las medidas de introducción de eléctricos y de limitación de vehículos diesel y de gasolina que fija la futura ley se puedan llevar a cabo sin ningún problema.

Además, los representantes de las marcas de vehículos y de AEDIVE han destacado durante la reunión que el hecho de que la futura ley de cambio climático incluya un calendario, tanto de la limitación a los vehículos térmicos como de introducción de los vehículos eléctricos en las flotas de alquiler, permite a los fabricantes una adecuada planificación.

La ley fija que no podrán entrar en Baleares vehículos diésel a partir de 2025 ni de gasolina a partir del 2035.

Igualmente, la ley obliga a los “rent a car” a ir introduciendo en sus flotas un porcentaje mínimo de vehículos sin emisiones (eléctricos, o hidrógeno o la tecnología que salga) en las nuevas adquisiciones que lleven a cabo.

Se empieza con un 2% de los nuevos vehículos de la flota en 2020 hasta llegar al 50% el 2030 y se acelera hasta el 100% el 2035.

Por parte del sector de los vehículos de alquiler han participado en la reunión los representantes de la Asociación Empresarial de Alquiler de Vehículos con y sin conductor de Baleares (AEVAB), Federación Empresarial Balear de Transportes (FETEB); Asociación Balear de empresas de Alquiler de vehículos sin conductor (BALEVAL) y de la Federación Nacional Empresarial de Alquiler de Vehículos con y sin conductor (FENEVAL).

COMEVAL