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Es la batería de ión-litio más grande utilizada en una aplicación industrial en Australia hasta la fecha

Kokam, proveedor mundial de baterías innovadoras, ha anunciado el despliegue satisfactorio de un sistema de almacenamiento de electricidad de 30 MW/11,4 MWh para la empresa Alinta Energy, una de las principales eléctricas australianas. Es la mayor batería de ión de litio jamás utilizada para aplicaciones industriales en Australia. El sistema de almacenamiento utiliza la batería de alta potencia de litio, níquel, manganeso, óxido de cobalto (NMC) de Kokam, para mejorar el rendimiento de una red de alta tensión aislada que suministra electricidad a los principales productores de mineral de hierro de la región de Pilbara en Australia Occidental.

Un sistema híbrido de gas natural/baterías que mejora la fiabilidad, eficiencia y sostenibilidad de una microrred aislada

Este sistema de almacenamiento containerizado por Kokam, en funcionamiento desde abril de 2018, consta de cinco contenedores de 2,2 MWh hechos con baterías de muy alta potencia de ión de litio NMC (UHP NMC). El sistema de almacenamiento, junto con la turbina de gas de ciclo abierto de 178 MW existente en la central eléctrica Newman de Altina, funciona como un sistema híbrido gas natural/batería de generación y almacenamiento de electricidad. Este sistema híbrido, junto con un sistema de transporte de electricidad de alta tensión de 220 kV y subestaciones de alta tensión, forman una microrred aislada que abastece las minas de mineral de hierro.

Además de suministrar el sistema de almacenamiento de electricidad para el proyecto a Alinta Energy, Kokam, en asociación con el contratista EPC UGL Paty Ltd, también se encargó de la integración del sistema completo en este proyecto de almacenamiento de energía. Kokam contrató a ABB Australia para suministrar el generador virtual ABB PowerStore™ que gestiona la microrred. La integración del sistema de almacenamiento en la microrred mejorará la capacidad de Alinta Energy de suministrar electricidad de manera fiable a los productores de mineral de hierro de la región,

El sistema híbrido de de gas natural/ almacenamiento de energía y la microrred aislada de Alinta Energy demuestran cómo tecnologías innovadoras, combinadas con un diseño inteligente, pueden mejorar la fiabilidad de la energía para clientes industriales, al mismo tiempo que aportan beneficios en eficiencia y sostenibilidad“, declara Ike Hong, Vicepresidente de la División de Soluciones de Energía de Kokam. “El proyecto de Almacenamiento de Baterías Alinta Energy Newman es un ejemplo de cómo las nuevas tecnologías de almacenamiento de energía permiten a clientes industriales y de servicios públicos construir sistemas híbridos de gas natural/baterías que mejoran la fiabilidad energética, reducen las emisiones de gases de efecto invernadero e impulsan sus resultados financieros“.

Crecen las oportunidades en los mercados de servicios públicos e industriales para la tecnología de baterías UHP NMC

El proyecto de Alinta Energy es un claro ejemplo del creciente número de oportunidades en mercados de servicios públicos e industriales para la tecnología de baterías UHP NMC de Kokam. Diseñada para aplicaciones de almacenamiento de energía de alta potencia, la tecnología de baterías UHP NMC puede ser utilizada por empresas de servicios y otras empresas de suministro de electricidad para reservas rodantes, regulación de frecuencia, control de la tasa de rampa de grandes sistemas de energía solar o eólica, suministro energético ininterrumpido (UPS), estabilización de tensión y otras aplicaciones que requieren grandes cantidades de energía en un intervalo de tiempo de no más de unos pocos segundos.

Además, la capacidad de la tecnología para recibir y entregar rápidamente grandes cantidades de energía la hace especialmente adecuada para combinar con gas natural, diésel y otros sistemas de energía utilizados para generar energía para aplicaciones industriales, donde incluso un breve corte de energía podría interrumpir la minería, la perforación offshore u otras operaciones industriales, pudiendo generar pérdidas de cientos de miles o incluso millones de dólares.

La tecnología de baterías NMC de muy alta potencia de Kokam proporciona la alta potencia necesaria para aplicaciones industriales y de servicios públicos de manera fiable y rentable gracias a sus prestaciones:

Alta tasa de descarga: la tecnología UHP NMC tiene una tasa de descarga máxima de 10C, comparada con el 3C de sus competidores. Esto permite a las baterías UHP NMC suministrar más potencia cuándo se requiera.
Densidad de energía superior: esta densidad superior permite hasta 3,77 MWh de almacenamiento de electricidad en un contenedor de 40 pies, en comparación con los 3 MWh de almacenamiento con baterías estándares NMC. Así se almacena más energía en un espacio menor.
Ciclo de vida más largo: las baterías NMC de potencia muy alta pueden durar hasta 10.000 ciclos, en comparación con los 3.000–5.000 ciclos de las tecnologías estándares NMC, aumentando la vida esperada del sistema de almacenamiento de energía.
Disipación mejorada del calor: con una tasa de disipación de calor 1,6 veces mejor que las tecnologías estándares NMC, las baterías NMC de alta potencia se pueden usar con una tasa superior para periodos mayores de tiempo, sin degradación de la vida de la batería o del rendimiento.

Acciona Energía ha recibido la primera certificación que se otorga en el mundo a una solución de almacenamiento eléctrico a escala de red, concedida por DNV GL, la mayor entidad internacional de certificación y asesoramiento independiente en el ámbito de la energía. La entrega se ha realizado en la feria que la Asociación Americana de Energía Eólica (AWEA) celebra este año en Chicago.

Acciona Energía ha instalado una planta híbrida de almacenamiento de energía eléctrica en baterías integrada en un parque eólico conectado a la red, situado en Barásoain, Navarra (norte de España), con la que explorar las posibilidades del almacenamiento a escala de red.

La planta de Barásoain está dotada de un sistema de almacenamiento integrado por dos baterías ubicadas en sendos contenedores: una batería de potencia (de respuesta rápida) de 1 MW/0,39 MWh (capaz de mantener 1 MW de potencia durante 20 minutos) y otra batería de energía de respuesta más lenta y mayor autonomía, de 0,7 MW/0,7 MWh (capaz de mantener 0,7 MW durante 1 hora). Ambas están conectadas a un aerogenerador AW116/3000, de 3 MW de potencia nominal y tecnología Nordex-Acciona Windpower, del que toman la energía. Este aerogenerador es una de las cinco que integran el Parque Eólico Barásoain, que la compañía opera desde 2013. Todo el sistema se gestiona mediante un software de control desarrollado por Acciona Energía, y está permanentemente supervisado por el Centro de Control de Energías Renovables (CECOER) de la compañía

La planta de almacenamiento de Acciona se ha convertido en la primera en el mundo en ser certificada a nivel de sistema. El proceso de certificación se ha realizado de acuerdo con la práctica recomendada GRIDSTOR, que está basada en estándares del sector y tiene en cuenta la seguridad, comportamiento y fiabilidad de los sistemas de almacenamiento eléctrico conectados a la red.

Elemento clave

El almacenamiento eléctrico es un elemento clave en la transición hacia un mix energético más sostenible. Permite a fuentes renovables como la eólica o la solar operar a plena capacidad durante los picos de generación, almacenando el exceso de energía hasta utilizarla más tarde cuando la demanda lo requiere. Aunque existen muchas tecnologías de almacenamiento a pequeña escala, su aplicación a escala de red eléctrica se encuentra en sus comienzos.

El mercado de sistemas de almacenamiento a escala de red está relativamente inexplorado, pero prevemos un rápido desarrollo. Certificar nuevos sistemas como la planta de Acciona demuestra que proyectos pioneros como éste cumplen los estándares requeridos de seguridad, comportamiento y fiabilidad, lo que otorga confianza al sector sobre la calidad de las nuevas tecnologías emergentes”, ha declarado Kim Mørk, Vicepresidente Ejecutivo de Certificación en Renovables de DNV GL.

Mørk ha agregado que “como parte de nuestro compromiso de colaborar con el sector en la transición hacia un mix energético bajo en carbono manteniendo la seguridad y fiabilidad del suministro eléctrico, focalizamos nuestros esfuerzos en desarrollar directrices sobre almacenamiento a escala de red que ayuden a diseñadores, fabricantes, inversores, aseguradoras y autoridades a reducir los riesgos y controlar los costes de los proyectos de almacenamiento energético”.

Rafael Esteban, Director de Acciona Energy USA Global LCC, ha manifestado por su parte que “nuestra compañía está en vanguardia de la transición energética con soluciones que facilitan la integración en red de tecnologías renovables de generación variable y la gestión de la energía producida. Al incorporar la planta de almacenamiento a uno de nuestros parques eólicos, mejoramos la calidad de la energía que suministramos a la red, podemos explorar otras aplicaciones para equilibrar oferta y demanda, y abrimos el camino a soluciones de almacenamiento en nuevos proyectos eólicos”.

La cualificación y certificación tecnológicas son esenciales para comprender y gestionar el riesgo en cualquier tecnología emergente”, ha agregado Esteban. “En poco tiempo las entidades involucradas en la aprobación y financiación de sistemas de almacenamiento en el mundo exigirán estos certificados. Y Acciona ha querido ser también pionera en este apartado, sometiéndonos a la certificación de una entidad tan solvente como DNV GL a fin de garantizar que nuestra planta reúne todos los requisitos para operar con plena confianza”.

AEG Power Solutions ha anunciado que SWB Erzeugung AG & Co. KG (swb), la eléctrica alemana afincada en Bremen, ha elegido su innovador concepto híbrido de almacenamiento de energía en baterías y conversión en calor, para dar solución a sus operaciones de regulación de la frecuencia primaria en la red de distribución pública. Esta aplicación resuelve de un modo más eficiente las funciones técnicas de estabilización de frecuencia que, debido a la creciente integración de las fuentes renovables, necesitan ejercer los operadores de redes eléctricas.

En esta solución híbrida, la energía se almacena en un sistema de baterías y en otro de acumulación de calor, conectados a un conversor bidireccional de energía. Ambos subsistemas se controlan como una sola unidad para proporcionar un flujo de energía reversible, desde o hacia la red, según las situaciones, con el fin de equilibrar la frecuencia y, en definitiva, asegurar la estabilidad de la red.

Para diseñar esta innovadora solución, cuya patente se encuentra en proceso de revisión, AEG Power Solutions se ha servido de su amplia experiencia en el ámbito de la electrónica de potencia. La empresa, que ha industrializado la solución en su integridad, proporcionará a swb una arquitectura formada por 24 convertidores de potencia integrados en contenedores metálicos ISO, junto con una solución de almacenamiento híbrida, cuadros de distribución de baja tensión, una fuente de alimentación auxiliar, así como los transformadores de media tensión y el sistema de acumulación de calor integrados en cabinas independientes.

El sistema híbrido de almacenamiento reduce notablemente el coste de las operaciones asociadas a la regulación de la frecuencia. En primer lugar, la capacidad de la batería requerida es significativamente inferior a la de un sistema convencional basado exclusivamente en un almacenamiento electroquímico, reduciéndose así en torno a un 50% de la inversión; además, la alternativa de almacenamiento en calor resulta más económica. Asimismo, la arquitectura del sistema evita duplicar los elementos de electrónica de potencia y de conexión a red, como por ejemplo el transformador, que son ahora compartidos por ambos subsistemas, lo que también contribuye a minimizar la inversión en bienes de equipo eléctrico.

La solución de AEG Power Solutions mejora notablemente el plazo de recuperación (payback) del sistema en su conjunto sin merma de la funcionalidad. La compañía de distribución se beneficia de la posibilidad de realizar una amortización rápida de la inversión y los consumidores ven reducidas las tarifas de red.

La solución estará instalada y operativa en mayo de 2018 en la central de energía de swb en Bremen.

AES Dominicana anunció que puso en línea 20 MW de nuevos sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías en dos sitios de la República Dominicana, que desempeñaron un papel clave en el mantenimiento de la fiabilidad de la red en septiembre cuando los huracanes Irma y María azotaron la isla. Los dos sistemas de 10 MW, que fueron suministrados por AES Energy Storage, son los primeros de su tipo en América Central y el Caribe. Ubicados en sitios en la región de Santo Domingo, ambos sistemas están brindando servicios críticos de fiabilidad de la red para la isla al mejorar la eficiencia y contribuir a la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional interconectado de la República Dominicana (SENI).

AES Dominicana está utilizando sus sistemas de almacenamiento de energía DDP Advancion de Andrés y Los Mina para proporcionar un control de frecuencia rápido y preciso a la red dominicana, equilibrando las variaciones segundo a segundo entre la electricidad consumida y la producida. Al agregar almacenamiento de energía en lugar de utilizar las centrales térmicas existentes para mantener la frecuencia, el operador de la red dominicana puede habilitar las centrales eléctricas de la isla para que funcionen a su nivel de generación más eficiente, mientras los sistemas de baterías absorben y descargan energía en la red según sea necesario. Los 20 MW de almacenamiento de energía de AES Dominicana brindan servicios de respuesta crítica y fiabilidad crítica que de otra manera serían ejecutados por una central eléctrica térmica tradicional de un tamaño tres veces mayor.

En septiembre de 2017, el operador de la red dominicana puso a prueba las dos sistemas de almacenamiento de energía: pidiendo a AES Dominicana que las mantuviera en línea y operativas para garantizar la fiabilidad de la red, ya que dos huracanes, Irma y María, se acercaron a la isla. Ambos sistemas de almacenamiento de energía realizaron más del doble de la cantidad de trabajo durante las tormentas que de forma normal, ayudando a mantener la red dominicana operando durante las condiciones de huracanes categoría 3 y 4, incluso cuando casi el 40% y el 55% de las centrales eléctricas de la isla se desconectaron durante los huracanes Irma y Maria, respectivamente.

Desde el suministro diario de servicios de equilibrio y de potencia pico flexible hasta hacer que las redes insulares sean más resistentes frente a fenómenos meteorológicos extremos, el almacenamiento de energía avanzado puede proporcionar a las empresas insulares el recurso flexible crítico y rentable que necesitan para proporcionar energía fiable a sus comunidades.

Con el foco puesto en las amenazas a la seguridad de la red, la creciente y cambiante demanda energética y la gradual complejidad de la red a medida que aparecen las fuentes de energía distribuida, la ingeniería y control de la subestación es clave para los responsables de operar y proteger las infraestructuras de energía críticas. La nueva tecnología de edge control de Schneider Electric, EcoStruxure Substation Operation, disfruta de una posición de referencia en la búsqueda de la vanguardia en seguridad, simplicidad e interoperabilidad para la red de distribución.

En el corazón de las redes de transmisión y distribución, EcoStruxure Subestation Operation da prioridad a la continuidad de suministro mientras protege a las personas y la infraestructura. Además, realiza un enlace crítico entre los equipos de red conectados, las aplicaciones, el software de análisis y los servicios que convierten los datos en información útil y práctica. Estas ideas preparan el camino para una mayor eficiencia de la red, minimizando las interrupciones, permitiendo la planificación de respuesta situacional, la supervisión de condiciones y la gestión de rendimiento de los activos.

 

Sin duda, la subestación digital es el escenario principal para una eficiencia avanzada de la red eléctrica,” dice Jérôme de Parscau, Senior Vicepresidente de Energy Digital Solutions de Schneider Electric. “Esto incluye una solución integral de ciberseguridad, la integración y comunicación de diferentes dispositivos y sistemas, unas conexiones optimizadas con la sala de control y una capacidad única para la gestión optimizada de activos.

Entrando a formar parte del amplio entorno del IoT, junto con el el galardonado Sistema de Gestión de Distribución Avanzado (ADMS – Advanced Distribution Management System) de Schneider Electric, EcoStruxure Digital Operation forma parte de la exhaustiva arquitectura EcoStruxure Grid, en dónde la compañía continua desarrollando y potenciando los avances en IoT.
Ecostruxure Subestation operation de Schneiner Electric es la evolución verdaderamente digital de la tecnología PACiS, la solución reconocida para la automatización de subestaciones, transformando las subestaciones en centros de datos para los sistemas de las compañías eléctricas, incluyendo las operaciones de red y la gestión de rendimiento de activos.

EcoStruxure Substation Operation:

– Se basa en una adquisición moderna de datos que hace que la información sea visible para los equipos de las compañías eléctricas en cualquier lugar y en cualquier momento en sus dispositivos móviles gracias a las aplicaciones Smart Suite asociadas.
– Ofrece compatibilidad multidimensional de interoperabilidad con IEC 61850 edición 2 y cuenta con el soporte de EcoStruxure Grid Engineering Advisor para tareas avanzadas de ingeniería y modelado.
– Contribuye a mejorar la resistencia del sistema, asegurando una continuidad operativa, una imagen corporativa positiva y el cumplimiento de la normativa.

El Banco Europeo de Inversiones (BEI) y Gas Natural Fenosa han firmado un préstamo por un importe total de 450 M€, que el grupo energético destinará a financiar parte de su negocio de distribución eléctrica y al desarrollo de proyectos de energía renovable en España.

La financiación del BEI contribuirá a hacer posible el plan de inversiones entre 2016-2019 de la distribuidora eléctrica de Gas Natural Fenosa, Unión Fenosa Distribución, para la modernización y extensión de la red de distribución en ocho Comunidades Autónomas españolas: Islas Canarias, Andalucía, Castilla la Mancha, Castilla León, Cataluña, Comunidad de Madrid, Extremadura y Galicia.

 

Asimismo, Gas Natural Fenosa destinará el préstamo del BEI a financiar la construcción, a través de Gas Natural Fenosa Renovables, de once nuevos parques eólicos en las islas de Gran Canaria y Fuerteventura, con una potencia instalada total de 49,6 MW.

En su conjunto, estas inversiones mejorarán el funcionamiento y cobertura de la red de distribución eléctrica del país, lo que redundará en mejoras de eficiencia, servicio y calidad de suministro para los ciudadanos.

Además, los proyectos que desarrolle Gas Natural Fenosa con la financiación del BEI, permitirán la creación de más de 5.000 puestos de trabajo, directos e indirectos, durante su fase de implementación.

La nueva financiación complementa las dos emisiones de bonos por importe de 2.000 M€ a plazos de 7 y 10 años realizadas durante el primer semestre de 2017.

El Banco Europeo de Inversiones (BEI) es la institución de financiación a largo plazo de la Unión Europea cuyos accionistas son sus estados miembros. El BEI facilita la financiación a largo plazo a proyectos e inversión viables con el fin de contribuir al logro de los objetivos de la política de la UE.

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La canciller alemana Angela Merkel y el presidente egipcio Abdel Fattah El-Sisi han inaugurado de forma simbólica la primera fase del megaproyecto de Siemens en Egipto. El acontecimiento supone un hito importante hacia la culminación del proyecto, que disparará la capacidad de generación de energía del país en un 45% cuando esté concluido. Junto con sus socios locales, Orascom Construction y Elsewedy Electric, Siemens batió todos los récords en construcción de modernas centrales eléctricas al conectar 4,8 GW de nueva capacidad con la red en tan solo 18 meses, después de la firma del contrato para el mayor pedido que ha recibido nunca la empresa.

De forma complementaria al megaproyecto, Siemens respalda el desarrollo de una futura mano de obra egipcia altamente cualificada y ha hecho públicos los detalles de un acuerdo de alianza estratégica entre el Ministerio Federal para la Cooperación Económica y el Desarrollo de Alemania (BMZ) y la empresa para financiar la formación laboral en Egipto. El anuncio lo ha hecho Joe Kaeser, presidente y CEO de Siemens AG, en un evento al que acudieron personalidades y líderes empresariales locales.

 

Como parte del acuerdo, Siemens unirá fuerzas con Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH en nombre del BMZ para la creación y el funcionamiento de un centro de formación conjunta, así como para el fortalecimiento de un instituto público egipcio de formación profesional seleccionado. El programa se ha diseñado con arreglo a los objetivos de Egipto descritos en el documento «Egypt Vision 2030» (Visión de Egipto para 2030) para promover el crecimiento económico a largo plazo, crear nuevos puestos de trabajo y aumentar la competitividad de las industrias egipcias.

La formación profesional y el desarrollo de destrezas sobre el terreno son cruciales para estimular el crecimiento local e incrementar las perspectivas de contratación en el sector energético y en otros sectores de la economía. Por ejemplo, tan solo en el sector energético, más de 20.000 obreros y técnicos están contratados en los tres emplazamientos de las centrales eléctricas durante la implementación.

El nuevo centro de formación actuará como proveedor sostenible de formación profesional y específica para el sector, y enriquecerá el acervo de personas con cualificación técnica en el país. Cuando se hayan terminado las instalaciones, los aproximadamente 2.000 m2 con los que contarán, construidos en la zona de Ain Sokhna, permitirán formar a 5.500 técnicos e ingenieros seleccionados durante cuatro años. Estos nuevos profesionales recibirán formación en destrezas avanzadas, como funcionamiento, mantenimiento y reparación en el sector energético, además de una gran variedad de trabajos eléctricos y mecánicos comunes a diversos sectores, y automatización y control, mecatrónica, así como otras áreas de importancia para la economía egipcia.

Las instalaciones, situadas en la zona de desarrollo del nuevo Canal de Suez, ofrecerán lo último en tecnología, simulando condiciones de la «vida real», con diversos cursos de formación y diferentes estrategias para preparar a técnicos e ingenieros en toda la región, dotándoles de destrezas específicas que necesitarán en sus carreras profesionales.

Siemens y GIZ también reforzarán un instituto público de formación profesional, siguiendo el ejemplo del sistema alemán de formación profesional, para satisfacer las demandas profesionales y comerciales en el futuro. A los graduados se les brindará la oportunidad de unirse al centro de formación de BMZ-Siemens y, posteriormente, tendrán la oportunidad de participar en los sectores industriales en expansión en Egipto.

Está previsto que la construcción del centro de formación comience en 2017 y que el centro abra sus puertas en 2018. Siemens es una de las principales instituciones educativas privadas de Alemania, con programas de formación en los que participan 9.000 aprendices y estudiantes universitarios.

Las obras de construcción del megaproyecto de Siemens en Egipto son enormes. Hasta su finalización, se procesarán más de 1.600.000 toneladas de material, incluidas 960.000 t de cemento y 48.000 t de barras de refuerzo. En Beni Suef, han sido necesarios trabajos de excavación masivos para preparar el emplazamiento, retirándose alrededor de 1.750.000 m3 de rocas, lo que equivale al volumen de la pirámide de Giza más pequeña. Cuando se terminen las tres centrales eléctricas, situadas en Beni Suef, la nueva capital y Burullus, está previsto que se conviertan en las mayores centrales eléctricas de ciclo combinado de gas del mundo. En conjunto, las tres centrales eléctricas tendrán una capacidad combinada de 14,4 GW.

Para incrementar la capacidad de la red de transmisión en todo el país, Siemens ha logrado poner en marcha las tres primeras subestaciones que transmitirán la electricidad generada por las tres centrales eléctricas a la red eléctrica de Egipto. Las tres subestaciones (Etay El-Baroud, Maghagha y Kafr El Zayat) estuvieron listas para empezar a funcionar en los 10 meses posteriores a la firma de los contratos, en correspondencia con el plazo de implementación de las centrales eléctricas. En diciembre de 2016, Siemens y El Sewedy Electric T&D firmaron un contrato con Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) para el diseño, construcción, suministro e instalación de seis subestaciones, situadas en las ciudades de Maghagha, Etay El-Baroud, Banha, Wadi El-Natroun, Assiut y Kafr El Zayat. Las subestaciones restantes estarán terminadas y conectadas a la red para finales de diciembre de 2017.

El megaproyecto de Siemens en Egipto también comprende acuerdos de servicio y mantenimiento durante 9 años para las tres centrales eléctricas, a fin de garantizar la fiabilidad, disponibilidad y rendimiento óptimo a largo plazo de las unidades. Las actividades de servicio y mantenimiento estarán respaldadas por productos y ofertas de servicios digitales de Siemens, con acceso a la avanzada analítica de datos de la empresa.

La financiación también ha sido una fuente importante de respaldo para el megaproyecto. El paquete de financiación de la parte de Siemens de los contratos fue estructurado por Siemens Financial Services (SFS) e incluyó también un concepto de garantías personalizadas. La financiación de las partes principales de las actividades de Siemens y sus socios locales en relación con las tres centrales eléctricas la proporcionó un consorcio de bancos internacionales y regionales. Las líneas de crédito están cubiertas en gran medida por agencias de crédito a la exportación.

ABB ha presentado una micro red modular y escalable del tipo “plug and play”, en respuesta a la demanda global creciente de tecnologías flexibles, aplicables a la distribución eléctrica en los países en desarrollo. La micro red se instala en un contenedor y es de coste reducido, adecuada tanto para países desarrollados como para países emergentes, y apta tanto para zonas urbanas como rurales, y ayudará a maximizar el empleo de energías renovables, y a reducir la dependencia de los combustibles fósiles empleados en los generadores.

La innovadora tecnología de ABB con su PowerStore Battery y su sistema de control Microgrid Plus, así como con un servicio remoto basado en la nube, puede suministrar electricidad en áreas remotas y asegurar el suministro eficiente e ininterrumpido a comunidades e industrias, tanto durante los cortes de tensión de red programados como durante los imprevistos.

 

Todos los equipos necesarios para que funcione la micro red: el convertidor y el sistema de control específico de ABB, Microgrid Plus, y las baterías de almacenamiento, se han integrado en un contenedor, para así poder hacer la instalación más rápida y seguramente. El cliente puede elegir la configuración de la micro red para integrar energía solar, eólica, alimentarse de la red principal, o de un generador diésel, dependiendo de las condiciones y de la aplicación.

La micro red modular de ABB es compacta y tiene cuatro variantes pre diseñadas en el rango de 50 a 4.600 kW, para adaptarse a cada necesidad del cliente. Entre las características estándar está la capacidad de funcionamiento conectada a la red o aislada, con una transición sin cortes. Toda la instalación va dentro de un contenedor para facilitar su transporte, su rápida instalación y la puesta en servicio sobre el terreno. El funcionamiento y el mantenimiento se facilitan con un sistema de servicio remoto basado en la nube, lo que constituye otro ejemplo del posicionamiento de ABB como líder tecnológico y pionero, en el impulso de la revolución energética y de la cuarta revolución industrial.

En su objetivo de ampliar el ámbito de su actividad fuera de España, Eiffage Energia está a punto de cumplir un nuevo hito dentro de sus trabajos de infraestructuras eléctricas. Así, la empresa especializada en proyectos integrales de energía, mantenimiento, instalaciones y construcción acaba de finalizar su primera obra en territorio africano, en concreto en la zona sudoeste de Isla Reunión, un departamento de ultramar perteneciente a Francia situado en el océano Índico, al este de Madagascar.

El proyecto, que comenzó el pasado 18 de enero, se ha centrado en la ampliación de la red de transporte eléctrico de la isla gracias a una línea de doble circuito Simplex de 66 kV y aproximadamente 44 km. de extensión. Su ejecución, encargada a la empresa Électricité De France (EDF), se dividió en tres tramos de línea que unirán la subestación de Saint-Paul y la fábrica de Gol de Saint Louis.isla-reunion-2

El tercero de estos tramos, el que comprende la terminal de Saint-Leu y la fábrica de Gol en Saint Louis, fue finalmente adjudicado a Eiffage Energie Transport et Distribution. Por su parte, Eiffage Travaux Publics, otra de las filiales del Grupo Eiffage, ha sido responsable de todos los trabajos de obra civil necesarios en el proyecto.

La participación de Eiffage Energía en la ampliación de la red eléctrica de Isla Reunión ha consistido en el armado e izado con grúas de 45 apoyos y el tendido con helicóptero de conductores y fibra óptica en un total de 12,58 km., para lo que ha contado con el trabajo especializado y la experiencia de un equipo de 25 personas.

Arroyo Bodonal, cooperativa de viviendas sostenibles en Tres Cantos. Obra financiada por Triodos Bank

La consultora Ecofys ha realizado recientemente un estudio para EURIMA, la Asociación Europea de Fabricantes de Aislamientos, en el que se evalúa el papel que pueden desempeñar los edificios energéticamente eficientes en el sistema energético europeo del futuro, dado que estos edificios tienen potencial para reducir costes e incrementar la eficiencia por el lado del suministro.

Actualmente se espera una electrificación del sector de la calefacción, por el crecimiento de las bombas de calor eléctricas para suministrar calefacción (y refrigeración) al stock de edificios de la UE. Esto requerirá de importantes inversiones en las capacidades de producción de electricidad y en el consecuente reforzamiento de la red. Estas inversiones pueden reducirse mediante medidas de eficiencia energética que conducen a una disminución de la demanda energética de los edificios. Por tanto los edificios energéticamente eficientes son beneficiosos para los sistemas energéticos de dos maneras:

Reduciendo la demanda de energía: esto se traduce en una reducción del pico de sistema y una reducción correspondiente en las inversiones en infraestructuras de generación y de red. Además, conduce a una reducción en la cantidad de energía que necesita ser generada y transportada y en última instancia a una reducción de los costes operativos del sistema y las pérdidas relacionadas.

Proporcionando una mayor flexibilidad a la red: la flexibilidad de la demanda de calor se refiere a la capacidad de las bombas de calor para cambiar su funcionamiento sin afectar a los niveles de temperatura de confort en el interior del edificio. Típicamente, los edificios de alta eficiencia energética tienen una mayor capacidad para cambiar la operación de calentamiento en el tiempo, dado que una envolvente de un edificio altamente aislante, tiene la capacidad de mantener la temperatura deseada de la habitación estable durante un período más largo, también cuando el sistema de calefacción está apagado. Este aumento de la flexibilidad puede traducirse en una reducción de la demanda pico y en una reducción de las pérdidas del sistema por la reducción de pérdidas marginales.

El estudio revela (mediante la comparación de la situación en 2050 bajo un escenario de alta eficiencia y otro de baja eficiencia) que un parque de edificios de alta eficiencia energética, a través de la reducción de los picos de carga de las bombas de calor eléctricas y la capacidad de cambiar la demanda de calefacción en el tiempo (ya que los cerramientos de alta eficiencia energética pueden mantener la temperatura ambiente deseada estable durante un período más largo cuando se interrumpe el suministro de energía) tienen la capacidad de reducir significativamente las capacidades pico necesarias y evitar las pérdidas de distribución.

La reducción de la carga pico mediante de la reducción de la demanda de electricidad de las bombas de calor eléctricas debido a edificios energéticamente eficientes es de 57 GW y coincide con la actual capacidad total de producción de electricidad (renovable y no renovable) de Austria y Holanda en su conjunto. El impacto de la eficiencia energética en la flexibilidad de los sistemas de energía conduce a una reducción adicional de la carga pico del sistema energético de la UE de alrededor de 12 GW. Esto representa un límite inferior de los efectos, ya que en realidad los operadores de red tienen que equilibrar la demanda y la oferta no a nivel de la UE, pero si a nivel de fronteras nacionales/regionales (con menos opciones para equilibrar), que se traduce en un mayor ahorro de carga pico a partir de las flexibilidades ganadas.

Además, la gran fluctuación de la creciente participación de la producción de electricidad renovable aumentará aún más la necesidad de flexibilidad por el lado de la demanda. En términos financieros, el ahorro total en el CAPEX en 2050 podría llegar a 73.000 M€ (impacto por la reducción de la demanda de electricidad para bombas de calor eléctricas de edificios altamente eficientes), más un adicional de 16.000 M€ (impacto de una mayor flexibilidad de funcionamiento de las bombas de calor en edificios de alta eficiencia) lo que supone una reducción total del CAPEX de 89.000 M€ en 2050 (y hasta a 153.000 M€ si se considera más límites nacionales/regionales).

Como consecuencia de lo anterior, los edificios energéticamente eficientes (tanto nuevos edificios, como rehabilitaciones profundas) no solo genera beneficios a nivel del propio edificio, sino que puede proporcionar beneficios al nivel de los sistemas eléctricos, apoyando un sistema energético futuro resiliente.

COMEVAL