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GoodWe ha lanzado recientemente su nuevo inversor trifásico serie ET, de alta tensión para almacenamiento de energía, apto para hogares y aplicaciones comerciales. Se trata del inversor más compacto y liviano del mercado con una eficiencia máxima del 98,3%, equipado con funciones de: fuente de alimentación ininterrumpida, sobrecarga de respaldo, funciones de carga en corriente alterna y sistema de comunicación EMS de protocolo abierto.

Cubriendo un rango de potencia de 5 kW, 8 kW y 10 kW, la serie ET permite un 30% de sobredimensionamiento de corriente continua, para maximizar al máximo el rendimiento en climas fríos y calientes y cuenta con un amplio rango de tensión de la batería, de 180 a 550 V, para garantizar opciones de flexibilidad y compatibilidad con diferentes tipos de baterías de litio. Además, incorpora funciones de alimentación ininterrumpida para cargas inductivas como sistemas de aire acondicionado o refrigeradores, con un tiempo de conmutación automático de menos de 10 ms, lo que proporciona ahorros de red cuando la red está activa, independencia de la red, y seguridad cuando está inactiva o comprometida.

Al instalar la Serie ET, la batería no se dañará por intercambio accidental de la polaridad positiva y negativa, lo que ayuda a garantizar la seguridad de la instalación de la batería. Además, la serie ET de GoodWe permite una sobrecarga de respaldo de hasta en un 100%, lo que permite el reinicio rápido de las cargas inductivas, como aires aondicionados, sin dañar los dispositivos eléctricos. El inversor también está construido con un sistema de comunicación EMS de protocolo abierto, que garantiza la interconexión entre las empresas que operan la red y las baterías para distribuir la electricidad libremente.

Además, el nuevo inversor de almacenamiento GoodWe de la serie ET está fabricado para ser muy compacto con dimensiones de 415x516x160 mm y peso ligero (25 kg), lo que facilita su instalación y mantenimiento tanto en interiores como en exteriores. Gracias al diseño de su tecnología de refrigeración, mediante convección natural, el inversor funciona de forma fiable y silenciosa (<30 dB) y disfruta de una vida útil prolongada. También está equipado con la función de carga en corriente alterna, por lo que se puede cargar la batería con corriente alterna incluso cuando el inversor no ha alcanzado su máximo rendimiento. La nueva serie ET de GoodWe es un inversor trifásico de alta tensión para almacenamiento de energía que proporciona una independencia energética mejorada y maximiza el autoconsumo a través de la función de límite de exportación y desplazamiento del tiempo de uso para reducir la factura eléctrica.

Con el compromiso de ofrecer energía más limpia y fiable dónde y cuándo más se necesita, GE lanza Reservoir, una plataforma integral de almacenamiento de energía que ofrece un conjunto de soluciones personalizadas para ayudar a los clientes a enfrentar nuevos desafíos y buscar nuevas oportunidades en una red eléctrica en rápida transformación, cada vez más diversificada y distribuida.

Reservoir, que será lanzanda en versiones de 20 MW y 80 MWh, expande la presencia de 10 años de GE en el sector de almacenamiento de energía y se basa en éxitos y acontecimientos recientes. Justo el mes pasado, GE anunció un nuevo proyecto con Grupo Arenko para construir uno de los sistemas de almacenamiento de energía más grandes del mundo en el Reino Unido.

La plataforma Reservoir de GE permite la distribución coste-efectiva, el almacenamiento y la utilización de una energía más limpia y fiable en el lugar y en el momento que más se necesita. Puede adaptarse a cualquier entorno, desde sistemas centralizados de la red hasta los pueblos y comunidades más remotos. Reservoir también permite a los proveedores de energía nuevos grados de flexibilidad para una gestión más inteligente y obtener el máximo provecho de todos sus activos de energía.

Desarrollada con tecnología innovadora del Global Research Center de GE, Reservoir es una solución de almacenamiento de energía flexible y compacta para sistemas acoplados de corriente alterna o continua. La solución Reservoir combina las avanzadas tecnologías y experiencia de GE en controles de planta, electrónica de potencia, sistemas de gestión de baterías y balanceo eléctrico de la planta, todo ello respaldado por las garantías de rendimiento de GE.

La unidad de almacenamiento Reservoir de 1,2 MW, 4 MWh, es el componente fundamental de la plataforma Reservoir de GE. Es una solución modular que integra el diseño Battery Blade de GE (diseño de pila de módulos) con tecnologías clave de toda la cartera de la empresa para lograr una densidad de energía líder en la industria y rendimiento de por vida. La unidad de protección (BPU, por sus siglas en inglés) patentada por GE equilibra activamente la seguridad, la vida útil y la producción de cada batería Blade, prolongando la vida útil de la batería hasta en un 15% y reduciendo las corrientes de falla hasta 5 veces.

El sistema modular tiene múltiples opciones de instalación y cableado, y está diseñado para minimizar los gastos de operación y mantenimiento a lo largo de la vida del proyecto con un diseño para todo tipo de climas y un sistema de refrigeración de alta eficiencia. Está construido y probado en fábrica para reducir el tiempo y los costes de instalación del proyecto.

Un sistema de aprendizaje vivo

La plataforma Reservoir de GE aprovecha las tecnologías de control Predix y Edge para entregar información basada en datos que ayuda a los operadores de energía a mejorar sus sistemas. Estas tecnologías digitales aprovechan el conocimiento único e incomparable del dominio técnico e industrial de GE en todo el ecosistema energético, desde la generación hasta el consumo.

Reservoir de GE ofrece la plataforma de almacenamiento de energía más completa para ayudar a satisfacer las necesidades cambiantes de la industria energética. La capacidad de ofrecer soluciones altamente personalizadas a través de la plataforma ofrece a los clientes los mejores niveles de flexibilidad, resiliencia y eficiencia operativa en generación híbrida, operación de red y gestión energética. También permite otras aplicaciones diversas que incluyen: gestionar niveles más altos de energía renovable, estabilización de la red, administración máxima de lademanda y control del flujo de energía. Al permitir un mejor uso de los activos y la administración general del sistema, los clientes también pueden obtener nuevas oportunidades de ingresos, así como ahorros de costes.

A medida que la rápida adopción de los vehículos eléctricos reduce los precios de las baterías, se están poniendo en marcha rápidamente nuevas instalaciones de almacenamiento de energía. En el nuevo informe Embracing the Next Energy Revolution: Electricity Storage, Bain & Company estima que los sistemas de almacenamiento energético a gran escala podrían ser competitivos en costes con las plantas de recorte de picos en 2025. Esta revolución tendrá importantes implicaciones en toda la cadena de valor de la electricidad. Sin embargo, Bain & Company considera que el almacenamiento de energía a gran escala requerirá de nuevos modelos de negocio, que puedan crear valor añadido de múltiples formas, también conocido como “acumulación de valor”.

Las características distintas de los sistemas de almacenamiento en baterías –parte generadora, cableado y parte de servicios auxiliares- hacen que sean revolucionarios. Por tanto, es necesario considerar una oferta integrada tanto por parte de las empresas energéticas como de los organismos reguladores, que, de lo contrario, tenderían a regularizar este negocio por separado. El almacenamiento está bien posicionado para convertirse en una herramienta integral para las compañías energéticas, para la gestión de picos de carga y la regulación de tensión y frecuencia, garantizando la fiabilidad de las renovables y creando un sistema de transmisión y distribución más flexible. Para los clientes de estas empresas, el almacenamiento puede ser una herramienta para reducir los costes relacionados con los picos de demanda de energía y ayudar a cumplir los objetivos de sostenibilidad asegurando un flujo fiable de electricidad procedente de la generación renovable distribuida, a saber, la energía solar.

Las empresas proveedoras de electricidad pueden utilizar las baterías para almacenar electricidad durante los periodos de baja demanda y, así, aprovechar la energía almacenada para reducir los picos en periodos de alta demanda. Los usuarios pueden hacer lo mismo para compensar las tarifas de electricidad” señala Julian Critchlow, responsable de la práctica de Utilities de Bain. “Pero hasta que bajen los costes, las compañías líderes en almacenamiento de energía necesitarán explorar formas de acumular valor en recorte de picos de demanda

Bain sugiere que las empresas energéticas ajusten sus modelos operativos para aprovechar las oportunidades que ofrece el almacenamiento y otras tecnologías para el sistema eléctrico. Por ejemplo, a medida que el almacenamiento de energía nivela los picos de máxima demanda y la curva de carga, las compañías proveedoras de electricidad pueden renunciar a algunas inversiones en capacidad pico y diferir las inversiones en infraestructuras de transmisión y distribución. De esta forma, el almacenamiento no solo se convierte en una herramienta para satisfacer las necesidades del sistema, sino que también puede reducir los costes acabando con los excesos innecesarios del mismo.

Los nuevos modelos de negocio relacionados con “la acumulación de valor” pueden traer consigo oportunidades adicionales. Para aprovecharlas al máximo, las compañías energéticas tienen que pensar cómo pueden asociarse con clientes comerciales e industriales:

• Un gran cliente comercial que gestiona una flota de vehículos eléctricos, para mejorar la eficiencia, puede instalar un conjunto de grandes baterías en un garaje, donde los vehículos se cargan por la noche mientras están aparcados. Este recurso de almacenamiento de electricidad puede estar disponible para las empresas de servicios públicos cuando los vehículos estén completamente cargados o en la carretera.
• Del mismo modo, una compañía con un gran centro de datos puede invertir en un sistema de almacenamiento en baterías para asegurarse un suministro eléctrico fiable, y puede permitir que las empresas eléctricas hagan uso de ello mientras que el centro de datos no lo utilice. Acuerdos como este requieren nuevos cambios por parte de las empresas energéticas ya que no están acostumbradas a gestionar este tipo de negociaciones.

Un aspecto fundamental es mejorar las capacidades informáticas de las eléctricas, principalmente las técnicas avanzadas de análisis de datos. Cada vez más, los clientes y reguladores demandarán a estas empresas una mayor visibilidad de la oferta, demanda y de los parámetros de tensión y frecuencia.

Sin embargo, el almacenamiento de energía también presenta desafíos y complejidades, tales como la integración en planes estratégicos, decisiones de inversión o las prioridades regulatorias. Aunque estén verticalmente integradas y reguladas, las empresas de trasmisión y distribución deben tener la mejor visión integrada sobre las necesidades de almacenamiento, a los organismos reguladores les preocupa que las empresas de servicios públicos puedan dominar o modificar el mercado.

A medida que los costes de almacenamiento continúen disminuyendo, los nuevos modelos de negocio que integren una amplia gama de flujos de valor desplegarán todo su potencial”, comenta Aaron Denman, socio de la práctica de Utilities de Bain. “El almacenamiento energético tiene el suficiente potencial para transformar la totalidad de la cadena de valor de la electricidad, pero para beneficiarse de las oportunidades que tienen a su alcance, los ejecutivos de las empresas energéticas tienen que actuar de forma rápida y agresiva”.

Para que los ejecutivos de estas empresas evalúen las oportunidades del almacenamiento de energía, el primer paso es definir qué papel juegan el almacenamiento energético y los servicios relacionados en el plan estratégico. Los ejecutivos también deben continuar ajustando sus entornos normativos, incluyendo incentivos basados en el rendimiento que fomentan el desarrollo del almacenamiento para mejorar su fiabilidad, resistencia y seguridad y reducir al mismo tiempo los costes del sistema.

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

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

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

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

Ciclo de carga

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Las principales conclusiones del BP Technology Outlook 2018 incluyen:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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