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Para la mayoría, la revolución energética comienza por instalar un sistema fotovoltaico en su tejado. Así, los usuarios no solo cubren su consumo doméstico de electricidad, sino que también pueden aprovechar la integración con otros sectores, gracias a las soluciones inteligentes de Fronius Solar Energy. El objetivo es abastecer el consumo de la vivienda con la energía producida, que además puede utilizarse para calentar agua o cargar vehículos eléctricos. Como resultado, aumenta el grado de autosuficiencia y la eficiencia de la instalación fotovoltaica. En el caso de la electromovilidad, es imprescindible disponer de un sistema doméstico completo, que incluya una instalación fotovoltaica, un sistema de almacenamiento, un dispositivo de calentamiento de agua y un cargador de vehículos eléctricos.

La revolución energética comienza con el aprovechamiento por parte de cada usuario de la integración de los diferentes sectores energéticos. Al gestionar la energía de forma óptima es posible cubrir las necesidades personales con una mayor cuota de energía autogenerada a partir del sol y, de este modo, aumentar la rentabilidad y la autosuficiencia, además de reducir costes. Junto a la electricidad y el calor, la movilidad es el tercer sector que se puede beneficiar de la energía generada en el tejado con soluciones Fronius.

“Para un coche eléctrico, el combustible ideal es la energía solar”, sostiene Martin Hackl, Director Global de la Unidad de negocio Fronius Solar Energy. “Sin embargo, lo habitual es estar fuera de casa cuando la instalación fotovoltaica genera esta energía”. Y aquí es donde Fronius entra en juego. “Nuestros expertos en energía solar han estudiado las posibilidades de la electromovilidad y han logrado que sea posible cargar el coche eléctrico por la tarde o por la noche con la energía almacenada durante todo el día.El objetivo es conseguir la solución que permita cargar el automóvil con electricidad verde”, subraya Hackl. “Y para eso tienen que encajar todas las piezas”.

Energía verde para el automóvil

Hay tres opciones para cargar un vehículo eléctrico. La más sencilla, pero también menos eficiente, consiste en conectar el coche al punto de recarga o al enchufe siempre que lo necesitemos y utilizar la energía disponible en ese momento. Este método permite un aumento muy pequeño en la tasa de autoconsumo, ya que  gran parte de la energía utilizada proviene de la red.

Para poder cargar la batería del vehículo eléctrico de forma inteligente, además de una instalación fotovoltaica en el tejado, es necesario un inversor Fronius con un sistema de gestión energética integrado y un punto de recarga compatible; es decir, una estación de recarga en nuestra propia casa. Con este sistema, el inversor envía una señal al punto de recarga cuando existe un exceso de energía disponible, y ésta se emplea para cargar el vehículo eléctrico. De esta forma, el autoconsumo aumenta en aproximadamente un 20%.

Gracias al control dinámico de la carga (que transfiere al coche el excedente disponible en cada momento) y una batería de almacenamiento Fronius, la cuota de autoconsumo aumenta hasta prácticamente un 100%, según el tamaño de la instalación y de la tendencia de consumo. Mediante este método, el sistema de gestión energética transfiere el exceso de electricidad generada durante el día a una batería Fronius Solar Battery para su almacenamiento temporal, y recupera esta energía solar cuando el usuario necesita recargar el vehículo.

Así es posible aprovechar la electromovilidad al máximo”, declara Hackl. Si además se completa el sistema con un regulador Fronius Ohmpilot, que calienta el agua con la electricidad sobrante, se consigue un grado de autonomía muy alto y un mayor ahorro de costes”.

CMBlu Energy y Mann+Hummel han firmado un acuerdo para el desarrollo conjunto e industrialización de convertidores de energía para baterías orgánicas de flujo redox. El objetivo de ambos socios es apoyar a la movilidad eléctrica a través del desarrollo de infraestructura de recarga y ofrecer al sector energético una tecnología de almacenamiento sostenible y altamente rentable para una transición energética exitosa.

De la idea al laboratorio, y a la producción en serie

La idea de negocio de las baterías de flujo redox con electrolitos orgánicos derivados de la lignina (“Organic Flow“) ya se concibió en 2011 y, desde 2014, CMBlu ha llevado a cabo una investigación y desarrollo intensivos. Estas baterías constan esencialmente de dos tanques de electrolito líquido y un convertidor de energía, que consiste en un gran número de filas adyacentes de pilas y, por lo tanto, también se conoce como pila de baterías. Los líquidos se bombean a través de las pilas de la batería y se cargan o descargan según sea necesario.

La tecnología desarrollada por CMBlu ha alcanzado la etapa de prototipo. El mayor desarrollo e industrialización de la pila de baterías está regulado en el acuerdo de cooperación a largo plazo con Mann+Hummel. Para este propósito, Mann + Hummel ha creado una spin-off llamada i2M, que se dedica al desarrollo y comercialización de tecnologías innovadoras. En el siguiente paso, Mann+Hummel construirá una línea de producción completa en una planta europea. CMBlu realizará proyectos piloto especiales con clientes de referencia en los próximos dos años. A partir de 2021, CMBlu planea comercializar los primeros sistemas comerciales.

Beneficios de las baterías de flujo orgánico

Al igual que el principio de las baterías de flujo redox convencionales, las baterías de flujo orgánico de CMBlu almacenan energía eléctrica en soluciones acuosas de compuestos químicos orgánicos derivados de la lignina, que se bombean a través del convertidor de energía, es decir, la pila de baterías. La característica especial de las baterías de flujo es que la capacidad y la salida eléctrica se pueden escalar de forma independiente. El número de pilas define la salida de las baterías. Un mayor número de pilas multiplica la salida. La capacidad de la batería solo está limitada por el tamaño de los tanques. Esto permite una personalización flexible para tener en cuenta el área de aplicación correspondiente. Por ejemplo, se puede almacenar energía solar durante varias horas y luego inyectarse a la red durante la noche.

Para lograr una producción en masa rentable, los componentes más importantes de la pila se ajustan al electrolito orgánico. En este proceso, casi toda la cadena de valor de las pilas se puede suministrar localmente. No hay dependencia de importaciones de otros países. Además, las pilas de baterías no requieren metales raros o metales pesados. Los electrolitos acuosos en el sistema no son combustibles o explosivos y pueden usarse de manera segura.

Variedad de aplicaciones en la red

Las baterías de flujo orgánico son adecuadas para numerosas áreas de aplicación en la red eléctrica, como el almacenamiento intermedio de energía renovable o en relación con el equilibrio de los picos de demanda en industrias. Un área de aplicación adicional es la infraestructura de recarga requerida para la movilidad eléctrica. Las baterías permiten un almacenamiento intermedio para liberar las redes eléctricas, que no tienen que actualizarse para cargas adicionales. Permite la recarga rápida simultánea de vehículos eléctricos. En última instancia, una red de recarga descentralizada para vehículos eléctricos solo será posible en conexión con un sistema de almacenamiento de energía escalable y de alto rendimiento.

La naturaleza como modelo para el almacenamiento de energía

El concepto se basa en el modo de energía del cuerpo humano. En el ciclo del ácido cítrico, el cuerpo también utiliza una reacción redox de moléculas orgánicas. CMBlu ha logrado aplicar este principio al almacenamiento de energía eléctrica a gran escala. Para este propósito, la compañía utiliza como recurso lignina, en su mayoría no utilizado, que está disponible en cantidades ilimitadas y que la industria de la celulosa y el papel acumula en millones de toneladas anuales. La tecnología de CMBlu permite un sistema de almacenamiento de energía muy grande y rentable. La pila de baterías es el núcleo del sistema y requiere la más alta calidad y fiabilidad del proceso en el proceso de producción.

La fabricación de electrolitos incluye varios pasos de filtración, que Mann+Hummel realiza utilizando nuevas membranas especiales. Esta tecnología expande aún más su gama de productos y, al mismo tiempo, contribuye a construir la infraestructura necesaria para los vehículos eléctricos.

Sungrow, acaba de anunciar que va a suministrar sus inversores de 1.500 V incluyendo la estación de media tensión para un total de 400 MW.

Solaria Energía y Medio Ambiente ya ha iniciado la construcción de los primeros parques ubicados en Cáceres, Valladolid, Salamanca, Toledo, Cuenca y Huesca. La energía que generarán estos 12 parques con más de 1.100.000 módulos fotovoltaicos instalados será igual a la demanda de una ciudad de unos 150.000 habitantes.

“Nos sentimos satisfechos con el acuerdo con Solaria, una de las compañías líderes de producción eléctrica fotovoltaica. Además, nos complace suministrar energía verde y renovable a las comunidades locales. Esto será positivo para la economía local, ya que se crearán puestos de trabajo, beneficiando así también a las generaciones futuras”, ha declarado Jack Gu, presidente de la división fotovoltaica y almacenamiento energético de Sungrow.

Nos alegra anunciar el acuerdo con Sungrow, un proveedor líder en inversores con gran presencia en el mercado español. Sungrow ha demostrado ser un socio sólido y de confianza. Nos alegra mucho llevar nuestra relación al siguiente nivel, teniendo en cuenta la previsión de España de 20 GW de nuevas instalaciones solares hasta 2025″, comentó Darío López, director gerente de Solaria Energía y Medio Ambiente.

La solución de inversor con tecnología avanzada de tres niveles tiene una eficiencia máxima de hasta el 99%. Una de las ventajas de esta solución completa utilizada por desarrolladores, epecistas y fondos de inversión, es entre otras, sus bajos costes de transporte e instalación gracias a su diseño en forma de contenedor. Asimismo, la solución central de inversor de 1.500 V de Sungrow es ideal para las condiciones climáticas típicas de España debido a sus altas temperaturas y altitud, además satisface los complejos requisitos de la red eléctrica española.

Acciona Energía ha iniciado un proyecto para implantar, con carácter general, la trazabilidad del origen renovable de su generación eléctrica con tecnología blockchain, de manera que aquellos de sus clientes que lo requieran puedan comprobar en tiempo real que el 100% de la electricidad suministrada es limpia, en cualquier parte del mundo.

Para el desarrollo en sus primeras fases del proyecto, denominado GREENCHAIN, Acciona Energía ha alcanzado un acuerdo con la compañía FlexiDAO, especializada en ofrecer a empresas eléctricas herramientas de software para servicios energéticos digitales. FlexiDAO fue una de las start-ups seleccionadas por Acciona dentro de la segunda edición de su programa de innovación abierta I’MNOVATION el pasado mes de junio, en la que se llegaron a analizar 231 compañías de 16 países.

Desde entonces, la compañía ha colaborado con Acciona Energía en la creación de un demostrador comercial que ha permitido asegurar la trazabilidad de la generación renovable de cinco instalaciones eólicas e hidráulicas situadas en España hasta su suministro a cuatro clientes corporativos en Portugal. Acciona Energía se ha convertido así en la primera entidad en trazar energía renovable con blockchain en España y Portugal. Para este demostrador se ha utilizado Energy Web Blockchain, una plataforma blockchain especializada para el sector eléctrico.

El siguiente paso es continuar la implantación en nuevas áreas, comenzando por aquellos mercados más adecuados para este tipo de servicios, al no contar con sistemas consolidados de acreditación del origen renovable de la energía, como es el caso de varios países latinoamericanos donde Acciona Energía tiene fuerte implantación, como México y Chile.

“Trazar el origen renovable de la energía es una demanda cada vez más extendida, asociada al crecimiento del mercado de contratación corporativa de energía verde, y la tecnología blockchain puede facilitar mucho ese servicio al cliente en cualquier parte del mundo. Estamos muy satisfechos de haber dado este primer paso en un camino que con seguridad marcará tendencia en los próximos años”, ha declarado Belén Linares, directora de Innovación de ACCIONA Energía.

Por su parte, Simone Accornero, co-fundador y CEO de FlexiDAO ha manifestado que “estamos demostrando que la trazabilidad de energía renovable es un caso de uso viable a día de hoy que genera valor real para el consumidor. De la mano de Acciona queremos ser pioneros en enseñar que este servicio basado en blockchain es viable a nivel comercial a gran escala”.

Las ventajas del sistema implantado radican en su sencilla integración con los sistemas de información tanto de Acciona como del cliente; su accesibilidad, su escalabilidad y la absoluta seguridad y privacidad de los datos que garantiza blockchain.

Acciona ha sido pionera también en aplicar trazabilidad mediante blockchain en las dos plantas renovables con almacenamiento en baterías con que cuenta en España: la de Barásoain (con energía eólica) y la de Tudela (con fotovoltaica), ambas en Navarra, bajo el proyecto STORECHAIN.

El grupo de ingeniería y tecnología SENER, junto con Emvelo y Cobra, sus socios en el consorcio llave en mano o EPC (acrónimo inglés de ingeniería, compras y construcción), ha anunciado la finalización de la planta de energía solar termoeléctrica (CSP por su acrónimo inglés) Ilanga-1.

El 30 de noviembre de 2018, los socios del consorcio EPC obtuvieron el certificado para iniciar la explotación comercial de Ilanga-1, lista para funcionar, ubicada en el valle solar de Karoshoek, a casi 30 km al este de Upington. Este certificado pone punto y final a los trabajos de construcción, puesta en marcha y pruebas de esta planta de energía solar termoeléctrica de 100 MWe. La instalación ha sido entregada al propietario, Karoshoek Solar One (RF) Proprietary Limited, y suministrará electricidad a la red nacional a través de Eskom, el servicio público de electricidad de Sudáfrica.

“Este hito constituye un momento histórico en la transición energética de Sudáfrica, ya que se ha terminado con éxito otra central eléctrica de energía renovable que suministra energía limpia, segura, sostenible y gestionable. Estamos especialmente satisfechos de que se haya terminado dentro de los plazos establecidos y del presupuesto asignado, cumpliendo con los estándares de calidad, de producción y de seguridad requeridos. También estamos satisfechos con el desarrollo de competencias y la creación de empleo local logrados con el proyecto. Es un indicativo claro de lo que se puede conseguir si se fomenta la industria de la energía solar termoeléctrica en Sudáfrica. SENER se enorgullece de su papel como proveedor de tecnología, subcontratista de ingeniería y miembro del consorcio EPC en un proyecto tan especial“, afirmó Siyabonga Mbanjwa, director regional de SENER en Sudáfrica.

Por su parte, el CEO de Cobra Sudáfrica, José Minguillon, declaró: “Ilanga 1 proporcionará energía a demanda a los sudafricanos durante los próximos 20 años, de la misma manera que los proyectos de generación de energía convencionales. No tiene costes de combustible ni produce emisiones dañinas y ha creado empleo para muchas personas en el área de Upington. Ilanga 1 es un paso importante en el futuro energético de Sudáfrica, ya que obtiene energía a demanda de una fuente eficiente y responsable, sin riesgo de consumir recursos y con una tarifa controlada. Nosotros, como Grupo Cobra, esperamos el crecimiento continuo del sector energético local y continuaremos brindando servicios de desarrollo, construcción y operación de primera clase al mercado sudafricano”.

Por último, el fundador de Emvelo, Pancho Ndebele, afirmó: “Esta es la primera planta de CSP en la historia del Programa de Productores Independientes de Energía Renovable de Sudáfrica (REIPPPP) que ha sido desarrollada por una entidad sudafricana cuya propiedad es 100 % local. Esto demuestra que la industria local puede liderar el desarrollo y la ejecución de grandes proyectos de infraestructuras de energía renovable. Con una cartera de proyectos de 550MWe que están listos para la construcción en el valle solar de Karoshoek, existe un gran potencial para localizar, crear empleos y brindar oportunidades de negocios a nuevas PYMES lideradas por mujeres y jóvenes, y para ello es necesario que el gobierno garantice que la CSP sigue siendo parte de su política de combinación energética y se incluye en el borrador del IRP”.

El consorcio integrado por SENER, Cobra y Emvelo fue designado por Karoshoek Solar One (RF) Proprietary Limited para proporcionarlos servicios de ingeniería, compras y construcción, operación y mantenimiento del proyecto. La planta de CSP Ilanga-1, compuesta por 266 lazos SENERtrough®, con cerca de 870.000 m2 de espejos curvos, está equipada con un sistema de almacenamiento en sales fundidas (tecnología patentada por SENER) que permite 5 horas de almacenamiento de energía térmica y amplía la capacidad operativa de la planta, al ser capaz de continuar produciendo electricidad en ausencia de radiación solar. Esta es una característica única de la energía solar termoeléctrica que cambia radicalmente el papel de las fuentes renovables en el suministro global de energía. Los captadores SENERtrough®, tecnología cilindroparabólica específicamente diseñada y patentada por SENER, tienen como objetivo mejorar la eficiencia de la planta.

Conforme a los compromisos con el Gobierno Sudafricano, que emanan de la Nueva Vía de Crecimiento (NGP), enfocado en la educación básica, el desarrollo de capacidades, el empleo de suministradores locales y la economía verde, durante la fase de construcción de Ilanga-1 se crearon cerca de 1.500 empleos. Recientemente, se ha realizado un curso de formación técnica para 50 posibles trabajadores en tareas de operación y mantenimiento en la planta, procedentes de Karoshoek, y el consorcio EPC ha contribuido al desarrollo socioeconómico en las comunidades cercanas a la instalación.

Se estima que Ilanga-1 suministrará energía limpia y disponible a aproximadamente 100.000 hogares y ahorrará 90.000 toneladas de CO2 al año durante un período de 20 años.

Se necesitan opciones de energía flexibles, como el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos de recarga inteligente, la respuesta a la demanda y las interconexiones, para garantizar que la transición energética se desarrolle de forma óptima. De lo contrario, nuestro costoso sistema de energía dependería de la reserva de combustible fósil y de la instalación de energía solar y eólica en exceso.

Los cuatro tipos de flexibilidad mencionados anteriormente pueden acelerar la transición hacia un sistema energético más limpio y, en última instancia, permitir la integración eficiente del 80% o más de energía renovable para 2040, según dos nuevos informes publicados por BloombergNEF (BNEF) en asociación con Eaton y Statkraft.

Los informes Flexibility Solutions for High-Renewable Energy Systems modelan una serie de escenarios alternativos para futuros sistemas energéticos en Reino Unido y Alemania, respectivamente, dependiendo de cómo se desarrolle cada tecnología de flexibilidad en los próximos años.

El almacenamiento de energía y la recarga inteligente de vehículos eléctricos proporcionan flexibilidad al mover grandes volúmenes de energía renovable a períodos de alta demanda, o mover la demanda a períodos de alta generación renovable. La respuesta despachable a la demanda reduce la necesidad de plantas de respaldo de combustibles fósiles en el sistema energético, lo que reduce las emisiones. La interconexión con la hidroeléctrica nórdica puede abordar períodos de exceso de oferta y exceso de demanda, lo que proporciona diferentes beneficios a lo largo de décadas a medida que evolucionan las necesidades del sistema.

Los dos estudios, enfocados en Reino Unido y Alemania, resaltan que las políticas y regulaciones que aceleran la adopción de estas tecnologías son clave para hacer posible un sistema energético más limpio, más barato y más eficiente.

Los hallazgos específicos para el Reino Unido incluyen:

•Ninguno de los escenarios detiene la transición a un sistema energético con bajas emisiones de carbono. En todos los escenarios, la parte renovable de la generación supera el 70% para 2030 a medida que las energías eólica y solar se vuelven dominantes, gracias a sus dramáticas y continuas mejoras de costes. Sin embargo, sin nuevas fuentes de flexibilidad limpia, el sistema será sobredimensionado y derrochador, por lo que será un 13% más caro para 2040 y con un 36% más de emisiones.
•Una mayor electrificación del transporte produce importantes ahorros de emisiones con poco riesgo para el sistema de generación de energía. Las emisiones de combustible evitadas superan con creces las emisiones del sector eléctrico. El sistema de generación de energía integrará cómodamente todos estos vehículos eléctricos, y los beneficios del sistema son aún mayores si la mayoría de los vehículos eléctricos se cargan de manera flexible. Sin embargo, es probable que las redes de distribución local enfrenten desafíos.
•El desarrollo acelerado del almacenamiento de energía puede acelerar la transición a un sistema de energía renovable, con importantes beneficios para 2030, incluida una reducción del 13% en las emisiones y un 12% menos de capacidad de respaldo fósil.

Los hallazgos específicos para Alemania incluyen:

•En Alemania, agregar flexibilidad apoya el carbón hasta 2030, incluso cuando las energías renovables crecen para dominar el mercado. Este hallazgo contrario a lo que cabría esperarse, no se debe a un problema con las baterías, los vehículos eléctricos, la respuesta a la demanda o las interconexiones: el carbón barato es el culpable. Las tecnologías flexibles son importantes porque pueden integrar la generación inflexible, y en el caso de Alemania, sus plantas de lignito de bajo coste también se benefician. Para descarbonizarse, Alemania necesita abordar la generación de carbón existente mientras invierte en energías renovables, flexibilidad e interconexión.
•Aun así, para 2040, la adición de más baterías, vehículos eléctricos flexibles e interconexiones con los países nórdicos permite una mayor penetración de las energías renovables y un ahorro de emisiones. La demanda más flexible, por otro lado, reduce la necesidad de inversión en baterías.
•Incluso con la potencia proporcionada por carbón, agregar vehículos eléctricos reduce las emisiones del transporte.

Según el último pronóstico anual de la compañía de investigación BloombergNEF (BNEF), el derrumbe del coste de las baterías impulsará un auge en la instalación de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo en los próximos años hasta 2040. El mercado global del almacenamiento de energía (excluyendo la hidroeléctrica con bombeo) crecerá a un acumulado de 942 GW/2.857 GWh para 2040, atrayendo 1.200 b$ en inversiones durante los próximos 22 años. Las baterías baratas significan que eólica y solar podrán funcionar cada vez más cuando el viento no sopla y el sol no brilla.

El último informe Long-Term Energy Storage Outlook de BNEF considera que el coste de capital de un sistema de almacenamiento de baterías de iones de litio a escala comercial se reducirá otro 52% entre 2018 y 2030, además de las fuertes caídas observadas a principios de esta década. Esto transformará el caso económico de las baterías tanto en el segmento de los vehículos eléctricos como en el sector eléctrico.

BNEF se ha vuelto mucho más optimista con respecto a las implementaciones de almacenamiento desde su último pronóstico hace un año. Esto se debe en parte a las caídas más rápidas de lo esperado de los costes de los sistemas de almacenamiento, y en parte a un mayor enfoque en dos aplicaciones emergentes para la tecnología: recarga de vehículos eléctricos y acceso a la energía en regiones remotas.

BNEF considera que el almacenamiento de energía crecerá hasta un punto en el que equivaldrá al 7% de la potencia eléctrica total instalada a nivel mundial en 2040. La mayoría de la capacidad de almacenamiento será a escala comercial hasta mediados de la década de 2030, cuando las aplicaciones “detrás del contador” las superarán.

En las aplicaciones “detras del contador” (BTM por sus siglas en inglés), las instalaciones se ubicarán en locales comerciales e industriales, y en millones de propiedades residenciales. Realizarán una gran variedad de tareas para sus propietarios, que incluyen desplazar la demanda de la red para reducir costes de electricidad, almacenar el exceso de energía solar generada por instalaciones sobre tejado, mejorar la calidad y fiabilidad de la energía, y obtener tarifas por ayudar a equilibrar la tensión en la red.

China, EE.UU., India, Japón, Alemania, Francia, Australia, Corea del Sur y Reino Unidos serán los países líderes. Estos nueve mercados representarán dos tercios de la capacidad instalada para 2040. A corto plazo, Corea del Sur dominará el mercado, EE.UU. asumirá el control a principios de la década de 2020, pero será superado por China a lo largo de esa década. Luego China liderará a lo largo de la década de 2040.

Especialmente los países en desarrollo de África también experimentarán un rápido crecimiento en el almacenamiento en baterías. Es probable que las compañías energéticas “reconozcan cada vez más que los activos aislados que combinan energía solar, diesel y baterías son más baratos en sitios remotos que una extensión de la red principal o un generador de combustible fósil”, señala el informe.

El análisis de BNEF estima el almacenamiento de energía en múltiples aplicaciones para satisfacer la oferta y la demanda variables y para operar la red de manera más eficiente, al tiempo que toma en cuenta los aspectos económicos del cliente para usar el almacenamiento, así como las necesidades a nivel del sistema. Agregar almacenamiento de energía BTM podría ser una alternativa viable a la escala comercial para muchas aplicaciones, pero pasarán años antes de que los marcos regulatorios de algunos países lo permitan completamente.

Existe una oportunidad importante para que el almacenamiento de energía brinde flexibilidad, para ayudar a equilibrar la oferta y la demanda variables, y los sistemas, sin duda, se utilizarán de manera compleja. El almacenamiento de energía se convertirá en una alternativa práctica a la generación de nueva construcción o al refuerzo de la red.

A pesar del rápido crecimiento con respecto a los niveles actuales, la demanda de baterías para almacenamiento estacionario representará solo el 7% de la demanda total de baterías en 2040. Será superado por el mercado de vehículos eléctricos, que tendrá un impacto más importante en el equilibrio entre la oferta y la demanda y en los precios de metales como el litio y el cobalto.

El consorcio formado por la empresa de ingeniería tecnología SENER y SEPCO III ha completado la prueba de fiabilidad de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW. Se trata de un paso más en la puesta en marcha de la instalación, que está próxima a su operación comercial y su entrega final al cliente.

Con una duración de 10 días consecutivos, con esta prueba de fiabilidad Noor Ouarzazate III ha demostrado su capacidad para exportar a la red su potencia nominal con condiciones meteorológicas cambiantes, e incluso después de la puesta de sol, gracias a su sistema de almacenamiento en sales fundidas, con capacidad para continuar produciendo electricidad en ausencia de insolación durante 7,5 horas. Durante estos 10 días la planta ha exportado a la red más de 13,2 GWh. Una vez operativa, la central será capaz de generar la energía necesaria para alimentar 120.000 hogares, con 0 emisiones de CO2 a la atmosfera.

En Noor Ouarzazate III, SENER es responsable de la ingeniería conceptual y básica de la planta, la ingeniería de detalle y el suministro de los equipos del sistema de almacenamiento térmico, así como de la ingeniería y la construcción del campo solar y del receptor de sales fundidas, y de la puesta en marcha integrada de toda la planta. Se trata, además, de la segunda central con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas que diseña y construye SENER, además de aportar su propia tecnología – los 7.400 heliostatos HE54 que conforman el campo solar, el sistema de seguimiento ‘solar tracker’, el receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, y el sistema de control integrado de receptor y campo solar – y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración.

Noor Ouarzazate III forma parte del complejo solar Noor, el mayor del planeta, ubicado en Uarzazat (Marruecos) y dirigido por MASEN. En dicho megaproyecto, SENER forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Ourzazate I y Noor Ouarzazate II, ambas con tecnología de captadores cilindroparabólicos SENERtrough®, y Noor Ourzazate III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en Gemasolar, una planta diseñada y construida por SENER, que fue la primera del mundo en operación comercial con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas.

Acciona Energía ha sido la primera empresa en aplicar tecnología blockchain para acreditar el origen 100% renovable de la energía inyectada en la red eléctrica a partir de dos instalaciones de almacenamiento en Navarra (España). En concreto, en su planta fotovoltaica de Tudela y en su parque eólico de Barásoain, que ya se convirtió en 2017 en la primera instalación de almacenamiento hibrido de energía eólica con baterías en España.

Gracias a la tecnología blockchain, Acciona Energía ya puede garantizar a clientes y otros agentes involucrados que la energía suministrada desde una planta de almacenamiento en baterías a partir de una fuente renovable, es en su totalidad de origen limpio.

Por su propia naturaleza descentralizada y operativa, la tecnología blockchain permite no sólo acreditar las garantías de origen renovable de la energía producida a modo de un notario virtual, sino hacerlo en tiempo real y de forma transparente. Todos estos atributos son apuestas de valor para aquellos clientes corporativos o institucionales de energía renovable que han establecido compromisos de utilización de energía limpia en sus políticas de sostenibilidad.

Acreditar el origen renovable de la energía es una demanda cada vez más extendida, asociada al crecimiento del mercado de contratación corporativa de energía verde, y la tecnología blockchainpuede facilitar mucho ese servicio al cliente en cualquier parte del mundo. Estamos muy satisfechos de haber dado este primer paso en un camino que con seguridad marcará tendencia en los próximos años”, ha declarado Belén Linares, Directora de Innovación de Acciona Energía.

Con eólica y fotovoltaica

El sistema STORe-CHAIN® desarrollado por Acciona es capaz de gestionar los datos registrados en diversos contadores de la instalación, para contabilizar las garantías de origen renovable (también conocidas como certificados de energía renovable en el ámbito anglosajón). Esos datos se almacenan en una plataforma blockchain, que valida y garantiza su fiabilidad y que resulta accesible para el cliente en todo momento.

La iniciativa se enmarca en un programa de mayor alcance, denominado GREENCHAIN®, en el que trabaja actualmente Acciona con el objetivo final de certificar el origen renovable de toda la producción eléctrica de la compañía utilizando blockchain.

La planta de Barásoain está dotada de un sistema de almacenamiento con dos baterías, una de respuesta rápida de 1 MW/0,39 MWh y otra 0,7 MW/0,7 MWh, con mayor autonomía. Ambas están conectadas a un aerogenerador Nordex AW116/3000, de 3 MW de potencia nominal. La planta recibió en mayo pasado la primera certificación que se otorga en el mundo a una solución de almacenamiento eléctrico a escala de red, concedida por DNV GL.

La planta de Tudela, por su parte, está dotada, de un sistema de almacenamiento con una batería de 1 MW/650 kWh.

Ambos sistemas se gestionan mediante un software de control desarrollado por Acciona Energía, y están permanentemente integrados y supervisados por el Centro de Control de Energías Renovables (CECOER) de la compañía.

Sener está a punto de comenzar las pruebas finales de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW, tras completar, en agosto, la primera sincronización a la red marroquí. Con estos hitos, Sener arranca la última fase que precede a la operación comercial de la central y su entrega final al cliente.

Noor Ouarzazat III es la segunda central con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas que diseña y construye Sener, además de aportar su propia tecnología, y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración. La alta capacidad de producción de esta tecnología – las sales fundidas alcanzan mayor temperatura que en otras configuraciones de termosolar, lo que maximiza la eficiencia termodinámica – permite gestionar la energía solar en ausencia de radiación directa y responder a los picos de demanda. Se trata de una característica única de la energía solar termoeléctrica, que modifica sustancialmente el papel de las energías renovables en el suministro global de energía.

En Noor Ouarzazate III, Sener es responsable de la ingeniería conceptual y básica de la planta, la ingeniería de detalle y el suministro de los equipos del sistema de almacenamiento térmico, así como de la ingeniería y la construcción del campo solar y del receptor de sales fundidas, y de la puesta en marcha integrada de toda la planta, cuya entrega al cliente está prevista para finales de 2018.

Noor Ouarzazate III se compone de un campo solar de 7.400 heliostatos HE54 (diseñados y patentados por Sener), que dirigen la radiación solar hacia un receptor ubicado en lo alto de una torre, a una altura de 250 m, gracias al sistema de seguimiento muy preciso, también patentado por la empresa. Sener ha sido igualmente responsable del diseño y construcción del receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, desarrollado en colaboración con empresas marroquíes. Noor Ouarzazate III está también equipada con un sistema de almacenamiento en sales fundidas que permite a la planta continuar produciendo electricidad durante 7,5 horas en ausencia de radiación solar y que garantiza la capacidad de gestión o ‘dispachabilidad’ de la energía. Además de estos elementos clave, Sener ha suministrado el sistema de control integrado de receptor y campo solar.

El director regional de Sener en Marruecos, Anas Raisuni, declaraba: “La sincronización de Noor Ouarzazate III es el último hito antes de la entrega de la planta a ACWA y MASEN. Con su inversión visionaria en energía solar, MASEN ha asegurado el suministro de una electricidad limpia, sostenible y segura para Marruecos, desarrollando al mismo tiempo la industria nacional en un sector tan puntero como es la energía solar termoeléctrica. Nos sentimos muy orgullosos de haber colaborado con estas dos entidades (ACWA y MASEN), mediante el diseño y la construcción de una de las centrales CSP más avanzadas del planeta. Una vez en operación comercial, Noor Ouarzazate III marcará un punto de inflexión en el panorama mundial de la energía solar termoeléctrica y consolidará la posición de Sener como empresa de ingeniería líder en este sector, y una de las más innovadoras como proveedor de tecnología”.

Noor Ouarzazate III forma parte del complejo solar Noor, el mayor del planeta, ubicado en Uarzazat (Marruecos) y dirigido por MASEN. En dicho megaproyecto, Sener forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Ourzazate I y Noor Ouarzazate II, ambas con tecnología de captadores cilindro-parabólicos SENERtrough®, y Noor Ourzazate III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en Gemasolar, una planta diseñada y construida por Sener, que fue la primera del mundo en operación comercial con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas.

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