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La creciente industria del almacenamiento en baterías de Australia ha impulsado la actualización de la normativa sobre baterías. Durante los meses de junio a julio, Growatt se unirá a expertos de la industria en una serie de talleres denominada New Battery Rules Training Workshops organizada por el SEC (Consejo de Energía Inteligente) de Australia y presentará sus soluciones inteligentes de almacenamiento solar a la audiencia.

 

Instaladores fotovoltaicos y de baterías, diseñadores, electricistas y representantes de ventas se reunirán en estos eventos para capacitarse en instalaciones de baterías, configuraciones de sistemas y soluciones de almacenamiento.

Growatt proporciona una amplia gama de soluciones de almacenamiento solar para clientes. Los inversores híbridos monofásicos y trifásicos Growatt SPH pueden funcionar tanto conectados como aislados de la red, y son compatibles con una gran variedad de baterías de litio. Para el sistema solar existente, el propietario puede optar por modernizar el sistema con el inversor monofásico o trifásico Growatt SPA y convertirlo en un sistema de almacenamiento de energía.

En el evento en Melbourne, Growatt presentó un inversor listo para el almacenamiento, TL-XH. El inversor funciona con una batería de baja tensión y es perfecto para los propietarios de viviendas que buscan convertir sus sistemas fotovoltaicos sobre tejado en sistemas de almacenamiento solar en el futuro. Lo que lo hace más especial es su sistema de gestión inteligente del almacenamiento. Con este sistema, Growatt puede recopilar datos de la batería en tiempo real, incluidos el número de ciclos, información de las celdas, la tensión y corriente de cada celda de la batería.

También ha estado desarrollando y probando su sistema de gestión energética para hogares inteligentes que maximizará la producción de energía y optimizará el consumo de energía del sistema de almacenamiento solar de acuerdo con la ubicación, los hábitos de consumo de energía, etc.

En España hay en operación 18 plantas termosolares con almacenamiento, 17 de las cuales son de 50 MW y disponen de una capacidad de almacenamiento de 7,5 horas a potencia nominal; otra, de 20 MW, tiene un almacenamiento de 15 horas. En total la capacidad de almacenamiento eléctrico equivalente es de 6.675 MWh con una potencia de entrega de 870 MW. Dichas instalaciones llevan entre 7 y 10 años cargando y descargando diariamente sus tanques con total fiabilidad y sin señales de degradación.
El almacenamiento térmico de las centrales termosolares es, tras las centrales hidroeléctricas convencionales, la tecnología con mayor capacidad instalada a nivel mundial para generación eléctrica. Dicho almacenamiento térmico representa, en estos momentos, más de 10 veces en términos eléctricos equivalentes, la capacidad instalada en baterías de ion litio en todo el mundo.

Sin embargo, en prácticamente ningún documento oficial ni en las presentaciones de los agentes del sector eléctrico se hace mención de esta tecnología madura, de gran capacidad en términos de volumen de energía, plazo y potencia de entrega, para la generación eléctrica.

Esos 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento, que en estos momentos están exclusivamente ligados a la operación rutinaria de las centrales, junto con los 60 GWh adicionales asociados a los 5 GW de nueva potencia termosolar prevista en el PNIEC para 2030, podrían ofrecer servicios de extraordinario valor a nuestro sistema eléctrico a lo largo de la próxima década. Por ejemplo, podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda.

Las centrales termosolares tan solo necesitarían añadir un simple calentador eléctrico para pasar las sales fundidas del tanque frío al tanque caliente, mientras que esa misma capacidad de cerca de 70 GWh y 6 GW de potencia de entrega, contempladas en el PNIEC requerirían inversiones superiores a los 35.000 millones de euros en baterías y podría ser incluso superior en nuevas centrales de bombeo, en función de lo complicado que resultase el desarrollo de nuevos emplazamientos.

Con esos niveles de inversiones, los planes de negocio de instalaciones de baterías o nuevos bombeos para almacenar los vertidos que traerían como consecuencia los elevados niveles previstos de penetración de las renovables no gestionables, serían absolutamente inviables, tal como ya han puesto de manifiesto algunas consultoras especializadas. Tampoco podrían justificarse planes de negocio de inversiones en almacenamiento con las diferencias esperadas en el futuro entre los precios valle y pico de la electricidad.

Pero, además de esas posibles aplicaciones de despacho a corto plazo, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares pueden ofrecer su capacidad, no solo para periodos de horas o días, sino para semanas o meses, pudiendo actuar a modo de reserva estratégica firme, ya que tienen parcialmente disponible cierto volumen del tanque caliente que no utilizan durante una buena parte del año. Por ello serían, en este sentido, una alternativa técnica comparable al bombeo, en términos de capacidad y plazo, pero sin necesidad de nuevas inversiones.

Efectivamente, el volumen de los tanques de sales fundidas se dimensiona para no tener que abatir espejos del campo solar los días de mayor número de horas de sol, correspondientes a los meses de junio y julio. En esos meses la energía almacenada tendría que despacharse en un plazo de horas o de algún día, en función de la meteorología, pero, en el resto del año, la energía almacenada podría conservarse de forma indefinida, sin pérdidas y sin condicionar la operación diaria de la central, hasta que fuera más conveniente entregarla de nuevo a la red.

Con esta perspectiva, las centrales termosolares podrían contribuir a la firmeza del sistema ofreciendo un coeficiente de disponibilidad similar a las de las centrales convencionales. En los periodos en los que se prevea la punta de consumo, que suelen coincidir en la última parte del año, las centrales termosolares podrían estar preparadas para suministrar su energía a la red si fuese requerido y, por tanto, su factor de disponibilidad podría asimilarse al 100 %. Su capacidad es tan grande que la reserva no se agotaría en los momentos puntuales en los que tuvieran que descargar y podría reponerse de forma inmediata en el siguiente día soleado.

El almacenamiento es la muletilla que se usa para salir del paso cuando se ponen sobre la mesa los problemas que tendría la Transición Energética ante escenarios de generación mayoritariamente no gestionable. Solucionarlos con sistemas de baterías o bombeos sería altamente costoso e inviable en régimen de libre mercado.

Por ello, una flota de generación en 2030 con una participación significativa de tecnologías renovables gestionables reduciría notablemente las disfuncionalidades a las que nos abocarían subastas basadas exclusivamente en precios y cuyos problemas son fácilmente previsibles. Una flota equilibrada con renovables gestionables también reduciría significativamente el nivel de vertidos. Si, además esas renovables gestionables, complementariamente a su funcionamiento, son capaces de ofrecer servicios de almacenamiento al sistema, para asegurar la garantía de suministro, como sería el caso de las centrales termosolares con el planteamiento anteriormente indicado, podríamos avanzar más rápidamente hacia la completa descarbonización del sector eléctrico.

Y todo ello con menores costes, al no necesitar elevadas inversiones para solucionar problemas sobrevenidos, inherentes a algunos de los escenarios que se manejan y cuyos problemas deberíamos, en cualquier caso, tratar de limitar.

Por Luis Crespo
Presidente de Protermosolar y de ESTELA

Sistema de conversión de potencia de Ingeteam para un proyecto piloto en Dubái, el primer sistema de almacenamiento de energía en EAU acoplado a una planta fotovoltaica a gran escala / Ingeteam's power conversion system (PCS) for a pilot project in Dubai, the first energy storage system paired with a PV plant at a grid-scale level in the UAE. Foto cortesía de /Photo courtesy of: Ingeteam

En un informe publicado recientemente, Wood Mackenzie pronostica que en los próximos cinco años se reducirá considerablemente el LCOE de los proyectos que combinan almacenamiento y solar para los segmentos comercial e industrial (C&I) y de proyectos a gran escala. Dado que la resistencia de la red y la intermitencia de las energías renovables continúan siendo un desafío en los mercados energéticos de la región de Asia-Pacífico, la combinación de energía solar y almacenamiento podría abordar estos problemas, especialmente a medida que los costes de las baterías y de la energía solar continúan disminuyendo.

De acuerdo con Wood Mackenzie, el LCOE de los proyectos a gran escala sin subsidios para un sistema de almacenamiento y energía solar, con tecnología de litio-ión de 4 horas, tendrá un coste entre un 48% y un 123% mayor que el LCOE de la energía solar en 2019. Esto se reducirá a entre el 39% y el 121% en 2023.

Para entonces, los costes del almacenamiento solar serían competitivos frente a los de las plantas peaking a gas en todos los estados del Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia. El LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala será alrededor de un 23% superior al precio mayorista promedio de la electricidad.

Se espera que solo Tailandia tenga un LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala por debajo del precio mayorista promedio de la electricidad para 2023. Si bien el país no tiene un mercado mayorista de electricidad, tomando como aproximación el precio de la energía industrial, éste es mayor en comparación con otros mercados mayoristas y por tanto muestra una economía competitiva para el almacenamiento solar.

Los subsidios al CAPEX y la remuneración adicional a través de diferentes formas de certificados renovables serán cruciales para que los proyectos se lleven a cabo.

En general, Wood Mackenzie espera que el LCOE promedio del almacenamiento solar en la región Asia-Pacífico disminuya un 23% de 133 $/MWh este año a 101 $/MWh en 2023.

En el segmento C&I, la prima del almacenamiento sobre el LCOE solar está entre 56% y 204% este año, mientras que en 2023, se reducirá a entre el 47% y el 167%. La razón de esta amplia gama de LCOE es que hay algunos mercados maduros en los que el coste de la energía solar es extremadamente competitivo, mientras que otros no lo son y algunos están en medio. Esto se debe a una combinación de costes de: mano de obra/terrenos/medioambientales/civiles, coste promedio ponderado del capital y métodos de adquisición (licitaciones frente a tarifas de alimentación (FIT)). Además, algunos mercados tienen cadenas de suministro muy bien establecidas con disponibilidad para fabricación de sistemas de almacenamiento. Se espera que el almacenamiento solar no subsidiado en el segmento C&I sea competitivo en Australia, India y Filipinas para 2023.

El mercado residencial también representa una gran oportunidad para el almacenamiento solar. En 2018, con la ayuda de los subsidios del gobierno, la zona australiana de Nueva Gales del Sur registró un ahorro del 76% en las facturas de electricidad anuales a través de instalaciones de almacenamiento solar. Otro atractivo mercado residencial para el almacenamiento solar es Japón. La tarifa de inyección para 600 MW de proyectos solares está a punto de expirar este año. A medida que se prevé que los precios de la energía aumenten, la incorporación de almacenamiento brinda una oportunidad para que los consumidores domésticos eviten los altos precios residenciales.

La termosolar con almacenamiento térmico reducirá la brecha de energía gestionable de acuerdo con GlobalData. El informe de la compañía, “Energy Storage – A Key Determinant for the Future of Concentrated Solar Power Market“, revela que la parada de plantas de carbón y el aumento de la entrada de fuentes renovables intermitentes para alcanzar los objetivos climáticos, brindan una oportunidad de mercado potencial para la termosolar con almacenamiento térmico.

La afluencia de fuentes de energía renovable, como la eólica y la solar, respaldada por ambiciosos objetivos y planes para eliminar gradualmente el carbón – o poner fuera de servicio la flota de carbón para reducir la huella de carbono de varios países, generará una brecha energética para la generación gestionable. La termosolar con almacenamiento de energía tiene la capacidad de cerrar esta brecha entre la demanda y la oferta de electricidad gestionable.

La potencia termosolar instalada a nivel mundial era de aproximadamente 5,6 GW a finales de 2018, de los cuales solo 2,6 GW son con almacenamiento energético. En contraste, del total de proyectos termosolares en varias etapas de desarrollo, el 95,8% de la potencia futura tiene almacenamiento. La mayoría de los proyectos termosolares con almacenamiento en funcionamiento tiene una capacidad de almacenamiento térmico en el rango de 6 a 10 horas. En el caso de la potencia termosolar en desarrollo, el 62.8% tiene un almacenamiento de 10 a 13 horas y el 14% tiene más de 13 horas de almacenamiento. Esto demuestra la importancia creciente que los desarrolladores y propietarios de proyectos le dan al almacenamiento durante muchas horas, no solo para proporcionar energía estable las 24 horas del día, los 7 días de la semana, sino también para reducir el coste de la generación de electricidad termosolar, al utilizar una mayor duración del almacenamiento de energía térmica.

Los resultados de las subastas de los últimos años indicaron una disminución del coste de generación de los proyectos termosolares con almacenamiento. 2017 y 2018 han sido años revolucionarios para la termosolar en términos de reducción de costes con precios para proyectos que se espera que se encarguen a partir de 2020 y que estén en el rango de 0,06 $/kWh a 0,12 $/kWh.

El Real Decreto-ley abre la puerta al almacenamiento y a la gestión energética inteligente para descarbonizar y abaratar la electricidad de todos los españoles, así lo pone de manifiesto AEPIBAL, en un reciente comunicado de prensa.

El pasado viernes, 5 de abril, se aprobó el Real Decreto 244/2019 por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. Dicho decreto pone fin al fantasma del impuesto al Sol que durante más de siete años ha actuado como agente disuasorio que dificultaba el avance del sector fotovoltaico.

Este cambio está llamado a ser el impulso que le faltaba a la energía solar en España para revolucionar el sistema eléctrico. La razón por la que la energía solar tiene el potencial de ser motor del cambio es que durante las horas de sol es uno de los métodos de generación más económicos. Esta circunstancia, sin embargo, presenta dos retos para el sector: la canibalización de precios en horas de sol y la volatilidad de la generación. En este contexto, el almacenamiento desempeñará un papel clave y Real Decreto puede convertirse en un documento esencial para el fomento del uso de tecnologías que permitan una gestión óptima de energía.

La canibalización de precios

Uno de los aspectos principales del nuevo Real Decreto es la compensación simplificada de excedentes. Esta compensación tiene una relación directa con el precio de mercado de la energía en cualquier momento del día.

En el mix actual de generación en España las diferencias entre precios son mínimas. Sin embargo, a medida que aumente la penetración de la energía solar, el escenario más probable nos sitúa en una situación similar a la de California, con las horas de sol mostrando precios menores que los precios de media tarde, llegando en ocasiones a valores negativos.

Esta asimetría temporal de oferta y demanda proporcionarán un incentivo económico para aquellos sistemas que, gracias al almacenamiento de energía, podrán acumular energía en horas valle y exportarla o utilizarla en horas pico.

El reto de la volatilidad de las energías renovables

Para poder alcanzar los objetivos de descarbonización que permitan ralentizar el cambio climático, España tendrá que aumentar la penetración de las energía solar y eólica en el mix de generación. Al no ser posible controlar cuando soplará el viento ni cuando brillará el sol, a medida que esta penetración renovable aumenta, aumenta con ella la demanda de generación de energías flexibles. Estas son las plantas de respuesta rápida o que suministran la demanda que las renovables no podrían cubrir en cada momento.

Tal y como pasa en España, en gran parte del mundo estas plantas consumen combustibles fósiles, siendo el gas el combustible más habitual. Pero por fortuna a día de hoy los dos métodos más económicos de proporcionar energía flexible son la eólica con baterías y la solar con baterías (Bloomberg New Energy Finance, 2018).

La necesidad del almacenamiento para cumplir con los objetivos de transición energética y que permitan una gestión óptima y controlada de los excedentes se refleja también en el informe de Red Eléctrica Española “Red Eléctrica y la Integración de Renovables – Hacer Posible la Transición Energética” publicado el 11 de abril, que indica: “esto requerirá fomentar el desarrollo de nueva capacidad de almacenamiento cuya operación obedezca a criterios de minimización de vertidos renovables”.

El almacenamiento energético traerá beneficios para todos

Mediante la tecnología inclusiva del almacenamiento eléctrico podrá involucrarse a millones de consumidores para no solo contribuir a lograr los objetivos que como país y sociedad nos marcamos en relación con la transición ecológica, sino también a garantizar la estabilidad y operabilidad del nuevo, emergente y descentralizado sistema energético renovable.

El almacenamiento de electricidad, junto con la digitalización, juega un papel central en la aceleración de la transición europea hacia un sistema energético basado en las fuentes de energía renovables.

Países como Alemania o Inglaterra, han integrado la tecnología del almacenamiento de energía en el marco del autoconsumo desde hace ya varios años, alzándose así como referentes a nivel europeo. Por ese motivo, resulta vital destacar la importancia del almacenamiento en el proceso de regulación del autoconsumo en España, para poder alcanzar la vanguardia europea en el sector.

Se trata de una tecnología de carácter inclusivo, que acerca los mercados de la energía a los consumidores, dando, a su vez, grandes pasos para garantizar la estabilidad del nuevo sistema emergente de energía descentralizada y renovable.

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.

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