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Red Eléctrica de España y Réseau de Transport d’Électricité invertirán 1.750 millones de euros en la interconexión por el golfo de Vizcaya. Según los presidentes de ambas compañías, Jordi Sevilla y François Brottes, “las interconexiones son un pilar fundamental de la transición energética y de un modelo económico bajo en emisiones”. Esta apuesta firme de Francia y España por un mercado único e interconectado se puso de manifiesto el pasado día 8 durante la celebración del X Aniversario de Inelfe, la sociedad constituida entre ambas empresas para el impulso y construcción de las interconexiones eléctricas entre ambos países.

Tras la puesta en servicio en el 2015 de la línea subterránea Santa Llogaia-Baixas por los Pirineos orientales, en la actualidad se está trabajando en un enlace submarino a través del golfo de Vizcaya para el año 2025, que supondrá una inversión total de 1.750 millones de euros y que ha contado con una subvención de la Unión Europea de 578 millones.

Está previsto que la interconexión del golfo de Vizcaya aporte un ahorro en costes variables de generación de 394 millones de euros al año, un ahorro en emisiones de CO2 de 3,2 millones de toneladas anuales y la integración de 4.322 gigavatios-hora de energías renovables en el sistema al año.

El desarrollo de nuevas interconexiones internacionales es esencial para alcanzar el objetivo vinculante de energías renovables del 32% fijado por la Unión Europea para el 2030. A mayor capacidad de interconexión entre países miembros, mayor integración de la generación renovable y, por tanto, mayor descarbonización. De esta manera, se podría, por ejemplo, poner a disposición de todos los ciudadanos europeos la generación eólica procedente del Mar del Norte o la solar del sur de Europa. Por otra parte, su impulso promoverá inversiones más eficientes en renovables, lo que reducirá la generación procedente de tecnologías convencionales y la dependencia de combustibles fósiles.

Según ambos presidentes, “las interconexiones internacionales no solo aumentan el tamaño de los sistemas eléctricos nacionales, otorgándoles estabilidad y seguridad de suministro, también reducen las necesidades de potencia instalada, moderan los precios de la electricidad y evitan vertidos de generación de renovables”. Y añaden: “actúan como auténticas autopistas de la electricidad a través de países y los continentes y transforman las renovables en energías nómadas, con capacidad para ser instaladas en los mejores emplazamientos, allí donde su inversión puede ser más rentable”.

España, una ‘isla eléctrica’ cada vez más interconectada

Los proyectos de interconexión eléctrica con países vecinos son claves para España. La península ibérica tiene un grado de interconexión con el sistema europeo muy inferior al del resto de países de la Unión Europea, lo que le impide acceder en igualdad de condiciones a los beneficios de las interconexiones eléctricas en términos de eficiencia y optimización de recursos.

Se calcula que los ahorros generados para España por la interconexión Santa Llogaia-Baixas han sido de 327 millones de euros: 157 millones de euros más que el coste asumido por los consumidores españoles (270 millones de euros), lo que demuestra la amortización del proyecto en términos económicos.

Además, esta interconexión ha permitido incrementar los intercambios físicos de energía eléctrica en un 90%, lo cual tiene un incremento directo tanto en competencia y eficiencia como en optimización de la integración y aprovechamiento de generación renovable y libre de emisiones.

También está sobre la mesa un nuevo proyecto de interconexión con Portugal por el sur de Galicia. Este proyecto de interés comunitario, que actualmente se encuentra en proceso administrativo para su aprobación, ayudará al país luso a conseguir el objetivo del ratio del 10% de interconexión sobre su potencia instalada y reforzará, sin duda, el mercado ibérico de la electricidad.

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Red Eléctrica ha firmado la primera financiación sindicada multidivisa que se realiza en el mundo con tecnología blockchain, y lo ha hecho con tres entidades bancarias: BBVA, BNP y MUFG. El importe del crédito es de 150 millones de euros. Se trata, sin duda, de un avance importante entre las iniciativas que se están llevando a cabo en el mercado para explorar el potencial de este tipo de tecnología que, en los últimos meses, ha adquirido una relevancia creciente en las operaciones financieras corporativas.

En esta operación se ha desplegado una red blockchain privada a través de la cual han interactuado los seis participantes en el proceso: Red Eléctrica Corporación, los tres bancos financiadores: BBVA, como sole bookrunner, BNP y MUFG, y los dos asesores legales: Linklaters LLP y Herbert Smith Freehills LLP. Este elevado número de participantes, característico de las financiaciones sindicadas, hace especialmente visible las ventajas que aporta la tecnología blockchain.

El uso de la tecnología blockchain durante la negociación ha permitido reducir los tiempos y garantizar la transparencia y trazabilidad del proceso de contratación. Cada paso de la negociación, hasta la contratación, deja un registro tanto del usuario como del instante en que se realizó. De este modo, toda la información relevante de la operación se comparte entre los nodos de los participantes en la blockchain privada (Hyperledger), permitiendo que conozcan permanentemente el estado de la negociación y garantizando la inmutabilidad de la información.

Finalmente, una vez firmado el contrato, se registra en la blockchain pública Ethereum (en su red de pruebas testnet) un hash o identificador único del documento, para garantizar la inmutabilidad ante terceros, y manteniendo en todo momento la confidencialidad del mismo.

Según Teresa Quirós, directora corporativa Económico-Financiera de Red Eléctrica, “esta operación forma parte de las iniciativas que nuestra compañía está poniendo en marcha para impulsar la transformación digital y la innovación como palancas de crecimiento y eficiencia, que permitirán abordar los retos que la transición energética nos plantea como compañía”.

Red Eléctrica y su transformación digital

Las tecnologías digitales abren nuevas puertas a las mejoras en eficiencia y a la aparición de modelos de negocio innovadores, impulsan el cambio cultural en las empresas y sitúan de forma innegable a los datos como uno de los activos fundamentales de las compañías. En este sentido, se considera la firma de este préstamo como un paso más para incrementar la eficiencia operativa de Red Eléctrica y para continuar avanzando en su estrategia de transformación digital.

De hecho, una parte esencial de esta estrategia es la vigilancia y adopción de nuevas iniciativas en este campo, lo que ha permitido identificar el blockchain como una de las oportunidades para la creación de valor y la introducción de una mayor flexibilidad y agilización en los procesos y actividades.

Adicionalmente a la firma del crédito sindicado con blockchain, se han valorado más de una veintena de posibles casos de uso de esta tecnología en Red Eléctrica que se probarán durante el próximo año.

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Ingeteam ha suministrado hasta la fecha 140 MW en proyectos solares chilenos acogidos al programa de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que apoya el desarrollo de proyectos de generación con una potencia nominal de hasta 9 MW.

La generación distribuida supone una tendencia cada vez más generalizada en Chile y en muchos otros países. En 2015, una cuarta parte de la inversión mundial en energías renovables fue en generación distribuida. Para favorecer la construcción de este tipo de proyectos, el programa PMGD garantiza a los propietarios de las plantas fotovoltaicas que toda la energía que produzcan podrá ser inyectada en la red eléctrica. Además, la Comisión Nacional de Energía (CNE) les permite elegir que la venta de energía sea a costo marginal o a precio estabilizado. En este último caso, les asegura unos precios estables y superiores a los precios de mercado, ya que son calculados cada seis meses por la propia CNE y no están sujetos a variaciones según franjas horarias.

Ingeteam ha entregado en los últimos dos años sus inversores fotovoltaicos para diez proyectos solares de este tipo y está suministrando en la actualidad catorce de sus Inverter Stations con tecnología de 1500V para otras siete plantas solares que están siendo construidas por Grenergy, empresa que decidió equipar también con inversores de Ingeteam las plantas fotovoltaicas de La Esperanza, Marchigüe, Mostazal y Luders. Gracias al suministro de equipos para estos últimos siete proyectos, Ingeteam ha alcanzado una potencia total de 140 MW en plantas acogidas al PMGD en Chile, país donde la empresa española ostenta un puesto privilegiado en el ranking de fabricantes de inversores solares, y donde cuenta con varios proyectos más en cartera.

Para garantizar el correcto funcionamiento del sistema eléctrico, un PMGD debe implementar unas funcionalidades de protecciones eléctricas mínimas en el interruptor de acoplamiento. Funciones que lleva a cabo el equipo PL70SV de Ingeteam, en operación en más de 20 instalaciones de este tipo. Ingeteam ha suministrado sistemas de protección y control en el mercado chileno para la interconexión con la red eléctrica de más de 1100 MW de energía renovable no convencional, en más de una docena de instalaciones, tanto eólicas como fotovoltaicas.

Además, desde su llegada al país andino hace cinco años, Ingeteam ha logrado consolidarse también como compañía líder en tareas de operación y mantenimiento (O&M) de plantas de generación de energía renovable. En América Latina, la compañía mantiene un total de 2,5 GW, 664 MW en Chile, lo que supone un 33% del total de la potencia renovable instalada en el país. En el sector solar chileno, Ingeteam mantiene un total de 330 MW. Una cifra récord que se ha conseguido gracias principalmente a la presencia de Ingeteam en el desierto de Atacama. De hecho, la compañía va a prestar el servicio de O&M integral de planta en cuatro de los parques fotovoltaicos: Cachiyuyo Solar, Malaquita Solar, Valle Solar Este y Valle Solar Oeste. En el resto aportará servicio post-venta.

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Primera instalación eólica marina diseñada y operada cien por cien por una empresa española

Iberdrola ha inaugurado el parque eólico marino Wikinger, una de las instalaciones renovables más emblemáticas de la compañía en el mundo, con una inversión de 1.400 M€. En el acto también han participado la empresa 50 Hertz y autoridades del estado de Mecklemburgo-Pomerania Occidental. Wikinger ya suministra 350 MW de capacidad a la red eléctrica alemana y aporta energía renovable y de alta eficiencia a 350.000 hogares -lo que equivale al 20% de la demanda de energía del estado de Mecklemburgo-Pomerania Occidental, donde se ubica este parque-. Este flujo de energía renovable tendrá un destacado impacto positivo sobre el medio ambiente, al evitar la emisión a la atmósfera de casi 600.000 toneladas de CO2 al año.

El proyecto Wikinger marca la entrada de Iberdrola en el mercado eléctrico alemán, país en el que se acaba de adjudicar la construcción de otros dos parques eólicos marinos: Baltic Eagle (476 MW) y Wikinger Süd (10 MW). La suma de estos tres proyectos, todos ellos situados junto a la isla de Rügen, dará lugar al mayor complejo marino del mar Báltico, con una potencia total instalada de 836 MW y una inversión conjunta de 2.500 M€.

Wikinger, un emblema Iberdrola

Wikinger es la primera instalación eólica marina diseñada y operada 100% por una empresa española y ha supuesto la consolidación de Iberdrola como la compañía referente del sector de las energías renovables en Europa, capaz de desarrollar proyectos en mercados tan competitivos como el alemán y de cumplir los exigentes plazos que suelen fijar las autoridades germanas. Además, ha servido para impulsar la generación de empleo y la actividad de empresas españolas proveedoras, como Navantia y Windar.

Este proyecto ha llegado a buen puerto gracias al equipo multidisciplinar y multinacional implantado por Iberdrola y a su red de proveedores y contratistas internacionales de primer nivel. Más de 2.000 empleados, de 20 países distintos, han participado en este hito. Para ello, ha tenido que superar los retos tecnológicos propios de este tipo de obras y las dificultades derivadas de las condiciones meteorológicas extremas del mar Báltico.

Ubicado frente a la costa noreste de la isla alemana de Rügen, Wikinger sintetiza los principales ejes de la estrategia de Iberdrola: fuerte apuesta inversora por el desarrollo de las energías renovables; compromiso con la reducción de emisiones; innovación tecnológica; crecimiento internacional; apertura de nuevos negocios y mercados a sus proveedores y un importante efecto tractor, que ha impulsado el sector naval europeo.

El proyecto ha supuesto la instalación de 280 pilotes, de 40 m de longitud, 2,5 m de diámetro y un peso unitario de 150 t, todo ello construido por la empresa española Windar (Asturias). Sobre ellos se han colocado 70 cimentaciones, de 620 t de peso cada una, fabricadas por la empresa danesa Bladt y la española Navantia, en su astillero de Fene (Galicia).

Los aerogeneradores, fabricadas por Siemens Gamesa en sus plantas de Bremerhaven y Stade (Alemania), tienen 5 MW de potencia unitaria y son del modelo AD 5-135. Se trata de los aerogeneradores de mayor potencia y dimensiones que Iberdrola ha instalado en su historia. Con una altura total de 165 m, están formados por una góndola de 222 t de peso, un rotor de 135 m de diámetro, cuyas palas tienen 67 m de longitud cada una, y una torre de 75 mde altura.

Finalmente, una de las infraestructuras clave de Wikinger ha sido la subestación marina, a la que se ha llamado Andalucía, que va a ser utilizada conjuntamente por Iberdrola y 50Hertz, operador del sistema eléctrico alemán. La instalación, el corazón energético del parque, ha sido también construida por Navantia en su sede en Puerto Real (Andalucía) y tiene un peso de unas 8.500 t.

Apuesta por la eólica marina

La energía eólica marina es una de las claves del crecimiento de Iberdrola y en esa línea la compañía ha acometido notables proyectos en este sector en Reino Unido, Alemania y Francia. Estas grandes inversiones ayudarán a avanzar en la transición energética hacia un modelo descarbonizado y combatir el cambio climático. Estos son los principales proyectos en marcha:

West of Duddon Sands (WoDS): primera instalación marina en la que se involucró el Grupo Iberdrola, fue desarrollada por la compañía en consorcio con la empresa Orsted y entró en funcionamiento en 2014, en aguas de Reino Unido. WoDS cuenta con una capacidad de 389 MW y su inversión superó los 1.600 millones de libras.

East Anglia (EAO): macroproyecto en plena construcción en aguas británicas del Mar del Norte, será uno de los mayores parques eólicos marinos del mundo, cuando comience a operar en 2020. Tendrá una inversión estimada de 2.500 millones de libras y contará con 714 MW de capacidad.

Saint-Brieuc: esta instalación, de 496 MW de potencia instalada, estará ubicada a 20 km mar adentro frente a la costa de la Bretaña francesa, en el norte del país y a unos 100 km de la ciudad de Rennes. Contará con 62 aerogeneradores de 8 MW de capacidad.

Vineyard Wind: el grupo Iberdrola, a través de la sociedad Vineyard Wind, ha recibido la autorización del Massachusetts Electric Distribution Companies (EDC) para construir un gran parque eólico marino en la costa noreste de los Estados Unidos. El proyecto, que supondrá el desembarco a gran escala de la compañía en este negocio en dicho país, contará con una capacidad de 800 MW.

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El día 26 de septiembre la Ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, manifestó, frente al Congreso de los Diputados, sus dudas frente a la capacidad de las empresas adjudicatarias de las subastas de julio de 2017 a poner en marcha sus proyectos fotovoltaicos antes de que termine el plazo de establecido en el año 2020, debido a problemas de acceso a puntos de conexión a la red eléctrica. En la actualidad el sector ha instalado 80 MW de los 9.000 adjudicados.

UNEF considera factible la instalación de entre 6 y 7 GW de nueva potencia al año, como objetivo mínimo necesario para lograr el porcentaje de penetración de renovables del 32% establecido como marco en la nueva Directiva europea de Renovables y adecuarnos al Acuerdo de París, donde se establecen medidas para la reducción de gases de efecto invernadero (GEI).

En esta línea, los 30 GW de nueva potencia actualmente en tramitación demuestran la capacidad de nuestro sector para avanzar, alcanzar los niveles desarrollo del desarrollo fotovoltaico, para cumplir con los objetivos europeos mencionados y acercarnos más a los niveles de producción renovable de nuestros vecinos europeos. España tiene el quinto lugar en Europa en potencia instalada fotovoltaica.

UNEF manifiesta que, para lograr los objetivos de instalación de nueva potencia estimados como factibles y necesarios, se requiere de una planificación de la Red Eléctrica (REE) y la fijación de una estructura sólida y coordinada de tramitación de proyectos fotovoltaicos desde la Administración Central y las Comunidades Autónomas.

UNEF, además, solicita al Gobierno el respeto y apoyo a una senda de crecimiento anual estable y sostenida que genere confianza para un necesario y óptimo desarrollo industrial e I+D+i, con objeto de maximizar el potencial del sector fotovoltaico donde España ya tiene empresas líderes.

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Siemens ha suministrado a Red Eléctrica de España (REE) su tecnología GIS para la puesta en servicio de la nueva subestación Callejones (Lanzarote). Este proyecto, situado en el municipio de San Bartolomé, tiene como objetivo reforzar la red de transporte de la isla, mejorar la seguridad de suministro del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura y es una apuesta clave por las energías renovables.

La subestación GIS, ya en servicio gracias a la división Energy Management de Siemens, cuenta con una tensión de servicio de 66 kV, un tipo de celda 8DN8-5 con configuración de doble barra y un número de celda con 6 interruptores (3 de línea, 2 de transformador y uno de acoplamiento y medida en barras).
Una característica fundamental de las subestaciones blindadas y aisladas por gas (GIS) de Siemens es el alto grado de versatilidad y fiabilidad que ofrece su sistema modular, así como la experiencia de la compañía con este tipo de tecnología. Dependiendo de las necesidades, cada subestación se compone de un número determinado de celdas, adaptándose a las más diversas configuraciones. En España, Siemens cuenta con celdas blindadas en diferentes niveles de tensión: 400 kV, 220 kV, 132 kV y 66 kV.

Este proyecto se enmarca dentro del plan de inversiones de Red Eléctrica de España para contribuir al cambio de modelo energético en las islas con el fin de garantizar un suministro eléctrico más seguro, eficiente y sostenible en estos sistemas, donde Siemens también ha apoyado y colaborado en la ejecución de diferentes subestaciones instaladas.

La subestación Callejones, con la más moderna y fiable tecnología

La subestación Callejones, proyectada con la más moderna y fiable tecnología, se ubica en el interior de un edificio y para su conexión a la red se han construido también las líneas de conexión de doble circuito con la subestación de San Bartolomé de 66 kV y con la línea Punta Grande-Mácher, también de 66 kV.

La instalación permitirá la evacuación del contingente eólico previsto en Lanzarote de 27,6 megavatios –de los cuales, 9,2 ya están conectados y evacuando- y pone de manifiesto la firme voluntad de cumplir en tiempo y forma con sus compromisos de Red Eléctrica de España para la puesta en marcha del Plan Eólico Canario.

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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.

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InnoEnergy lanza su convocatoria global para las startups de almacenamiento eléctrico. Quince de las startups energéticas más innovadoras y sostenibles recibirán un paquete personalizado de servicios de valor añadido, otorgando a la mejor un premio en efectivo de 100.000 euros.

Para dar apoyo a la European Battery Alliance (EBA), InnoEnergy espera atraer y apoyar startups con tecnología innovadora o modelos de negocio enfocados en almacenamiento eléctrico. De particular interés son las innovaciones de almacenamiento eléctrico para la aplicación en el transporte, red eléctrica, el almacenamiento energético distribuido y móvil, o para proporcionar mejoras de eficiencia energética y reducciones de emisiones.

Las startups seleccionadas participarán en uno de los programas de aceleración de InnoEnergy, el Highway™ o Boostway™, con servicios personalizados de apoyo, capacitación, servicios y financiamiento. El Highway™ enfoca su apoyo en startups en su etapa inicial de lanzamiento al mercado, mientras que el programa Boostway™ apoya a scale‐ups empresas más maduras y en fase de crecimiento en la expansión de sus negocios.

Lanzado en 2017, la EBA busca crear una cadena de valor competitiva y sostenible para la fabricación de celdas de baterías en Europa. InnoEnergy está trabajando con más de 120 actores en esta iniciativa para lograr este objetivo y ayudar al desarrollo de un nuevo mercado con valor de 250 mil millones de euros para el año 2025.

Elena Bou, directora de innovación de InnoEnergy, dice: “Al actuar como un socio de confianza, estamos aquí para ofrecer a las empresas el empuje que necesitan para alcanzar la comercialización. A través de nuestro ecosistema único, ofrecemos a las startups acceso a todo lo que necesitan para lograr el éxito comercial de sus innovaciones”.

Los participantes exitosos tendrán acceso a una red de más de 385 socios, incluidos business angels especializados, la comunidad europea de fondos de inversión de InnoEnergy, así como organismos de financiación pública. Además de asesoría y tutoría, las startups tendrán un asiento de primera fila en principales eventos energéticos europeos, incluido The Business ooster – el evento anual de InnoEnergy donde las empresas de toda la cadena de valor energética conocen a startups e innovaciones bajo un mismo techo.

Bo Normark, CTO de InnoEnergy para el almacenamiento energético, agrega: “Europa necesita soluciones de almacenamiento eléctrico innovadoras para apoyar la descarbonización del transporte y el calor a través de la electrificación. Nuestra meta es encontrar negocios con conceptos, productos y soluciones innovadoras con el potencial de ser parte de la cadena de valor de fabricación sostenible de células de baterías “.

La convocatoria de startups estará abierta hasta el 30 de octubre de 2018. El proceso de aplicación consta de cinco fases: una aplicación inicial, una evaluación interna, un pitch en formato vídeo de cinco minutos y una evaluación externa de expertos. Luego de esta etapa, los 30 solicitantes preseleccionados presentarán su idea a dos jurados paralelos, y se seleccionarán 15 ganadores. En el evento de celebración de febrero de 2019, se le otorgará al ganador un premio de 100.000 euros.

Los solicitantes serán evaluados según los siguientes criterios:

• Innovación de la idea de negocio
• Propuesta de valor
• Tamaño del mercado potencial
• Escalabilidad del producto o servicio
• Equipo fundador y estructura de propiedad
• Ventaja competitiva
• Impacto potencial
• Capacidad de aprovechamiento en InnoEnergy como socio

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El consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas en agosto ha descendido un 3,3% respecto al mismo mes del año anterior, según los datos del Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial ha descendido un 4,5%, y el de los servicios un 1,5%. En el cálculo de estos datos se han tenido en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas.

Comparado con agosto del 2017 y si nos centramos en las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia ha descendido un 3,9%, la industria química un 14,9%, la fabricación de otros productos minerales no metálicos un 0,9%, la industria de la alimentación un 1,7% y la industria del papel un 3,6%.

Las actividades que más han aportado al consumo de las grandes empresas durante este mes han sido el suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado con un aumento del 10,6%, la fabricación de vehículos de motor, remolques y semirremolques (2,7%), otras industrias extractivas (6,7%), las actividades de construcción especializada (21,1%) y la fabricación de otro material de transporte (9,8%).

Si se observan los datos de los últimos doce meses, el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, ha aumentado un 0,5%, respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria ha descendido un 0,2% y el de los servicios ha aumentado un 0,9%.

Todos los datos de consumo eléctrico de cada una de las actividades económicas se pueden consultar con más detalle en la sección del IRE en la web de Red Eléctrica.

El IRE es un indicador cuyo objetivo es facilitar información sobre la evolución del consumo eléctrico del conjunto de las grandes y medianas empresas, entendidas como aquellas que tienen una potencia contratada superior a 450 kilovatios. Las medidas se recogen en más de 23.400 puntos de alrededor de 13.900 empresas. El consumo que representa el IRE supone en torno al 47% de la demanda eléctrica total, correspondiendo el resto de la demanda a consumidores residenciales y otros tipos de consumo.

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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.

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