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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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El consorcio integrado por el contratista EPC TSK y Rolls-Royce ha firmado un contrato de ingeniería, adquisición y construcción con Prime Energía Quickstart Spa, filial de Prime Energia SpA, para la construcción de cinco centrales eléctricas en Chile, equipadas con 265 grupos electrógenos MTU Onsite Energy 16V 4000. Prime Energía es una subsidiaria de Glenfarne Group, LLC, con sede en Nueva York, promotor, propietario-operador y gestor industrial de activos de energía e infraestructura. Las cinco centrales eléctricas de Prime Energía ofrecerán una potencia total combinada de 475 MW, que se conectará a la red eléctrica de Chile para proporcionar capacidad de respaldo al sistema de suministro energético del país.

Estas centrales son una parte integral de la estrategia de Glenfarne para desarrollar infraestructura energética que respalde la proliferación de energías renovables y la estabilidad de la red en regiones de América con un gran potencial de crecimiento.

El pedido para entregar las centrales a las tres primeras ubicaciones se ha colocado oficialmente con el consorcio, con el pedido de las dos plantas adicionales programado para poco después. Los grupos electrógenos se conectarán digitalmente a través de pasarelas que envían datos a la plataforma MTU GoManage para monitorizar y analizar los datos del sistema. Las centrales eléctricas serán monitorizadas y controladas a distancia en tiempo real por el Centro de Operaciones de Red de última generación de Prime Energía en Santiago.

Chile es una de las potencias económicas de más rápido crecimiento en Latinoamérica. Se espera que la demanda de energía crezca a una tasa anual del 4% en los próximos 5 años, y el país espera beneficiarse de la gran disponibilidad de fuentes de energía renovables. El porcentaje de energía renovable en el mix energético chileno crece a un ritmo constante: su participación, en términos de potencia instalada, se ha más que triplicado desde 2012, y en 2017, con una potencia de alrededor de 4.300 MW, fue aproximadamente del 18%. Para 2035, se espera que no menos del 60% de la electricidad del país se produzca a partir de energía renovable, aumentando al 70% para 2050. A medida que Chile aumenta su dependencia de fuentes de energía renovables variables, habrá un mayor requerimiento de energía de respaldo de respuesta y costes competitivos, tales como las centrales eléctricas de la cartera de Prime Energía para estabilizar la red eléctrica.

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ABB ha recibido varios pedidos por un valor superior a los 150 M$ de la empresa energética danesa Ørsted (antes Dong Energy) para proporcionar una serie de tecnologías que permitan integrar y transmitir energía eólica renovable desde Hornsea Project Two y que podría ser el mayor parque eólico marino del mundo. Los pedidos se efectuaron durante el segundo trimestre de 2018 y constituyen el primer paso de un acuerdo marco global de cinco años para el suministro de equipos eléctricos y de automatización destinados a la conexión e integración de energía eólica marina y terrestre con la red eléctrica.

Hornsea Two es un proyecto de 1.400 MW para el desarrollo de recursos eólicos en el Mar del Norte, a unos 100 km de la costa de Yorkshire. Una vez finalizado, podrá abastecer suficiente energía eléctrica limpia para satisfacer las necesidades de más de 1,3 millones de hogares al año. Este suministro eléctrico adicional potenciará el crecimiento económico de la región británica de Humber y permitirá al Reino Unido cumplir su objetivo de generar el 15% de sus necesidades energéticas con recursos naturales en 2020.

abb_svcABB suministrará su puntera tecnología de Compensadores Estáticos de Potencia (SVC Light) con sistemas de control ABB Ability™ MACH, subestaciones de alta tensión aisladas en gas (GIS), transformadores, reactores y filtros de armónicos. ABB también se ocupará de la ingeniería, el suministro, la gestión del proyecto y la puesta en marcha de los sistemas digitales de control y protección de la subestación terrestre y de las dos subestaciones de la plataforma en alta mar.

El flujo de energía eléctrica del parque Hornsea Two estará protegido y controlado por el mayor sistema de compensación estática (STATCOM) jamás construido para una aplicación eólica marina. STATCOM permitirá incrementar la capacidad de transferencia de energía de los aerogeneradores marinos, mejorar la calidad de la energía e intensificar la estabilidad de la red, con un suministro eléctrico eficiente y fiable. El cerebro de STATCOM es el sistema de control, protección y monitorización ABB Ability MACH, que permite gestionar esta sofisticada tecnología supervisando miles de operaciones en tiempo real para garantizar la fiabilidad y la eficiencia energética.

Como parte del alcance del proyecto, el sistema MicroSCADA de ABB Ability™ se utilizará para monitorizar la red eléctrica y recabar datos de Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs) Relion® y Unidades Terminales Remotas (RTUs) para garantizar la seguridad y fiabilidad de las operaciones de los sistemas de integración en red. También se empleará tecnología avanzada de misión crítica para la comunicación entre las plataformas marinas y la subestación terrestre.

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Schneider Electric ha sido seleccionada por la Empresa de Electricidad de Madeira S.A. (EEM) para el desarrollo e implementación de soluciones innovadoras para la red eléctrica de la isla de Porto Santo. El proyecto Porto Santo Sostenible, ya en curso, tiene como objetivo convertir la isla en el primer territorio europeo sin combustibles fósiles y con emisiones casi nulas de dióxido de carbono, en una estrategia que pretende garantizar, a medio y largo plazo, la sostenibilidad medioambiental de la isla.

Los factores determinantes para la selección de Schneider Electric como partner en este proyecto, tras un concurso a nivel internacional, fueron su experiencia y reconocimiento internacional, específicamente con respecto a sus soluciones de Smart Metering y Smart Grid, la valoración de sus soluciones técnicas integradas y una estructura global que permite la implementación del proyecto en el plazo esperado. Estos factores están alineados con las expectativas y necesidades presentadas por EEM:

  • Desarrollo de una red eléctrica inteligente para la isla de Porto Santo, que proporcionará una mayor visibilidad de la misma
  • Prestación de servicios de cliente sin necesidad presencial de un equipo técnico ni del cliente
  • Facturación mensual basada en el valor real de la energía consumida, eliminando la facturación estimada y la lectura presencial
  • Mejora de la operabilidad de la red, optimización la eficiencia energética y reducción del consumo energético
  • Monitorización, registro, almacenamiento y procesamiento de todas las magnitudes eléctricas y eventualidades en la entrada de las instalaciones del cliente
  • Incremento de la penetración de las renovables en la red y en su gestión.

 

La apuesta de EEM por las soluciones Smart Grid y Smart Metering de Schneider Electric, implementadas en colaboración con Construção e Manutenção Electromecânica, S.A (CME), permitirá dotar de inteligencia a la red de Porto Santo, asegurando un elevado nivel de eficiencia. La solución se basará en EcoStruxure Grid, la arquitectura integrada de Schneider Electric, en la que se agruparán, entre otros elementos: sensores de baja y media tensión; la innovadora solución de automatización de redes inteligentes, Easergy T300; dos centros de datos (uno para telecomunicaciones y otro para procesos); contadores inteligentes y el sistema AMI/MDM, que será totalmente integrado con los actuales sistemas corporativos de gestión de EEM. Esta solución permitirá implementar funciones avanzadas de monitorización, control y automatización, y aplicará la última tecnología de comunicación para operaciones locales y remotas, haciendo posible minimizar las interrupciones en el suministro, optimizar el desempeño de la red y reducir costes operacionales en la isla.

“En un proyecto de esta relevancia y exigencia, es fundamental la elección de un partner que nos garantice una solución llave en mano, implementando tecnologías innovadoras totalmente integrables con la tecnología existente, y que responda a nuestras necesidades de modernización y optimización de la red asegurando una mayor y más fácil integración de las energías renovables, dentro del exigente plazo impuesto. Schneider Electric, por la calidad de sus soluciones técnicas integradas y por la experiencia demostrada en proyectos de Smart Metering a nivel internacional, reúne todas las condiciones para ser el partner que nos ayudará a implementar la energía sostenible en Porto Santo y contribuir al objetivo final de una Smart Fossil Free Island”, declara Rui Faria Rebelo, Presidente del Consejo de Administración de la Empresa de Electricidad de Madeira.

Se prevé que el proyecto se termine durante el primer semestre del 2019.

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Hace poco más de un año Google anunció que estaba en camino de comprar suficiente energía renovable para igualar la electricidad que consumiría durante el siguiente año. Una vez completada la contabilidad del uso de energía de 2017 de Google, ya es oficial: Google cumple su objetivo. La compra total de energía de Google procedente de fuentes como la eólica y la solar excedió la cantidad de electricidad utilizada por sus operaciones en todo el mundo, incluidas las oficinas y los centros de datos.

¿Qué quiere decir la compañía con “equilibrar” la energía renovable? En el transcurso de 2017, en todo el mundo, por cada kWh de electricidad que Google consumió, compró un kWh de energía renovable procedente de un parque eólico o solar construido específicamente para Google. Esto le convierte en la primera nube pública, y compañía de este tamaño que ha logrado esta hazaña.

Hoy, tiene contratos para comprar tres 3 GW de potencia de proyectos de energía renovable; ningún comprador corporativo compra más energía renovable que Google. Hasta la fecha, sus contratos de energía renovable han generado más de 3.000 M$ en nuevas inversiones de capital en todo el mundo.

El camino hacia el 100%

Google ha trabajado para lograr este objetivo durante mucho tiempo.Cada año, firma contratos para nuevos proyectos de generación de energía renovable en los mercados donde tiene operaciones. Desde el momento en que firma un contrato, lleva uno o dos años construir el parque eólico o el campo solar antes de que comience a producir energía. En 2016, sus proyectos operativos produjeron suficiente energía renovable para cubrir el 57% de la energía que utilizó. Ese mismo año, alcanzó un número récord de nuevos contratos para desarrollar eólica y solar en proyectos que aún estaban en construcción. Esos proyectos comenzaron a funcionar en 2017, y esa producción adicional de energía renovable fue suficiente para cubrir más del 100% de la energía que utilizó durante todo el año.

Google dice que ha “equilibrado” su consumo de energía porque todavía no es posible tener una empresa de su escala con un suministro 100% renovable. Es cierto que por cada kWh de energía que consume, lo compensa agregando un kWh de energía renovable a una red eléctrica en algún lugar. Pero esa energía renovable puede producirse en un lugar diferente, o en un momento diferente, de donde está operando sus centros de datos y oficinas. Lo importante es que está agregando nuevas fuentes de energía limpia al sistema eléctrico, y que está comprando esa energía renovable en la misma cantidad que la está consumiendo, global y anualmente.

Captura

Mirando hacia el futuro

Google está construyendo nuevos centros de datos y oficinas, y a medida que crece la demanda de productos de Google, también crece su demanda de electricidad. Necesita estar constantemente agregando renovables a su cartera para mantener el ritmo. Así que seguirá firmando contratos para comprar más energía renovable. Y en aquellas regiones donde aún no puede comprar energías renovables, seguirá trabajando en formas de ayudar a abrir el mercado. Google trabajan con grupos como Renewable Energy Buyers Alliance y la plataforma Re-Source para facilitar un mayor acceso a la energía de fuentes renovables.

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Desde la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), se valora positivamente el contenido del informe presentado ayer por la Comisión de Expertos al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (MINETAD), porque en el documento se reconoce, por una parte, el papel central de la fotovoltaica en la transición energética y, por otra, que es una tecnología competitiva que, gracias al esfuerzo realizado por el sector en los últimos años, ya no necesita primas ni subvenciones.

“La previsión de un aumento considerable de la potencia fotovoltaica instalada en 2030, que se multiplicaría por diez con respecto a los niveles actuales, supone una oportunidad clave para permitir que los ciudadanos tengan acceso a una energía más barata y para alcanzar un modelo de desarrollo más estable, en contraste con la dinámica de acelerón-frenazoacelerón que ha caracterizado los últimos años”, ha afirmado José Donoso, Director General de UNEF. Además, este planteamiento permitiría consolidar las inversiones en I+D y multiplicar los empleos generados para un sector que actualmente cuenta con 11.000 trabajadores en España.

En coherencia con estos objetivos marcados en la hoja de ruta para la próxima década, sería necesario eliminar tanto los obstáculos al crecimiento del autoconsumo – especialmente los de tipo administrativo y económico -, como las barreras al desarrollo de las grandes plantas, como son, entre otras, la actualización de la regulación de las condiciones de acceso y conexión a la red y la agilización de la planificación de las redes, tanto de Red Eléctrica de España, como de las compañías distribuidoras.

En segundo lugar, sería necesario reformar el sistema de definición de los precios del mercado eléctrico, para que dé una señal de precio adecuada para atraer las inversiones dentro de un marco competitivo caracterizado por una alta penetración de energías renovables.

Asimismo, el escenario base señalado en el documento supondría una tasa a del 29,7% de renovables en el consumo final bruto de energía de España a 2030, cuando debería haber llegado al 35%, en línea con lo que se defiende desde el Parlamento Europeo.

Por último, desde UNEF se prevé que la entrada del almacenamiento energético en combinación con la tecnología fotovoltaica será más rápida de lo planteado en el documento, ya que se trata de algo necesario a la hora de garantizar una alta penetración de las renovables.

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Wärtsilä ha anunciado que ha entregado una de las plantas solares híbridas más grandes del mundo. Wärtsilä proporcionará un suministro fiable y sostenible de energía durante todo el día, esencial para operar una mina de oro aislada de la red eléctrica y demostrar el enorme potencial de la integración de las energías renovables como electricidad de carga base.

Wärtsilä fue seleccionada por el productor independiente de energía renovable Total Eren SA y African Energy Management Platform (AEMP) para construir una planta solar fotovoltaica de 15 MWp que generará y entregará energía a Iamgold Essakane SA en su mina de oro ubicada al noreste de Burkina Faso .

Al hibridar una planta de generación diesel existente de 57 MW con la nueva planta solar fotovoltaica y los controles de la planta híbrida relacionados, el rendimiento de la planta se ha mejorado significativamente. La nueva configuración de la planta híbrida solar maximiza la utilización de energía renovable en la mina Essakane. Se estima que esto reducirá el consumo de combustible en unos 6 millones de litros por año, mientras reduce las emisiones anuales de CO2 de la planta en hasta 18.500 toneladas. Este proyecto ha generado más de 200 empleos durante la fase de construcción y se espera que cree 75 empleos permanentes durante la fase de operación.

La inauguración de la nueva central eléctrica, ubicada aproximadamente a 350 km al noreste de la capital de Burkina Faso, Uagadugú, se realizó el 16 de marzo y contó con la presencia de representantes de Iamgold y Wärtsilä, así como del presidente de Burkina Faso, Roch Marc Christian Kaboré. Un tema común durante todo el evento fue el reconocimiento del éxito de este proyecto y el creciente potencial de soluciones híbridas similares, particularmente en el continente africano.

Wärtsilä ha sido contratada para operar y mantener la planta bajo un acuerdo de operación y mantenimiento. Con este proyecto, Wärtsilä tiene más de 7 GW de capacidad instalada en África.

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Indra y la Universidad de Monash, han anunciado la finalización de la prueba de concepto (PoC) del proyecto de construcción de una micro red eléctrica en el campus de Clayton (Melbourne) como base del desarrollo de un modelo de generación y consumo basado en la sostenibilidad y eficiencia energética.

Esta red será gestionada por InGrid Active Grid Managment (AGM), la solución Internet of Things desarrollada por Indra para facilitar la operación dinámica, proactiva, distribuida e inteligente de las redes de media y baja tensión. La PoC ha permitido certificar el funcionamiento de la plataforma, que ya está recogiendo datos en tiempo real desde los activos de red, además de validar su capacidad para enviar órdenes de control en fracciones de segundo.  Los expertos de Indra prevén que en 2020 la universidad ya genere siete Gigavatios/hora de electricidad, suficientes para abastecer a 1.000 hogares durante todo un año.

El proyecto es una de las acciones que forman parte del objetivo de la Universidad de Monash de alcanzar cero emisiones netas para 2030 (Programa Net Cero), concebido para eliminar por completo la dependencia de los combustibles fósiles. “La iniciativa de Monash está mostrando cómo una red alimentada por fuentes de energía renovables puede aportar mayor seguridad en la operación y ser más eficiente gracias a la acción conjunta de los recursos energéticos distribuidos”, afirma Giovanni Polizzi, gerente de Soluciones Energéticas de Indra en Australia. “La consecuencia directa es una mayor capacidad para integrar esos recursos en una red mucho más descarbonizada, lo que implica una energía más asequible para el cliente final”.

Con el fin de conseguir el objetivo de cero emisiones, la universidad se ha comprometido a invertir 135 millones de dólares en la transformación energética durante los próximos 13 años.  Esto abarcará medidas de eficiencia energética, como la iluminación LED, la electrificación del campus, las energías renovables in situ y los acuerdos de compra de energía renovable externa. Los ahorros energéticos resultantes se traducirán en una reducción considerable de los costes que, según los cálculos, será de 15 millones al año en el ejercicio de 2028.

“La micro-red es un elemento esencial para alcanzar este objetivo, pues ayuda a la universidad a controlar de forma precisa cuándo y cómo se utiliza la energía en todo el campus”, explicaba Polizzi.  “Indra se alegra de ser el socio tecnológico principal en esta importante iniciativa”.

Menos costes y más fiabilidad en el suministro

La solución InGRID AGM de Indra facilita la monitorización y control directo con una visión integral de las redes de media y baja tensión así como la integración eficiente de los sistemas de autoconsumo de los clientes y los recursos energéticos distribuidos, como la generación renovable, almacenamiento de energía, plantas de generación virtuales o vehículo eléctrico. Permite así que generadores, operadores y consumidores intercambien servicios en tiempo real, de forma que se equilibre automáticamente la generación y la demanda de manera más eficiente, reduciendo los costes generales del sistema eléctrico y mejorando su fiabilidad.

Esta plataforma controla todos los activos y procesa los datos necesarios para llevar a cabo las operaciones de la red mediante los nodos de procesamiento inteligente (node#1) de Indra basados en la familia de procesadores Intel®Atom y un motor de análisis centralizado de datos y cálculo de parámetros en tiempo real sobre la calidad de suministro. Asimismo, los nodos comparten información gracias a iSPEED, la solución de Indra que facilita la interoperabilidad que, además, les permite conectarse a una gran variedad de activos.

Según la Asociación de Redes Energéticas (ENA) de Australia, “la inteligencia distribuida, el análisis de datos en tiempo real de las redes de media y baja tensión y la apertura  a la tecnología de terceros, que aporta la solución de Indra, no tienen competidor técnicamente maduro en el mercado de Australia, y puede que ni siquiera en el mercado internacional”.

“El apoyo de ENA a InGRID AGM aporta a la Universidad de Monash la confianza que necesitaba para emprender este importante proyecto de transformación con un  socio internacional”, declara Tony Fullelove, director del Programa Net Cero de la Universidad de Monash. “En menos de tres meses, Indra y Monash han instalado una plataforma totalmente operativa capaz de recuperar datos de mediciones en instalaciones fotovoltaicas solares, transformadores distribución y sistemas inteligentes de gestión de edificios, así como de enviar órdenes a todos ellos en tan solo una fracción de segundo”.

Las siguientes fases de desarrollo de micro-red incluyen objetivos como el incremento del control en el mantenimiento predictivo de activos, la creación de un mercado peer-to-peer (mercado energético transactivo)  y el estudio de nuevos escenarios de actuación en colaboración con diversos proveedores de servicios para redes de distribución (DNSP).

Fullelove añade que “al gestionar las demandas energéticas del campus de Clayton y proporcionar servicios auxiliares a la red eléctrica de la región de Victoria, la micro-red de Monash proporciona un ejemplo práctico de la forma en la que Australia puede mantener un sistema energético asequible y sólido, sobre todo durante períodos de máximo consumo y en condiciones climatológicas extremas y, además, permite que los poderes públicos pasen a una economía con bajas emisiones de carbono”.

Monash es la universidad más grande de Australia y unas de las más prestigiosas del mundo. Es, asimismo,  miembro del “Grupo de 8”, asociación que incluye a la élite de las universidades de I+D intensivo. Cuenta con más de 70.000 estudiantes, de los que alrededor de 10.000 se encuentran en sus  sedes internacionales de China, Italia, Malasia, Indonesia y Suráfrica.

Además del proyecto de Australia, Indra está desarrollando pilotos de InGRID AGM en Europa, Latinoamérica y Asia. Entre otros, esta solución ya está monitorizando los niveles de media y baja tensión de la red de Irlanda y Filipinas.

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Red Eléctrica de España ha comunicado a Ence que ya cuenta con el permiso para conectar las instalaciones de la nueva planta de biomasa de 40 MW de Huelva al punto de acceso y conexión de 220 kV de la red eléctrica.

La nueva planta, que podrá producir una cifra estimada superior a los 260.000 millones de kWh de electricidad al año, ha obtenido asimismo recientemente la Autorización Ambiental Integrada, hito fundamental para la puesta en marcha la más avanzada planta de energía de biomasa de baja emisión y alta eficiencia de Huelva. La planta tiene previsto entrar en operación en la segunda mitad de 2019. Se unirá así a las dos plantas de biomasa de 50 y 41 MW con las que Ence cuenta en su complejo energético onubense.

 

Una apuesta por las mejores tecnologías y la eficiencia en la producción de energía

La nueva planta de Huelva empleará las mejores y más avanzadas tecnologías disponibles, que garantizarán la excelencia medioambiental, con unas emisiones mínimas. Asimismo, se emplearán una serie de medidas que minimizarán el impacto acústico en el entorno.

Para su funcionamiento, la planta empleará biomasa agrícola y forestal procedente de los residuos de cultivos agrícolas de los alrededores y del monte onubense. De esta forma, contribuirá a reducir la quema descontrolada de estos residuos en el campo, que provoca un elevado impacto medioambiental, y contribuirá a las labores de limpieza de montes, reduciendo sensiblemente el riesgo de incendios forestales.

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Desafortunadamente, a veces los aerogeneradores no se pueden usar aunque sea un día ventoso. La energía que se genera es más de la que la red eléctrica puede absorber y se pierde. Este problema se está resolviendo ahora en el parque eólico Prinses Alexia de Nuon en Zeewolde, Holanda. La empresa holandesa Alfen ha desarrollado un gran sistema de almacenamiento de energía conectando una gran cantidad de baterías de automóviles BMW. El sistema almacena el excedente de energía para que pueda ser utilizado cuando la red requiere la potencia en un momento posterior en el tiempo.

Junto con BMW y Nuon, Alfen lanzó su sistema de almacenamiento de 3 MW en el parque eólico Prinses Alexia el miércoles 28 de junio. El sistema se ampliará a 12 MW próximamente, convirtiéndolo en el mayor proyecto de almacenamiento en Holanda.

 

Este es el segundo proyecto que conecta el almacenamiento de energía a un parque eólico. En mayo de este año, Alfen realizó un sistema de almacenamiento de 1 MW vinculado al parque eólico Giessenwind en Giessenburg.

Con el proyecto en el parque eólico Prinses Alexia, Nuon y su matriz Vattenfall dan un importante paso adelante en la realización de sus objetivos de sostenibilidad, ser climáticamente neutrales en 2050. Esto permitirá a Nuon hacer un uso flexible de la energía renovable sin desperdiciar energía.

Nuon va más allaá: por ejemplo, está planeando instalar una batería en áreas residenciales con muchas casas con tejados solares. De esta manera los residentes pueden utilizar su energía solar que se genera durante el día para cargar su coche por la noche.

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