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Punto de recarga Smart Mobility.

Iberdrola y Mercedes Benz refuerzan su apuesta por la electrificación del transporte, tras la firma de un acuerdo estratégico que permitirá a ambas compañías seguir impulsando el despliegue de la movilidad eléctrica en España, romper barreras de entrada y promover la circulación ‘cero emisiones’, facilitando la transición al vehículo eléctrico.

La alianza se sustenta en proyectos claves para los próximos tres años, tanto en el segmento de la recarga en hogar, como en el despliegue de la red de recarga pública.

De esta forma, Mercedes-Benz incluirá las soluciones de movilidad de Iberdrola -recarga en hogar y pública- en el proceso de comercialización de sus vehículos eléctricos en España. En el hogar, suministrará e instalará puntos de recarga a todos los clientes de la nueva gama EQ y furgonetas eléctricas de Mercedes-Benz en un paquete con tarifa plana, con independencia de las características de la vivienda.

Asimismo, Iberdrola facilitará el acceso a la red de recarga pública realizada por la compañía en condiciones muy especiales, las que establece su Paquete de Energía, además de contar con recargas gratis durante 6 meses.

Ángeles Santamaría, CEO de Iberdrola España explica que “la electrificación del transporte, sumado al incremento imparable de la energía eléctrica procedente de fuentes renovables, contribuirán de forma decisiva a la reducción de la contaminación y al incremento de la eficiencia energética”.

Roland Schell, presidente de Mercedes-Benz España, declara que “Daimler reafirma su apuesta por la movilidad eléctrica a través de la creación de la marca EQ y con el lanzamiento de su modelo EQC inicia su camino al futuro. Nuestro objetivo es favorecer la transición del motor de combustión al vehículo eléctrico facilitando la instalación del punto de carga en el proceso de venta. La firma de este acuerdo permitirá a Iberdrola y a Mercedes-Benz España combinar intereses comunes para construir las bases sólidas de una cooperación de éxito y estratégicamente fuerte de cara a un futuro sostenible”.

Energía verde y soluciones digitales

El acuerdo de colaboración permite a ambas compañías aunar esfuerzos con una oferta que simplifica y facilita la decisión al cliente para sumarse a la movilidad eléctrica, permitiéndole disfrutar de todas las ventajas de un vehículo eléctrico desde el instante de la compra.

Los clientes de la nueva gama EQ y furgonetas de Mercedes-Benz, además, recargarán la batería de sus vehículos eléctricos, tanto en el hogar como en la red de puntos en vía pública desplegada por Iberdrola, con energía 100% verde, procedente de fuentes de generación limpia, con certificados de garantía de origen renovable (GdOs).
Asimismo, podrán realizar la recarga de forma sencilla con su móvil a través de las aplicaciones de recarga para el hogar y la recarga pública de Iberdrola, desde la que -en este último caso- los conductores de vehículos eléctricos pueden geolocalizar, reservar y abonar sus recargas.

Iberdrola y la movilidad sostenible

La compañía desarrolla un Plan de Movilidad Sostenible, que contempla el despliegue de 25.000 puntos de recarga de vehículo eléctrico en España hasta 2021, dirigido a hogares, empresas, así como en zonas urbanas e interurbanas de acceso público. El plan incluye la instalación de estaciones de recarga rápida, súper rápida y ultra rápida -al menos cada 100km- en las principales autovías y corredores del país durante 2019, llegando a todas capitales de provincia y permitiendo recorrer España de punta a punta.

Iberdrola trabaja en diferentes iniciativas para ‘movilizar’ a todos los actores implicados en el desarrollo de la movilidad sostenible, desde administraciones a instituciones, empresas y fabricantes de vehículos eléctricos.

Recientemente, la compañía se ha convertido en la primera empresa española en suscribir la iniciativa EV100 de The Climate Group, con el objetivo de acelerar la transición hacia los vehículos eléctricos, comprometiéndose a electrificar toda su flota de vehículos y facilitar la recarga al personal en sus negocios en España y Reino Unido a 2030.

Cristina Gallach, Alta Comisionada para la Agenda 2030 y Carlos Mataix, Director del Centro de Innovación en Tecnología para el DHS de la UPM

El Grupo Red Eléctrica se ha marcado 11 objetivos de sostenibilidad con horizonte 2030 en el marco de su Compromiso de Sostenibilidad y en línea con su Plan Estratégico 2018-2022. La compañía ha presentado estas metas en el marco de la jornada ‘Creando juntos un futuro sostenible. El reto de los ODS’, que se ha celebrado en su sede. El acto ha sido presidido por el presidente del Grupo, Jordi Sevilla, y ha contado con la participación de la Alta Comisionada para la Agenda 2030, Cristina Gallach, y el director del Centro de Innovación en Tecnología para el Desarrollo Humano de la Universidad Politécnica de Madrid, Carlos Mataix.

 

11 objetivos para un futuro sostenible

Los once objetivos materializan las cuatro prioridades del Grupo en materia de sostenibilidad de aquí a 2030: favorecer la descarbonización de la economía y la transición energética; apostar por una cadena de valor responsable; participar en el progreso económico, ambiental y social del entorno e impulsar una cultura corporativa de innovación y flexibilidad. Se trata de una hoja de ruta plenamente alineada con la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible de la Organización de las Naciones Unidas, que recientemente ha celebrado cuatro años desde su aprobación.

1.  Descarbonización de la economía

Entre los objetivos, destacan los destinados a facilitar la descarbonización de la economía, dado el papel de Red Eléctrica como agente proactivo en la transición energética. En este sentido, el Grupo se compromete a trabajar por un modelo libre de emisiones, apostando por la electrificación de la economía, la integración eficiente de las energías renovables y el desarrollo y operación de sistemas de almacenamiento de energía y también de una red robusta y mejor interconectada. En concreto, de aquí a 2030 la compañía trabajará para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en más de un 40% e integrar de forma segura el 100% de la energía renovable disponible en el sistema eléctrico.

2. Cadena de valor responsable

Uno de los pilares clave del Compromiso de Sostenibilidad es su apuesta por implicar a todos los eslabones de la cadena de valor. La compañía considera que empleados, proveedores y clientes deben implicarse para lograr el cambio. Por ello, uno de los objetivos será extender a lo largo de la cadena de suministro las metas del Grupo en disminución de emisiones y en conservación de la biodiversidad. Por otro lado, el Grupo también trabajará para que en 2030 la financiación que obtenga para el desarrollo de sus actividades cuente con la calificación de producto financiero “verde”.

3. Contribución al desarrollo del entorno

Desde sus inicios, uno de los principales focos ha sido contribuir al progreso económico, ambiental y social del entorno. De esta forma, cada año desarrolla numerosos proyectos de conservación del medio ambiente y de bienestar de la comunidad. En esta línea, de aquí a 2030 Red Eléctrica pondrá en marcha diferentes iniciativas para convertirse en un referente en igualdad de género y diversidad. En concreto, la compañía quiere lograr la paridad en el equipo directivo y fomentar la inclusión de colectivos en riesgo de exclusión. Del mismo modo, entre sus metas también contempla generar un impacto neto positivo sobre el capital natural del entorno de sus instalaciones y eliminar por completo la brecha digital de las poblaciones que rodean sus infraestructuras.

4. Anticipación y acción para el cambio

Conscientes de la importancia de adaptarse con flexibilidad a los cambios, impulsará una cultura corporativa de innovación que le permita identificar oportunidades de crecimiento y consiga adelantarse a las tendencias globales.

De esta forma, la empresa se ha propuesto una hoja de ruta para convertirse en un actor tecnológico de referencia y un líder en economía circular. Por un lado, de aquí a 2030 impulsará un mínimo de 120 iniciativas de innovación tecnológica que promuevan la transición energética y las telecomunicaciones. Por otro, se compromete a que los equipos y materiales empleados en las actividades del Grupo estén producidos con materiales reutilizados o reciclados y que, al final de su vida útil, vuelvan a reutilizarse o reciclarse.

El crecimiento de la movilidad eléctrica y el desarrollo de una infraestructura de carga adecuada suponen un gran desafío para las redes de distribución. Para hacer frente a este reto, Siemens y Stromnetz Hamburg GmbH han comenzado a colaborar en un proyecto piloto, de tres años de duración, dirigido a evitar la expansión extensiva de las redes de baja tensión y a prevenir situaciones de sobrecarga en las redes de distribución secundarias. Se ha aplicado un concepto de resiliencia de la información y tecnología de comunicación para digitalizar las redes de distribución secundarias. El objetivo del proyecto es facilitar el funcionamiento estable y fiable de las redes de baja tensión para garantizar al máximo un suministro de energía seguro, tal y como demanda la cada vez más creciente infraestructura de carga de vehículos eléctricos.

Hamburgo persigue también la expansión de la movilidad eléctrica y el desarrollo de una infraestructura de carga de apoyo. Como operador responsable de la red de distribución, Stromnetz Hamburg debe garantizar un funcionamiento seguro y fiable de la red y permitir, a su vez, que las estaciones de carga residenciales se integren en la red, manteniendo los rangos de tensión específicos. Hasta ahora, las estaciones de carga domésticas se han integrado generalmente sin control externo ni posibilidades de intervención. Como resultado, las redes de distribución sufren, ya que alcanzan su capacidad límite cuando un gran número de coches eléctricos se cargan de manera simultánea, sobre todo en periodos de alta demanda como al finalizar la jornada laboral. Actualmente, los límites de capacidad de las redes existentes únicamente se pueden superar aumentando los cables y reemplazando los transformadores y equipos de conmutación. Sin embargo, esto requiere costosas medidas de construcción, mano de obra y pueden tener también un impacto negativo en la calidad de vida urbana. Ante esta situación, Stromnetz Hamburg y Siemens colaboran para el desarrollo de una solución digital. Al intervenir con medidas de control y regulación, los operadores de la red de baja tensión pueden aprovechar la flexibilidad de las estaciones de carga domésticas para aliviar la red, por ejemplo, distribuyendo la carga.

El proyecto se divide en tres fases. La primera etapa consiste en probar el concepto de gestión de operaciones en el campus de innovación de Stromnetz Hamburg. En el segundo paso, las conclusiones se someterán a pruebas de campo en la red pública, lo que permitirá perfeccionar aún más el concepto. En última instancia, se preparará el despliegue de una solución de producción de las unidades de control y conexión.

Una red de distribución secundaria digital se configura de la siguiente manera: una unidad inteligente de monitorización y control se instala en la subestación secundaria como inteligencia descentralizada. Supervisa la red de bajo voltaje y transmite los puntos de ajuste a la estación de carga doméstica en caso de situaciones de sobrecarga para indicar a la estación que reduzca su potencia de carga. El equipo se comunica a través de Powerline Communication y garantiza que no se utilicen datos personales, ni datos que permitan extraer conclusiones sobre el comportamiento del propietario del vehículo. La solución está diseñada para funcionar de forma autónoma, de manera que no es necesaria ninguna comunicación con un sistema central durante el funcionamiento, lo que permite su implantación selectiva en la red de distribución de forma específica. El uso de procesos de autoaprendizaje permite minimizar los gastos de la puesta en marcha, así como los costes asociados al mantenimiento de la red de distribución secundaria digital.

La red de distribución secundaria digital ayudará a mantener el voltaje en la red de baja tensión y a evitar sobrecargas. Esto será un factor importante en la estabilización de la red, no sólo a medida que se extienda la movilidad eléctrica, sino también cuando la electricidad provenga en mayor medida de fuentes de energía renovables, como la fotovoltaica o el mayor uso de bombas de calor. De esta manera, la red de distribución secundaria digital desempeña un papel clave en la transición hacia un nuevo mix energético y la descarbonización de los sectores de la energía y el tráfico.

Las tarifas de discriminación horaria se han implantado con éxito en muchos países y esperamos que sigan teniendo tan buena acogida en el futuro. En este artículo, analizaremos cómo los propietarios de sistemas fotovoltaicos con baterías de almacenamiento pueden sacar el máximo partido a este tipo de tarifas. Con la configuración adecuada, la solución de almacenamiento se puede adaptar tanto a la rutina diaria del cliente como a la tarifa eléctrica. Esto significa que los sistemas FV pueden ser rentables en menos tiempo y los propietarios pueden ahorrar en costes energéticos, usando la electricidad de la red que necesitan en los momentos en los que sea más barata. Fronius ya tiene una solución: el inversor Fronius Symo Hybrid.

¿Qué son las tarifas de discriminación horaria?

Las tarifas de discriminación horaria permiten a los consumidores pagar diferentes precios por la energía dependiendo de las horas del día. Normalmente existen de dos a cinco franjas horarias diferentes. El siguiente ejemplo australiano se compone de tres:

  • Franja “punta”: la electricidad es más cara debido a la alta demanda de energía durante ese período
  • Franja “valle”: los consumidores pagan un precio moderado en este tramo horario
  • Franja “supervalle”: el precio de la electricidad es el más bajo y suele establecerse durante la noche.

Las tarifas eléctricas a menudo también varían según la época del año. En verano, por ejemplo, la franja “punta” suele ser durante el día, ya que debido al calor, los sistemas de aire acondicionado están en constante funcionamiento.

¿Cuáles son las ventajas de las tarifas de discriminación horaria?

Este modelo de tarifas tiene el objetivo de incentivar a los consumidores a usar la energía en períodos donde la demanda general es baja y, por tanto, el coste de la electricidad es mínimo. A los propietarios de sistemas, esto les permite reducir el importe de sus facturas eléctricas, así como desempeñar un importante papel en la gestión y reducción de la carga en la infraestructura de la red. Lógicamente, no siempre es posible consumir más energía en los tramos de tiempo en los que el precio de la electricidad es más bajo; sin embargo, un sistema de almacenamiento permite a los usuarios reservar energía para cuando las tarifas son más bajas o cuando hay suficiente energía fotovoltaica.

La solución de Fronius

Fronius actualmente dispone de una solución para países donde los proveedores de energía ofrecen tarifas de discriminación horaria: el Fronius Symo Hybrid. Con este inversor, los usuarios pueden definir los períodos de tiempo para la carga y descarga del sistema de almacenamiento de energía, adaptándolo a sus necesidades y evitando costes extra innecesarios, como los de la energía procedente de la red.

Para ser más específicos, esto significa que la batería se carga y descarga a determinadas horas para poder utilizar la energía almacenada en períodos del día en los que las tarifas de electricidad son más altas. Por ejemplo, si el coste es más elevado durante la tarde, los usuarios pueden asegurarse de que la batería ha almacenado suficiente energía para cubrir esas horas con electricidad autogenerada.

Esto se logra mediante algunos ajustes que limitan la descarga durante tramos de tiempo en los que la electricidad es más barata.

Algunos países también permiten que las baterías se carguen mediante la red eléctrica, haciendo posible cargar la batería de manera más económica durante períodos más baratos y usar esta energía durante los tramos más caros.

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Schneider Electric, empresa dedicada a la transformación digital y la automatización y Gasunie, compañía implicada en el desarrollo de infraestructuras de gas en Europa, han completado con éxito un proyecto de cuatro años de duración para modernizar el software de gestión de la red de gas de los Países Bajos, que ahora se gestiona a través de una nueva solución basada en el software AGMS (Advanced Gas Management System), creado conjuntamente por Gasunie y Schneider Electric.

La red de Gasunie ahora es capaz de transportar gas natural, gas verde e incluso hidrógeno en el futuro, de forma eficiente y segura gracias a esta innovadora tecnología, que funciona como SCADA y como plataforma de gestión de red, de forma moderna, sofisticada e inteligente. La solución ha sido desarrollada por la división Smart Grid IT de Schneider Electric, mientras que la implementación ha sido llevada a cabo por Gasunie y Accenture, empresa líder mundial en servicios profesionales. En la implementación, Schneider Electric se ha encargado de garantizar que la solución maximice los beneficios de la tecnología AGMS y que cumpla con los requisitos de rendimiento y calidad del proyecto

El software AGMS se basa en las tecnologías de Microsoft (.NET framework, SQL Server, etc.), y está diseñado para dar soporte a diferentes arquitecturas de manera modular y escalable, al mismo tiempo que proporciona un alto nivel de seguridad operacional y permite el cumplimiento de las recomendaciones y regulaciones más recientes del sector. Se basa en EcoStruxture ADMS, una solución consolidada en la industria eléctrica y desarrollada en base al conocimiento y la experiencia adquiridas a lo largo de muchos años de investigación y desarrollo. Es la primera plataforma operacional que permite gestionar de forma completa una red de gas natural, integrando a todos los usuarios y aplicaciones en un modelo de red común y una interfaz de usuario único. Permite que el operador acceda fácilmente a todos los datos relevantes de la red, ya sean activos, relacionados con el estado, calculados, históricos, pronosticados o simulados, desde cualquier lugar y prácticamente en tiempo real, proporcionando un alto nivel de conocimiento del estado de la red y mejorando la eficiencia a la hora de tomar decisiones operacionales.

Beneficios del software AGMS de Schneider Electric

  • La interfaz de usuario único permite usar las aplicaciones de AGMS de forma más fácil y con menos propensión a errores. Se trata de la interfaz más innovadora del mercado al permitir la visualización empleando vistas esquemáticas y geográficas a partir de distintas capas, gracias a la navegación user-friendly de los activos de la red que se puede realizar por diferentes criterios y perfiles de visibilidad.
  • El modelo de red integrado, el análisis topológico en tiempo real y la integración de paquetes de simulación dan lugar a características innovadoras como la comprobación y la simulación de todas las operaciones. El procesamiento de la topología proporciona indicaciones respecto a la dirección del flujo, la trazabilidad topológica y la capacidad de detectar áreas difíciles de encontrar. También emplea una coloración dinámica que indica las tipologías de los gases, el índice de Wobbe y la concentración de compuestos de gas.
  • Un modelo único de datos reduce los costes de gestión de los mismos y la inconsistencia desde un punto de vista operacional. AGMS contiene potentes herramientas para la gestión de modelos de los datos de la red, que incluyen la importación desde fuentes externas (GIS), la configuración de flujos de trabajo para impulsar el modelo y recursos para dar soporte a los puntos calculados.
  • La monitorización de la calidad del gas proporciona la capacidad de detectar, en tiempo real, gases no especificados procedentes de fuentes de producción externas y ayudan a los operadores a la hora de tomar decisiones al respecto.
  • El análisis de los gasoductos, el cálculo de balances y la capacidad de pronosticar la demanda permiten una planificación eficiente de las operaciones en la red de gas natural.
  • La alta capacidad de análisis está habilitada por un sistema de gestión de alarmas que admite múltiples fuentes de datos, y permite que el operador visualice datos relativos al pasado y al pronóstico del futuro cercano de la red.
  • Los procesos de negocio completamente digitalizados mejoran la eficiencia de las operaciones y reducen las cargas burocráticas.
  • Utilizar una única plataforma de software reduce los costes y el esfuerzo de gestión IT desde la sala de control.
  • La integración de sistemas externos permite reducir el número de nodos de integración de la empresa.
  • Este software permite configurar los parámetros de seguridad operacional, basado en tecnología
  • Microsoft estandarizada, lo que permite, a su vez, la reducción de costes IT.
  • EL AGMS presenta un alto nivel de rendimiento, escalabilidad, redundancia y disponibilidad del sistema.

Schneider Electric seguirá desarrollando nuevas características y funcionalidades en el software AGMS para adaptarse a lo cambiantes requisitos tecnológicos y del sector, para conseguir un funcionamiento eficiente y óptimo, para todo el sector del gas.

El Grupo Red Eléctrica, a través de su filial Red Eléctrica de España, invertirá un total de 3.221 M€ para hacer posible la transición energética en todo el territorio español mediante el desarrollo de la red de transporte de alta tensión y la operación del sistema eléctrico. Esta cifra supone la mitad (53%) de la inversión total de 6.000 M€ que la compañía prevé llevar a cabo en los próximos años dentro de su nuevo Plan Estratégico 2018-2022 y centra en gran medida sus esfuerzos en la integración de renovables.

De los más de 3.000 M€ destinados a la transición energética, 1.538 M€ se centrarán en la incorporación de energías limpias (el 47%), 908 M€ reforzarán la fiabilidad de las redes de transporte y la seguridad del suministro, 434 M€ se destinarán a ampliar las herramientas tecnológicas y digitales, 215 M€ para impulsar los proyectos de almacenamiento y 54 M€ a sistemas de control de la energía.

Ambos, el transportista y el operador del sistema, trabajan para dar respuesta a las necesidades de la transición energética dotando al sistema de más inteligencia para garantizar la seguridad y calidad del suministro con una mayor proporción de generación variable, ser capaz de gestionar un sistema cada vez más complejo e integrar un mayor número de recursos distribuidos.

En lo que se refiere al desarrollo y fortalecimiento de la red de transporte, la hoja de ruta para 2019 en adelante está plagada de proyectos, muchos de los cuales ya se encuentran en fase de ejecución. Muchos de ellos son decisivos para alcanzar los objetivos de la Unión Europea en materia de política energética y medioambiental: por ejemplo, la interconexión con Francia por el Golfo de Bizkaia para avanzar en el cumplimiento del objetivo de conectividad con el país galo, hasta alcanzar un ratio de interconexión 10%, o innumerables proyectos diseminados por todo el territorio para integrar nueva generación renovable que contribuirá a alcanzar el objetivo de 32% de energía libre de carbono para 2030.

El año 2018 ha estado lleno de proyectos encaminados a facilitar la transición energética. En este sentido y con ese objetivo en mente, la inversión total de la compañía en el desarrollo de la red de transporte en los últimos doce meses ha ascendido a 378,2 millones de euros.

En este ejercicio se han llevado a cabo algunos proyectos especialmente relevantes:

El Plan Eólico de Canarias. Ha consistido en el desarrollo de la red de transporte para dotarla de los puntos de conexión y la capacidad suficiente para evacuar la nueva generación eólica.
El Eje Arenal – Cala Blava – Llucmajor (Mallorca) cuyo objetivo es mejorar el apoyo a la distribución eléctrica en el centro de la isla de Mallorca y facilitar la integración de renovables.
La línea San Miguel de Salinas – Torrevieja (Alicante). Este proyecto permite la alimentación a Torrevieja, el apoyo a la red de distribución y el aumento de seguridad de suministro.
El eje Cañuelo – Pinar (Cádiz). Supone un apoyo a la red de distribución para la elevada demanda del Puerto de Algeciras y del Campo de Gibraltar.
La subestación La Farga 400/220 kV y líneas de entrada y salida asociadas (Girona). Refuerza la red de 220 kV mediante la conexión a la red de 400 kV para garantizar la seguridad del suministro y apoya a la red de distribución en la provincia de Girona.
El eje Arbillera (Zamora). Esta actuación está diseñada para alimentar el Tren de Alta Velocidad en el tramo Zamora – Ourense.
La entrada y salida de la subestación de Moncayo (Soria) facilita la evacuación de la generación renovable instalada en la zona y refuerza la garantía de suministro en la provincia de Soria.

Este año arroja también otros datos significativos que reflejan los esfuerzos que se están llevando a cabo para hacer realidad la transición y, en particular, la integración de renovables por todo el territorio. Así, la generación eléctrica peninsular sin emisiones de CO2 alcanzó una cuota del 62,5%, frente al 57% registrado en 2017, lo que supone un incremento de 5,5 puntos porcentuales. Este avance de la generación limpia se tradujo en un 15% menos de emisiones: se ha pasado de 63,8 millones de toneladas en 2017 a 54,2 millones de toneladas en 2018. Por lo que se refiere a los ciclos combinados y el carbón, éstos han disminuido su cuota en el mix eléctrico con respecto al año anterior en un 22% y 18%, respectivamente.

La energía nuclear (20,6%) sigue ocupando la primera posición en el mix de generación, pero en 2018 ha estado seguida de cerca por la energía eólica (19%). En su conjunto, la generación renovable peninsular ha pasado del 33,7% al 40,1%, lo que representa un incremento de 6,4 puntos porcentuales. En el conjunto de las renovables, la eólica tuvo un peso del 49 %, la hidráulica, del 34%, la solar, del 11%, y el resto de tecnologías representaron un 5%.Todos estos datos se extraen del Avance del informe del sistema eléctrico español 2018 presentado por Red Eléctrica.

Los cinco pilares del Plan Estratégico 2018-2022

Facilitar la transición energética es sólo el primero de los pilares del nuevo Plan Estratégico del Grupo Red Eléctrica. Si bien la compañía está centrada especialmente en este ámbito, en línea con su papel fundamental como operador y transportista del sistema eléctrico, hay otras líneas que también está desarrollando: ampliar el negocio de las telecomunicaciones para convertirse en operador global de infraestructuras de carácter estratégico; expandir su actividad internacional en el ámbito eléctrico y en el de las telecomunicaciones; ser un referente en innovación tecnológica en el entorno de su actividad; y fortalecer su eficiencia operativa y su disciplina financiera.

Para todo ello la compañía invertirá un total de 6.000 M€ en cinco años, planteando un modelo de negocio equilibrado entre las actividades reguladas y las operaciones sujetas al riesgo del mercado y diversificando los negocios de manera controlada, favoreciendo la expansión de las operaciones tanto en España como en el ámbito internacional. Además, se dotará de estructura empresarial al Grupo y se reforzarán los recursos de sus distintas filiales.

Este nuevo Plan Estratégico es la respuesta de la empresa a los desafíos que plantea la transformación del modelo productivo, marcado por la disrupción tecnológica y la sostenibilidad. La electricidad, las telecomunicaciones y el talento se constituyen hoy en día como las nuevas materias primas del desarrollo económico y son también las señas de identidad de la nueva estrategia de Red Eléctrica.

SENER y Acciona Industrial han alcanzado un hito en el proyecto de construcción de Kathu Solar Park, al completar con éxito la sincronización de la central, que logró generar electricidad y transferirla a la red nacional, cumpliendo con todos los parámetros esperados para garantizar que los usuarios finales puedan consumir energía fiable una vez que la planta esté en funcionamiento.

La central de CSP Kathu Solar Park, que proporcionará energía limpia y fiable a 179.000 hogares (cifra estimada por el departamento de energía de Sudáfrica DoE), está equipada con un sistema de almacenamiento mediante sales fundidas que permitirá a la planta seguir produciendo electricidad durante 4,5 horas en ausencia de radiación solar, con lo que podrá garantizar la generación de energía gestionable para satisfacer la demanda de la red. Asimismo, el uso de captadores SENERtrough®-2, diseñados y patentados por SENER, tendrá como objetivo mejorar la eficiencia de la planta.

El director regional de SENER en Sudáfrica, Siyabonga Mbanjwa, afirmó que «después de la exitosa primera sincronización de Kathu Solar Park, nos dirigimos a las etapas finales de la fase de construcción y puesta en marcha del proyecto, cuya operación comercial se producirá en los próximos meses. Una vez que esté funcionamiento a pleno rendimiento, la planta proporcionará energía limpia a la comunidad local del distrito John Taole, a la provincia de Cabo Septentrional y a Sudáfrica en general. El uso de sales fundidas como sistema de almacenamiento de energía térmica permitirá que Kathu Solar Park opere de manera rentable, almacenando la energía generada por el sol para producir y suministrar electricidad en ausencia de radiación solar, de manera que se pueda satisfacer la demanda de Sudáfrica en horas punta. En SENER, nuestro objetivo es proporcionar la tecnología más innovadora. Esta innovación es la que ha permitido a SENER no solo proporcionar energía limpia, sino también garantizar que sea fiable y sostenible».

Por su parte, el director de proyectos de Acciona Industrial, Francisco García Bueno, declaró: «Para el consorcio constructor llave en mano, la sincronización de la central es uno de los hitos finales más importantes que nos permitirán completar un proceso que comenzó en 2016, y lo hemos logrado con éxito y con las mayores garantías. La participación de empresas locales en la construcción de las instalaciones de Kathu, así como de empresas españolas, ha sido clave para alcanzar este hito. El principio que rige todo el proyecto es el de la sostenibilidad en todos los ámbitos: económico, social y ambiental. Es por eso que todas las actividades se planifican con el rigor y el detalle que tanto Kathu Solar Park como la comunidad del distrito John Taole nos exigen».

La construcción de la central comenzó en mayo de 2016 y se espera que se complete a principios de 2019. Durante esta fase, se han creado alrededor de 1.200 empleos, mejorando las perspectivas de empleo locales. Además, se estima que Kathu Solar Park ahorre la emisión a la atmósfera de 6 millones de toneladas de CO2 durante 20 años y fomente un mayor desarrollo económico local a través de varios proyectos. Estos incluyen un fondo de más de 29 millones de rand (1,8 millones de euros) de SENER y Acciona para la comunidad local, administrado por Kelebogile Trust, que beneficia a la zona alrededor del distrito John Taolo Gaetsewe en Cabo Septentrional, además de la subcontratación de otros servicios a empresas locales.

Schneider Electric ha trabajado en el marco del proyecto de modernización de las instalaciones eléctricas del aeropuerto de Ginebra encargándose de la actualización de toda su distribución eléctrica sin afectar a las operaciones ni a sus pasajeros, gracias a la solución EcoStruxure™ Power, que suministra electricidad de forma fiable y eficiente a la instalación.

El aeropuerto internacional de Ginebra atiende a 15 millones de pasajeros cada año. Su tamaño y su estructura han ido creciendo durante años y se espera que en 2030 llegue a los 25 millones de pasajeros. Para acomodar esta creciente demanda, el aeropuerto ha mejorado su infraestructura, renovado sus terminales, las bodegas de equipaje y los hangares. Al mismo tiempo, y con el objetivo de mejorar la eficiencia y la seguridad de su sistema de distribución eléctrica, ha buscado un Partner fiable que comprendiera las presiones de un entorno de trabajo global e ininterrumpido y que pudiera proporcionar soluciones fiables e innovadoras en entornos críticos.

Para cumplir con los objetivos de seguridad y eficiencia del proyecto, la compañía aportó una completa solución de media tensión, desde el transformador hasta las celdas de distribución y el software de supervisión. Además, se instalaron armarios de baja tensión en todo el centro, lo que permitió al personal del aeropuerto centralizar toda la información sobre energía y generar informes energéticos precisos.

La integración del software EcoStruxure™ Power y la elección de productos conectados como Celda SM6, EasergyT200 y Celda RM6,ha permitido a Schneider Electric mejorar la tecnología y la experiencia de los pasajeros del aeropuerto de Ginebra sin afectar a las operaciones diarias.
La modernización de las instalaciones de distribución eléctrica del aeropuerto ha mejoradola fiabilidad con soluciones innovadoras de confianza, una modernización rentable de los productos existentes, así como la supervisión y el control remoto de los centros de transformación, la integración del software de otros fabricantes en el centro de control y el ahorro de espacio con cuadros eléctricos para interior.

Es la batería de ión-litio más grande utilizada en una aplicación industrial en Australia hasta la fecha

Kokam, proveedor mundial de baterías innovadoras, ha anunciado el despliegue satisfactorio de un sistema de almacenamiento de electricidad de 30 MW/11,4 MWh para la empresa Alinta Energy, una de las principales eléctricas australianas. Es la mayor batería de ión de litio jamás utilizada para aplicaciones industriales en Australia. El sistema de almacenamiento utiliza la batería de alta potencia de litio, níquel, manganeso, óxido de cobalto (NMC) de Kokam, para mejorar el rendimiento de una red de alta tensión aislada que suministra electricidad a los principales productores de mineral de hierro de la región de Pilbara en Australia Occidental.

Un sistema híbrido de gas natural/baterías que mejora la fiabilidad, eficiencia y sostenibilidad de una microrred aislada

Este sistema de almacenamiento containerizado por Kokam, en funcionamiento desde abril de 2018, consta de cinco contenedores de 2,2 MWh hechos con baterías de muy alta potencia de ión de litio NMC (UHP NMC). El sistema de almacenamiento, junto con la turbina de gas de ciclo abierto de 178 MW existente en la central eléctrica Newman de Altina, funciona como un sistema híbrido gas natural/batería de generación y almacenamiento de electricidad. Este sistema híbrido, junto con un sistema de transporte de electricidad de alta tensión de 220 kV y subestaciones de alta tensión, forman una microrred aislada que abastece las minas de mineral de hierro.

Además de suministrar el sistema de almacenamiento de electricidad para el proyecto a Alinta Energy, Kokam, en asociación con el contratista EPC UGL Paty Ltd, también se encargó de la integración del sistema completo en este proyecto de almacenamiento de energía. Kokam contrató a ABB Australia para suministrar el generador virtual ABB PowerStore™ que gestiona la microrred. La integración del sistema de almacenamiento en la microrred mejorará la capacidad de Alinta Energy de suministrar electricidad de manera fiable a los productores de mineral de hierro de la región,

El sistema híbrido de de gas natural/ almacenamiento de energía y la microrred aislada de Alinta Energy demuestran cómo tecnologías innovadoras, combinadas con un diseño inteligente, pueden mejorar la fiabilidad de la energía para clientes industriales, al mismo tiempo que aportan beneficios en eficiencia y sostenibilidad“, declara Ike Hong, Vicepresidente de la División de Soluciones de Energía de Kokam. “El proyecto de Almacenamiento de Baterías Alinta Energy Newman es un ejemplo de cómo las nuevas tecnologías de almacenamiento de energía permiten a clientes industriales y de servicios públicos construir sistemas híbridos de gas natural/baterías que mejoran la fiabilidad energética, reducen las emisiones de gases de efecto invernadero e impulsan sus resultados financieros“.

Crecen las oportunidades en los mercados de servicios públicos e industriales para la tecnología de baterías UHP NMC

El proyecto de Alinta Energy es un claro ejemplo del creciente número de oportunidades en mercados de servicios públicos e industriales para la tecnología de baterías UHP NMC de Kokam. Diseñada para aplicaciones de almacenamiento de energía de alta potencia, la tecnología de baterías UHP NMC puede ser utilizada por empresas de servicios y otras empresas de suministro de electricidad para reservas rodantes, regulación de frecuencia, control de la tasa de rampa de grandes sistemas de energía solar o eólica, suministro energético ininterrumpido (UPS), estabilización de tensión y otras aplicaciones que requieren grandes cantidades de energía en un intervalo de tiempo de no más de unos pocos segundos.

Además, la capacidad de la tecnología para recibir y entregar rápidamente grandes cantidades de energía la hace especialmente adecuada para combinar con gas natural, diésel y otros sistemas de energía utilizados para generar energía para aplicaciones industriales, donde incluso un breve corte de energía podría interrumpir la minería, la perforación offshore u otras operaciones industriales, pudiendo generar pérdidas de cientos de miles o incluso millones de dólares.

La tecnología de baterías NMC de muy alta potencia de Kokam proporciona la alta potencia necesaria para aplicaciones industriales y de servicios públicos de manera fiable y rentable gracias a sus prestaciones:

Alta tasa de descarga: la tecnología UHP NMC tiene una tasa de descarga máxima de 10C, comparada con el 3C de sus competidores. Esto permite a las baterías UHP NMC suministrar más potencia cuándo se requiera.
Densidad de energía superior: esta densidad superior permite hasta 3,77 MWh de almacenamiento de electricidad en un contenedor de 40 pies, en comparación con los 3 MWh de almacenamiento con baterías estándares NMC. Así se almacena más energía en un espacio menor.
Ciclo de vida más largo: las baterías NMC de potencia muy alta pueden durar hasta 10.000 ciclos, en comparación con los 3.000–5.000 ciclos de las tecnologías estándares NMC, aumentando la vida esperada del sistema de almacenamiento de energía.
Disipación mejorada del calor: con una tasa de disipación de calor 1,6 veces mejor que las tecnologías estándares NMC, las baterías NMC de alta potencia se pueden usar con una tasa superior para periodos mayores de tiempo, sin degradación de la vida de la batería o del rendimiento.

Acciona Energía ha recibido la primera certificación que se otorga en el mundo a una solución de almacenamiento eléctrico a escala de red, concedida por DNV GL, la mayor entidad internacional de certificación y asesoramiento independiente en el ámbito de la energía. La entrega se ha realizado en la feria que la Asociación Americana de Energía Eólica (AWEA) celebra este año en Chicago.

Acciona Energía ha instalado una planta híbrida de almacenamiento de energía eléctrica en baterías integrada en un parque eólico conectado a la red, situado en Barásoain, Navarra (norte de España), con la que explorar las posibilidades del almacenamiento a escala de red.

La planta de Barásoain está dotada de un sistema de almacenamiento integrado por dos baterías ubicadas en sendos contenedores: una batería de potencia (de respuesta rápida) de 1 MW/0,39 MWh (capaz de mantener 1 MW de potencia durante 20 minutos) y otra batería de energía de respuesta más lenta y mayor autonomía, de 0,7 MW/0,7 MWh (capaz de mantener 0,7 MW durante 1 hora). Ambas están conectadas a un aerogenerador AW116/3000, de 3 MW de potencia nominal y tecnología Nordex-Acciona Windpower, del que toman la energía. Este aerogenerador es una de las cinco que integran el Parque Eólico Barásoain, que la compañía opera desde 2013. Todo el sistema se gestiona mediante un software de control desarrollado por Acciona Energía, y está permanentemente supervisado por el Centro de Control de Energías Renovables (CECOER) de la compañía

La planta de almacenamiento de Acciona se ha convertido en la primera en el mundo en ser certificada a nivel de sistema. El proceso de certificación se ha realizado de acuerdo con la práctica recomendada GRIDSTOR, que está basada en estándares del sector y tiene en cuenta la seguridad, comportamiento y fiabilidad de los sistemas de almacenamiento eléctrico conectados a la red.

Elemento clave

El almacenamiento eléctrico es un elemento clave en la transición hacia un mix energético más sostenible. Permite a fuentes renovables como la eólica o la solar operar a plena capacidad durante los picos de generación, almacenando el exceso de energía hasta utilizarla más tarde cuando la demanda lo requiere. Aunque existen muchas tecnologías de almacenamiento a pequeña escala, su aplicación a escala de red eléctrica se encuentra en sus comienzos.

El mercado de sistemas de almacenamiento a escala de red está relativamente inexplorado, pero prevemos un rápido desarrollo. Certificar nuevos sistemas como la planta de Acciona demuestra que proyectos pioneros como éste cumplen los estándares requeridos de seguridad, comportamiento y fiabilidad, lo que otorga confianza al sector sobre la calidad de las nuevas tecnologías emergentes”, ha declarado Kim Mørk, Vicepresidente Ejecutivo de Certificación en Renovables de DNV GL.

Mørk ha agregado que “como parte de nuestro compromiso de colaborar con el sector en la transición hacia un mix energético bajo en carbono manteniendo la seguridad y fiabilidad del suministro eléctrico, focalizamos nuestros esfuerzos en desarrollar directrices sobre almacenamiento a escala de red que ayuden a diseñadores, fabricantes, inversores, aseguradoras y autoridades a reducir los riesgos y controlar los costes de los proyectos de almacenamiento energético”.

Rafael Esteban, Director de Acciona Energy USA Global LCC, ha manifestado por su parte que “nuestra compañía está en vanguardia de la transición energética con soluciones que facilitan la integración en red de tecnologías renovables de generación variable y la gestión de la energía producida. Al incorporar la planta de almacenamiento a uno de nuestros parques eólicos, mejoramos la calidad de la energía que suministramos a la red, podemos explorar otras aplicaciones para equilibrar oferta y demanda, y abrimos el camino a soluciones de almacenamiento en nuevos proyectos eólicos”.

La cualificación y certificación tecnológicas son esenciales para comprender y gestionar el riesgo en cualquier tecnología emergente”, ha agregado Esteban. “En poco tiempo las entidades involucradas en la aprobación y financiación de sistemas de almacenamiento en el mundo exigirán estos certificados. Y Acciona ha querido ser también pionera en este apartado, sometiéndonos a la certificación de una entidad tan solvente como DNV GL a fin de garantizar que nuestra planta reúne todos los requisitos para operar con plena confianza”.

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