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La tecnología de intercambiadores de calor Sondex® y los variadores de velocidad VLT® de Danfoss garantizan una eficiencia de primer nivel en el control de bombas y la transferencia de calor en la planta de calefacción solar más grande del mundo. La planta aprovecha la energía para calentar los hogares y lugares de trabajo de 40.000 ciudadanos, y suministra el 18-20% del consumo anual de calor de la ciudad de Silkeborg, Dinamarca. La planta reduce las emisiones de CO2 en 15.700 t anuales, lo que ayuda a Silkeborg a alcanzar su ambicioso objetivo de neutralidad de CO2 en la producción de calor para el año 2030.

La planta de Silkeborg está diseñada para producir 80.000 MWh de calor al año. Se eligió la tecnología de calentamiento solar de agua porque permite el almacenamiento de la energía solar recolectada durante el día para usarla de noche o en una época diferente del año. Esto amplía el valor agregado del sol y hace que las soluciones solares sean aún más rentables.

La planta de calefacción solar de Silkeborg contiene 22 km de tuberías que unen 12.436 paneles de calefacción solar, instalados en un área de 50 ha. El campo solar está construido en cuatro secciones independientes, para garantizar la máxima fiabilidad de funcionamiento. Si surge un problema operativo en un campo, los operadores lo aíslan y dejan en funcionamiento los otros tres.

La planta está diseñada para una vida útil de 25 años. Es una planta altamente eficiente, de hecho es de 4 a 6 veces más eficiente que los sistemas residenciales típicos de calentamiento de agua con energía solar instalados en los tejados de casas privadas.

Esta planta de calefacción solar está gestionado por los intercambiadores de calor Sondex® y los variadores de velocidad VLT® de Danfoss, que han generado una reducción de costes del 30% en su primer año de operación, en comparación con los sistemas tradicionales de accionamiento.

Reducción del consumo energético de bombeo

Cuatro bombas de gran tamaño funcionan continuamente en paralelo para distribuir el agua caliente a los consumidores. Además, otras cuatro bombas más están disponibles en modo de espera como seguridad, por si tuvieran que reemplazar a las que están funcionando. Las ocho bombas de agua están controladas por variadores de velocidad VLT® AQUA de Danfoss para mantener al mínimo su consumo energético.

Eficiencia en la transferencia de calor

Un total de cuatro intercambiadores de calor suministrados por Sondex® están conectados a la planta de calefacción solar. Corresponden al modelo S221, que cuenta con entre 884 y 936 placas. En la empresa de servicios públicos de Silkeborg, los edificios se adaptan al tamaño de los intercambiadores de calor, que están diseñados específicamente para esta aplicación, debido a las diferencias de nivel del paisaje.

Silkeborg podría haber seleccionado un modelo de intercambiador de calor más pequeño, pero entonces no se podrían alcanzar temperaturas tan próximas en los lados primario y secundario, como sí ocurre con los intercambiadores de mayor tamaño, que fueron elegidos por el proveedor de los paneles solares Arcon Sunmark.

Silkeborg District Heating Utility decidió crear un sistema PN10 y, en consecuencia, los intercambiadores de calor se calcularon de acuerdo con la caída de presión en los paneles solares. El intercambiador Sondex® S221 es actualmente el modelo más alto con tamaño de conexión DN200 de esta firma.

Al tener un alto diferencial de temperatura, pueden operar a un flujo más bajo, lo que significa que no es necesario invertir en bombas más grandes. Al mismo tiempo, una pequeña LMTD (diferencia media logarítmica de temperatura) puede mantener la temperatura en el lado de calefacción urbana cercana a la temperatura del lado de la planta solar, lo que permite la transferencia de tanta energía como sea posible.

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.

Impulsado por la rápida transformación de la industria, la continua evolución tecnológica y las demandas cada vez más complejas del mercado solar en los últimos años, JinkoSolar ha utilizado su liderazgo técnico para crear tecnologías de vanguardia. Presentado por primera vez durante SNEC 2018 en Shanghái, el módulo fotovoltaico JinkoSolar Cheetah es el módulo monofacial de fabricación en serie con mayor rendimiento del mundo, lo que lleva a la industria a la nueva era de la Fotovoltaica 4.0, con una potencia de 400 Wp. La serie Cheetah ha creado una nueva referencia para módulos de muy alto rendimiento, con su rendimiento líder en la industria en métricas como el rendimiento, la degradación limitada, la tolerancia al sombreado y la durabilidad.

Eficacia de la solución.

Los módulos Cheetah han sido diseñados para lograr la paridad de red gracias a su muy alta eficiencia. El nuevo tamaño de oblea, los nuevos diseños de células y módulos seguirán aumentando los resultados de potencia, incluso por encima de los 400 Wp. La tendencia de la serie Cheetah es convertirse en productos de uso general en un futuro próximo y los clientes de Jinko se beneficiarán de ello, ahorrando significativamente en costes del sistema fotovoltaico con una mayor generación de energía. Los módulos Cheetah de 72 células combinados con la tecnología de semi-células de Jinko alcanzarán los 400 Wp con una eficiencia de conversión de hasta el 19,88%

Sostenibilidad de la solución

Una vez más, Jinko propone un producto basado en tecnologías maduras y probadas disponibles en la escala de fabricación de GW de Jinko; simplemente ampliando la superficie de la oblea sin modificar los pasos generales de fabricación de células y módulos, confiando así en los protocolos de calidad bien establecidos implementados en todo el proceso de producción de Jinko.

El máximo beneficio de la serie Cheetah de Jinko se logra en combinación con la tecnología de semi-células. De este modo, no solo aumenta el rendimiento del módulo fotovoltaico, sino también su fiabilidad gracias a la menor corriente en las células c solares y las menores pérdidas relacionadas con calor. La combinación de las tecnologías Cheetah y de semi-células también ha mejorado los coeficientes de temperatura a -0,37%/° C, por lo que aumenta el alto rendimiento de los módulos fotovoltaicos incluso en condiciones ambientales extremas en casi 2%-3% en comparación con las soluciones estándar de células completas.

Grado de innovación

Los módulos de la serie Cheetah se fabrican utilizando obleas más grandes y células Mono PERC, por lo que la potencia máxima del módulo aumenta en 8 Wp en comparación con la generación anterior de módulos fotovoltaicos. Las células Cheetah también son 2 mm más largas y anchas. Respectivamente, la longitud y el ancho del módulo Cheetah aumentan en 23 mm y 10 mm con un promedio de aumento de potencia de 8 Wp. La longitud y el ancho del módulo Cheetah de semi-células aumentan en 52 mm y 10 mm, con un aumento de potencia medio de 15 Wp.

Además, al combinar la tecnología Cheetah con la ventajosa configuración de semi-células, se puede aumentar la potencia del módulo en 7 Wp adicionales. Como efecto secundario positivo, todo el sistema puede beneficiarse de la mayor mitigación de las pérdidas por sombreado, lo que resulta en mayores rendimientos cuando el módulo está parcialmente sombreado.

Impacto económico

La posibilidad de utilizar módulos con una clase de Wp más alta puede reducir significativamente los costes del BOS y, por consiguiente, el LCOE, lo que allana el camino para alcanzar la paridad de red. La solución Cheetah genera importantes ahorros del BOS para proyectos fotovoltaicos a gran escala, porque se reduce en un 6% la cantidad de módulos para una potencia máxima dada, por lo que los costes de mano de obra y de estructuras de montaje también disminuyen proporcionalmente. Además, al comparar una instalación con módulos Jinko Mono PERC y los nuevos módulos fotovoltaicos Cheetah Half-Cell de Jinko, el área necesaria para la instalación fotovoltaica se reduce en aproximadamente un 3%, aprovechando al máximo la ventaja económica de los sistemas sobre tejado y maximizando la potencia de salida del espacio disponible. La ocupación de terreno y los costes de preparación también se reducen en consecuencia.

GoodWe se complace en informar a sus clientes europeos de la apertura de GoodWe Europe GmbH en Munich, que será una subsidiaria totalmente independiente de GoodWe China y que tendrá como principal encomienda no solamente prestar una atención personalizada al mercado solar alemán sino convertirse en un verdadero centro de operaciones de GoodWe en la región EMEA. Este es uno los logros más importantes en el proceso de internacionalización de GoodWe.

No hay mejor evidencia del enorme compromiso de GoodWe con el mercado solar europeo que la fundación de GoodWe Europe Gmbh. Con esto, los clientes europeos no tendrán que preocuparse más porque GoodWe se encuentre en un lugar alejado. Ahora GoodWe tendrá un rostro europeo que estará siempre cerca de sus clientes, ofreciendo toda el apoyo que permita ahondar en una relación basada en la confianza y la responsabilidad.

El Director Ejecutivo de GoodWe Europe GmbH es el Sr. Thomas Haering, que cuenta con muchos años de experiencia en la industria fotovoltaica. Con el apoyo de su experimentado equipo de trabajo, que incluyen a un ejecutivo de ventas y apoyo técnico, la subsidiaria de GoodWe en Alemania prestará asesoría y servicios profesionales. Asimismo, la empresa va a tener la posibilidad de efectuar inspecciones, pruebas y realizar reparaciones o incluso reemplazar equipos si fuera necesario haciendo uso de las últimas técnicas con el propósito de incrementar el desempeño de los inversores GoodWe, minimizando al mismo tiempo las pérdidas de productividad.

El establecimiento de GoodWe Europe GmbH contribuirá de manera importante a reforzar la presencia de GoodWe en el mercado europeo, aportando asimismo varias ventajas operativas, tales como la autonomía para hacer transacciones conforme a las regulaciones europeas, permitiendo asimismo a la empresa la posibilidad de adaptarse rápidamente a los cambios del mercado, poniendo en práctica estrategias apropiadas para los mercados locales.

Dada la centralidad de Alemania en los mercados fotovoltaicos europeos, GoodWe Europe GmbH también va a coordinar esfuerzos con los equipos y oficinas en Gran Bretaña, España e Italia, convirtiéndose así en la plataforma de lanzamiento de la empresa en Europa y otros mercados.

El sector de energía renovable será el sector de más rápido crecimiento en India, impulsado por las energías solar y eólica, aunque la energía térmica continuará dominando, según el último informe de GlobalData, India Power Market Outlook to 2030, Update 2018 – Market Trends, Regulations, and Competitive Landscape.

El informe revela que, aunque se espera que la potencia renovable no hidroeléctrica instalada y los niveles de generación se aceleren a altas tasas de crecimiento anual compuesto (CAGR) del 12% y 13,2%, respectivamente, durante el período de pronóstico (2018-2030); esto no bastará para desbancar el dominio de la potencia térmica, que aún se espera que represente casi la mitad del mix de generación en 2030.

Durante el período de pronóstico, se espera que la potencia instalada acumulada aumente a una CAGR del 5%. Se espera que la potencia nuclear instalada muestre una mayor tasa de crecimiento que el período histórico, con un 9,7%, precedida de cerca por la potencia renovable con un 12%. Se espera que la potencia térmica e hidroeléctrica muestren tasas de crecimiento del 2,1% y 3,4%, respectivamente, durante este período.

Se espera que las energías renovables no hidroeléctricas contribuyan a casi el 40% de la potencia instalada y con un poco más del 14% de la generación en 2030.

Se espera que la energía térmica siga contribuyendo a cerca del 48% de la potencia instalada en 2030, mientras que el carbón contribuye a casi el 85% de la potencia térmica instalada, similar al escenario en 2017.

Sin embargo, se espera que la contribución del carbón a la potencia total instalada disminuya del 57,9% en 2017 a alrededor del 40% en 2030, principalmente debido a un aumento en la contribución de la eólica, que se espera que aumente del 8,6% al 14,9%, y de la solar fotovoltaica, cuya participación se prevé que aumente del 5,6% al 20,8% durante el mismo período.

Las altas proyecciones para la energía eólica y solar se atribuyen en particular al alto potencial de estas fuentes de energía en India, así como a la disminución de los precios de las materias primas, que a su vez conducen a una caída dramática de las tarifas de estas fuentes de energía.

En 2016, la tarifa más baja d en las subastas de solar fotovoltaica fue de 0,065 $/kWh, que bajó a 0,038 $/kWh en 2017. En las subastas de energía eólica, la primera de las cuales se realizó en febrero de 2017, el valor más bajo registrado fue de 0,051 $/kWh y éste se redujo a 0,038 $ kWh en una subasta realizada en septiembre de 2018.

Cada seis meses, BloombergNEF ejecuta su análisis del Coste Nivelado de la Electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés), una evaluación mundial de la competitividad en costes de diferentes tecnologías de generación y almacenamiento de energía, excluyendo los subsidios. La caída de los costes de la tecnología significa que las energías solar y/o eólica terrestre no subvencionadas son actualmente la fuente más barata de nueva energía mayorista en todas las economías importantes, excepto Japón, según el informe 2H 2018 LCOE de BloombergNEF. Este análisis cubre casi 7.000 proyectos de 20 tecnologías y en 46 países en todo el mundo.

Estos son los resultados clave, de alto nivel:

  • Las energías solar y/o eólica son ahora la nueva fuente de generación más barata en todas las economías importantes, excepto Japón. Esto incluye a China e India, donde no hace mucho el carbón era el rey. En India, las mejores plantas solares y eólicas representan actualmente la mitad del coste de las nuevas plantas de carbón.
  • El mercado fotovoltaico a gran escala en China se ha contraído en más de un tercio en 2018 debido a las revisiones de políticas en ese país. Esto, a su vez, ha creado una ola global de equipos baratos que ha reducido el coste normalizado global de referencia global de la nueva fotovoltaica (sin seguimiento) a 60 $/MWh en el segundo semestre de 2018, una caída del 13% respecto al primer semestre de 2018.
  • El coste normalizado global de referencia de BloombergNEF para la energía eólica terrestre se sitúa en $ 52 / MWh, un 6% menos que en el análisis de la compañía del primer semestre de 2018. Esto se debe a aerogeneradores más baratos y un dólar estadounidense más fuerte. La eólica terrestre ahora es tan barata como 27 $/MWh en India y Texas, sin subsidios.
  • En la mayoría de emplazamientos de EE. UU., la eólica supera a las centrales de gas en ciclo combinado alimentadas por gas de esquisto barato como fuente de nueva generación mayorista. Si el precio del gas sube por encima de 3 $/MMBtu, el análisis de BloombergNEF sugiere que tanto las nuevas centrales de ciclo combinado a gas, como las ya existentes, correrán el riesgo de ser superadas rápidamente por solar y eólica. Esto significa menos horas de funcionamiento y un caso más sólido para tecnologías flexibles, como plantas de gas de recorte de picos y baterías, que funcionan bien con una menor utilización (factor de capacidad).
  • Las altas tasas de interés en China y EE. UU. han ejercido, en los últimos dos años, una presión al alza sobre los costes de financiación de las energías fotovoltaica y eólica, pero estos han sido compensados por los menores costes de los equipos.
Fuente/Source: BloombergNEF. Para las plantas térmicas, la gama captura una variedad de factores de capacidad y costes e incluye un precio del carbono en el caso del carbón y el gas. Para los sistemas de almacenamiento más renovables, BNEF asume almacenamiento en baterías de iones de litio de cuatro horas y la gama captura la diversidad de factores de capacidad en el país, así como diferentes relaciones de capacidad entre el almacenamiento y el activo de generación (25% -100 %). Todos los LCOE son sin subsidios./ For thermal plants, the range captures a variety of capacity factors and costs and includes a carbon price in the case of coal and gas. For renewable-plus-storage systems, BNEF assumes a four-hour lithium-ion battery storage and the range captures the diversity of capacity factors in the country, as well as different capacity ratios between the storage and the generating asset (25%-100%). All LCOEs are unsubsidized.
Fuente/Source: BloombergNEF. Para las plantas térmicas, la gama captura una variedad de factores de capacidad y costes e incluye un precio del carbono en el caso del carbón y el gas. Para los sistemas de almacenamiento más renovables, BNEF asume almacenamiento en baterías de iones de litio de cuatro horas y la gama captura la diversidad de factores de capacidad en el país, así como diferentes relaciones de capacidad entre el almacenamiento y el activo de generación (25% -100 %). Todos los LCOE son sin subsidios./ For thermal plants, the range captures a variety of capacity factors and costs and includes a carbon price in the case of coal and gas. For renewable-plus-storage systems, BNEF assumes a four-hour lithium-ion battery storage and the range captures the diversity of capacity factors in the country, as well as different capacity ratios between the storage and the generating asset (25%-100%). All LCOEs are unsubsidized.
  • En Asia-Pacífico, las importaciones de gas más caras significan que las plantas de gas de ciclo combinado de nueva construcción con un coste nivelado de 70-117 $/MWh continúan siendo menos competitivas que la nueva energía a partir de carbón, a 59-81 $/MWh. Este sigue siendo un obstáculo importante para reducir la intensidad de carbono de la generación de electricidad en esta parte del mundo.
  • Las baterías de corta duración son hoy en día la fuente más barata de nuevas capacidades de respuesta rápida y pico en todas las principales economías, excepto en EE. UU., donde el gas barato le da una ventaja a las plantas de gas de recorte de picos. Según el análisis de BloombergNEF, a medida que aumenta la fabricación de vehículos eléctricos, los costes de las baterías bajarán otro 66% para 2030. Esto, a su vez, significa un almacenamiento en baterías más económico para el sector eléctrico, lo que reduce el coste de la potencia máxima y la capacidad flexible a niveles nunca antes alcanzados por las plantas convencionales de combustible fósil de recorte de picos.
  • Las baterías acopladas con energía fotovoltaica o eólica son cada vez más comunes. El análisis de BloombergNEF sugiere que la nueva construcción de solar y eólica combinadas con sistemas de almacenamiento de baterías de cuatro horas ya puede ser competitiva en costes, sin subsidios, como fuente de generación despachable en comparación con las nuevas plantas de carbón y gas en Australia e India.

Portada_FuturENERGY_Separata_-PV_-Nov18-1

Especial dedicado a fotovoltaica, publicado a modo de separata de la edición de Noviembre 2018 de FuturENERGY para su distribución especial en el V Foro Solar de UNEF, evento celebrado los días 6 y 7 de Noviembre en Madrid, y en el que FuturENERGY participó activamente como media partner.

El contenido de este especial es el siguiente:

EN PORTADA: Weidmüller apuesta por la monitorización inalámbrica de plantas fotovoltaicas
Nuevo módulo bifacial con el mejor coeficiente de temperatura del mercado
Informe Anual UNEF 2018. 2017: el inicio de una nueva era para el sector fotovoltaico. El marco internacional
Informe Anual UNEF 2018. 2017: el inicio de una nueva era para el sector fotovoltaico. El marco europeo
Informe Anual UNEF 2018. 2017: el inicio de una nueva era para el sector fotovoltaico. El marco español
Módulos de alto rendimiento para el mercado latinoamericano
Evaluando la tecnología de seguimiento bifacial
Integración arquitectónica con paneles solares flexibles ultraligeros
Autoconsumo fotovoltaico con excedentes en empresa editorial

Leer más…

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Trina Solar ha anunciado que suministrará a Cobra 190 MW de TrinaPro, su solución fotovoltaica integrada, para una gran planta solar en España. ACS Group y Cobra, su filial especializada en infraestructuras energéticas llave en mano, está construyendo este proyecto en la modalidad de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), en la localidad de Alcázar, provincia de Ciudad Real (España), con una potencia total de 190 MW. Se espera que el proyecto, el primero en el que se aplicará TrinaPro en Europa, esté terminado a finales de 2019.

Trina Solar suministrará su solución fotovoltaica integrada TrinaPro, que consta de 560.000 unidades de módulos TSM-PE14H multicristalinos de medias células, junto con los correspondientes 6.206 sistemas de seguimiento a un eje. Los módulos de alta eficiencia se instalarán en el sistema de seguimiento a un eje de Trina Solar, que permite que los módulos sigan al sol con ángulos óptimos, recibiendo así la máxima luz solar posible para generar hasta un 25% de energía adicional en condiciones estables.

TrinaPro es la primera solución fotovoltaica con una combinación optimizada de módulos solares líderes en la industria y sistemas de seguimiento solar de vanguardia. Como solución de valor añadido, TrinaPro está diseñada de forma óptima y con sistemas de integración y componentes de primera calidad. TrinaPro puede impulsar la potencia de salida del sistema hasta un 30%.

Este nuevo acuerdo de compraventa para el suministro de 190 MW sigue a otro reciente de 167 MW para un proyecto que se encuentra todavía en desarrollo en Murcia, también en España.

The South Oracle, TSO, da un paso más en su apuesta por socializar la energía solar fotovoltaica firmando el primer contrato PPA solar dentro del sector sanitario con Clínica Beiman CPM Aljarafe, un centro multidisciplinar referente en España.

La clínica contará con una planta solar de 41,6 kWp de autoconsumo instantáneo que ocupará unos 200 metros cuadrados de la cubierta del edificio y que llevará el panel solar flexible ultraligero, exclusivo de TSO. Con esta instalación, el centro de salud cubrirá el 89,35% anual de su consumo eléctrico durante el día, reduciendo unos 28.600 kg sus emisiones anuales de CO2, que alcanzarán un total de 673.700 kg a lo largo de su vida útil estimada.

A través del contrato PPA, TSO ofrece a sus clientes una financiación cómoda y segura, encargándose de toda la burocracia, instalación e ingeniería para la puesta en marcha de la planta solar fotovoltaica. Además, The South Oracle garantiza a su cliente fijar el precio de la electricidad durante 10 años, sin que éste tenga que estar sujeto a los vaivenes del mercado eléctrico y beneficiándose del 100% del ahorro, ya que a partir del décimo año la planta solar pasa a ser de su propiedad.

ECO20®: made with solar energy

Otra de las garantías que concede TSO a sus clientes, en este caso a Clínica Beiman CPM Aljarafe, es el sello de calidad ECO20® con el que certifica que el centro sanitario consume una energía eléctrica procedente del sol.

De igual manera, ya en diciembre de 2017 The South Oracle se posicionó en el mercado de la energía solar fotovoltaica con la firma del primer contrato PPA en el sector agroalimentario. La empresa beneficiaria fue el Grupo Patatas Arrebola, una firma sevillana que en la actualidad cuenta con una planta fotovoltaica para autoconsumo instantáneo de 41,28 kilovatios de potencia, cuya producción total al año es de unos 58.000 kWh (lo que supone una reducción en las emisiones anuales de CO2 de unas 26 toneladas).