Así puede ayudar la tecnología V2G a reducir los precios de la electricidad

Una de las particularidades del sistema eléctrico es que es asimétrico por tramos horarios. Simplificando mucho, se consume más energía de día que de noche. Entrando un poco más en detalle, se distinguen horarios de baja demanda (valle), de demanda media (llano) y de alta demanda (punta). V2G permite que los cargadores funcionen en ambas direcciones: pueden recargar las baterías del vehículo, o sacar energía de estas para verterla a la red.

De ahí el término «Vehicle to Grid» o «vehículo a red». Mediante una gestión inteligente y automatizada, teniendo en cuenta las necesidades del sistema eléctrico y del propietario del vehículo, se puede equilibrar la curva de demanda del sistema eléctrico, recortando la potencia necesaria en hora punta y aprovechando mejor la que sobra en periodo valle.

Una de las causas fundamentales del auge de los precios de la electricidad en el mercado mayorista se debe a que el gas natural se utiliza de comodín cuando no se puede asegurar la demanda con las nucleares, renovables, y las térmicas que siguen en marcha. Y como el gas natural ha quintuplicado su precio, el mercado mayorista está disparado. La tecnología V2G podría combatir esto. (+)

La AIE reclama una respuesta decisiva de los gobiernos para desbloquear el crecimiento del hidrógeno verde

El hidrógeno se puede utilizar en muchas más aplicaciones que las habituales en la actualidad. Aunque esto todavía representa una pequeña parte de la demanda total de hidrógeno, el progreso reciente para expandir su alcance ha sido fuerte, particularmente en el transporte. El costo de las pilas de combustible para automóviles se ha reducido en un 70% desde 2008 gracias al progreso tecnológico y las crecientes ventas de vehículos eléctricos de pila de combustible (FCEV). Gracias a los esfuerzos de Corea, Estados Unidos, China y Japón, el número de FCEV en la carretera se multiplicó por más de seis, pasando de 7000 en 2017 a más de 43000 a mediados de 2021. En 2017, prácticamente todos los FCEV eran turismos. Hoy, una quinta parte son autobuses y camiones, lo que indica un cambio hacia el segmento de larga distancia donde el hidrógeno puede competir mejor con los vehículos eléctricos. Sin embargo, el número total de FCEV todavía está muy por debajo de los 11 millones de vehículos eléctricos que se estima que circulan en la actualidad. Ya se están desarrollando varios proyectos de demostración para el uso de combustibles a base de hidrógeno en ferrocarriles, transporte marítimo y aviación y se espera que abran nuevas oportunidades para crear demanda de hidrógeno.

El hidrógeno es un pilar clave de la descarbonización para la industria, aunque la mayoría de las tecnologías que pueden contribuir significativamente aún son incipientes. Se están dando pasos importantes. El primer proyecto piloto del mundo para producir acero libre de carbono utilizando hidrógeno de bajo carbono comenzó a funcionar este año en Suecia. En España, un proyecto piloto para el uso de hidrógeno basado en energías renovables variables para la producción de amoníaco comenzará a fines de 2021. Se espera que varios proyectos a una escala de decenas de kilotoneladas de hidrógeno entren en funcionamiento durante los próximos dos o tres años. También se están desarrollando proyectos de demostración para el uso de hidrógeno en aplicaciones industriales como cemento, cerámica o fabricación de vidrio.

Una barrera clave para el hidrógeno bajo en carbono es la brecha de costos con el hidrógeno de combustibles fósiles sin cesar. En la actualidad, producir hidrógeno a partir de combustibles fósiles es la opción más barata en la mayor parte del mundo. Dependiendo de los precios regionales del gas, el costo nivelado de la producción de hidrógeno a partir del gas natural oscila entre USD 0,5 y USD 1,7 por kilogramo (kg). El uso de tecnologías CCUS para reducir las emisiones de CO 2 de la producción de hidrógeno aumenta el costo nivelado de producción a alrededor de USD 1 a USD 2 por kg. El uso de electricidad renovable para producir hidrógeno cuesta entre USD 3 y USD 8 por kg.

Existe un margen significativo para reducir los costos de producción a través de la innovación tecnológica y un mayor despliegue. El potencial se refleja en el Escenario de Emisiones Netas Cero para 2050 de la AIE ( Escenario NZE) en el que el hidrógeno de las energías renovables cae a un mínimo de USD 1.3 por kg para 2030 en regiones con excelentes recursos renovables (rango USD 1.3-3.5 por kg), comparable con el costo del hidrógeno a partir de gas natural con CCUS. A más largo plazo, los costos del hidrógeno de la electricidad renovable caen tan bajo como USD 1 por kg (rango de USD 1.0-3.0 por kg) en el escenario NZE, lo que hace que el hidrógeno de la energía solar fotovoltaica sea competitivo en costos con el hidrógeno de gas natural incluso sin CCUS en varias regiones.

La Revisión Global del Hidrógeno presenta una serie de recomendaciones para acciones a corto plazo más allá de la simple movilización de inversiones en investigación, producción e infraestructura. Destaca que los gobiernos podrían estimular la demanda y reducir las diferencias de precios mediante la fijación de precios del carbono, los mandatos, las cuotas y los requisitos de hidrógeno en la contratación pública. Además, se necesita cooperación internacional para establecer estándares y regulaciones, y para crear mercados globales de hidrógeno que podrían estimular la demanda en países con potencial limitado para producir hidrógeno bajo en carbono y crear oportunidades de exportación para países con grandes suministros de energía renovable o gran potencial de almacenamiento de CO2.

Así funciona Lumio, la startup española que facilitará el intercambio de energía solar entre particulares y aspira a ser "el Airbnb de la electricidad"

Las personas que tienen placas solares en sus viviendas pueden regalar o vender al precio que deseen la energía sobrante a otros particulares que carecen de ellas. Estos acuerdos bilaterales facilitan un consumo más asequible, sin subidas del precio de emisión del CO₂ o del precio del gas.

En el proyecto de Lumio tiene cabida la filosofía hygge propia de los países nórdicos como Dinamarca. "Es esa sensación de confort y tranquilidad cuando realmente tienes un consumo que sabes que es barato, que te puedes permitir encender la calefacción sin preocupaciones", apostilla Alexis Las Heras.

Su aplicación llegará al mercado en febrero de 2022 para facilitar la monetización de estos intercambios de energía, una propuesta de valor que se adapta a las necesidades sostenibles del planeta.

Proyecto De Lavadora: El Plan Se Amplía Para Ayudar A Los Refugiados En Más Países

Lavar la ropa a mano parece una tarea fácil, pero para el 70% de la población mundial que no tiene acceso a lavadoras, representa un obstáculo importante y afecta su bienestar y sustento.

Navjot Sawhney, un ex estudiante de ingeniería de la Universidad de Bath, quería cambiar esto, por lo que se le ocurrió una solución de ingeniería simple: inventar la lavadora de manivela.

El dispositivo simple está dirigido a quienes se encuentran en campos de refugiados y regiones más pobres del mundo. En 2018, ' El Proyecto Lavadora ' se creó para que la máquina, apodada Divya, llegara a quienes más la necesitaban.

El Proyecto Lavadora puso a prueba su máquina por primera vez, gracias a la financiación de Oxfam, en los campos de refugiados en Irak, pero ahora está listo para expandirse gracias a la nueva financiación.

Electrocomponents ha intervenido para financiar el desarrollo de otros 7.500 Divya que deberían beneficiar a unas 100.000 personas durante los próximos dos años.

La financiación permitirá a Navjot implementarlos en más regiones y contratar personal a tiempo completo para el proyecto.

El siguiente paso es un nuevo proyecto piloto en Jordania y Vanuatu a finales de este año.

EEUU instalará 14,5 GW de almacenamiento en baterías hasta 2024, de los que el 63% será con energía solar

De los 14,5 gigavatios (GW) de capacidad de almacenamiento de energía en baterías que se prevé que estén en línea en los Estados Unidos de 2021 a 2024, 9,4 GW (63%) se ubicarán junto con una planta de energía solar fotovoltaica (PV), según los datos informados y recogidos en el Informe Anual de Generadores Eléctricos de la Administración de Información Energética de EEUU (EIA). Otros 1,3 GW de almacenamiento en baterías se ubicarán en sitios con turbinas eólicas o generadores de combustibles fósiles, como plantas de gas natural. Los 4.0 GW restantes de almacenamiento de batería planeado se ubicarán en sitios independientes.

Tesla acaba de firmar el mayor contrato de Megapack de su historia, con un suministro de 6 GWh y 2 GW de potencia. Los inmensos paquetes de baterías se instalarán en la planta de Arevon en California

Más del 90% de la capacidad de almacenamiento de baterías planificada fuera de las regiones RTO e ISO se ubicará junto con una planta solar fotovoltaica. En algunas plantas de energía solar fotovoltaica coubicadas, las baterías pueden cargarse directamente desde el generador solar en el sitio cuando la demanda de electricidad y los precios son bajos. Luego, pueden descargar electricidad a la red cuando la demanda de electricidad es mayor o cuando la generación solar no está disponible, como ocurre por la noche.

El mercado mundial de almacenamiento se triplicará y agregará 30GW al año para 2030

Crecimiento acelerado de Redexis en el mercado de autoconsumo solar fotovoltaico

Redexis, compañía integral de infraestructuras energéticas dedicada al diseño, instalación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas para autoconsumo particular e industrial y al desarrollo y operación de redes de transporte y distribución de gas natural, ha anunciado hoy sus principales cifras operativas en el mercado de la energía solar fotovoltaica, que muestran un fuerte crecimiento en 2021, año en el que ha conectado 950 kWp de nueva capacidad de energía solar fotovoltaica, un 325% más que en el mismo periodo del año anterior a cierre de 31 de agosto. Alrededor del 30% de la nueva potencia contratada en 2021 corresponde a instalaciones mayores de 120 kWp.

Asimismo, la compañía espera finalizar 2021 con más de 9.000 kWp de capacidad de energía solar fotovoltaica en funcionamiento, lo que supone evitar 3.375 tn de CO2/año de emisiones de emisiones y ahorros en el consumo eléctrico.

Redexis ya opera más 1.200 kWp de capacidad de energía solar fotovoltaica, con un total de 50 proyectos solares en España y actualmente tiene en construcción cerca de 3.300 kWp en diferentes fases de desarrollo en todo tipo de sectores como industria, servicios, distribución y así como en el mercado doméstico, donde más de 185 proyectos se encuentran en fase de tramitación.

Este incremento se apoya fundamentalmente tanto en el sector residencial como en el terciario e industrial. Durante este año, Redexis ha ejecutado instalaciones en clientes del sector hotelero como el Hotel Coral Cotillo Beach en Canarias, en el sector agroalimentario como en los invernaderos almerienses de la empresa Econíjar o en el sector industrial como la empresa Panorama.

España 4.º puesto en la amortización de fotovoltaica residencial, 2° en comercial

Un informe elaborado por BloombergNEF y Schneider Electric sobre el potencial para el autoconsumo solar sobre cubierta de diferentes países concluye que, en nuestro país, la TIR es del 17% para los clientes residenciales y del 19% para los comerciales.

La consultora estadounidense Bloomberg New Energy Finance y la empresa francesa de equipos eléctricos Schneider Electric han presentado en un informe un argumento económico convincente para que los responsables políticos de todo el mundo sigan el ejemplo de California de imponer la energía solar en las viviendas de nueva construcción, que también empieza a extenderse en algunos länder de Alemania.

En el estudio se examinan Francia y California, junto con España, Australia y el estado de Nueva Jersey en Estados Unidos. Los autores de “Realizing the Potential of Customer-Sited Solar” afirman que el periodo de amortización de cinco años de las instalaciones solares instaladas en edificios en el California se reduce a la mitad en el caso de los sistemas instalados en la fase inicial de construcción de los edificios, debido a la reducción de los costes de marketing, venta, mano de obra y construcción. Así, los sistemas solares en edificios de nueva construcción en el estado estadounidense pueden ofrecer una tasa interna de retorno (TIR) del 40% anual sobre su coste de inversión, en lugar del 20% de TIR que ofrecen los sistemas instalados posteriormente.

Nuestro país ocupa el 4.º puesto en la amortización de sistemas residenciales y el 2.º en la de comerciales de los 10 países analizados en el informe.

La idea central del informe es la necesidad de que los legisladores introduzcan políticas para liberar el potencial global de la energía solar en los tejados que, según los autores del estudio, podría impulsar 2 TW de energía solar doméstica y comercial in situ para mediados de siglo, además de alrededor de 1 TWh de almacenamiento de energía local.