Shell probará un sistema de carga ultrarrápida con respaldo de batería en una gasolinera holandesa. Por el momento, hay planes para seguir adoptando el formato para reducir la presión de la red que probablemente esté asociada con la introducción de vehículos eléctricos en el mercado masivo.

Al aumentar el rendimiento de los cargadores de la batería, el impacto en la red se reduce drásticamente. Esto significa evitar costosas actualizaciones de infraestructura de red. Esto también alivia la presión sobre los operadores de redes locales que se esfuerzan por permitir ambiciones de carbono neto cero.

El sistema lo proporciona la empresa holandesa Alfen. Los dos cargadores de 175 kilovatios en el sitio de Zaltbommel funcionan con un sistema de batería de 300 kilovatios / 360 kilovatios-hora. Las empresas de la cartera de Shell, Greenlots y NewMotion, se harán cargo de la gestión del software.

La batería está optimizada para cargar cuando la producción de energía renovable es alta para mantener bajos los precios y el carbono. La empresa describe los ahorros al evitar las actualizaciones de la red como «significativos».

Shell apunta a tener una red de vehículos eléctricos con 500.000 cargadores para 2025, frente a los 60.000 actuales. El sitio piloto proporcionará los datos para demostrar la posibilidad de una introducción más completa del enfoque respaldado por baterías. No se ha establecido un cronograma para este lanzamiento, confirmó un portavoz de Shell.

El uso de un paquete de baterías para ayudar en la carga rápida de vehículos eléctricos puede ahorrar tiempo, instalación y costos operativos. En los Países Bajos, las restricciones de la red son importantes, especialmente en la red de distribución. Los operadores de redes de distribución en el Reino Unido han tratado de contrarrestar cualquier restricción potencial a medida que la introducción de vehículos eléctricos en los EE. UU. Ha ganado impulso.

Para ganar dinero, si esto no ayuda a reducir la carga de la red al cargar vehículos eléctricos, la batería también participará en una planta de energía virtual a través de la plataforma Greenlots FlexCharge.

El enfoque que funciona con baterías es similar al de la startup estadounidense FreeWire Technologies. La compañía con sede en California recaudó $ 25 millones en abril pasado para comercializar su cargador Boost, cuya producción de 120 kilovatios está respaldada por una batería de 160 kWh.

La empresa británica Gridserve construirá 100 «explanadas eléctricas» especiales (gasolineras en el lenguaje estadounidense) durante los próximos cinco años. La carga rápida está respaldada por los propios proyectos de almacenamiento Solar Plus de la empresa.

Pivot Power de EDF construye instalaciones de almacenamiento cerca de puntos de carga clave para vehículos eléctricos. Se cree que la carga de vehículos eléctricos podría representar el 30 por ciento de las ventas de cualquier batería.

Operadores de redes locales que están agobiados por vehículos eléctricos

El regulador del Reino Unido, Ofgem, ha descubierto que las cargas públicas se han distribuido de manera más uniforme a lo largo del día, mientras que los cargadores domésticos a menudo coinciden con los picos de demanda. Los datos de Zap-Map, que mapea la red del país, muestran que el uso rápido de las cargas públicas está alcanzando su punto máximo a la hora del almuerzo.

Esta es una ventaja para los operadores de sistemas de distribución (DNO) que desean evitar cuellos de botella. Sin embargo, no cambia el hecho de que la carga ultrarrápida suele ser demasiado alta para que la soporte la infraestructura existente. La conexión a la red en el sitio de Zaltbommel es baja y la iluminación, refrigeración y otras cargas en la estación de servicio ya requieren de 30 a 70 kW. Esta conexión no es suficiente para cargarse de forma ultrarrápida, independientemente de la distribución a lo largo del día.

Estos desafíos para los operadores de sistemas de distribución solo aumentan cuando chocan los altos rendimientos percibidos y las ambiciones de bajas emisiones de carbono. El jueves, el regulador Ofgem anunció el marco financiero para sus próximos controles de precios para los DNO, que deberían entrar en vigor a partir de 2023. Las devoluciones se han reducido en un tercio.

Si bien los grupos de consumidores pueden regocijarse con esta noticia, las seis empresas afectadas aún tienen que presentar sus planes de gasto e inversión. Ofgem acepta que algunos de estos ahorros para los consumidores podrían verse obstaculizados por la necesidad de realizar mayores inversiones para respaldar redes más inteligentes y con menos emisiones de carbono.

Los próximos controles de precios para las empresas de transmisión comenzarán el próximo mes y se extenderán hasta marzo de 2026. Tras las propuestas de Ofgem, que también redujeron la rentabilidad de los inversores, todas las empresas afectadas han apelado una serie de detalles al regulador de la competencia y del mercado. El TSO más grande, National Grid, está preocupado por el riesgo percibido de que las inversiones se incluyan en el cálculo y por una «brecha de rendimiento superior» que, según las empresas de la red, castiga en lugar de fomentar el rendimiento superior.

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