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SolarReserve ha recibido la aprobación ambiental del gobierno de Chile para la construcción de una planta de energía termosolar de 390 MW con almacenamiento de energía de 5.100 MWh. Este hito importante marca la tercera aprobación de SolarReserve de un proyecto termosolar que proveerá a Chile de un suministro energético no intermitente 24 horas al día – a un precio competitivo con la generación basada en combustibles fósiles.

Usando la tecnología termosolar con almacenamiento de energía mediante sales fundidas patentada de SolarReserve, el Proyecto de Energía Likana Solar en la región de Antofagasta de Chile, estará compuesto de tres torres de concentración solar de 130 MW, cada una con un almacenamiento de energía a carga completa de 13 horas. Con una capacidad total de almacenamiento de energía de 5,1 GWh las instalaciones proveerán 390 MW de producción continua, resultando en más de 2.800 GWh generados anualmente. La planta operará a un factor de capacidad y un porcentaje de disponibilidad igual al de una planta de generación de electricidad que utiliza combustibles fósiles, mientras que provee un precio competitivo de energía con cero emisiones.

 

El sistema de transmisión chileno tendrá dificultades para operar con grandes cantidades de energía
intermitente. Las compañías de distribución y el sector minero requieren un abastecimiento de electricidad firme, seguro y estable las 24 horas del día, El proyecto Likana Solar ayudará a bajar los costes de la electricidad de las familias y negocios chilenos, mientras que salvaguardan la estabilidad de la red.

Precio altamente competitivo sin volatilidad de precios de combustibles

SolarReserve estará licitando la energía y capacidad asociada de Likana Solar y otros proyectos desarrollados en Chile, en la próxima licitación de suministro de energía de las compañías distribuidoras en Chile.

Lo que está sucediendo en Chile es un anticipo del futuro de la energía termosolar con almacenamiento en el mundo. Incluso más sobresaliente que la energía solar de base, SolarReserve ha establecido un nuevo parámetro para la fijación de precios de energía termosolar al ofrecer 6.4 c$/kWh, sin subsidios, en la última licitación para el suministro de energía en Chile,” ha declarado Kevin Smith, Director General de SolarReserve. “Hemos probado que la energía solar con almacenamiento térmico de energía puede competir con la energía convencional tanto en funcionalidad como en costes.”

Este logro tendrá un impacto mundial de largo alcance, a medida que las redes puedan incorporar energía solar de manera costo-efectiva, que pueda:

• Entregar energía base no intermitente que sea más fácilmente integrada a las redes existentes.
• Entregar capacidad firme para satisfacer la demanda confiablemente durante las horas de mayor demanda, generando cuando la energía es más valiosa, reduciendo costos y riesgos para los consumidores de electricidad.

Mínimo impacto ambiental

Como parte del desarrollo del proyecto y proceso de autorización de SolarReserve para el Proyecto Likana Solar, la compañía colabora con las partes interesadas y las comunidades locales para asegurar un impacto ambiental mínimo. Este proceso incluye una cuidadosa selección del sitio, sistemas de bajo consumo de agua y estudios ambientales extensivos con anterioridad al inicio de la construcción. El proyecto Likana Solar se sometió a una evaluación ambiental integral bajo el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental – SEIA, chileno, administrado por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), y, como resultado, se le otorgó exitosamente una Resolución de Calificación Ambiental (RCA), el cual es el nombre del permiso ambiental chileno.

Durante los dos últimos años, la industria de almacenamiento de energía ha experimentado un crecimiento significativo tanto en los mercados más maduros, que la adoptaron más temprano, como en los nuevos mercados, en los que la tecnología acaba de empezar a impactar. En 2015, Navigant Research pronosticó que los cinco principales países representaron aproximadamente el 66% de las instalaciones mundiales de almacenamiento de energía ese año. Sobre la base de nuevas previsiones, se prevé que los cinco primeros países representarán sólo el 57% de la nueva potencia instalada en 2017.

EE.UU. y Alemania siguen siendo dos de los principales mercados mundiales de almacenamiento de energía a escala de servicios públicos, impulsados por las normativas, los proveedores innovadores y promotores de proyectos. Sin embargo, en el último año, han surgido mercados adicionales en Europa como algunos de los más atractivos, especialmente Reino Unido e Italia. Ambos países han comenzado a experimentar problemas de estabilidad de la red causados por una mayor penetración de la generación renovable, y ambos reconocen la capacidad del almacenamiento de energía para resolver muchos de estos desafíos.

 

Los primeros mercados en adoptar el almacenamiento de energía a escala de servicios públicos en Asia Pacífico, como Australia, Japón y Corea del Sur, también han visto un crecimiento significativo del mercado a medida que avanzan hacia objetivos ambiciosos de modernización de la red. En otros lugares de Asia y el Pacífico, mercados potencialmente masivos como China e India están ganando terreno, a medida que la reglamentación y los modelos de negocio continúan evolucionando. A lo largo del resto del mundo, se están anunciando nuevos proyectos de almacenamiento de energía a un ritmo cada vez mayor, lo que llevará a más empresas de servicios públicos y reguladores a descubrir los beneficios que la tecnología puede proporcionar.

Aunque muchos mercados han visto un crecimiento más lento de lo esperado en los últimos dos años, la industria ha madurado significativamente y se está expandiendo para ofrecer nuevas aplicaciones en nuevos mercados alrededor del mundo. El almacenamiento es ahora uno de los temas más candentes en la industria eléctrica mundial, y el ritmo de nuevos proyectos que se ponen en marcha y se anuncian continúa aumentando. Quizás la tendencia más importante que alimenta este crecimiento en los últimos dos años ha sido la dramática disminución de los precios de los componentes de los sistemas de almacenamiento de energía, principalmente de las baterías de Li-ion.

Navigant Research calcula que los costes totales instalados para los sistemas de almacenamiento de energía de Li-ion han caído hasta ahora aproximadamente un 35% respecto de los precios de finales de 2015. Esta rápida disminución de los precios ha dado lugar a que la tecnología de Li-ion establezca aún más su dominio en el mercado de almacenamiento a escala de servicios públicos. Si bien seguirá existiendo competencia de varias tecnologías dependiendo de los servicios que proporcionen los sistemas, la flexibilidad de la tecnología Li-ion le permite proporcionar con eficacia la mayoría de las aplicaciones de red. Otro factor clave en la popularidad de la tecnología de Li-ion es la confianza que los clientes tienen tanto en la tecnología como en los vendedores. Las sólidas reputaciones y los balances de cuentas de los principales fabricantes de baterías de Li-ion, les permiten ofrecer garantías atractivas y ofrecer a sus clientes las garantías que necesitan para realizar inversiones en nuevos proyectos. Además, el éxito temprano de muchos proyectos de almacenamiento se traduce en un interés creciente y las inversiones en toda la industria.

El nuevo informe de Navigant Research proporciona previsiones para el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía a escala de servicios públicos en países seleccionados, en términos de capacidad de potencia (MW), capacidad de energía (MWh), y los ingresos generados por el desarrollo de nuevos proyectos en 26 países a nivel mundial. Las previsiones incluyen las tecnologías más comunes para el almacenamiento de energía a escala de servicios públicos, incluyendo las tecnologías electroquímicas (baterías) y las electromecánicas (bombeo hidráulico, aire comprimido, volantes, etc.).

De acuerdo con Navigant Research, se espera que las incorporaciones anuales a la capacidad mundial de almacenamiento de energía eléctrica a escala de servicios públicos aumenten de 1.158,8 MW en 2017 a 30.472,5 MW para 2026.

La caída de los costes de las baterías y otros componentes de los sistemas de almacenamiento de energía está dando lugar a nuevas aplicaciones rentables y a la apertura de los mercados. Después de muchos años de especulación, la industria está comenzando a ver flujos acumulados de ingresos y aplicaciones, haciendo de los nuevos proyectos una inversión cada vez más económica. Esta transición está siendo impulsada por los avances que se están haciendo en las plataformas de software de almacenamiento de energía que permiten a los sistemas ser mucho más flexibles en su operación para proporcionar un servicio más lucrativo y beneficioso en un momento dado.

Siemens AG y AES Corporation han anunciado un acuerdo para formar una nueva compañía de servicios y tecnología de almacenamiento de energía bajo el nombre de Fluence. La empresa conjunta combinará los diez años de experiencia de AES en la industria de la distribución de almacenamiento de energía en siete países, con más de un siglo de liderazgo en tecnología energética de Siemens y su presencia global en más de 160 países. Al combinar las plataformas de almacenamiento de energía de AES Advancion y Siemens Siestorage con servicios ampliados, Fluence ofrecerá a los clientes una mayor variedad de opciones para responder a los retos de un sector energético en rápida transformación.

La compañía capacitará a clientes de todo el mundo para navegar mejor por el fragmentado, pero en rápido crecimiento, sector de almacenamiento de energía y satisfacer así sus necesidades apremiantes de soluciones de almacenamiento de energía escalables, flexibles y a costes competitivos. Siemens y AES tendrán el control conjunto de la compañía, con una participación del 50%. La sede mundial de Fluence estará ubicada en el área de Washington DC, con oficinas adicionales ubicadas en Erlangen, Alemania y ciudades seleccionadas en todo el mundo. Se espera que la transacción se cierre en el cuarto trimestre del año 2017, sujeta a las correspondientes aprobaciones regulatorias.

 

Fluence operará independientemente de sus empresas matrices, combinando las capacidades y experiencia del grupo en soluciones de almacenamiento de energía basado en baterías de Siemens bajo la división de Gestión de Energía, con la filial de AES Energy Storage. AES y Siemens se encuentran actualmente entre los principales líderes en sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo, según Navigant Research. Juntas, las dos compañías han desplegado 48 proyectos que conforman un total de 463 MW de almacenamiento de energía a través de baterías en 13 países, incluyendo el mayor proyecto de almacenamiento de energía basado en batería de litio-ion cerca de San Diego, California.

A medida que el mercado de almacenamiento de energía se expande, los clientes se enfrentan al reto de encontrar un socio tecnológico de confianza con una cartera apropiada y un profundo conocimiento del sector de la energía. Fluence cubrirá este importante segmento de mercado. Con el alcance global de una experimentada fuerza de ventas internacionales, así como la plataforma tecnológica líder de Siemens Siestorage, Fluence estará perfectamente equipada para ofrecer soluciones en este mercado tan interesante, ” dijo Ralf Christian, CEO de la división de Siemens Energy Management.

A lo largo de los últimos diez años, AES se ha convertido en un líder mundial en el almacenamiento de energía mediante sistemas de baterías. Hoy, la plataforma Advancion de AES está presente en siete países con más de 200MW de almacenamiento de energía desplegados, incluyendo el sistema instalado más grande de su clase en el mundo, ” dijo Andrés Gluski, Presidente y CEO de AES. “Ofrecer a los grandes y pequeños clientes toda la gama de soluciones de almacenamiento de energía de vanguardia en más de 160 países, acelerará la integración de las energías renovables en la red de energía del futuro,” aseguró.

Se espera que el sector de almacenamiento de energía conectado a la red se expanda de una capacidad instalada total de 3 GW a finales de 2016 hasta 28 GW para el año 2022, según IHS Markit, equivalente a la potencia utilizada por 18,6 millones de hogares. Al incorporar el almacenamiento de energía a través de la red eléctrica, los servicios públicos y las comunidades de todo el mundo optimizarán sus inversiones en infraestructura, aumentarán la resistencia y flexibilidad de la red y acelerarán la integración de la generación rentable de electricidad renovable.

Las plataformas tecnológicas AES Advancion y Siemens Siestorage dan soporte a multitud de aplicaciones de almacenamiento de energía, que en su conjunto son líderes en la industria para los clientes. Siemens aporta su experiencia en aplicaciones de microgrid e islanding, tecnología híbrida renovable, capacidad de arranque, etc. aprovechando su conocimiento de las necesidades energéticas del cliente como un fabricante líder mundial de equipos originales. AES aporta su profunda experiencia en soluciones de almacenamiento de energía basadas en baterías a escala de utilidad para una capacidad de pico flexible, servicios auxiliares como regulación de frecuencia, fiabilidad de transmisión y distribución y aplicaciones de integración renovable que datan de una década y representan varias de las mayores instalaciones de almacenamiento de energía en el mundo.

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

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

 

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

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

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

Acciona Energía ha puesto en marcha en Barásoain (Navarra) la primera planta híbrida de almacenamiento de electricidad en baterías integrada en un parque eólico conectado a la red en España. La compañía ha desarrollado asimismo un software de simulación que se utilizará en la planta y que ha obtenido el Premio Eolo de Innovación 2017, concedido por la Asociación Empresarial Eólica (AEE). Ambas iniciativas sitúan a la compañía como pionera en este tipo de soluciones orientadas a facilitar la integración de las renovables de generación variable en la red y optimizar la gestión de la energía producida.

La planta de Barásoain, situada en el municipio navarro del mismo nombre, 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 son de tecnología Li-ion Samsung SDI y están conectadas a un aerogenerador AW116/3000, de 3 MW de potencia nominal y tecnología Accciona Windpower (Grupo Nordex), del que tomarán la energía que deba ser almacenada. Este aerogenerador es una de las cinco que integran el Parque Eólico Experimental Barásoain, que la compañía opera desde 2013.

 

La instalación consta de tres unidades adicionales –una para celdas de media tensión y analizadores, otra para inversores/cargadores y transformador (instalada por Ingeteam, compañía colaboradora en el proyecto), y una tercera para los equipos de control y monitorización.

En la planta se aplicarán soluciones de almacenamiento con eólica conectadas a la red que permitan prestar servicios de tecnología avanzada orientada a mejorar la calidad de la energía que se inyecta en el sistema. Se analizarán también funcionalidades como la prestación de servicios de ajuste al sistema eléctrico -necesarios para mantener el permanente equilibrio entre oferta y demanda-, o el desplazamiento de la aportación de energía a la red a aquellos momentos en que se registra una mayor demanda, lo que mejora el rendimiento económico de la instalación.

El proyecto ha contado con financiación del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER), que gestiona en España el Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI).

Optimizar el almacenamiento

Un componente esencial del trabajo de innovación que lleva a cabo Accionaen este campo es el software de simulación desarrollado internamente, que permite dimensionar y optimizar sistemas de almacenamiento en integración con parques eólicos, ya se encuentren éstos en fase de proyecto o plenamente operativos. Denominada ADOSA (Análisis, Dimensionamiento y Optimización de Sistemas de Almacenamiento), es una herramienta innovadora cuya singularidad reside en contemplar de forma integrada tanto aspectos técnicos como económicos y estratégicos, permitiendo así concluir cuál es la solución óptima en cada caso.

La Asociación Empresarial Eólica acaba de conceder su máximo galardón anual en materia de I+D, el premio Eolo de Innovación, a este proyecto, que firman las ingenieras Asun Padrós Razquin y Raquel Rojo Ochoa, de la Dirección de Innovación de Acciona Energía.

Expectativas de futuro

La aplicación de sistemas de almacenamiento eléctrico con baterías vinculados a parques eólicos y plantas solares es un campo con gran potencial de crecimiento debido al fuerte desarrollo de ambas energías renovables a nivel global y al abaratamiento de la tecnología de baterías y la mejora de su eficiencia.

Aunque todavía se encuentran en fase incipiente, este tipo de soluciones están demostrando su idoneidad no sólo para aplicaciones domésticas o redes poco interconectadas (islas, redes débiles), sino también para aplicaciones a escala “utility” en países desarrollados, con el foco puesto en incrementar la penetración de la renovables variables en los sistemas eléctricos sin merma de su calidad y seguridad, y en adaptar el suministro eléctrico a los momentos de mayor demanda. Se trata, en definitiva, de mejorar la flexibilidad de los sistemas eléctricos para incorporar una mayor capacidad renovable, en un contexto de transición hacia un mix bajo en carbono, en que los combustibles fósiles van a ser paulatinamente sustituidos por tecnologías limpias.

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el almacenamiento en baterías se muestra incluso más ágil para dar respuesta rápida a los requerimientos de regulación del sistema eléctrico que las plantas convencionales de combustibles fósiles, que prestan tradicionalmente estos servicios de ajuste.

Los analistas prevén un importante crecimiento de los sistemas de almacenamiento en las próximas décadas. Sólo en proyectos a escala “utility”, la consultora Navigant prevé una facturación de 18.000 M$ en 2023, frente a 220 M$ en 2014, período en que la capacidad anual de almacenamiento en baterías pasará de 360 MW a 14.000 MW.

NEC Corporation ha anunciado que NEC Chile y NEC Energy Solutions suministrarán a Engie Energía Chile un sistema de almacenamiento de energía de iones de litio de 2 MW, 2 MWh. Compitiendo en un exigente proceso contra un sólido grupo de otras compañías líderes en almacenamiento de energía, NEC Chile resultó adjudicataria y firmó el contrato con Engie Energía Chile. Este proyecto es el primer proyecto de energía inteligente para NEC Chile y será el primer sistema de almacenamiento de energía que será operado por el grupo Engie en la región.

El sistema de almacenamiento de energía se instalará en el segundo semestre de 2017 en la ciudad de Arica, en el norte de Chile. El sistema estará diseñado para ofrecer servicios auxiliares tales como reserva y ajustes horarios, ayudando a la integración de proyectos fotovoltaicos y eólicos. Se conectará a una subestación existente. Esto marcará el tercer proyecto en Chile para NEC Energy Solutions desde 2009, que ha instalado 32 MW de soluciones de almacenamiento de energía de red en el país.

 

En cooperación con NEC Energy Solutions, NEC Chile proporcionará una solución de almacenamiento GSS® que incluye baterías de iones de litio en contenedores, sistema de conversión de energía y sistema de control AEROS® de NEC Energy Solutions, así como paquetes de servicio y mantenimiento para Engie.

NEC Energy Solutions ha anunciado que ha firmado un contrato para construir y operar un total de 50 MW de proyectos de almacenamiento de energía con VLC Energy, una nueva empresa conjunta creada por Low Carbon, compañía de inversión en energía renovable, y VPI Immingham, propietaria de una de las mayores centrales de ciclo combinado de Europa y parte del Grupo Vitol. Las instalaciones de almacenamiento de energía se basarán en la tecnología de iones de litio.

El proyecto, que incluye una instalación de 40 MW en Glassenbury, Reino Unido y una instalación de 10 MW en Cleator, Reino Unido, será la mayor cartera de baterías conectadas a red de Reino Unido una vez que estén operativas a finales de este año. Los emplazamientos de Cleator y Glassenbury obtuvieron dos contratos con National Grid en agosto de 2016 para sistemas de almacenamiento de energía en baterías para proporcionar servicios de respuesta de frecuencia mejorada (EFR, por sus siglas en inglés) al operador del sistema de Reino Unido.

 

NEC ES proporcionará servicios llave en mano para la ingeniería, suministro y construcción y la operación y mantenimiento que incluyen su solución de almacenamiento en red GSS®, instalación y puesta en servicio y diez años de operación y mantenimiento para cada proyecto. Las instalaciones serán operadas por NEC ES bajo las nuevas directrices EFR, proporcionarán servicios estacionales para evitar Tríadas y también participarán en otros mercados. La ejecución del proyecto ya está en marcha y se espera que los sistemas estén instalados y operativos en noviembre de 2017.

Las tríadas son los tres períodos de liquidación de media hora con la mayor demanda del sistema y son utilizados por National Grid para determinar los cargos a los clientes de demanda con mediciones de media hora y los pagos a la licencia de generación distribuida exenta. Pueden ocurrir en cualquier media hora en cualquier día entre noviembre y febrero inclusive, pero están separados entre sí por al menos diez días completos.

LUT wind mill. Photo Teemu Leinonen

Una investigación realizada por la Universidad Tecnológica de Lappeenranta y el Centro de Investigación Técnica de Finlandia VTT Ltd. han demostrado que un sistema eléctrico basado 100% en energías renovables es la mejor opción, desde el punto de vista económico, para producir electricidad en América del Sur y se puede lograr para 2030 sin necesidad de altas capacidades de almacenamiento de energía.

América del Sur es una de las regiones más prometedoras del mundo para completar una transición a un sistema eléctrico basado en 100% en renovables. La región posee un conjunto único de recursos renovables, alojando uno de los emplazamientos de mayor potencial eólico del mundo, el desierto de La Patagonia, el de mayor potencial solar, el desierto de Atacama, con un nivel de biomasa sostenible muy alto y fuertes capacidades de energía hidroeléctrica en operación.

Por estas razones, el coste de la energía eléctrica producida por un sistema basado en 100% en renovables varía entre 47 y 62 €/MWh dependiendo de las suposiciones utilizadas. En comparación, otras opciones que incluyen nuevas instalaciones nucleares y centrales termoeléctricas de gas natural con captura y almacenamiento de CO2, generarían un coste de energía entre un 75%-150% superior al coste de generación mediante renovables.

El sistema 100% renovable estaría constituida de 415 GW de solar fotovoltaica, 144 GW de hidroeléctrica, 69 GW eólicos, 39 GW de centrales hidroeléctricas a paso de río, 17 GW de centrales termoeléctricas de biogás y 4 GW de centrales termoeléctricas de biomasa. La abundancia de potencial eólico y solar así como el alto nivel de capacidad hidroeléctrica facilita un sistema sin necesidad de almacenamiento de energía. Las presas hidroeléctricas pueden ser utilizadas como baterías para almacenar la energía solar y eólica. En contraste, otras regiones del mundo requerirían de la tecnología power-to-gas para almacenar energía a largo plazo.

El estudio también demuestra que cuando la demanda actual de gas natural en América del Sur es sustituida por tecnología power-to-gas, la necesidad de almacenamiento de energía prácticamente desaparece. Éste tipo integración del sistema en el cual la tecnología power-to-gas, en conjunto con otras tecnologías, incrementa la flexibilidad del sistema eléctrico sin necesidad de grandes centros de almacenamiento de energía, reduce aún más el coste de la energía. Se estima que el beneficio sería de alrededor de 13.000 M€.

El estudio ha sido realizado como parte del proyecto Neo-Carbon Energy, patrocinado por la Agencia Finlandesa de Patrocinio de Innovación (TEKES por sus siglas en finés) en cooperación con la Universidad Tecnológica de Lappeenranta (LUT), el Centro de Investigación Técnica de Finlandia VTT Ltd., y el Centro Finlandés de Investigaciones Futuras de la Universidad de Turku.

Gamesa ha dado un nuevo paso en el desarrollo de su tecnología offgrid con la instalación y puesta en marcha de una batería de litio para el almacenamiento de energía en el prototipo instalado por la compañía en La Muela (Aragón).

El sistema offgrid de Gamesa, inaugurado en mayo, permite suministrar energía en zonas sin acceso a la red eléctrica. Este prototipo es pionero por la combinación, con una potencia total instalada superior a 2 MW, de cuatro tecnologías: energía eólica, solar, generación diésel y la batería de almacenamiento energético que se incorpora ahora.

 

El prototipo incluye también un software de control desarrollado por Gamesa para la integración de las cuatro tecnologías. Este sistema, denominado Hybrid Power Controller (HPC), permite gestionar de forma remota todo tipo de situaciones, incluidas la carga y descarga de las baterías, el arranque y parada de los sistemas o la gestión de modos especiales de operación, como el cero diésel.

La batería de litio, con una capacidad de almacenaje de 429 KW, se suma al aerogenerador Gamesa G52, de 850 kW de potencia unitaria, 816 módulos fotovoltaicos (245 kWp), y tres generadores diésel de 222 kW. Con ello, este prototipo generaría energía suficiente para abastecer las necesidades de 400 familias.

Un prototipo pionero

Este prototipo offgrid es el primero del mercado que permite una combinación ad hoc de cada una de las tecnologías instaladas en función de los requisitos específicos del proyecto, con el objetivo de generar energía minimizando el consumo de diésel.

Esta incursión en el segmento offgrid se enmarca dentro de la voluntad desarrollada en el Plan de Negocio 2015-2017 para explorar oportunidades en negocios complementarios con la industria eólica, como el solar y el offgrid, que pueden añadir valor a la compañía a partir de 2018.

Varios proyectos de almacenamiento de energía que estaban en construcción a principios de este año entraron en operación comercial en el tercer trimestre. Los anuncios de nuevos proyectos son habituales, y la industria mundial de almacenamiento de energía continúa explorando diferentes casos de negocio que hagan rentables los sistemas de almacenamiento de energía. Aplicaciones innovadoras como la integración de las energías renovables y los sistemas “detrás del contador” se están volviendo económicamente atractivas, lo que resulta en que continuamente se abren nuevos mercados geográficos.

De acuerdo con Navigant Research, las baterías de iones de litio (Li-ion) siguen siendo la principal forma de almacenamiento de los nuevos proyectos en todo el mundo, representando el 83% de la nueva capacidad de almacenamiento anunciada durante el tercer trimestre del año (excluyendo el almacenamiento por bombeo). Las baterías de Li-ion son la tecnología más popular para los segmentos de mercado en auge: los sistemas de almacenamiento distribuidos y las aplicación “detrás del contador”.

 

También es notable en el mercado el aumento de proyectos anunciados que utilizan baterías de flujo y los sistemas de baterías híbridas. Los sistemas híbridos presentan ventajas porque pueden proporcionar múltiples servicios a la red, sobre la base de condiciones dinámicas y requisitos específicos. Aunque durante 2016 se ha registrado actividad en varias regiones, Norteamérica sigue siendo el mayor mercado para nuevos anuncios de proyectos de almacenamiento. Se estima que en lo que va de año se han anunciado nuevos sistemas de almacenamiento con una potencia de 1.997,3 MW a instalarse en todo el mundo, aproximadamente el 15,8% proviene de Norteamérica.

El papel de integrador de sistemas

A medida que la industria de almacenamiento de energía continúa en desarrollo, el papel del integrador de sistemas es cada vez más importante. Los integradores son responsables de maximizar el valor de un sistema, al permitir captar todas las fuentes de ingresos disponibles, lo que garantiza la disponibilidad constante, y maximiza la vida del sistema. Cada vez se les pedirá a los sistemas de almacenamiento de energía que sirvan a diferentes aplicaciones, que van desde servicios auxiliares de corta duración y alta a servicios para balanceo temporal de energía. Los integradores de sistemas son responsables de gestionar esta complejidad mediante el diseño de sistemas que puedan proporcionar el máximo valor tanto a la red como a los propietarios del sistema.

Una nueva tendencia en el segmento de la integración de sistemas de almacenamiento de energía a escala comercial, es la creciente diversidad de los antecedentes de los principales actores. Un informe de Navigant Research estudia empresas con experiencia en el desarrollo de proyectos renovables, compañías eléctricas, equipos y servicios de red eléctrica, fabricación de baterías, servicios de ingeniería civil y eléctrica, y sistemas innovadores de gestión de energía. De acuerdo con el informe las principales compañías en este sector son: AES Energy Storage, RES, S&C Electric, Siemens, NEC Energy Solutions, Greensmith, LG CNS, Invenergy, GE Energy Storage y ABB.

Los integradores de sistemas emergentes, como los líderes, han aprovechado su experiencia para proporcionar una gama de soluciones flexibles que incluyen el desarrollo completo del proyecto llave en mano. Tal modelo permite un enfoque más abierto a la satisfacción de las necesidades de varios clientes y se espera que permitirá que los negocios de las empresas escalen rápidamente.

Empresas de baterías avanzadas de nueva generación

A pesar de los progresos realizados con tecnologías comercialmente disponible como el ion de litio (Li-ion), baterías avanzadas de plomo-ácido, flujo, y sales fundidas, el camino hacia la comercialización de nuevas químicas para baterías continúa. Se proyecta que en los próximos años sean comercializadas varias nuevas químicas de baterías avanzadas. Mientras tanto, las necesidades de almacenamiento de energía motriz de transporte serán cubiertas por baterías de iones de litio disponibles en el mercado durante la próxima década. La mayoría de las baterías de almacenamiento de energía estacionaria vinculadas a la red será de ion-litio, junto con una mezcla de baterías avanzadas de plomo-ácido, flujo, y de sulfuro de sodio (NAS). No se espera que el crecimiento de las ventas de baterías avanzadas de químicas pre-comerciales de próxima generación (NGAB) en ambos sectores se acelere hasta 2021-2025.

Se prevé que la tecnología de litio de estado sólido (Li-SS) sea la primera nueva química de baterías para el sector transporte, y baterías avanzadas de flujo probablemente serán la primera tecnología nueva para el sector de almacenamiento de energía estacionaria. Las empresas que trabajan en la comercialización de tecnologías de químicas pre-comerciales de próxima generación, que se asocien con empresas bien establecidas en el campo de la tecnología de baterías de iones de litio y con empresas energéticas disfrutarán de una ventaja estratégica.

Navigant Research anticipa que aquellas empresas que muestren progresos hacia la comercialización probablemente recibirán inversión o serán adquiridas por las actuales líderes de la tecnología de ion-litio. En 4-6 años, estas empresas de tecnología de baterías de iones de litio bien establecidas estarán bien posicionados para añadir tecnologías a su fabricación, cadena de suministro y canales de venta.

De acuerdo con Navigant Research las empresas bien posicionadas son: Lockheed Martin Energy, Sion POwer, Seeo, Solid Power, ESS Inc., 24M, Nohm Technologies, Sakti3, OXIS Energy y WattJoule.

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