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Que la energía del hidrógeno es una alternativa real y limpia perfectamente utilizable ha quedado una vez más de manifiesto en Escocia durante la puesta de largo del proyecto europeo Surf ‘ n’ Turf, que cuenta con el grupo industrial español Calvera como uno de sus proveedores principales. El proyecto Surf’ n’ Turf, cuyas instalaciones se ponían en marcha el pasado 27 de septiembre en un acto que contaba con la presencia del ministro de Economía, Innovación y Energía del Gobierno de Escocia, Paul Wheelhouse, es una novedosa iniciativa que busca promover la generación local, almacenamiento y distribución de hidrógeno a partir de energías renovables en el archipiélago que conforman las islas Orkney, en Escocia.

El objetivo, producir y utilizar localmente la energía eléctrica reduciendo las importaciones de combustibles fósiles y la emisión de gases de efecto invernadero. Para lograrlo, se ha construido un conjunto de instalaciones que combinan la producción de hidrógeno en la isla de Eday a partir de una turbina marina y un electrolizador, para su posterior traslado en contenedores en un ferry al puerto de Kirkwall, donde se transformará de nuevo en electricidad para abastecer a los edificios del puerto y dar servicio a los barcos en él atracados.

 

En todo este proceso la participación de la empresa española Calvera es la clave, pues ha suministrado tres equipos para realizar la operación completa de transporte del hidrógeno (compuestos por depósitos y chasis para camión), aprovechando todo su saber hacer en materia de transporte y almacenamiento de hidrógeno a alta presión, que puede llevarse así desde el punto de generación al de consumo, constituyendo una eficaz y limpia solución energética.

Experiencia en proyectos internacionales

El Grupo Calvera tiene una amplia experiencia en la participación en proyectos europeos relacionados con el hidrógeno. Anteriormente a Surf’ n’ Turf, tomaron parte en el proyecto CENIT Sphera que finalizó en 2010 y que, liderado por Gas Natural y con un presupuesto de 30 M€, tenía como objetivo el desarrollo integral de la tecnología necesaria para situar al hidrógeno como un elemento más del mix energético, para lo que proponía soluciones a su producción, almacenamiento, distribución y utilización, con especial atención al hidrógeno renovable.

Actualmente participan como socios en una de las iniciativas de promoción del hidrógeno como vector energético más ambiciosas de cuantas existen en Europa, con un presupuesto cercano a los 11 M€ de los que la Comisión Europea aporta 5 M€. Se trata del proyecto BIG HIT (Building Innovative Green Hydrogen Systems in an Isolated Territory: a pilot for Europe), que involucra a 12 participantes de 6 países europeos y busca desarrollar una infraestructura de producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno con fines de abastecimiento energético de forma local en las islas Orkney de Escocia como en Surf n’ Turf, proyecto al que sucede, y también a partir de fuentes renovables como la eólica o la fuerza de las mareas. Este proyecto permitirá superar las limitaciones de la red eléctrica de la zona para producir hidrógeno “verde” con los excedentes de energía que ahora se pierden.

La empresa española está asimismo involucrada en el proyecto The Hydrogen Office, suministrando los almacenamientos de hidrogeno para equipar y proporcionar suministro energético y calefacción a un complejo de edificios ubicado en la localidad escocesa de Methil.

Nueva inversión mundial en energía limpia por región, por trimestre en miles de M$. Fuente: Bloomberg New Energy Finance / Global new investment in clean energy by region, by quarter, US$bn. Source: Bloomberg New Energy Finance.

Siete enormes parques eólicos, valorados entre 600 M$ y 4.500 M$, y repartidos en EE.UU., México, Reino Unido, China y Australia, ayudaron a la inversión global en energías limpias a crecer un 40% en el tercer trimestre (3T) de 2017 en comparación con el año anterior. Los últimos datos autorizados de la base de datos de acuerdos y proyectos de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) muestran que en el mundo se invirtieron 66.900 M$ en energía limpia (energía renovable excluyendo grandes proyectos hidroeléctricos de más de 50 MW, más tecnologías energéticas inteligentes tales como redes inteligentes, almacenamiento en baterías y vehículos eléctricos) en el 3T de 2017, superando los 64.900 M$ del 2T de este año y los 47.800 M$ del 3T de 2016.

Los números del trimestre julio-septiembre indican que la inversión en 2017 hasta la fecha está marchando un 2% por encima que en el mismo período del pasado año, y sugieren que el total anual podría terminar próximo o un poco por encima de la cifra de 2016, 287.500 M$. Sin embargo, parece poco probable que 2017 llegue a batir el record de 2015, 348.500 M$.

 

El movimiento destacado del 3T de 2017 fueron los 4.500 M$ invertidos por American Electric Power (AEP) en en el proyecto de Invenergy de 2 GW Wind Catcher, en el Oklahoma Panhandle. Proyecto para ser completado en 2020, que contará con 800 aerogeneradores, conectados a centros de población a través de una línea de alta tensión de 350 millas. AEP todavía necesita asegurar algunas aprobaciones regulatorias, pero la construcción ha comenzado y BNEF está tratando el proyecto como financiado.

Las otras transacciones de financiación de activos más importantes del trimestre fueron la decisión de Dong Energy (que está cambiando su nombre a Ørsted) de continuar con el parque eólico marino de 1,4 GW Hornsea 2 en el Mar del Norte de Reino Unido, con un valor estimado de 3.700 M$, que será completado en 2022-2023; y la financiación de Northland Power para el complejo Deutsche Bucht de 252 MW en aguas alemanas, por 1.600 M$.

Después de éstos se encuentran dos parques eólicos marinos de China (Guohua Dongtai y Zhoushan Putuo) que totalizan 552 MW y un coste estimado de 2.100 M$; el parque eólico Zuma Reynosa III, en México, con 424 MW y una inversión estimada de 657 M$; y el proyecto eólico marino de 450 MW Coopers Gap, en Queensland, Australia, por 631 M$. La mayor financiación para proyectos solares fueron los aproximadamente 460 M$ para la planta fotovoltaica California Flatsd ,de 381 MW de First Solar en EE.UU.

Al clasificar las cifras del 3T de 2017 por tipo de inversión, la financiación de activos de proyectos de energía renovable a escala de servicios públicos, como los anteriores, aumentó un 72% en comparación con el mismo trimestre del año pasado, alcanzando 54.300 M$. La inversión en proyectos de pequeña escala (sistemas solares de menos de 1 MW) ascendió a 10.800 M$ en el último trimestre, un 9% más.

Las otras dos áreas de inversión que BNEF rastrea trimestralmente son el capital de riesgo y la inversión de capital privado en empresas especializadas en energía limpia, así como la captación de capital en los mercados públicos por parte de empresas cotizadas en el sector. Ambas áreas experimentaron una actividad moderada en el 3T.

Las dos primeras representaron solo 662 M$ en el 3T, un 79% menos que en el mismo período del año anterior. El 3T de 2017 fue el trimestre más débil para este tipo de inversión desde 2005. El único acuerdo que batió la cifra de 100 M$ fue una ronda de capital de expansión de 109 M$ para el promotor indio de proyectos solares Clean Max Enviro Energy Solutions.

La inversión de los mercados públicos también se moderó, un 63% interanual hasta 1.400 M$, su menor trimestre desde el 1T de 2016. Los mayores aumentos de capital fueron realizados por la compañía china Beijing Shouhang Resources Saving para financiar su actividad en generación solar térmica. Y una oferta pública inicial de 314 M$ de Greencoat Renewables, una compañía de inversión con sede en Dublín, que tiene como objetivo proyectos eólicos en operación en Irlanda y el resto de la zona del euro.

Tomando cada categoría de inversión en conjunto (financiación de activos, proyectos de pequeña escala, capital de riesgo e inversión de capital privado, mercados públicos y un ajuste por fondos propior re-invertidos), los resultados a nivel de país para el 3T de 2017 incluyen:

• China: 23.800 M$, 35% más que año anterior, 8% menos que 2T
• EE.UU.: 14.800 M$, 45% más que año anterior, 8% más que 2T
• Europa: 11.600 M$, 43% más que año anterior, 45% más que 2T
• Reino Unido: 4.600 M$, 57% más que año anterior, x10 respecto 2T
• México: 2.800 M$, aprox. 0 el año anterior, 84% más que 2T
• Alemania: 2.400 M$, 5% menos que año anterior, 26% menos que 2T
• Japón: 2.200 M$, 32% menos que año anterior, 17% menos que 2T
• Australia: 1.800 M$, 388% más que año anterior, 10% menos que 2T
• Brasil: 1.700 M$, 32% más que año anterior, 4% menos que 2T
• Argentina: 1.200 M$ aprox. 0 el año anterior, 151% más que en 2T
• India: 1.100 M$, 49% menos que año anterior, 60% menos que 2T
• Chile: 1.000 M$, 134% más que en año anterior, 306% más que 2T
• Turquía: 796 M$, aprox. 0 el año anterior, 312% más que en 2T
• Francia: 631 M$, 109% más que año anterior, 21% menos que en 2T
• Corea del Sur: 593 M$, 143% más que año anterior, 85% más que 2T

Al igual que los paneles solares fotovoltaicos hace una década, los sistemas de almacenamiento de electricidad en baterías ofrecen un enorme potencial de despliegue y de reducción de costes, según un nuevo informe publicado por IRENA. Para 2030, los costes totales de instalación podrían caer entre un 50% y un 60% (y los costes de las celdas de las baterías aún más, hasta un 66%), impulsados por la optimización de las instalaciones de fabricación, junto a mejores combinaciones y un menor uso de materiales. Los menores costes de instalación, las vidas más largas, el aumento del número de ciclos y el rendimiento mejorado reducirán aún más el coste de los servicios de la electricidad almacenada. El informe, Almacenamiento de Electricidad y Renovables: Costes y Mercados para 2030, también encontró que la capacidad mundial de almacenamiento podría triplicarse si los países duplicaran la participación de las energías renovables en sus sistemas energéticos.

El informe, que está enfocado en aplicaciones estacionarias, destaca que mientras que los sistemas de bombeo dominan actualmente la capacidad total instalada de almacenamiento de energía, con un 96% de la capacidad de almacenamiento de electricidad instalada en el mundo, las economías de escala y los avances tecnológicos apoyarán el desarrollo acelerado y la adopción de tecnologías de almacenamiento alternativo, como baterías de iones de litio y baterías de flujo. El almacenamiento en baterías para aplicaciones estacionarias podría crecer de solo 2 GW en todo el mundo en 2017 a alrededor de 175 GW, rivalizando con el almacenamiento por bombeo, cuyas previsiones indican que podría para alcanzar los 235 GW en 2030.

El almacenamiento estacionario de electricidad puede conducir directamente a una rápida descarbonización en otros segmentos clave de uso de energía, como en el sector del transporte donde la viabilidad del almacenamiento en baterías para vehículos eléctricos está mejorando rápidamente. A finales de 2016, el coste de las baterías de iones de litio había disminuido hasta en un 73% para las aplicaciones de transporte respecto de 2010.

Mientras que las baterías de iones de litio en aplicaciones estacionarias tienen un coste de instalación mayor que las usadas en vehículos eléctricos, en Alemania, los sistemas de baterías de iones de litio de pequeña escala también han visto caer sus costes totales de instalación un 60% entre el cuarto trimestre de 2014 y el segundo de 2017.

El crecimiento del uso de baterías de iones de litio en vehículos eléctricos y en el sector transporte en los próximos 10 a 15 años es una sinergia importante, que ayudará a reducir los costes de la baterías para las aplicaciones de almacenamiento estacionario. La tendencia hacia la movilidad eléctrica también abrirá oportunidades para que los vehículos eléctricos proporcionen servicios V2G, ayudando a alimentar un círculo virtuoso de energía renovable e integración del almacenamiento.

Para 2030, la vida útil de las baterías de iones de litio también podría aumentar aproximadamente en un 50%, mientras que la cantidad de ciclos completos posibles podría aumentar hasta en un 90%. Otras tecnologías de almacenamiento en baterías también ofrecen un gran potencial de reducción de costes. Las baterías de sodio-azufre de alta temperatura podrían reducir sus costes hasta en un 60%, mientras que el coste total de instalación de las baterías de flujo podría caer dos tercios para 2030. Aunque están sujetos a mayores costes iniciales en comparación con otras tecnologías , las baterías de flujo a menudo superan los 10.000 ciclos completos, equilibrando los costes con rendimientos energéticos muy elevados de por vida.

Clayhill Solar Farm es una planta solar fotovoltaica de 10 MW situada en Bedfordshire, equipada con una planta de almacenamiento en baterías de 6 MW, desarrollada por el promotor británico Anesco. La empresa ha desarrollado el proyecto en colaboración con la compañía de gestión de activos Alcentra, sin depender de ningún tipo de esquema gubernamental, como Contratos por Diferencia o Tarifas de Inyección, para subsidiar el coste y aumentar la rentabilidad de la planta. El permiso para la construcción de la planta fotovoltaica de 10 MW, junto con las cinco unidades de almacenamiento en baterías, fue concedido por el Consejo de Central Bedfordshire en 2015. La construcción e instalación del proyecto se completó en dos semanas.

Los módulos solares y las unidades de almacenamiento en baterías fueron suministrados por el fabricante chino BYD, mientras que Huawei suministró sus inventores de 1.500 V, siendo la primera vez que se han instalado en Europa los innovadores inversores de 1.500 V.

 

La planta fotovoltaica de 10 MW generará suficiente electricidad para alrededor de 2.500 viviendas y ahorrará 4.452 toneladas de carbono.

Un elemento de éxito es el hecho de que el nuevo proyecto energético fue construido junto a un proyecto solar existente, cerca de la ciudad de Flitwick. Los expertos sostienen que la localización de nuevos proyectos junto a los que ya se benefician de esquemas de subsidio es un factor crucial para reducir costes. Esto da lugar a una gran diferencia porque, obviamente, una gran parte de la infraestructura común que se necesita ya está en su lugar.

Otro elemento de éxito que impulsó la viabilidad del proyecto es que los módulos fotovoltaicos están conectados a baterías gigantes, que almacenarán energía y la liberarán durante momentos de demanda máxima, cuando la electricidad se venderá a un precio más alto.

Steve Shine OBE, Presidente Ejecutivo de Anesco, dijo: “Clayhill es un acontecimiento histórico para la industria solar, que abre el camino para un futuro sostenible, donde ya no sea necesario confiar en los subsidios. Lo que es más importante, demuestra que la decisión del Gobierno de retirar los subsidios no tiene porqué señalar el fin de la energía solar como una tecnología comercialmente viable.

Anesco planea utilizar el programa Clayhill para prestar servicios a la red nacional, que paga a los generadores de electricidad privados para ayudar a estabilizar la red absorbiendo el exceso de energía cuando sea necesario.

Claire Perry, Ministra de Cambio Climático e Industria del Reino Unido, que inauguró oficialmente la instalación, declaró: “El coste de los módulos solares y baterías ha caído drásticamente en los últimos años. El desarrollo de Clayhill sin subsidios es un momento significativo para la energía limpia en Reino Unido. Los módulos solares ya proporcionan suficiente electricidad para alimentar a 2,7 millones de hogares con el 99% de esa capacidad instalada desde 2010. El Gobierno está decidido a aprovechar este éxito y nuestra ambiciosa Estrategia de Crecimiento Limpio nos asegurará seguir liderando el mundo en la transición a una economía baja en carbono.

Albufera Energy Storage, Gamesa Electric y AZ España han unido sus fuerzas y experiencia con el fin de colaborar en el diseño, fabricación y comercialización de distintos tipos de baterías para vehículos eléctricos bajo el denominado Proyecto VERONICA. El Proyecto VERONICA tiene como objetivo el desarrollo de nuevos sistemas de baterías basándose en las tecnologías de almacenamiento eléctrico existentes, fundamentalmente Litio-ión, y en nuevas tecnologías en desarrollo.

Los participantes en este proyecto han conformado un equipo técnico que ya ha trabajado en nuevos tipos de baterías y logrado los primeros avances en cuanto a la electrónica de control y a la arquitectura mecánica de sus sistemas de almacenamiento.

 

Baterías más potentes, fiables y duraderas

La fabricación de packs de baterías de Litio-ión se producirá en la planta de Gamesa Electric de Benisanó en Valencia y está previsto que esa tecnología pueda ser sustituida en cuatro años por otras, como el Aluminio–aire a medida que el Grupo avance en sus investigaciones. En palabras de Joaquín Chacón, Director General de Albufera Energy Storage, los nuevos sistemas de baterías que VERONICA está desarrollando “proporcionarán una mayor energía específica, una mayor fiabilidad y durabilidad y tendrán unos menores costes que permitan reducir el precio final del sistema”.

Conferencia en MOTORTEC

La Feria MOTORTEC fue el escenario elegido para dar visibilidad al Proyecto. Durante este evento Joaquín Chacón, hizo una presentación sobre baterías de arranque y de las especificaciones técnicas de las baterías VERONICA para vehículos eléctricos. La conferencia tuvo lugar el 15 de marzo y fue aprovechada por el equipo comercial de AZ España para complementar su formación en las necesidades de este tipo de vehículos. Así, este evento sirvió para asentar las bases del proyecto y posibilitar su puesta en marcha.

Albufera Energy Storage ya ha alcanzado un acuerdo para desarrollar un producto conjuntamente con Be-Electrics, una empresa catalana experta en vehículos eléctricos tipo furgoneta. El proyecto prevé el diseño y la fabricación de baterías de 50 kWh para los vehículos tipo furgoneta de Be-Electrics, que trabajarán junto al sistema de cambio de marchas para vehículos pesados patentado por esta compañía y que permite alargar la vida de las baterías en más de un 20% frente a los actuales vehículos eléctricos con cambio automático.

Noor 1

La Agencia Marroquí de Energía Solar (MASEN) ha preseleccionado a cinco consorcios para licitar la fase 1 del complejo de energía solar Noor Midelt de 800 MW. Noor Midelt es el primer complejo que especifica plantas híbridas incluyendo termosolar y fotovoltaica. Se espera que la potencia total alcance los 400 MW, de los cuales entre 150 y 190 MW corresponderán a termosolar con un mínimo de cinco horas de almacenamiento.

Los consorcios oficialmente precalificados son:

 

ACWA Power Consortium: International Company for Water and Power Projects, General Electric Company
Consorcio EDF Energies Nouvelles: EDF Energies Nouvelles, Abu Dhabi Future Energy Co. PJSC – Masdar, Green of Africa, Sener Ingeneria y Sistemas
Consorcio ENGIE: International Power S.A (Engie), Nareva Holding S.A., SolarReserve LLC, Solaire Direct S.A.S
Consorcio Innogy SE: Innogy SE, Belectric GmbH y Ferrostaal Industrial Projects GmbH
Consorcio JGC: JGC Corporation, Abener Energía S.A

El proceso de licitación se puso en marcha en julio de 2016. Al terminar el en noviembre de 2016, siete solicitantes habían presentado sus propuestas; y el pasado 9 de Junio MASEN dio a conocer los cinco consorcios oficialmente precalificados. MASEN iniciará próximamente la siguiente etapa del proceso de licitación con la emisión de la Solicitud de Propuestas a los consorcios.

Se espera que la primera fase de Noor Midelt consista en dos plantas híbridas de termosolar y fotovoltaica. La potencia del componente fotovoltaico se deja a discreción de los licitadores, pero no puede exceder la potencia termosolar nocturna neta en más del 20%. Por diseño, se han zonificado para la instalación alrededor de 3.000 ha a unos 25 km al noreste de Midelt, para la instalación de las plantas híbridas.

El proyecto Noor Midelt es una de las iniciativas del Plan Solar Noor, cuyo objetivo es alcanzar una potencia total de 2.000 MW para 2020, de los cuales 680 MW ya han sido lanzados con éxito en Ouarzazate, Laayoune y Boujdour.

Marruecos abrió su planta fotovoltaica Noor Ouarzazate IV de 70 MW a principios de abril, que es la parte fotovoltaica del complejo solar de 580 MW de Ouarzazate. Este complejo consta de tres plantas termosolares y una planta fotovoltaica. El proyecto de las tres plantas termosolares (510 MW en total) es también el mayor complejo termosolar del mundo. Incluye una planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos de 160 MW, Noor 1, que se completó en febrero de 2016, una termosolar de colectores cilindro-parabólicos de 200 MW, Noor 2 y una planta termosolar de torre de 150 MW, Noor 3, que actualmente están en desarrollo y han alcanzado una tasa de terminación del 76% y 74% respectivamente. El proyecto fotovoltaico Noor Ouarzazate IV está programado para ser terminado en el primer trimestre de 2018, mientras que el complejo solar de 580 MW de Ouarzazate está previsto para finalizarse en 2020.

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.

Foto: Rec Solar. SolarPower Europe

SolarPower Europe pide a la Comisión Europea que responda a las necesidades de la energía solar y la tecnología de almacenamiento en su próximo Paquete Energético de la Unión. El Grupo de Trabajo sobre Energía Solar y Almacenamiento de la asociación ha creado 10 políticas que son cruciales para desarrollar un marco adecuado para la energía solar y el almacenamiento.

Riccardo Amoroso, Director de Innovación de Enel Green Power y Vicepresidente de SolarPower Europe, afirma: “La industria está logrando reducir el coste del almacenamiento estacionario en baterías y mejorar su capacidad para ofrecer servicios y soluciones eficientes al mercado. Hoy en día, necesitamos que los responsables de la política europea establezcan condiciones normativas estables que incluyan definiciones claras y un diseño de mercado adecuado para garantizar un nivel de competencia equitativo entre los proveedores de soluciones competidoras. Estas condiciones permitirán nuevas innovaciones y el correspondiente crecimiento del mercado.”

 

Mientras que el mercado de la energía solar en Europa ha estado en fase de transición en los últimos años, la combinación de energía solar y almacenamiento es el ajuste perfecto para llevar a la energía solar al siguiente nivel de crecimiento.

Michael Schmela, Asesor Ejecutivo de SolarPower Europe, comenta: “Si se establece de manera efectiva el entorno normativo para la energía solar y el almacenamiento, la solar contribuirá en gran medida a alcanzar el objetivo del 27% de energías renovables en 2030 recogido en el actual borrador de Directiva de Renovables. Implementar las 10 prioridades políticas para la energía solar y el almacenamiento en el Paquete Energético de la Unión significaría una gran parte del camino hacia el logro del objetivo realista del 35% que SolarPower Europe querría ver en la nueva Directiva REDII 2030.”

Los beneficios que la energía solar y el almacenamiento traen al sistema energético y los consumidores europeos son múltiples, ya que permiten a los consumidores implementar nuevos modelos de negocio inteligentes que maximicen el valor de la electricidad solar. Desbloquea el potencial de flexibilidad de la energía solar a nivel de consumidor – los consumidores podrían ofrecer servicios a los operadores de la red. A nivel de sistema, la generación solar se puede utilizar de manera más económica, junto con el almacenamiento.

Thomas Doering, Analista de Políticas de SolarPower Europe y Coordinador del Grupo de Trabajo Solar & Storage, afirma que “las instalaciones solares y de almacenamiento en baterías representan una importante opción de flexibilidad para todo el sistema energético, permitiendo inyectar o absorber la electricidad generada por un sistema solar cuando el sistema lo requiere Juntos, la energía solar y el almacenamiento en baterías permiten el suministro continuo a corto plazo de electricidad limpia y barata, superando la variabilidad de la energía solar.”

Solar y almacenamiento – 10 prioridades políticas

La combinación de energía solar y almacenamiento es la opción perfecta para llevar la penetración de la energía solar al siguiente nivel de crecimiento en Europa, alcanzar los objetivos renovables para 2030, las solicitudes de flexibilidad en toda la UE y los consumidores activos. Para permitir que la combinación de energía solar y almacenamiento proporcione todo su potencial, SolarPower Europe pide un entorno regulador dinámico y adecuado para seguir el ritmo de los rápidos cambios tecnológicos. Las siguientes 10 cuestiones políticas, tanto a nivel europeo como nacional, son cruciales para desarrollar un marco apropiado para la energía solar y el almacenamiento:

Definición

  1. En la Directiva revisada de electricidad debería introducirse una definición a escala de la UE de “almacenamiento de electricidad”. Esta definición debería:

a. Establecer el almacenamiento eléctrico como un nuevo tipo de activo en la red que puede proporcionar múltiples servicios – junto a los activos tradicionales de transmisión, distribución y generación

b. Reconocer que el almacenamiento de electricidad proporciona valor ya que puede absorber y liberar electricidad desde y hacia la red

c. Establecer el terreno para una justa tributación de la electricidad almacenada, en particular para evitar la doble imposición

d. Reconocer el valor comercial de los servicios de flexibilidad prestados tanto en el sistema como a nivel local y alentar a los planificadores, reguladores y operadores de sistemas de energía a integrar el almacenamiento de electricidad en su planificación

  1. Aclarar la definición y los derechos de los consumidores activos respecto al almacenamiento: la REDII debería consagrar el derecho de los consumidores a autogenerar y consumir energía renovable:

a. Los consumidores deben ser capaces de poseer y operar dispositivos de almacenamiento sin discriminación.

b. La electricidad almacenada debe estar libre de impuestos o cargos específicos.

Diseño del mercado

  1. Una reforma adecuada de los mercados intradiarios es crucial para permitir que las plantas solares a gran escala asuman mejores responsabilidades de equilibrio. Esto también impulsará nuevas soluciones que combinen energía solar y almacenamiento.
  1. Debe desarrollarse un mercado real para la venta y adquisición de servicios de flexibilidad, tanto a nivel de transmisión como de distribución.

a. Los recursos energéticos distribuidos deberían tener pleno acceso al mercado, pudiendo apilar el valor a través de los mercados existentes y nuevos donde sea apropiado.

b. Los requisitos mínimos de tamaño deben reducirse

c. Los productos en los mercados de servicios auxiliares deberían valorar adecuadamente la alta precisión, la respuesta rápida, la inercia sintética, etc. que el almacenamiento puede proporcionar.

d. Las duraciones de los contratos en los mercados de servicios auxiliares no deben ser innecesariamente cortas, ya que tales duraciones pueden penalizar las soluciones potenciales con alto CAPEX o que no pueden ser fácilmente rediseñadas para adaptarse a las duraciones de contratos cortos.

e. Los operadores de redes de distribución deberían tener derecho a obtener servicios de flexibilidad desde el nivel de transmisión y distribución.

  1. Debe desarrollarse una base clara sobre las reglas y circunstancias en las que los operadores de redes de transmisión y distribución pueden operar soluciones de almacenamiento.
  1. Las ofertas solares focalizadas pueden incorporar como criterios de selección de ponderación la co-localización de energía solar y almacenamiento (por ejemplo en islas). La capacidad de evitar la congestión de la red podría ser una palanca para desplegar soluciones de almacenamiento.
  1. El intercambio de electricidad a escala comunitaria mediante sistemas colectivos de autoconsumo debe ser posible para los consumidores activos. A los intermediarios de terceros se les debe permitir operar dispositivos de almacenamiento de energía eléctrica de los consumidores activos a través de plataformas de agrupación, tales como centrales virtuales o mecanismos peer-to-peer.
  1. Se requieren reglas claras sobre la transparencia de los datos y el acceso de todos los interesados: La transparencia y el acceso a los datos son elementos fundamentales para que las partes interesadas desarrollen de manera proactiva innovaciones en el diseño y la operación de la red que aumenten la fiabilidad y la seguridad. Además, el acceso a los datos es un pilar importante para avanzar en las soluciones de almacenamiento y energía tanto a nivel de consumidor (para determinar la economía) como a nivel de la red (para integrar los recursos de energía distribuidos). Nuevas soluciones que impulsan la innovación y aumentan la elección del consumidor.

Remuneración

  1. Los consumidores activos deben recibir una remuneración justa por proveer sus dispositivos para entregar servicios que respalden la red eléctrica. Para lograr una remuneración justa y la prestación de servicios, las tarifas deben proporcionar a los consumidores y proveedores de servicios señales de precios para poder actuar sobre la evolución del mercado y las necesidades del sistema.
  1. Las tarifas de la red de distribución deben ser “aptas para la transición energética”. Deberían incentivar a los consumidores a invertir en tecnologías como el almacenamiento y los contadores avanzados para permitir la optimización de la energía solar fotovoltaica distribuida, garantizando un enfoque equilibrado entre las tarifas volumétrica y de capacidad de la red. Este equilibrio puede evolucionar con el tiempo (las tarifas de la red se establecen cada 4 a 5 años en promedio en Europa) para acompañar la penetración progresiva de la energía solar y el almacenamiento.

El incremento en el despliegue mundial de la generación eólica y solar está creando un nuevo reto para la industria energética: cómo gestionar el aumento de la volatilidad en la generación eléctrica. El almacenamiento eléctrico puede ayudar a gestionar esta volatilidad y a crear un sistema energético estable y flexible, que permita mantener el equilibrio entre el suministro y la demanda de forma continua.

Una de las muchas tecnologías de almacenamiento, el almacenamiento electroquímico, ha sido durante mucho tiempo el foco de un gran esfuerzo de investigación, dadas sus atractivas características y rango de posibles aplicaciones. Los sistemas de almacenamiento electroquímico se dividen en dos grupos: las baterías de estado sólido y las baterías de flujo. Las baterías de estado sólido se conocen como “sistemas cerrados” (donde la relación entre la potencia (kW) y la energía (kWh) es fija) y la energía se almacena en un electrodo. En este grupo se incluyen por ejemplo las baterías convencionales de plomo – ácido, que no son apropiadas para grandes aplicaciones y las baterías de ión – litio, que destacan por su alta eficiencia y densidad energética, pero que están limitadas por su reducido tiempo de almacenamiento, menor vida útil y problemas de seguridad en operación.

Las baterías de flujo (redox e híbridas) también se conocen como “sistemas abiertos”. En estas baterías, la energía se almacena en forma de electrolito (una solución), que circula a través de las celdas que contienen los electrodos y que se almacena en tanques. Aquí, la potencia y la energía son totalmente independientes y se pueden adaptar para aplicaciones concretas, ofreciendo de esta forma un avance significativo respecto de los sistemas cerrados. Se considera que las baterías de flujo están en un estado de desarrollo menos maduro que las de estado sólido, no obstante recientemente están recibiendo una gran atención. En la última Conferencia sobre el Clima de París, COP 21, Bill Gates habló de las baterías de flujo como un área de alto interés, y añadió que ofrecen un gran potencial en comparación con las tecnologías existentes. Leer más…

Luis Collantes
Director Ejecutivo, HydraRedox Iberia

Artículo publicado en: FuturENERGY Abril 2016

La subida del precio de la electricidad y la bajada de los precios de los sistemas fotovoltaicos experimentada en los últimos años, ponen de manifiesto que en la actualidad los costes de generación fotovoltaica son considerablemente más bajos que el precio de compra de electricidad. Además, la constante caída de las tarifas de inyección a red, ha provocado que cada vez más propietarios de instalaciones utilicen la energía que producen antes que inyectarla a la red. Para maximizar el autoconsumo, los sistemas de almacenamiento se utilizan con frecuencia junto a sistemas de gestión de la energía.

Los sistemas de almacenamiento fotovoltaico exigen que los inversores tengan sistemas de control y flujos de energía más complejos que los que presentaban hasta ahora, dado que ofrecen funciones adicionales:

• Programación optimizada del inversor para aprovechar la carga en tarifas valle.
• Mejora de la calidad de la red.
• Función de emergencia en caso de apagón.

El Fronius Energy Package y la tecnología Multi Flow cumplen las estrictas exigencias del sistema de control de un sistema de almacenamiento moderno. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Abril 2016

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