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De izquierda a derecha: Ángeles Heras Caballero, Rocío Sicre, y Juan Virgilio Márquez.

“Como cualquier sector industrial, el eólico ha llegado a su madurez 20 años después del arranque de los primeros parques eólicos. Por lo tanto, más de 8.000 MW han superado los 15 años de vida útil y unos 2.000 MW están próximos a completar la misma. Esto implica avanzar en el conocimiento de la tecnología más allá del umbral de diseño inicial para conocer la durabilidad de las componentes, el grado de fiabilidad de los mismos y detectar nuevas soluciones para el mantenimiento avanzado de aerogeneradores y parques eólicos” ha afirmado hoy Rocío Sicre, presidenta de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), en el acto de inauguración de la Jornada Internacional sobre Análisis Operativo de Parques Eólicos.

“El escenario futuro está marcado por la existencia de tecnologías con distinto grado de antigüedad, que deben responder a las exigentes condiciones técnicas y económicas del suministro eléctrico, que condicionarán la explotación actual y futura de los parques eólicos” apuntó Sicre, a lo que añadió que los retos a futuro más destacables del sector son la consolidación de la hibridación, el uso del almacenamiento, la producción de hidrógeno, el uso del Big Data y la creación de modelos digitales, la repotenciación de los parques existentes, así como el cumplimiento de los códigos de red de las nuevas instalaciones. “Temas todos ellos complejos, de los que se lleva tiempo debatiendo y que serán analizados en esta jornada, y que nos sitúan en un entorno de retos, pero también de oportunidades que se podrán alcanzar actuando con responsabilidad y visión macro a largo plazo, además de contar con la necesaria estabilidad regulatoria, consenso político y la coordinación entras las políticas energéticas, industriales y de innovación”, ha destacado la presidenta de AEE.

2019 ha sido un punto de inflexión para la industria eólica. La potencia que se ha instalado hasta el momento en este año y la que queda pendiente de instalar de las subastas de 2016 y 2017 antes de que finalice el año, pone de manifiesto el relanzamiento del sector eólico en España. Actualmente, la eólica es la 2ª tecnología en el mix energético con un 19% de cobertura de la demanda eléctrica, emplea a más de 22.500 personas, evita la emisión de 25 millones de toneladas al año de CO2, estimula la inversión local, es el cuarto país exportador de aerogeneradores y quinto por potencia instalada en el mundo con 23.484 MW.

Los principales retos tecnológicos que existen en el campo de la innovación y la mejora del mantenimiento de los parques eólicos han sido el hilo argumental de las más de 20 ponencias que se han presentado durante la jornada. Un encuentro de alto nivel técnico que ha reunido a más de 200 profesionales y más de 20 ponentes de la industria eólica nacional e internacional.

Prof. Dra. Ángeles Heras Caballero, Secretaria de Estado de Universidades, Investigación, Desarrollo e Innovación del Ministerio de Ciencia, Innovación y Universidades, ha inaugurado la Jornada Internacional sobre Análisis Operativo de Parques Eólicos, destacando la labor del sector eólico “como referente por el excelente trabajo realizado por pymes y grandes empresas, en colaboración con universidades y centros tecnológicos y de investigación. El sector ha ejecutado perfectamente la colaboración público-privada, lo que incide en la mejora de la competitividad y en su fortalecimiento, al tiempo que crea valor añadido y empleo de calidad”. Asimismo, la Secretaria ha manifestado el interés del Gobierno de España para aumentar el presupuesto dedicado a I+D+I de manera continua y sostenida, además de promover la transferencia de conocimiento entre los sectores público y privado, y el incremento de los recursos humanos en todos los ámbitos de la investigación y la innovación.

A la jornada ha asistido, por tercer año consecutivo, una delegación de empresas danesas, que consideran este evento como punto de referencia para el análisis de la mejora operativa de los parques eólicos. En concreto, este año, la delegación ha estado representada por 21 profesionales de 11 empresas, gracias a la colaboración de Danish Wind Export Association y la Embajada de Dinamarca.

La Jornada Internacional sobre Análisis Operativo de Parques Eólicos ha contado con el patrocinio VIP de EDP Renováveis, Endesa, Iberdrola, Naturgy, Siemens Gamesa Renewable Energy, UL, Vestas y Viesgo.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) es la voz del sector eólico en España y defiende sus intereses. Con cerca de 200 empresas asociadas, representa a más del 90% del sector en el país, que incluye a promotores, fabricantes de aerogeneradores y componentes, asociaciones nacionales y regionales, organizaciones ligadas al sector, consultores, abogados y entidades financieras y aseguradoras, entre otros.

Evolución de los desvíos provisionales a lo largo de las 14 liquidaciones desde 2016 hasta 2019

La CNMC ha publicado la séptima liquidación provisional de 2019 (mes de julio) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural. (Acceso a la información al final de la nota de prensa). (Para conocer en qué consiste el régimen de liquidaciones del sector energético que gestiona la CNMC, consulta CNMCblog).

 

Sector eléctrico

El desajuste provisional de ingresos registrado en el sector eléctrico en la séptima liquidación ha sido de -2.466 M€, 61,5 M€ menos de lo previsto inicialmente.

El total de ingresos se elevó a 7.772 M€, mientras que el conjunto de costes se situó en 10.239 M€. Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, el Coeficiente de Cobertura (la relación entre los costes que se pueden pagar con los ingresos disponibles y los que se deberían pagar con cargo a las liquidaciones provisionales) es del 71,9%. La demanda en consumo se situó en 121.309 (GWh), un 3% menos en relación con la previsión (125.634 GWh).

En relación con los puntos de suministro, a finales de 2018 el mercado eléctrico estaba compuesto por 29,4 M de puntos de suministro. El 61,7% (18,1 M de puntos) eran suministrados por un comercializador en el mercado libre, mientras que el 38,3% restante (11,3 M de puntos) lo suministraba un comercializador de referencia mediante el denominado PVPC.

Energías renovables

La liquidación provisional acumulada y a cuenta para esta séptima liquidación de 2019 asciende a 4.360 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente) en las 63.654 instalaciones liquidadas.

Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, se ha aplicado el Coeficiente de Cobertura (71,9%). La cantidad que hay que pagar a cuenta a los productores asciende a 494 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

Los importes liquidados y abonados con cargo al sector eléctrico tienen el siguiente desglose por tecnologías:

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado es de 48,9 M€ antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores asciende a 7,1 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

Sector gasista

El total de ingresos liquidables declarados por las empresas asciende a 1.681 M€, un 0,2% superior al mismo periodo de 2018. En esta liquidación se ha realizado el reintegro al sistema gasista de 186 M€ resultado de los procedimientos de revisión de oficio de las liquidaciones definitivas y relativos al almacenamiento subterráneo Castor. Por su parte, los costes liquidables han sido de 27 M, un 9,7% inferiores a los que se registraron en el mismo periodo en 2018.

En esta séptima liquidación provisional se obtiene un superávit de 27 M€, frente a un déficit de 149 M€ en el mismo periodo del ejercicio anterior (liquidación 7/2018).

Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, para esta séptima liquidación, se obtiene un índice de cobertura del 101,6% de la retribución acreditada.

El número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 31 de julio de 2019 se sitúa en 7,9 M, con un aumento interanual de 45.080 consumidores (+0,6%), de los que 1,58 M se suministran con tarifa de último recurso.

Acceso al Informe de la liquidación provisional 7/2019 de energías renovables, cogeneración y residuos
Acceso al Informe de la liquidación provisional 7/2019 del sector gasista

Las tarifas de discriminación horaria se han implantado con éxito en muchos países y esperamos que sigan teniendo tan buena acogida en el futuro. En este artículo, analizaremos cómo los propietarios de sistemas fotovoltaicos con baterías de almacenamiento pueden sacar el máximo partido a este tipo de tarifas. Con la configuración adecuada, la solución de almacenamiento se puede adaptar tanto a la rutina diaria del cliente como a la tarifa eléctrica. Esto significa que los sistemas FV pueden ser rentables en menos tiempo y los propietarios pueden ahorrar en costes energéticos, usando la electricidad de la red que necesitan en los momentos en los que sea más barata. Fronius ya tiene una solución: el inversor Fronius Symo Hybrid.

¿Qué son las tarifas de discriminación horaria?

Las tarifas de discriminación horaria permiten a los consumidores pagar diferentes precios por la energía dependiendo de las horas del día. Normalmente existen de dos a cinco franjas horarias diferentes. El siguiente ejemplo australiano se compone de tres:

  • Franja “punta”: la electricidad es más cara debido a la alta demanda de energía durante ese período
  • Franja “valle”: los consumidores pagan un precio moderado en este tramo horario
  • Franja “supervalle”: el precio de la electricidad es el más bajo y suele establecerse durante la noche.

Las tarifas eléctricas a menudo también varían según la época del año. En verano, por ejemplo, la franja “punta” suele ser durante el día, ya que debido al calor, los sistemas de aire acondicionado están en constante funcionamiento.

¿Cuáles son las ventajas de las tarifas de discriminación horaria?

Este modelo de tarifas tiene el objetivo de incentivar a los consumidores a usar la energía en períodos donde la demanda general es baja y, por tanto, el coste de la electricidad es mínimo. A los propietarios de sistemas, esto les permite reducir el importe de sus facturas eléctricas, así como desempeñar un importante papel en la gestión y reducción de la carga en la infraestructura de la red. Lógicamente, no siempre es posible consumir más energía en los tramos de tiempo en los que el precio de la electricidad es más bajo; sin embargo, un sistema de almacenamiento permite a los usuarios reservar energía para cuando las tarifas son más bajas o cuando hay suficiente energía fotovoltaica.

La solución de Fronius

Fronius actualmente dispone de una solución para países donde los proveedores de energía ofrecen tarifas de discriminación horaria: el Fronius Symo Hybrid. Con este inversor, los usuarios pueden definir los períodos de tiempo para la carga y descarga del sistema de almacenamiento de energía, adaptándolo a sus necesidades y evitando costes extra innecesarios, como los de la energía procedente de la red.

Para ser más específicos, esto significa que la batería se carga y descarga a determinadas horas para poder utilizar la energía almacenada en períodos del día en los que las tarifas de electricidad son más altas. Por ejemplo, si el coste es más elevado durante la tarde, los usuarios pueden asegurarse de que la batería ha almacenado suficiente energía para cubrir esas horas con electricidad autogenerada.

Esto se logra mediante algunos ajustes que limitan la descarga durante tramos de tiempo en los que la electricidad es más barata.

Algunos países también permiten que las baterías se carguen mediante la red eléctrica, haciendo posible cargar la batería de manera más económica durante períodos más baratos y usar esta energía durante los tramos más caros.

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Cimentación del aerogenerador

GES, proveedor integral de ingeniería, construcción y mantenimiento para energías renovables (eólica, solar e hidroeléctrica) construirá 5 parques eólicos en Aragón. A su finalización, los parques contarán con una potencia instalada de 231 MW. Se espera que las obras terminen en el segundo trimestre de 2020.

El proyecto está dividido en dos fases: Valdejalón, que incluye los parques de El Cabezo (49MW) y Portillo II Fase I (45,6MW) y fase II (38MW) y Valdejalón Oeste, compuesto por Virgen de Rodanas I (49,4MW) y Virgen de Rodanas II (49,4MW).

El conjunto de parques de Valdejalón está gestionado por la empresa danesa Copenhagen Infraestructure Partners P/S (CIP) a través de su fondo Copenhagen Infraestructure III K/S (CI-III). CIP es una sociedad gestora de fondos especializada en infraestructuras energéticas, tales como eólica offshore, eólica onshore, fotovoltaica, biomasa y el aprovechamiento energético de residuos, transmisión y distribución de energía y otros activos energéticos como la capacidad de reserva y el almacenamiento. La compañía opera en Europa, Norte América y el Sudeste Asiático.

Proveedor integral

GES es responsable de los trabajos de ingeniería, aprovisionamiento y construcción del proyecto. La compañía está trabajando ya en la ingeniería de detalle, y será la encargada del BOP completo (Balance of Plant), tanto la obra civil, con los más de 60 km de viales y las 61 cimentaciones y plataformas para los aerogeneradores de 85 metros que se instalarán en el parque; como la obra eléctrica, que incluye la red de media tensión subterránea con más 55 km de longitud de zanjas y la línea de evacuación en 132 kV de otros casi 50 km, que conectará las dos nuevas subestaciones con una subestación de interconexión existente.

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La energía termosolar ha marcado récord histórico de generación eléctrica al sumar 4.269 GWh en los primeros 8 meses de 2019, lo que supone un volumen de generación un 4,1 % superior al anterior récord de 2015 (4.102 GWh), según los datos de REE (Fuente: ESIOS) recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, que indica que esta generación representa un 2,67 % del total generado en España en este periodo y supone la aportación al sistema históricamente más alta.

Protermosolar también señala que durante el pasado mes de agosto, la energía termosolar aportó al sistema 745 GWh (Fuente: ESIOS), cifra por encima de la media histórica, con puntas de aportación horaria que supusieron el 8,72 % del total generado y con numerosas franjas horarias por encima del 7 %.

Destaca que por la noche, entre las 21.00 h y las 6.00 h, la energía procedente de las plantas termosolares ha tenido puntas superiores al 2 % de la aportación horaria total al sistema eléctrico español en el mes de agosto, lo que demuestra claramente como esta tecnología puede abastecer la demanda en horas nocturnas y su complementariedad horaria y estacional con otras tecnologías, especialmente la fotovoltaica.

Estas cifras se logran con la misma potencia instalada que en el año 2013, demostrando la fiabilidad de la tecnología y el mantenimiento de la eficiencia a pesar de que varias centrales han superado ya los 10 años de operación. El parque termosolar español está formado en 1/3 parte por centrales con almacenamiento, que cargan y descargan sus tanques más de 250 días al año, manteniendo su capacidad de operación sin degradación y permitiendo generar electricidad tras la puesta de sol.

Por otra parte y a la vista de la importante reducción experimentada por el precio del pool en agosto que coincide con la subida de la producción solar, cabe recordar la contribución de las renovables a la contención de los precios del mercado de generación y en particular, de las tecnologías solares (fotovoltaica y termosolar) durante los meses del verano.

Para Protermosolar, estos datos ponen de manifiesto la confianza que debe tenerse en esta tecnología y lo acertado de plantear un mayor despliegue, como el previsto en el PNIEC, en esta próxima década para alcanzar los objetivos a 2030. En este sentido, implantar sistemas de almacenamiento en aquellas centrales que actualmente no disponen de él o hibridar algunas centrales con biomasa, reforzarían su valor para el sistema. Asimismo, abastecer los consumos propios con instalaciones fotovoltaicas anejas incrementaría la generación termosolar de las centrales actuales. Respecto a la flota futura, su despacho complementario a la fotovoltaica contribuiría a la integración de energía renovable en el sistema, optimizando las infraestructuras de transmisión, existentes y futuras, y contribuyendo a la estabilidad de la red.

Las nuevas centrales termosolares, provistas de grandes sistemas de almacenamiento y despachando la electricidad a partir del atardecer, aliviarían las rampas que provocarían diariamente la caída de producción de la fotovoltaica por la tarde y evitarían, en gran medida, las emisiones que, de otra forma, irían asociadas a la combustión de gas en los ciclos combinados. Pero además, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares podrían utilizarse para captar los vertidos de las tecnologías eólica y fotovoltaica, evitando inversiones superiores a los 20.000 M€ en sistemas de baterías o nuevas instalaciones de bombeo. Las centrales termosolares podrían actuar incluso de reserva estratégica a disposición del operador del sistema para los momentos de máxima demanda al poder mantener una parte importante de su capacidad durante días, semanas o meses, para cuando fuese requerido con disponibilidad absoluta.

Energy Storage Solutions (E22) y Alencon Systems se han asociado para ofrecer una solución llave en mano de almacenamiento y solar de acoplamiento en corriente continua, DC Power Optimiser™. Ambas compañías lanzarán oficialmente la solución en SPI 2019.

El DC Power Optimiser™ consta de un convertidor bidireccional de continua a continua, el optimizador bidireccional de Alencon para sistemas de almacenamiento: BOSS™, conectado a una batería, empaquetado en un contenedor. Este contenedor incluye equipos de control y comunicación, un sistema de gestión de la batería y sistemas de refrigeración y seguridad, así como el BOSS de Alencon. La unidad cumple con UL1741 y está diseñada para UL9540A. Estos sistemas distribuidos pueden conectarse con inversores de cadena de hasta 150 kW y 1.500 VCC. El sistema se controla a través del software ETER de E22, una plataforma de software patentada de gestión energética y control del sistema desarrollada por E22.

El DC Power Optimizer de E22 ofrece una solución de almacenamiento solar acoplada en conitnua, verdaderamente llave en mano, que brinda a los usuarios una serie de beneficios frente a los sistemas tradicionales acoplados en alterna, al tiempo que elimina los desafíos de configuración del sistema y las limitaciones de implementación de otras soluciones acopladas en continua. El DC Power Optimiser ofrece una mayor eficiencia de ida y vuelta, al tiempo que reafirma la producción solar intermitente para extender la producción solar y convertir la energía solar en un recurso energético verdaderamente despachable. Al acoplar en conitinua la batería y la energía solar, el DC Power Optimizer también captura la energía solar que de otro modo se recortaría en tiempos de sobreproducción.

Incorporar el convertidor CC-CC BOSS aislado galvánicamente de Alencon en este contenedor proporciona una gran cantidad de beneficios a los propietarios de proyectos. El DC Power Optimizer se puede conectar fácilmente a la red a través de un inversor de cadena, el primer sistema acoplado en CC que ofrece tal característica. Esto permitirá a los propietarios de plantas fotovoltaicas integrar fácilmente el almacenamiento en plantas fotovoltaicas existentes utilizando inversores de cadena.

La inclusión del BOSS también permite una seguridad superior del sistema y la máxima utilización de los racks de la batería, al aislar cada rack de la batería. Al controlar la carga del sistema a nivel de rack, el BOSS garantiza la máxima utilización de cada rack de baterías y al mismo tiempo mejora la seguridad del sistema al minimizar el riesgo de corrientes de falla y otros riesgos de seguridad.

Cada DC Power Optimizer puede dimensionarse para incluir hasta 240 kWh de almacenamiento de energía. Según la tasa C elegida, la duración de la descarga de la batería es de entre dos y cuatro horas. El DC Power Optimizer contiene todo el enfriamiento, control, seguridad y aislamiento en la misma unidad. El software ETER patentado de E22 controla las interfaces con los inversores fotovoltaicos para administrar el seguimiento del punto de máxima potencia mientras proporciona control sobre el resto del sistema. El software ETER del E22 también se comunica con el sistema de gestión de la batería. Para nuevas implementaciones, el inversor fotovoltaico puede montarse en o al lado de cada DC Power Optimizer minimizando el hardware adicional.

Para instalaciones fotovoltaicas más grandes, el DC Power Optimizer se puede alojar en una configuración de contenedor central para reducir el número de piezas y simplificar la operación y mantenimiento.

La creciente industria del almacenamiento en baterías de Australia ha impulsado la actualización de la normativa sobre baterías. Durante los meses de junio a julio, Growatt se unirá a expertos de la industria en una serie de talleres denominada New Battery Rules Training Workshops organizada por el SEC (Consejo de Energía Inteligente) de Australia y presentará sus soluciones inteligentes de almacenamiento solar a la audiencia.

 

Instaladores fotovoltaicos y de baterías, diseñadores, electricistas y representantes de ventas se reunirán en estos eventos para capacitarse en instalaciones de baterías, configuraciones de sistemas y soluciones de almacenamiento.

Growatt proporciona una amplia gama de soluciones de almacenamiento solar para clientes. Los inversores híbridos monofásicos y trifásicos Growatt SPH pueden funcionar tanto conectados como aislados de la red, y son compatibles con una gran variedad de baterías de litio. Para el sistema solar existente, el propietario puede optar por modernizar el sistema con el inversor monofásico o trifásico Growatt SPA y convertirlo en un sistema de almacenamiento de energía.

En el evento en Melbourne, Growatt presentó un inversor listo para el almacenamiento, TL-XH. El inversor funciona con una batería de baja tensión y es perfecto para los propietarios de viviendas que buscan convertir sus sistemas fotovoltaicos sobre tejado en sistemas de almacenamiento solar en el futuro. Lo que lo hace más especial es su sistema de gestión inteligente del almacenamiento. Con este sistema, Growatt puede recopilar datos de la batería en tiempo real, incluidos el número de ciclos, información de las celdas, la tensión y corriente de cada celda de la batería.

También ha estado desarrollando y probando su sistema de gestión energética para hogares inteligentes que maximizará la producción de energía y optimizará el consumo de energía del sistema de almacenamiento solar de acuerdo con la ubicación, los hábitos de consumo de energía, etc.

En España hay en operación 18 plantas termosolares con almacenamiento, 17 de las cuales son de 50 MW y disponen de una capacidad de almacenamiento de 7,5 horas a potencia nominal; otra, de 20 MW, tiene un almacenamiento de 15 horas. En total la capacidad de almacenamiento eléctrico equivalente es de 6.675 MWh con una potencia de entrega de 870 MW. Dichas instalaciones llevan entre 7 y 10 años cargando y descargando diariamente sus tanques con total fiabilidad y sin señales de degradación.
El almacenamiento térmico de las centrales termosolares es, tras las centrales hidroeléctricas convencionales, la tecnología con mayor capacidad instalada a nivel mundial para generación eléctrica. Dicho almacenamiento térmico representa, en estos momentos, más de 10 veces en términos eléctricos equivalentes, la capacidad instalada en baterías de ion litio en todo el mundo.

Sin embargo, en prácticamente ningún documento oficial ni en las presentaciones de los agentes del sector eléctrico se hace mención de esta tecnología madura, de gran capacidad en términos de volumen de energía, plazo y potencia de entrega, para la generación eléctrica.

Esos 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento, que en estos momentos están exclusivamente ligados a la operación rutinaria de las centrales, junto con los 60 GWh adicionales asociados a los 5 GW de nueva potencia termosolar prevista en el PNIEC para 2030, podrían ofrecer servicios de extraordinario valor a nuestro sistema eléctrico a lo largo de la próxima década. Por ejemplo, podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda.

Las centrales termosolares tan solo necesitarían añadir un simple calentador eléctrico para pasar las sales fundidas del tanque frío al tanque caliente, mientras que esa misma capacidad de cerca de 70 GWh y 6 GW de potencia de entrega, contempladas en el PNIEC requerirían inversiones superiores a los 35.000 millones de euros en baterías y podría ser incluso superior en nuevas centrales de bombeo, en función de lo complicado que resultase el desarrollo de nuevos emplazamientos.

Con esos niveles de inversiones, los planes de negocio de instalaciones de baterías o nuevos bombeos para almacenar los vertidos que traerían como consecuencia los elevados niveles previstos de penetración de las renovables no gestionables, serían absolutamente inviables, tal como ya han puesto de manifiesto algunas consultoras especializadas. Tampoco podrían justificarse planes de negocio de inversiones en almacenamiento con las diferencias esperadas en el futuro entre los precios valle y pico de la electricidad.

Pero, además de esas posibles aplicaciones de despacho a corto plazo, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares pueden ofrecer su capacidad, no solo para periodos de horas o días, sino para semanas o meses, pudiendo actuar a modo de reserva estratégica firme, ya que tienen parcialmente disponible cierto volumen del tanque caliente que no utilizan durante una buena parte del año. Por ello serían, en este sentido, una alternativa técnica comparable al bombeo, en términos de capacidad y plazo, pero sin necesidad de nuevas inversiones.

Efectivamente, el volumen de los tanques de sales fundidas se dimensiona para no tener que abatir espejos del campo solar los días de mayor número de horas de sol, correspondientes a los meses de junio y julio. En esos meses la energía almacenada tendría que despacharse en un plazo de horas o de algún día, en función de la meteorología, pero, en el resto del año, la energía almacenada podría conservarse de forma indefinida, sin pérdidas y sin condicionar la operación diaria de la central, hasta que fuera más conveniente entregarla de nuevo a la red.

Con esta perspectiva, las centrales termosolares podrían contribuir a la firmeza del sistema ofreciendo un coeficiente de disponibilidad similar a las de las centrales convencionales. En los periodos en los que se prevea la punta de consumo, que suelen coincidir en la última parte del año, las centrales termosolares podrían estar preparadas para suministrar su energía a la red si fuese requerido y, por tanto, su factor de disponibilidad podría asimilarse al 100 %. Su capacidad es tan grande que la reserva no se agotaría en los momentos puntuales en los que tuvieran que descargar y podría reponerse de forma inmediata en el siguiente día soleado.

El almacenamiento es la muletilla que se usa para salir del paso cuando se ponen sobre la mesa los problemas que tendría la Transición Energética ante escenarios de generación mayoritariamente no gestionable. Solucionarlos con sistemas de baterías o bombeos sería altamente costoso e inviable en régimen de libre mercado.

Por ello, una flota de generación en 2030 con una participación significativa de tecnologías renovables gestionables reduciría notablemente las disfuncionalidades a las que nos abocarían subastas basadas exclusivamente en precios y cuyos problemas son fácilmente previsibles. Una flota equilibrada con renovables gestionables también reduciría significativamente el nivel de vertidos. Si, además esas renovables gestionables, complementariamente a su funcionamiento, son capaces de ofrecer servicios de almacenamiento al sistema, para asegurar la garantía de suministro, como sería el caso de las centrales termosolares con el planteamiento anteriormente indicado, podríamos avanzar más rápidamente hacia la completa descarbonización del sector eléctrico.

Y todo ello con menores costes, al no necesitar elevadas inversiones para solucionar problemas sobrevenidos, inherentes a algunos de los escenarios que se manejan y cuyos problemas deberíamos, en cualquier caso, tratar de limitar.

Por Luis Crespo
Presidente de Protermosolar y de ESTELA

Sistema de conversión de potencia de Ingeteam para un proyecto piloto en Dubái, el primer sistema de almacenamiento de energía en EAU acoplado a una planta fotovoltaica a gran escala / Ingeteam's power conversion system (PCS) for a pilot project in Dubai, the first energy storage system paired with a PV plant at a grid-scale level in the UAE. Foto cortesía de /Photo courtesy of: Ingeteam

En un informe publicado recientemente, Wood Mackenzie pronostica que en los próximos cinco años se reducirá considerablemente el LCOE de los proyectos que combinan almacenamiento y solar para los segmentos comercial e industrial (C&I) y de proyectos a gran escala. Dado que la resistencia de la red y la intermitencia de las energías renovables continúan siendo un desafío en los mercados energéticos de la región de Asia-Pacífico, la combinación de energía solar y almacenamiento podría abordar estos problemas, especialmente a medida que los costes de las baterías y de la energía solar continúan disminuyendo.

De acuerdo con Wood Mackenzie, el LCOE de los proyectos a gran escala sin subsidios para un sistema de almacenamiento y energía solar, con tecnología de litio-ión de 4 horas, tendrá un coste entre un 48% y un 123% mayor que el LCOE de la energía solar en 2019. Esto se reducirá a entre el 39% y el 121% en 2023.

Para entonces, los costes del almacenamiento solar serían competitivos frente a los de las plantas peaking a gas en todos los estados del Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia. El LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala será alrededor de un 23% superior al precio mayorista promedio de la electricidad.

Se espera que solo Tailandia tenga un LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala por debajo del precio mayorista promedio de la electricidad para 2023. Si bien el país no tiene un mercado mayorista de electricidad, tomando como aproximación el precio de la energía industrial, éste es mayor en comparación con otros mercados mayoristas y por tanto muestra una economía competitiva para el almacenamiento solar.

Los subsidios al CAPEX y la remuneración adicional a través de diferentes formas de certificados renovables serán cruciales para que los proyectos se lleven a cabo.

En general, Wood Mackenzie espera que el LCOE promedio del almacenamiento solar en la región Asia-Pacífico disminuya un 23% de 133 $/MWh este año a 101 $/MWh en 2023.

En el segmento C&I, la prima del almacenamiento sobre el LCOE solar está entre 56% y 204% este año, mientras que en 2023, se reducirá a entre el 47% y el 167%. La razón de esta amplia gama de LCOE es que hay algunos mercados maduros en los que el coste de la energía solar es extremadamente competitivo, mientras que otros no lo son y algunos están en medio. Esto se debe a una combinación de costes de: mano de obra/terrenos/medioambientales/civiles, coste promedio ponderado del capital y métodos de adquisición (licitaciones frente a tarifas de alimentación (FIT)). Además, algunos mercados tienen cadenas de suministro muy bien establecidas con disponibilidad para fabricación de sistemas de almacenamiento. Se espera que el almacenamiento solar no subsidiado en el segmento C&I sea competitivo en Australia, India y Filipinas para 2023.

El mercado residencial también representa una gran oportunidad para el almacenamiento solar. En 2018, con la ayuda de los subsidios del gobierno, la zona australiana de Nueva Gales del Sur registró un ahorro del 76% en las facturas de electricidad anuales a través de instalaciones de almacenamiento solar. Otro atractivo mercado residencial para el almacenamiento solar es Japón. La tarifa de inyección para 600 MW de proyectos solares está a punto de expirar este año. A medida que se prevé que los precios de la energía aumenten, la incorporación de almacenamiento brinda una oportunidad para que los consumidores domésticos eviten los altos precios residenciales.

La termosolar con almacenamiento térmico reducirá la brecha de energía gestionable de acuerdo con GlobalData. El informe de la compañía, “Energy Storage – A Key Determinant for the Future of Concentrated Solar Power Market“, revela que la parada de plantas de carbón y el aumento de la entrada de fuentes renovables intermitentes para alcanzar los objetivos climáticos, brindan una oportunidad de mercado potencial para la termosolar con almacenamiento térmico.

La afluencia de fuentes de energía renovable, como la eólica y la solar, respaldada por ambiciosos objetivos y planes para eliminar gradualmente el carbón – o poner fuera de servicio la flota de carbón para reducir la huella de carbono de varios países, generará una brecha energética para la generación gestionable. La termosolar con almacenamiento de energía tiene la capacidad de cerrar esta brecha entre la demanda y la oferta de electricidad gestionable.

La potencia termosolar instalada a nivel mundial era de aproximadamente 5,6 GW a finales de 2018, de los cuales solo 2,6 GW son con almacenamiento energético. En contraste, del total de proyectos termosolares en varias etapas de desarrollo, el 95,8% de la potencia futura tiene almacenamiento. La mayoría de los proyectos termosolares con almacenamiento en funcionamiento tiene una capacidad de almacenamiento térmico en el rango de 6 a 10 horas. En el caso de la potencia termosolar en desarrollo, el 62.8% tiene un almacenamiento de 10 a 13 horas y el 14% tiene más de 13 horas de almacenamiento. Esto demuestra la importancia creciente que los desarrolladores y propietarios de proyectos le dan al almacenamiento durante muchas horas, no solo para proporcionar energía estable las 24 horas del día, los 7 días de la semana, sino también para reducir el coste de la generación de electricidad termosolar, al utilizar una mayor duración del almacenamiento de energía térmica.

Los resultados de las subastas de los últimos años indicaron una disminución del coste de generación de los proyectos termosolares con almacenamiento. 2017 y 2018 han sido años revolucionarios para la termosolar en términos de reducción de costes con precios para proyectos que se espera que se encarguen a partir de 2020 y que estén en el rango de 0,06 $/kWh a 0,12 $/kWh.

COMEVAL
ELT
COFAST-PASCH
AERZEN
IMASA