Bancos de baterías para plantas fotovoltaicas de gran tamaño: comparativa de las diferentes aplicaciones

A diferencia de los equipos de almacenamiento de energía domésticos Behind the Meter (‘detrás del contador’), cuya estrategia de funcionamiento por lo general persigue optimizar con rentabilidad el consumo energético local, los casos de uso de tecnologías con baterías a escala industrial se determinan principalmente por las necesidades de las redes de suministro eléctrico, en especial, de las redes locales de distribución.

Con la restricción de las condiciones de conexión a la red, en la última década y en algunas regiones con redes especialmente débiles, se ha allanado el camino de aplicaciones piloto de este segmento. De esta forma, por ejemplo, en territorios franceses de ultramar pueden conectarse a la red, desde hace años, generadores de energías renovables si una porción significativa de la producción energética diaria se traslada a las horas de la noche. Este traslado solamente puede llevarse a cabo a través de un dispositivo de almacenamiento. En este caso, el dispositivo de almacenamiento estabiliza estáticamente las redes, equilibrando el consumo y la generación energética en el transcurso del día, por lo que hablamos de aplicación de energía.

En países como Puerto Rico o México, es más bien la estabilidad dinámica de las redes la que está en peligro. Definen gradientes de rampa permisibles para el aumento o la disminución de generación renovable. Mientras que, por ejemplo, en caso de irradiación creciente, el incremento de la generación fotovoltaica puede limitarse con técnica de regulación de forma relativamente sencilla, la disminución repentina de la generación por el paso de nubes sólo puede tratarse con un dispositivo de almacenamiento. En este caso, la potencia del dispositivo pasa a un primer plano, se almacena realmente menos energía y se requiere una menor capacidad.

En los dos ejemplos de aplicación mencionados, hay un elemento común: la volatilidad de la generación energética se reduce en el lugar de producción. De forma parecida a lo que sucede con el equipo de almacenamiento Behind the Meter, esta optimización local no tiene por qué ser la mejor solución en todos los casos: posiblemente, con una distribución más inteligente de la red podría darse, en la mayoría de los casos, un dimensionado general de los dispositivos de almacenamiento más rentable. Sin embargo, el propietario de la planta de generación no será el operador de los dispositivos de almacenamiento.

Suministro de potencia de reserva: un caso de uso para sistemas de baterías prácticamente genérico

La puesta a disposición de potencia de reserva o regulación cumple también básicamente con el objetivo de estabilizar las redes tanto de forma dinámica como estática. También en la red pública, las centrales se deslastran, en primer lugar, si se desconectan grandes equipos consumidores o si se inyecta una generación renovable adicional. Cuando el exceso debe ser absorbido por la reducción de la generación de otras centrales o, incluso, por dispositivos de almacenamiento, se habla de potencia de regulación primaria. Si, por el contrario, cae la generación, por ejemplo por sombras en la planta fotovoltaica o por un estancamiento repentino del viento, debe ponerse a disposición una energía de sustitución a corto plazo; en este caso, por tanto, potencia de regulación primaria positiva. También los procedimientos de compensación a largo plazo pueden agruparse bajo los términos de regulación secundaria y terciaria. Estas aplicaciones son igualmente adecuadas para el uso de bancos de baterías sin tener que estar asignados directamente a las plantas de generación o equipos consumidores causantes.

En Europa y en Estados Unidos, los bancos de baterías ya se emplean en las primeras aplicaciones comerciales para el suministro de potencia de regulación. Ejemplo de ello es el acumulador de 10 MWh de UK Power Networks en Bedfordshire. Sin embargo, y mucho más a menudo, se instalan actualmente plantas de muestra como aquellas de Aquisgrán de unos 5 MWh con el sistema M5BAT requerido por el gobierno alemán. Por supuesto, el punto crítico es la rentabilidad, ya que todavía se cancelan proyectos debido a unos tiempos de amortización demasiado largos.

Sin embargo, las perspectivas mejoran: en el mercado de la regulación primaria actual en Alemania, pueden alcanzarse beneficios anuales de entre unos 130.000 y 150.000 euros por MW de potencia instalada. Si tenemos en cuenta que, actualmente, los sistemas de bancos de baterías pueden instalarse ya por debajo de los 800 000 euros/MW, el potencial de rentabilidad resulta interesante. Existe una buena predisposición por parte de las distribuidoras eléctricas locales a hablar sobre los beneficios del almacenamiento, ya que éstas, de todas formas, deben poner a disposición potencia de regulación a partir de una generación convencional. . Una central convencional, que no debe operar en modo restringido para poder elevar en todo momento la potencia entregada, podría operar de forma claramente más rentable combinada con un sistema de baterías. La recaudación adicional proveniente de la venta de la generación sobrante ayuda a refinanciar el sistema de baterías. No obstante, hemos de procurar no sobrestimar el mercado a partir de todas estas reflexiones. En toda Europa se licitan un total de 3 GW de potencia de regulación primaria. De ellos, por ejemplo, 600 MW corresponden a Alemania. Si finalmente se suman en el futuro todas las centrales virtuales de equipos de almacenamiento domésticos, que también quieren participar en este mercado, rápidamente puede producirse una batalla de precios que dañe el mercado de forma duradera.

Rentabilidad en la puesta a disposición de potencia de regulación a gran escala en Corea del Sur

Todo apunta a que la puesta a disposición de potencia de regulación en Corea del Sur es todavía más rentable. La empresa estatal suministradora de energía, KEPCO, ha cerrado el segundo concurso para instalar grandes sistemas de baterías en la red. Tras los 50 MW del año pasado, en el 2015 debe instalarse un total de 200 MW/200 MWh. ¿Por qué justamente Corea del Sur apuesta tan decididamente por esta opción? Son dos los efectos que se entrelazan aquí. En primer lugar, desde el punto de vista de la tecnología energética, Corea del Sur es una isla y está rodeada de mar por tres de sus lados y con su vecina Corea del Norte no existe ninguna conexión en cuanto a la red de suministro. Además, el Gobierno surcoreano espera un crecimiento económico sostenible, y con ello también una demanda energética creciente. Esta debe cubrirse principalmente con energías renovables.

Dada su situación aislada, Corea del Sur no puede comprar potencia de regulación del exterior, sino que debe ponerla a disposición de forma totalmente independiente. Tampoco se hace posible vender al exterior los excedentes. Dado que en el país existe una potente industria de fabricación de sistemas de baterías, se ha favorecido, probablemente, la elección de esta solución técnica. En los próximos años, la capacidad de almacenamiento debe ampliarse por encima de 1 GWh, por ejemplo, más de lo licitado en Alemania como potencia de regulación primaria.

Conclusiones

Desde un punto de vista técnico, los grandes sistemas de baterías son ideales para suministrar potencia de regulación. Además de las ventajas dinámicas de la integración de electrónica de potencia, también hay que tener en cuenta la rápida puesta en servicio, la ubicación prácticamente indiferente y la sencilla escalabilidad para el uso de baterías para estabilizar la red. Sin embargo, para su rentabilidad debe existir un marco que garantice la seguridad de la inversión a largo plazo, algo que todavía despierta dudas al menos en Europa. No obstante, si la necesidad es lo suficientemente grande y –como en Corea, pero también en California, donde la legislación prevé objetivos de expansión para los dispositivos de almacenamiento– además del mercado existe un regulador que tenga en cuenta la estabilidad de la red a largo plazo, apenas existen obstáculos para la expansión de los bancos de baterías.

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Imagen superior: S&C Electric. La “Big Battery” de 6 MW/10 MWh de RU en el ensayo de almacenamiento de red inteligente (Smarter Network Storage) de UK Power Networks.