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, según ha informado, 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, precisa Acciona en un comunicado, sitúan a esta 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 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 Acciona Windpower (Grupo Nordex), del que tomarán la energía que deba ser almacenada.
Esta turbina eólica 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), 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.
Acciona dice que 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).
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