El almacenamiento en baterías se está convirtiendo en una lista cada vez más larga de configuraciones a escala de red, a medida que van surgiendo nuevos proyectos comerciales. Todos los grandes desarrolladores solares han comenzado, al menos, a contemplar el almacenamiento ligado a la energía solar, aunque todavía no se hayan construido grandes proyectos. GE ya ha emparejado baterías con sus generadores de gas para servicios de red de rápido crecimiento y espera que la configuración prolongue la vida útil del gas.
La semana pasada, la lista de posibilidades se amplió cuando dos compañías anunciaron nuevas combinaciones de plantas de almacenamiento: baterías con energía solar y eólica para proporcionar electricidad constante en Australia, y una planta de energía hidroeléctrica más almacenamiento para aprovechar el desafiante mercado de regulación de frecuencia PJM en EEUU.
Los desarrolladores tienen la responsabilidad de probar que estas plantas novedosas pueden generar dinero, pero ya han ampliado el rango de usos para la tecnología de almacenamiento en red.
Windlab y Vestas desarrollarán un proyecto de almacenamiento de energía solar y eólica en Queensland, Australia, llamado Kennedy Energy Park a finales de 2018, que cuando esté terminado tendrá una capacidad de 1.200 MW. La primera fase del proyecto, que está en construcción, incluirá 43,2 megavatios de capacidad eólica, 15 megavatios de energía solar y 2 megavatios de almacenamiento. Se trata del primer sistema de este tipo que ha sido anunciado públicamente, ha dicho Hong Durandal, un analista que cubre los sistemas híbridos en MAKE.
Un solo sistema de control operará los tres recursos para optimizar la producción y disponibilidad de energía. Vestas proporcionará un servicio activo de administración de resultados de 15 años para el proyecto.
"Al combinar dos activos de generación diferentes, como la energía solar y la eólica con almacenamiento de energía, el sistema es más fiable y flexible que las soluciones individuales independientes de cada una de ellas", dijo Durandal. "Un sistema de almacenamiento de energía eólica y solar es más resistente contra circunstancias imprevisibles, como días nublados con poca luz solar o días con poco viento o velocidades de viento bajas".
Además de cumplir con los estrictos requisitos de generación de energía, la planta podrá proporcionar servicios de red como regulación de frecuencia, cambio de energía, reducción de los picos de la demanda y aumento de potencia, agregó.
Australia consume casi toda su producción de electricidad a partir de combustibles fósiles; el carbón domina el 63% de la generación. La eólica y la energía solar producen una pequeña pero creciente porción de la generación. El gobierno tiene un objetivo del 23,5% de energía renovable para 2020.
"Kennedy Energy Park representa un nuevo hito para los fabricantes de turbinas eólicas que participan en proyectos de energía híbrida para diversificar y continuar el crecimiento de la industria eólica", dijo Durandal.
Hidroeléctrica y almacenamiento
Greensmith (ahora una subsidiaria de Wartsila) trabajará con American Electric Power para conectar 4 MW y 4 MWh de almacenamiento de batería con las plantas hidroeléctricas Buck y Byllesby en New River, en el suroeste de Virginia. Las nuevas baterías ayudarán a las centrales hidroeléctricas, que han operado desde 1912, a competir más ágilmente en el mercado actual.
La hidroeléctrica de bombeo almacena mucha más energía en la red que las baterías, pero no se trata de eso. De hecho, esta parece ser la primera vez que un desarrollador emparejará la generación hidroeléctrica con el almacenamiento en baterías.
Las compañías esperan que el sistema comience a operar en el primer trimestre de 2018. En ese momento, las baterías mejorarán el rendimiento de la planta lo suficiente como para calificar para los dos mercados de regulación de frecuencia de PJM: "RegA", que es el mercado tradicional, más el "RegD" más rápido".
"La clave es el tiempo de respuesta rápido y la precisión del almacenamiento de energía de la batería en relación con el tiempo de respuesta lento y la precisión de una represa hidroeléctrica", dijo David Miller, director de desarrollo comercial de Greensmith. "Las represas hidráulicas tienen diferentes tiempos de respuesta, pero las presas en cuestión aquí son viejas y, por lo tanto, no tienen una respuesta rápida".
Greensmith desarrolló previamente seis sistemas de almacenamiento de energía a escala de red en territorio PJM, pero este es el primero ya que el operador de transmisión regional implementó nuevas señales y requisitos de regulación de frecuencia. "Con todos estos cambios, el mercado de PJM se cierra de manera efectiva a la nueva capacidad debido al riesgo de los comerciantes, y los ingresos cayeron en picado", dijo Ravi Manghani, director de almacenamiento de energía de GTM Research.
La decisión de combinar las centrales hidroeléctricas con el almacenamiento podría eludir ese problema. En términos prácticos, las plantas hidroeléctricas y las baterías de ion-litio funcionarán simultáneamente. La energía hidroeléctrica vende energía y mantiene las baterías cargadas mientras la batería realiza el trabajo de respuesta rápida requerido por el mercado de regulación de frecuencia de PJM. A cambio de la recarga, la batería minimiza el desgaste de la presa debido a la aceleración rápida.
Eso es bastante similar al cálculo de GE para emparejar baterías con los picos de gas: ahorra al generador los arranques y paradas, lo que le permite funcionar en condiciones más favorables, y en última instancia, prolongar su vida útil. Esto significa que, por el costo de agregar 4 megavatios, la instalación centenaria obtiene una nueva fuente de ingresos.
Más por venir
El almacenamiento continúa reforzando su reputación como la tecnología más versátil en la red. La mayor hibridación de almacenamiento con cualquier tipo de generación está en camino, dijo Miller.
"Al combinar la generación con el almacenamiento, podemos aprovechar las características de rendimiento beneficiosas: respuesta rápida, velocidad de aceleración rápida, bajos costos de operación y mantenimiento, cero emisiones, mientras usamos el activo de generación para enfrentar la restricción impuesta por la limitada duración de energía del almacenamiento", añadió.
El soporte de frecuencias y las aplicaciones de reserva tienen más sentido para las plantas híbridas actualmente, tanto en los mercados de electricidad como en los entornos remotos de la red a nivel mundial, agregó Miller. Greensmith ya empareja baterías con un motor Wartsila, y probablemente integrará más activos de generación en el futuro.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios