Comunicación presentada al III Congreso Smart Grids:
Autores
- Luis Manuel Santos Moro, Jefe de I+D y Mejora Continua/EDP, Coordinador, Grupo de Interplataformas de Almacenamiento
Resumen
El almacenamiento de energía está llamado a ser uno de los factores clave para la integración de las energías renovables. Sin embargo, en España no había ninguna iniciativa que aglutinase a los actores relevantes en el sector del almacenamiento energético y siendo necesario coordinar sus actividades se creó en 2014 el Grupo de Interplataformas de Almacenamiento-GIA. El GIA está formado por diversas entidades, públicas y privadas del ámbito empresarial y la investigación, que por su actividad están relacionadas de alguna forma con el almacenamiento de energía. El GIA se ha estructurado en 7 subgrupos de trabajo orientados a aspectos específicos de las distintas tecnologías de almacenamiento. En este documento, se recogen las principales conclusiones obtenidas por cada uno de los grupos y se resumen las principales capacidades y proyectos realizados en el ámbito del almacenamiento en España.
Palabras clave
Almacenamiento de Energía, Grupo Interplataformas, Almacenamiento (GIA)
Introducción
El almacenamiento de energía está llamado a ser uno de los factores clave para casar la oferta y la demanda de energía eléctrica en un entorno de mayor participación de la generación no despachable de origen renovable. En Europa se han puesto en marcha diversas iniciativas de apoyo al almacenamiento en las que se reconoce su relevancia futura. Alguna de estas iniciativas son el programa Horizon 2020 de investigación y desarrollo y el SET Plan 2007 de la Comisión Europea y el Joint Programme de Energy Storage de la European Energy Research Alliance.
En España no existía hasta 2014 ninguna iniciativa que aglutinase a los actores relevantes en el sector del almacenamiento energético, siendo necesario coordinar a las diferentes entidades que lo conforman aunque sin crear una nueva Plataforma Tecnológica. En este marco, nace el Grupo de Interplataformas de Almacenamiento-GIA. El GIA está formado por diversas entidades, públicas y privadas del ámbito empresarial y la investigación, que por su actividad están relacionadas de alguna forma con el almacenamiento de energía. El GIA se subdividió en 7 subgrupos de trabajo, dependiendo de sus objetivos y la tecnología estudiada:
- Subgrupo de Regulación: donde se contemplan los aspectos regulatorios del almacenamiento de energía en España, Europa y en el resto del mundo.
- Subgrupo de Integración en red y aplicaciones: en este capítulo se recogen los aspectos necesarios para integrar el almacenamiento en la red.
- Subgrupos de tecnologías existentes: en estos grupos se han estudiado las distintas tecnologías existentes desde un punto de vista crítico, definiendo sus costes operativos y los principales retos a superar para ser tecnologías competitivas en el futuro. Estos grupos son: Almacenamiento Electroquímico, Almacenamiento Químico, Almacenamiento Térmico, Almacenamiento Mecánico, Almacenamiento Magnético.
Como resultado de los trabajos realizados desde su creación, en 2016 el GIA editó un documento en español y otro en inglés en el que se recogen las principales conclusiones obtenidas durante el desarrollo de las actividades de cada uno de los subgrupos y que se resumen a continuación.
Conclusiones Grupo de Regulación
El desarrollo de la regulación para sistemas de almacenamiento eléctrico se encuentra en una etapa inicial y en muy pocos países cuenta con un marco regulatorio favorable para su desarrollo y despliegue. Estados Unidos es el país con la regulación más avanzada, donde algunos estados han incluido leyes para facilitar su desarrollo; algunos países asiáticos como Corea del Sur, China o Japón están haciendo avances significativos debido a las restricciones de sus sistemas eléctricos o por sus ambiciosas metas de cara al futuro mercado del almacenamiento eléctrico; en Europa, Alemania destaca en el desarrollo de la regulación debido al alto grado de energía renovable a incorporar en el sistema, seguida de Reino Unido, Suecia e Italia.
Situación regulatoria en España
Los sistemas de almacenamiento de energía no están recogidos en el marco regulatorio español a excepción del bombeo hidráulico (considerado un sistema de generación convencional) y el almacenamiento térmico asociado a plantas solares térmicas. No obstante, todas las plantas de generación y consumo han de estar registradas para poder operar. En las islas Canarias existe una mayor iniciativa de almacenamiento respaldada por la ley 17/2013 en la que se recoge que el operador del sistema será el titular de las nuevas instalaciones de bombeo cuando su finalidad sea la garantía del suministro, la seguridad del sistema o la integración de energías renovables no gestionables. En los últimos años se han desarrollado algunas normas relacionadas con el almacenamiento. El Decreto-Ley 6/2010 recoge la figura de “Gestor de carga del sistema como proveedores de servicios de recarga” que es aquel que, siendo consumidor, está habilitado para la reventa de energía eléctrica para la recarga del vehículo eléctrico. Leyes posteriores, como el RD 647/2011 y el RD 1699/2011 especifican que no podrá intercalarse ningún elemento de almacenamiento eléctrico desde el circuito de generación hasta el equipo de medida (las CCAA pueden autorizarlos en caso de que no viertan a la red según el REBT). La aparición del RD 900/2015, por el que se regula el autoconsumo, modificó la situación anterior, permitiendo la instalación de elementos de acumulación en las instalaciones de autoconsumo bajo determinadas condiciones. Dependiendo de la modalidad de autoconsumo, el dispositivo de almacenamiento puede ser usado para regular la energía generada y/o demandada de la red para minimizar el coste de la electricidad (suministro con autoconsumo con potencia contratada de 100kW) o para verter electricidad a la red con contraprestación económica (modalidad de producción con autoconsumo sólo si está acogido a retribución específica). Los sistemas de almacenamiento deberán ser utilizados por un único consumidor final.
Aspectos regulatorios de las tecnologías inmaduras. Retos
Las instalaciones piloto se rigen por la normativa general, por lo que:
- Falta regulación para la operación de determinadas tecnologías de acumulación. Existen dificultades/restricciones para la obtención de permisos, licencias y autorizaciones y para el uso de redes de distribución y transmisión.
- Faltan políticas y normas que impongan estándares uniformes que eviten costes adicionales de interconexión a redes de distribución, siendo necesario un marco de actuación para la demostración de tecnologías inmaduras.
Conclusiones Grupo de Integración en Red y aplicaciones
El almacenamiento es una potente herramienta para la operación del sistema para integrar renovables, manteniendo la estabilidad de las redes, aunque no sólo en estos casos. La generación intermitente requiere una potencia de back up que en muchas ocasiones no tiene la respuesta rápida que el almacenamiento sí puede aportar. Por su parte, la integración del almacenamiento en la red es una etapa crítica, ya que puede introducir distorsiones que han de ser definidas y controladas. El impacto en las redes de los sistemas de almacenamiento de energía puede desglosarse en 4 grupos o aspectos:
- Comportamiento frente a cortocircuito: el protocolo de operación depende de la ubicación de la falta. Además, la existencia de sistemas de almacenamiento en la red puede reducir la potencia de cortocirtuito y minimizar los requisitos de la aparamenta instalada. Como contrapartida, la reducción de la potencia de cortocircuito haría la red más débil y sensible a perturbaciones
- Mejora de redes insulares o redes: el sistema de almacenamiento permite reducir las fluctuaciones de frecuencia de la red, puede actuar como soporte frente a huecos de tensión y reducir el deslastre de cargas y picos de consumo.
- Calidad de onda: la presencia de sistemas de almacenamiento puede tener un efecto positivo, ya que podría favorecer la eliminación del flicker (fenómeno de baja frecuencia) y otro negativo, ya que la electrónica de potencia asociada al sistema de almacenamiento puede producir un incremento de los armónicos de la red.
Retos para la integración en red:
- Necesidad de superar aspectos regulatorios y económicos.
- Los sistemas de almacenamiento permiten mayor interoperabilidad con la red (bidireccionalidad) a la vez que la hacen más compleja. Serán necesarias por tanto, nuevas estrategias de gestión.
- Antes de instalar los sistemas de almacenamiento en la red es necesario conocer parámetros críticos como máxima potencia, huella (peso y dimensiones), sistemas de seguridad, etc.
Conclusiones Grupo de Almacenamiento Electroquímico
Las tecnologías de almacenamiento electroquímico se caracterizan por una elevada eficiencia y una autodescarga considerable, si se comparan con otras tecnologías de almacenamiento como por ejemplo, hidráulico o químico. Son, muy útiles en sistemas de almacenamiento a corto plazo que requieren cargas y descargas frecuentes. Su coste está mayoritariamente condicionado por la capacidad más que por la potencia ya que están más limitados por la cantidad de energía que almacenan que por la rapidez de entrega. Las tecnologías que se engloban en este grupo tienen distinto grado de madurez. Se dispone de tecnologías comerciales (por ejemplo, baterías de plomo) y también de tecnologías que están aún desarrollándose a nivel laboratorio (baterías Na-ion). Los costes de las principales tecnologías con suficiente grado de madurez como para ser cuantificados se indican a continuación (Bradbury, 2010):
Algunos retos a superar por las tecnologías electroquímicas son reducir costes, incrementar la densidad energética y el rendimiento de potencia, vida útil y el número de ciclos de recarga.
Conclusiones Grupo Almacenamiento Químico
En el almacenamiento químico la energía es almacenada en energía química en moléculas que mantienen en sus enlaces la energía entregada. Se trata de una energía fácilmente transportable y con una densidad energética que puede ser muy elevada. La recuperación de la energía puede realizarse a través de la transformación en energía eléctrica o térmica. Las principales moléculas empleadas para almacenar energía son hidrógeno (H2) y metano (CH4).
El grado de madurez de las tecnologías es variable, situándose en un TRL 9 los electrolizadores alcalinos y algunos electrolizadores PEM, estando el resto en fase de demostración o en desarrollo temprano. La evaluación de costes en el grupo de tecnologías de almacenamiento químico se hace en base a los kg de H2 o m3 de CH4 generados. La Tabla II muestra los costes actuales y los previstos en 2030:
El principal reto al que se enfrentan las tecnologías de almacenamiento químico es aumentar la vida media de los equipos. Otras barreras a superar son incrementar la eficiencia de algunas tecnologías (como por ejemplo los electrolizadores), escalar las tecnologías a nivel industrial (sistemas de fotosíntesis artificial) o mejorar las prestaciones de los catalizadores (por ejemplo, los empleados en sistemas PtG o para producir biometano entre otros).
Conclusiones Grupo Almacenamiento Térmico
Los sistemas de almacenamiento térmico permiten almacenar energía de forma eficiente, posibilitando el uso de energías renovables o focos térmicos más favorables con disponibilidad intermitente en el tiempo (calor residual, energía solar, frío ambiente). Estas tecnologías se agrupan en según la tecnología de almacenamiento en: sensible: lechos sólidos, depósitos de agua, intercambio de calor con el terreno; latente: materiales de cambio de fase (PCM), hielo y termoquímico: reacciones termoquímicas y reacciones de sorción/desorción.
El grado de madurez de las tecnologías de almacenamiento térmico depende fuertemente de su aplicación. Así por ejemplo, el empleo de TCM (Materiales Termoquímicos) para la regulación de la temperatura en productos sensibles son tecnologías comerciales con un TRL 9 y sin embargo, el uso de TCM en plantas termosolares o para calefacción y refrigeración y para transporte de energía térmica tiene un TRL comprendido entre 0-4 estando estas tecnologías mayoritariamente en fase embrionaria. Los costes, en €/kWh recuperado en forma de calor, dependen de la tecnología:
- TCM: Para aplicaciones de menos de 2500 kW, coste entre ̴0,05-0,01 €/kWh.
- PCM: Para aplicaciones comprendidas entre ̴ 4000 – 9000 kW, coste entre ̴0,15-0,055 €/kWh.
- Sensible: Para aplicaciones comprendidas entre ̴ 2500 – 9500 kW, coste <<0,01 €/kWh.
Los retos a superar por estas tecnologías dependen del tipo, aunque tienen en común el elevado coste y las limitaciones de los materiales (estabilidad, rendimiento, costes). Las tecnologías de calor sensible, suman a éstas su baja capacidad, las temperaturas de trabajo, la dificultad de regulación e integración en el sistema. Las tecnologías de calor latente se enfrentan a su vez a un bajo rendimiento y temperaturas de trabajo. En caso de las tecnologías de almacenamiento termoquímico han de superar barreras técnicas referentes al diseño del reactor y reducir su complejidad.
Conclusiones Grupo Almacenamiento Mecánico
Se han estudiado dos tecnologías: almacenamiento en forma de energía mecánica cinética de rotación (volantes de inercia, en adelante KESS, movidos por una máquina eléctrica que a su vez está accionada por un convertidor de potencia) y el almacenamiento en forma de energía mecánica potencial de grandes masas de agua (hidrobombeo, en adelante CHR, basados en bombear agua de un depósito superior a otro inferior). El TRL de ambas tecnologías es 9, sin embargo, se continúa trabajando en algunos componentes para mejorar su rendimiento, como por ejemplo, en máquinas eléctricas síncronas de imanes permanentes para la tecnología KESS que tienen un TRL inferior a 7. Los KESS son competitivos son aquellas aplicaciones en las que el tiempo de descarga es inferior a la hora. Se han recogido los costes (DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook) actuales para aplicaciones de energía (muy superiores a los que deberían ser) y de potencia (valores más ajustados). En lo que se refiere al CHR (BC Hydro 2010), los costes referidos a la aplicación de potencia están más ajustados mientras que aquellos que se refieren a la aplicación de energía dependen fuertemente del emplazamiento.
Los principales retos a superar por los KESS son los costes, el peso y la introducción de materiales compuestos en su fabricación, entre otros. Los principales retos a superar de la tecnología CHR considerando una planta completa, se refieren al desarrollo de sistemas de control de potencia activa, servir de apoyo a la generación renovable o evaluar el hidrobombeo subterráneo
Conclusiones Grupo Almacenamiento Magnético
El almacenamiento magnético se basa en establecer un campo magnético en una bobina Superconductora. El sistema SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage), permite la construcción de bobinas con alta densidad de corriente que generan campos magnéticos con elevada densidad de flujo y muy bajo consumo de energía. Los elementos básicos del sistema SMES son: una bobina superconductora, un sistema criogénico para mantener el estado superconductor, un sistema electrónico de control y protección de la bobina y la electrónica de potencia que permite el acoplo a la red tanto para almacenar energía como para retornarla. Dentro de la tecnología SMES se pueden encontrar superconductores de baja temperatura crítica, muy maduros con un TRL 9 y superconductores de alta temperatura crítica en fase de demostración con un TRL5. El coste de inversión de los sistemas SMES está relacionado esencialmente con la tecnología usada y su función. Durante los trabajos del GIA se determinó el capital invertido por unidad de energía respecto a la potencia instalada de los sistemas híbridos con hidrógeno líquido (Sander M., 2010). Las tecnologías de almacenamiento magnético deben superar algunos retos como abaratar costes, mejorar materiales y dispositivos, aumentar rendimiento y definir el impacto de la conexión de estas tecnologías a la red.
Propuesta de nuevos gráficos de coste y potencia-energía de cada una de las tecnologías
En el GIA también se recabó información para actualizar los gráficos de potencia energía y de costes de inversión por cada una de las tecnologías. En rojo, las modificaciones propuestas por el GIA a los gráficos existentes. Para el almacenamiento químico, dado que muchas de sus tecnologías están en un TRL inferior a 8, es prematuro definir costes de inversión. Los costes del almacenamiento térmico, dado que el producto final es proveer demanda térmica, se consideraron por separado.
Las entidades que han declarado disponer de capacidades técnicas en almacenamiento son: Incar CSIC y el Battery Lab de la Universidad de Oviedo en Asturias, Cegasa Portable Energy, Universidad del País Vasco, IK4 Tekniker, IK4 Ikerlan, IK4 Cidetec, Tecnalia y CIC Energigune en el País Vasco, CENER en Navarra, Fundación para el desarrollo de nuevas tecnologías del hidrógeno en Aragón e Instituto I3A de la Universidad de Zaragoza en Aragón, IREC e ICMAB-CSIC en Cataluña, Instituto de Ingeniería Energética en la Comunidad Valenciana, Centro Nacional del Hidrógeno y Universidad de Castilla la Mancha en Castilla la Mancha, Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial, Adif, Ciemat, Universidad Carlos III y el Instituto IMDEA Energía en Madrid y Abengoa-Inabensa en Andalucía.
Se han registrado 227 proyectos, que se han clasificado por tipo de almacenamiento y origen de la financiación:
Referencias
- Bradbury, K. “Energy Storage Technology Review”, 2010.
- DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook in Collaboration with NRECA. Akril, Huff, Currier, Kaun, Rastler, Bingqing, Cotter, Bradshaw, and Gauntlett. Sandia National Laboratories. y Electricity Energy Storage Technology Options. A white paper Primer on Applications, Costs and Benefits. Electric Power Research Institute (EPRI). Diciembre 2010.
- BC Hydro, Pumped storage at Mica generating station, Preliminary cost estimate, 2010.
- Sander M.” LIQHYSMES -Multi-Functionality Hybrid Energy Storage Systems Incorporating SMES” IEA-HTS-IA-ExCo-Meeting,Lausanne, May 2013.