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Los centros de almacenamiento y gestión de energías: una respuesta tecnológica a la Ley de Cambio Climático y Transición Energética

INERCO,

El proyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética del Gobierno ha sido aprobado en Consejo de Ministros el día 19 de mayo y pasa a su tramitación parlamentaria. Se establece un marco regulatorio coherente con el PNIEC y la Estrategia de Descarbonización a 2050 y se recogen los objetivos de reducción de emisiones, renovables y eficiencia energética para 2030 y 2050.

El almacenamiento de energía (no hidráulico) se reconoce en el proyecto de Ley que tiene actualmente un uso residual, pues no está recogido en la Ley del Sector Eléctrico, pero se entiende como una valiosa herramienta para favorecer la integración de renovables en el sistema. Y se crea una nueva categoría de suministrador de electricidad, las instalaciones de almacenamiento, que recibirán y entregarán energía eléctrica. Pueden ser propiedad de productores, de consumidores y de titulares de redes, que podrán obtener los ingresos que se determinen.

El proyecto de Ley considera necesaria una participación más activa de los consumidores y la demanda en los mercados de servicios de ajuste y balance, mediante los agregadores de demanda, nueva categoría de suministrador de electricidad. Podrán combinar cargas de consumidores, productores o instalaciones de almacenamiento, para su venta o compra en el mercado organizado o servicios al sistema (sic).

Para las hibridaciones se actualizan las disposiciones vigentes, de forma que las instalaciones que hibriden con renovables o almacenamiento pueden evacuar energía eléctrica utilizando el mismo punto de conexión y la capacidad de acceso ya concedida e incluso aumentar potencia dentro de la capacidad máxima de acceso.

Nos interesa especialmente la figura del agregador de demanda que, en nuestra concepción, englobaría las instalaciones de almacenamiento e incluso las hibridaciones. Su inclusión a futuro en el artículo 6 de la Ley del Sector Eléctrico nos lleva a concluir que un agregador estará autorizado a vender (y comprar) energía eléctrica.

La descarbonización de la electricidad (que cubre aproximadamente el 25% de la energía final en la UE y en España y de la que tan solo algo más del 30% es de origen renovable) es una herramienta necesaria, pero no suficiente, para seguir la senda de descarbonización de la economía marcada como objetivo.

Creemos que el concepto de agregador de demanda tiene enorme potencial en relación con lo anterior como para dotarlo de mayor alcance. Se trata de disponer de centros industriales de almacenamiento y gestión de energías en forma de plataformas multitecnología, modulares, flexibles y ampliables, capaces de gestionar mediante sistemas avanzados cargas eléctricas, térmicas y corrientes de CO2 para proporcionar un conjunto de vectores energéticos descarbonizados a los sectores demandantes.

La configuración de máximos de un centro de almacenamiento y gestión incluye los siguientes inputs: electricidad renovable de la red, electricidad de instalaciones fotovoltaicas, eólicas o hidráulicas vinculadas al centro, energía solar térmica directa, electricidad y calor de la combustión de biomasa, calores residuales de bajo nivel térmico y CO2 capturado de procesos propios (biomasa) o recibido de terceros para captura.

En un escenario también de máximos, el centro dispondría de tecnologías de almacenamiento en baterías Li-ion y/o Redox, almacenamiento térmico, almacenamiento termoquímico, electrolizadores para la producción de hidrógeno, bombas de calor e hipotéticamente unidades de conversión de CO2.

Se trata de combinar diferentes tecnologías de almacenamiento y transformación con atributos complementarios entre sí, en lo referente a vectores energéticos que producen capacidades, tiempos de descarga y duraciones del almacenamiento, entre otros. 

Las tecnologías citadas procesan los inputs para entregar al mercado electricidad, hidrógeno, vapor, calor, frío y “e-fuels” (combustibles sintéticos renovables) e incluso oxígeno de los electrolizadores. Así, es posible proporcionar hidrógeno para inyección en la red de gas natural –según lo previsto en el proyecto de Ley– para movilidad y para conversión de CO2 en “e-fuels” en el propio centro o por terceros. El suministro de vectores energéticos descarbonizados a la industria es una actividad de enorme interés, tratada más adelante. Y ello sin olvidar el sector doméstico e incluso la posibilidad de “district heating”.

El conjunto está gobernado por un avanzado sistema de gestión de energías que acepta las cargas en función de oferta y precios y que pone en servicio las unidades de transformación y almacenamiento de forma inteligente recurriendo al panel de tecnologías, en función de la demanda actual y futura, buscando el mínimo OPEX y maximizando resultados.

El sistema en cuestión contempla, entre otros aspectos, las características de las tecnologías, sus tiempos de respuesta y transitorios, rampas de subida y bajada, capacidades, requisitos de estabilidad de alimentación y operación y capacidades de almacenamiento para operar off-line u on-line especialmente en transformación, atendiendo a condiciones de la oferta de carga y naturaleza de la demanda contractual. Y, por supuesto, incorporando la gestión integral de los riesgos asociados a las tecnologías y productos involucrados y técnicas avanzadas de mantenimiento para aumentar la fiabilidad y disponibilidad de las instalaciones.

Con esta arquitectura, un centro responde a los objetivos del proyecto de Ley para las nuevas figuras, pero con mayores capacidades si cabe. La mayor penetración de renovables viene asegurada no ya solo por el almacenamiento en baterías, sino por el almacenamiento termoquímico, con capacidad estacional, y por la producción de hidrógeno e incluso de “e-fuels”.

Las capacidades de almacenamiento aportan, en términos eléctricos, potencia firme y mejor respuesta al operador del sistema proporcionando mayor estabilidad de la demanda. Contribuyen además a la reducción de vertidos y, por consiguiente, al incremento de la rentabilidad de las plantas que abastecen al centro, que pueden contratar capacidad de almacenamiento para excedentes.

Los centros pueden jugar un papel esencial preferiblemente en grandes “hubs” o nodos industriales. Un centro de gestión de energías se convierte así en un agente activo del ecosistema: la electricidad, el calor o el CO2 producto de actividades industriales son almacenados y/o transformados en esquemas Power-to-X en vectores energéticos renovables imprescindibles para otras instalaciones industriales de múltiples sectores: refino, petroquímica, químico, papel, cemento, farmacéutico. Los centros de gestión de energías se convierten así en actores centrales de la descarbonización.

Las plataformas de gestión de energías pueden adoptar diversas configuraciones en su diseño inicial, que puede ser revisado y ampliado, dado el carácter modular de la mayoría de las tecnologías que incorpora.

Es posible dotar al centro de capacidades para almacenamiento a corto plazo o bien complementar la infraestructura con otras tecnologías de almacenamiento, como la termoquímica, que permiten dilatar la entrega de energía (eléctrica o térmica) días, semanas o incluso meses.

Si el objetivo es –además de los anteriores o en lugar de los mismos– abastecer un mercado de hidrógeno o emplearlo como reservorio de electricidad renovable, la plataforma incorporará tecnologías que permitan un funcionamiento óptimo de los electrolizadores y el almacenamiento de los gases producidos.

El centro de energías puede vincularse a un ciclo combinado para hibridación, aprovechando las ventajas previstas en el proyecto de Ley relativas al punto de conexión y capacidad de acceso, reduciendo la emisión específica ponderada de CO2 de la electricidad puesta en red.

El concepto tecnológico descrito supone un nuevo escenario para las cogeneraciones en particular para las más de 300 plantas (2700 MW) que han de tomar decisiones de inversión para su continuidad antes de 2025. Y ello con una solución tecnológica que es capaz de gestionar electricidad y calor, aportando eficiencia, flexibilidad y menor huella de carbono global, en un sector cuya Hoja de Ruta a 2050 establece ya acuerdos sectoriales estratégicos con industrias en la línea de la simbiosis en “hubs” industriales.

Además de las aplicaciones descritas, un centro de gestión de energías tiene aplicaciones Power-to-Power extraordinariamente interesantes tanto para instalaciones “greenfield” –nueva fotovoltaica y eólica– como “brownfield” –retrofittings y repotenciaciones– además de las hibridaciones mencionadas. Los centros pueden jugar además un papel trascendental en la reconversión de centrales de carbón, poniendo en valor una parte de los activos existentes con la consiguiente reducción de CAPEX.

En resumen, la concepción de un centro de almacenamiento y gestión de energías aporta capacidades muy notables para la consecución de los objetivos globales de descarbonización. Y no solo de la electricidad, sino de la oferta de energía final especialmente para el sector industrial, pero también para el sector del transporte y el doméstico.

En ese sentido, la figura del agregador de demanda prevista en el proyecto de Ley de Cambio Climático debería prever la posibilidad de que su ámbito de aplicación se amplíe en consonancia con el concepto expuesto, en la confianza de que ello redundará en mayor eficacia para la consecución de los objetivos del PNIEC y de la Estrategia de Descarbonización.

Artículos sobre almacenamiento energético | 29 de mayo de 2020

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