El almacenamiento en baterías, una opción cada vez más viable económicamente


El sector del almacenamiento de energía está reduciendo sus costes a pasos agigantados y se está convirtiendo en una alternativa viable, a corto plazo, a las actuales turbinas de gas utilizadas para cubrir las puntas de demanda.

Tradicionalmente, las compañías eléctricas de EE.UU. han construido y operado parques de plantas de generación, consistentes en unas pocas unidades de carga base de gran potencia, generalmente nucleares o de carbón, centrales para la curva de demanda intermedia y una serie de unidades de respaldo para puntas, normalmente turbinas de gas natural, con capacidad para tomar carga de forma rápida en respuesta a la demanda.

Las centrales de carga base funcionan a plena carga durante la mayor parte del año, las intermedias se utilizan para cubrir las fluctuaciones de la curva de demanda, mientras que las turbinas de gas se utilizan durante pocas horas para satisfacer los picos de demanda cuando ésta se incrementa al máximo.

La creciente penetración de las energías renovables está cambiando este esquema. En muchas redes, una parte creciente de la generación proviene de recursos renovables, generalmente eólicos y solares, ninguno de los cuales es plenamente gestionable ni totalmente previsible.

En este entorno, lo que más desean los operadores de la red es la generación flexible, especialmente con capacidad de rampa rápida para cubrir cualquier déficit inesperado en la generación renovable y mantener la fiabilidad del sistema.

Los avances recientes en la tecnología de almacenamiento de energía, especialmente en baterías e inversores, junto con los importantes descensos de sus costes, hacen que el almacenamiento sea cada vez más atractivo en relación con las turbinas de gas para puntas. Estas, además, no tienen rendimientos elevados, son contaminantes y de mantenimiento costoso. Otro factor añadido es que se utilizan sólo durante un número limitado de horas, por lo que tienden a ser inversiones poco rentables al permanecen inactivas la mayor parte del tiempo.

Un ejemplo de ello fue la decisión de la compañía eléctrica de California, Pacific Gas & Electric Company (PG&E), respaldada por el regulador, California Public Utility Commission (CPUC), de reemplazar en noviembre de 2018 tres turbinas de gas de la central de Moss Landing por sistemas de almacenamiento en baterías. Estos sistemas consistían en baterías de ion-litio, suministradas por Vistra Energy (300 MW y 1.200 MWh de almacenamiento) y Tesla (182,5 MW y 730 MWh de almacenamiento).

Los efectos de la competencia y la reciente reducción de los costes del cobalto y el litio están empujando a precios promedio inferiores a $ 150 / kWh. A finales de 2018, los precios de los paquetes de baterías alcanzaron un mínimo histórico de $ 176 /kWh.

Actualmente, la batería de ion-litio más grande del mundo es la instalad por Tesla en el sur de Austrialia con 100 MW y 127 MWh, seguida de la de Kyushu Electric Power Co. en Japón, que tiene una batería de 50 MW y 300 MWh de sulfuro de sodio.

Sin embargo, a pesar de las ventajas económicas, los trenes de baterías-inversores tienen un tiempo de respuesta más rápido: virtualmente pueden subir y bajar la carga instantáneamente, siguiendo las indicaciones del operador de la red. Lo que hace que sigan siendo muy útiles para responder a las fluctuaciones de la generación solar o eólica.

Fuentes:

  • Menlo Energy Economics 
  • Vistra Energy