Fuente: El Economista
El despliegue del almacenamiento en masa de energía ha pasado de ser una utopía a convertirse en realidad gracias a los avances tecnológicos conseguidos en los últimos años. Considerada como herramienta clave en la descarbonización energética, está batiendo récords en capacidad desplegada y en anuncio de nuevos proyectos a nivel mundial. Consulte más información en la revista elEconomista Energía.
Estados Unidos ha sido la región en la que más ha crecido este mercado, con 221 megavatios en 2015. Las previsiones indican que en 2020 superará los 1.600 megavatios.Muchas compañías han visto claro el negocio y no han dudado en mover ficha para ampliar mercado o meter el pie en este negocio.
Es el caso de la petrolera francesa Total, que recientemente ha presentado una oferta amistosa de compra por el cien por cien del capital de Saft por 950 millones de euros como parte de sus planes para acelerar su desarrollo en el sector renovable y de electricidad. La oferta, que ha recibido el respaldo unánime del Consejo de Supervisión de Saft, contempla el pago de 36,50 euros por acción y valora al fabricante de baterías en nueve veces su resultado bruto de explotación de 2015.
En declaraciones a elEconomista Energía, Ignacio Quiles, director general de Saft España, ha señalado que espera que «este acuerdo dé sus frutos y que Saft se convierta en miembro de la relevante familia Total». Mientras se resuelve esta operación, «en la filial española seguimos comprometidos con el Plan Estratégico 2020, cuyo eje central es la orientación al cliente».Aunque no han trascendido los detalles del acuerdo, Engie refuerza su posición en el mercado de las baterías de almacenamiento en Estados Unidos con el anuncio de la compra del 80 por ciento de Green Charge Networks, que cuenta con una cartera actual de proyectos de almacenamiento de 48 megavatios hora.
Gracias a sus sistemas de análisis y algoritmos de software, la compañía americana desarrolla, opera y optimiza los sistemas de baterías de sus clientes. Con la unión de ambas compañías, Engie ampliará su gama de soluciones avanzadas para los clientes de los sectores público, comercial e industrial y fortalecerá sus soluciones descentralizadas de energía fuera de la red y la fiabilidad de la red energética.
Vehículo eléctrico
En el campo del vehículo eléctrico también ha surgido una nueva alianza entre la japonesa Nissan y la eléctrica Enel para convertir los vehículos eléctricos que fabrica la primera en baterías móviles gracias a la tecnología V2G. Se trata de un proyecto piloto en Reino Unido en el que participarán 100 usuarios de coches eléctricos Nissan y que ayudará a los consumidores a ahorrar en su factura de la luz.
El sistema permite que los propietarios puedan conectarse a la red para cargar la batería del coche en períodos de baja demanda y tarifa económica, y usar posteriormente la electricidad almacenada en su vivienda cuando los costes son más elevados e, incluso, vender el excedente a la red y obtener ingresos adicionales.
Las mismas características que cumple Nissan xStorage, la nueva batería doméstica para el almacenamiento de energía que la japonesa acaba de lanzar junto a la empresa tecnológica Eaton, de 4,2 kilovatios hora de potencia, que estará disponible a partir de septiembre por unos 4.000 euros y de la que prevén vender 100.000 unidades en los próximos cinco años.
Las nuevas alianzas suponen la aparición de nuevos competidores para Tesla, el fabricante norteamericano de coches eléctricos que hace justo un año presentó su nueva unidad de negocio, Tesla Energy, dedicada a la creación y comercialización de baterías, con la presentación en sociedad de sus modelo estrella, la batería Powerwall para almacenamiento doméstico.
Doce meses después, la empresa dirigida por Elon Musk ha confirmado la venta de 2.500 unidades de la Powerwall de 7 kilovatios en el primer trimestre del año, ya que el modelo de 10 kilovatios fue retirado hace dos meses debido al bajo ciclo de cargas que permite y a su elevado precio. Aunque el récord de ventas se lo lleva la alemana Sonnen, que en el mismo período ha vendido 2.600 unidades de su batería doméstica Eco, principalmente en el mercado alemán, aunque la empresa también ha registrado ventas en Italia y Estados Unidos.
Proyectos de almacenamiento en España
España cuenta en la actualidad con 66 proyectos y una capacidad de almacenamiento de 9 gigavatios, según el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE). Las aportaciones más importantes corresponden a proyectos hidroeléctricos de bombeo y plantas termosolares, aunque también hay unos cuantos proyectos de almacenamiento de energía con baterías ión-litio y de otras tecnologías.
Canarias se ha convertido en lugar de referencia en cuanto a temas de almacenamiento se refiere. En 2013, Endesa puso en servicio tres plantas de almacenamiento de energía en La Palma, Gran Canaria y La Gomera con tecnologías de ultra condensadores, baterías electroquímicas y volante de inercia, respectivamente, que tres años después se concretan en mejoras en la calidad del suministro y la estabilidad del sistema.
Con esta iniciativa, Endesa ha hecho realidad el proyecto Store de almacenamiento dirigido a pequeños sistemas eléctricos aislados, con el objetivo de conseguir unos resultados que le permitan aplicarlo con viabilidad económica a gran escala. Por su parte, Red Eléctrica de España se encuentra trabajando en un proyecto de almacenamiento en las islas, concretamente en Gran Canaria, donde contempla la construcción de la central hidráulica de bombeo reversible de ChiraSoria, de 200 megavatios de potencia, así como su conexión con la subestación de Santa Águeda mediante una línea eléctrica de 220 kilovoltios.
«Se trata de una pieza clave en la implantación en los próximos años del nuevo modelo energético en las islas Canarias, basado en las energías renovables y las interconexiones entre islas», comentan desde la compañía. La nueva infraestructura supondrá una inversión en torno a 300 millones de euros y la creación de 2.000 puestos de trabajo, 500 de los cuales serán directos.
Gas Natural Fenosa se ha decantado por las baterías ión-litio y participa en el proyecto de demostración del sistema Bess (Battery Energy Storage System, sus siglas en inglés), que inició su puesta en operación en septiembre pasado con el objetivo de mejorar las prestaciones de una subestación eléctrica de Unión Fenosa Gas en Alcalá de Henares (Madrid).
Las baterías de ión-litio han sido desarrolladas por Toshiba y cuentan con la tecnología avanzada Scibtm, especialmente indicada para su funcionamiento en redes de distribución gracias a su alta fiabilidad, a una larga vida de más de 10.000 ciclos de carga y descarga, y a una gran capacidad y efectividad en operación a bajas temperaturas. La apuesta de Iberdrola por la innovación ha llevado a la compañía a invertir 200 millones de euros el pasado año en I+D+i.
Dentro del ámbito de integración de las renovables, uno de los proyectos en los que la eléctrica se encuentra inmersa es el proyecto Smartwind, que consiste en la realización de modelos y simulaciones de almacenamiento asociados a parques eólicos.
Aunque el liderazgo se lo lleva en el almacenamiento de energía con tecnología hidroeléctrica de bombeo, con 4.400 megavatios instalados, y que cuenta en su haber con la mayor instalación de estas características de Europa: el complejo de Cortes-La Muela, en Valencia.Para el periodo 2016-2020, la compañía seguirá adelante con el proyecto hidroeléctrico del Alto Támega, en Portugal, que añadirá una capacidad de 1.160 megavatios de almacenamiento por bombeo y que contará con una inversión de 1.600 millones de euros. La planta estará operativa en 2023.
En opinión de Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola, «el almacenamiento hidroeléctrico de bombeo es la única tecnología eficiente que puede ser implementada a gran escala, ya que el coste de esta tecnología en la actualidad es cuatro veces menor que el de las baterías más eficientes».Por lo que respecta a las plantas termosolares con almacenamiento, dos informes recientes argumentan que son imprescindibles para la incorporación de un mayor número de renovables y alcanzar sistemas eléctricos libres de CO2.
Además del valor añadido al sistema de energía en términos operacionales y de capacidad, este tipo de tecnología añaden estabilidad inercial a la red y tienen un impacto macroeconómico altamente positivo.