Generadora de Arizona opta por la energía solar y el almacenamiento en batería para satisfacer la demanda máxima

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La combinación de la energía solar y el acumulador de baterías superó al gas natural, que es la tecnología de referencia para las plantas de punta; un proyecto de 65 MW anunciado recientemente está siendo noticia al acoplar la energía solar fotovoltaica con el almacenamiento de energía en baterías, una novedad para la empresa de servicios públicos Arizona Public Service, que solicitó propuestas en 2017 para que las fuentes de generación proporcionen electricidad durante las horas de mayor demanda.

Los desarrolladores del proyecto de Arizona Public Service (APS) adaptaron su oferta sólo en función de la capacidad máxima, y no se tuvieron en cuenta los servicios auxiliares, dice Scott Rackey, quien lidera el esfuerzo de desarrollo de la tecnología fotovoltaica y de almacenamiento para FirstSolar, que construirá, poseerá y operará el proyecto.

“No anticipamos que la viabilidad del almacenamiento de energía en batería vendría tan rápido”

Los 65 MW energizarán un banco de baterías de iones de litio de 50 MW para suministrar energía entre las 15.00 y las 20.00 horas, cuando la demanda alcance su punto máximo. Las baterías tienen una capacidad nominal de 135 MWh y serán capaces de suministrar energía durante al menos tres horas. APS firmó un acuerdo de compra de energía de 15 años con First Solar para la energía de la matriz. No se revelaron otros términos.

Photo: Arizona Public Service This battery storage facility is operated by Arizona Public Service

Tal vez más destacable sea el hecho de que la licitación de la planta solar más almacenamiento superó a otras fuentes de generación, incluyendo múltiples propuestas de plantas de gas natural. La compañía tiene un acuerdo con una planta existente de gas natural por un total de 570 MW para los veranos de 2020 a 2026.

Las turbinas a gas natural son la tecnología en la que las empresas de servicios públicos han confiado durante mucho tiempo para satisfacer la demanda máxima. Al igual que un motor a reacción, una turbina de gas puede aumentar a toda su potencia en cuestión de minutos para satisfacer la demanda, en lugares desde Phoenix a Pittsburgh, cuando los equipos de climatización se encienden en los días más calurosos del verano.

Por otro lado, la energía solar fotovoltaica ha sido considerada por muchos en la industria como un recurso de generación intermitente en el mejor de los casos. En la noche y en los días nublados no hay energía.

Pero una caída dramática en el costo de almacenamiento en baterías de energía, impulsada en gran parte por un aumento en la producción de baterías de iones de litio para satisfacer la creciente demanda de vehículos eléctricos, está silenciando parte de ese argumento.

El costo de las baterías de iones de litio ha bajado alrededor de un 90% en los últimos años, dice Garrett Fitzgerald, gerente del Proyecto de Transformación de Movilidad del Instituto de las Montañas Rocosas, con sede en Colorado. Los precios que habían llegado a los USD 1.000 / kWh están ahora por debajo de los USD 200 / kWh, y siguen bajando.

Al mismo tiempo, el almacenamiento está ganando una reputación de versatilidad. Las empresas están aprendiendo que pueden usar un solo proyecto de almacenamiento para hacer muchas cosas diferentes. Es una especie de “Swiss Army knife” (navaja del ejército suizo) para la red, dice Fitzgerald, señalando que el almacenamiento es capaz de proporcionar servicios como la regulación de la frecuencia eléctrica de la red en una base de segundo a segundo, y el soporte de energía reactiva, voltaje que debe ser controlado para la fiabilidad de la red.

La demanda de vehículos eléctricos y la reputación de versatilidad son dos factores que favorecen el almacenamiento de energía a escala de servicios públicos, dice Fitzgerald. Las reglas del mercado entre operadores de redes como PJM Interconnection en el este de los Estados Unidos también están permitiendo el despliegue de más proyectos de almacenamiento.

La Administración de Información de Energía, del Departamento de Energía, dice que PJM tiene la mayor capacidad de almacenamiento de baterías a escala de servicios públicos tanto en términos de potencia como de energía. Esto se debe a que en 2012, el mercado de servicios auxiliares de PJM introdujo un producto de regulación de frecuencia diseñado para pagar recursos de generación que pueden ajustar rápidamente la potencia de salida.

Desde entonces, el almacenamiento de baterías en PJM ha crecido de 38 MW a 274 MW en 2016; más del 90% de esa potencia ayuda en la regulación de la frecuencia. El almacenamiento de baterías con controles electrónicos puede responder más rápido que las fuentes que dependen de la inercia de las centrales térmicas, dice Fitzgerald.

En una medida reciente a mediados de febrero, los reguladores federales de energía ordenaron a los operadores de redes de todo EEUU que eliminaran las barreras del mercado que podrían bloquear el despliegue de almacenamiento. Los economistas del Grupo Brattle han dicho en un estudio que las iniciativas políticas se suman a un posible mercado estadounidense de almacenamiento de energía capaz de suministrar hasta 50 GW de potencia en Estados Unidos en la próxima década.

“Hay aplicaciones importantes, pero limitadas, en las que el almacenamiento ya es rentable hoy en día. A medida que los costos disminuyan, el almacenamiento será transformador para la industria de la energía” dice Judy Chang, directora de Brattle y coautora del estudio.

El proyecto FirstSolar se sumará a las tres baterías a escala de red que actualmente se encuentran en el sistema de APS. Durante los próximos 15 años, la empresa de servicios públicos dice que planea adoptar más de 500 MW de almacenamiento adicional de baterías.

Por ejemplo, en lugar de reconstruir unos 32 km de postes y cables de transmisión y distribución, APS está instalando dos sistemas de almacenamiento de baterías en una zona rural del estado; la inversión la convierte en una de las primeras compañías eléctricas del país en utilizar baterías en lugar de la infraestructura tradicional. Las dos baterías Advantion de 4 MWh están fabricadas por Fluence. La construcción del proyecto estaba programada para comenzar en el otoño de 2017.

“No anticipamos que la viabilidad del almacenamiento de energía en batería vendría tan rápido” dijo Rackey.

05/Marzo/2018
David C. Wagman
spectrum.ieee.org

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