Como ya sabemos, el principal problema en cuanto a la producción de electricidad con energías renovables es el almacenamiento de la energia excedente, es decir la que se produce y no se consume.
Tradicionalmente la energía viaja directamente de los centros de producción: centrales electricas, hasta el propio consumidor. Aunque existen métodos de almacenamiento, su aplicación a gran escala no era viable por su alto coste, falta de recursos, complejidad, etc.
De hecho, a pequeña escala sí se podía almacenar energía en una batería (de un coche, o como parte de una instalación fotovoltaica en una vivienda), pero sin embargo no era viable construir una batería que pudiera alimentar una ciudad entera. Hasta ahora.
El proyecto "STORE", (iniciado en el 2008) en el que participan Endesa, Televent, Isotrol e Ingeteam ha conseguido precisamente eso. Un almacenamiento de energía eléctrica a gran escala y viable económicamente. Es el proyecto más importante de Europa de estas características en entornos insulares, y su principal objetivo es demostrar la viabilidad técnica y económica de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.
A principios de este 2014, ya estaban puestas en marcha las tres primeras plantas de almacenamiento de energía eléctrica que se integran en la red eléctrica en España en las instalaciones de generación de Endesa en las Islas Canarias.
El proyecto STORE quiere demostrar la integración de tres tecnologías de almacenamiento energético (baterías de Ión Litio, ultracondensadores y volantes de inercia) en un entorno real, de forma eficiente, en ámbitos eléctricos aislados, donde su impacto es de mayor relevancia, como es el caso de los sistemas insulares.
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"Hemos demostrado que es posible almacenar energía eléctrica con el excedente de las energías renovables. ... Toda la tecnología y electrónica de potencia es nacional. Estamos muy orgullosos de este proyecto", asegura Juan Carlos Ballesteros, subdirector de I+D de Endesa.
Durante la noche tenemos aerogeneradores que producen electricidad porque el viento sopla a esas horas. Pero en ese momento hay poco consumo eléctrico y tenemos exceso de energía eléctrica. Por eso, diseñar una alternativa para acumular ese exceso tiene una importancia extraordinaria."
Detalles
El consorcio, liderado por Endesa, cuenta con la participación de Televent, Isotrol e Ingeteam (como socios industriales), y varios centros de investigación. El proyecto, de 11 millones de euros, ha contado con el apoyo del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI), dependiente del Ministerio de Economía y Competitividad, y del Fondo Tecnológico (una partida especial de fondos FEDER de la Unión Europea dedicada a la promoción de la I+D+i empresarial en España).
La elección de las Islas Canarias para desarrollar este proyecto ha sido clave, puesto que se intenta dar respuesta a los problemas que presentan los sistemas en las islas, en las que la estabilidad de la red se ve más afectada por tecnologías de generación no gestionables, como es el caso de las renovables.
Desarrollo en Canarias
Cada instalación que se ha desplegado en el archipiélago canario desarrolla, precisamente, una de estas tres tecnologías:
1. La planta instalada en Gran Canaria, en el municipio de La Aldea de San Nicolás, es de almacenamiento electroquímico mediante baterías IonLi, de 1MW/3 MWh, y busca probar las capacidades reales para aportar servicios complementarios como una unidad de generación convencional, permitiendo gestionar la demanda, aportar inercia y potencia activa al sistema, regular tensión, y participar en la regulación secundaria.
2. Los equipos de almacenamiento que se han instalado en el municipio de Alajeró, en La Gomera mediante un sistema de volante de inercia de 0.5MW/18MW, aportan inercia y potencia activa para la regulación primaria, además de conseguir una estabilización continua de la frecuencia de la isla.
3. En Breña Alta, en La Palma, la instalación de la tecnología de ultracondensadores de 4MW/20MW aporta estabilidad a la frecuencia del sistema, y valida su capacidad para evitar pérdidas del suministro ante averías imprevistas, dotando al sistema de mayor robustez y calidad de suministro.
La planta de La Gomera y de La Palma utilizan tecnologías para almacenamiento de energía con tiempos de respuesta muy rápida. Por tanto, son adecuadas para evitar eventos imprevistos, que en los sistemas eléctricos de pequeño tamaño son capaces de provocar pérdidas parciales del suministro eléctrico o provocar incluso un corte general del suministro.
La planta de Gran Canaria, por su parte, cuenta con una mayor capacidad de almacenamiento y puede funcionar como un grupo de generación gestionable, cuya carga y descarga se podrá programar diariamente.
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