AleaSoft: el complejo engranaje de la transición energética (II)

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En esta segunda entrega de la serie de noticias sobre los principales vectores de la transición energética se analizan cinco vectores más. Tres de ellos son relativos al almacenamiento de energía (baterías, centrales de bombeo y energía solar termoeléctrica), y los otros dos son las interconexiones internacionales y las redes inteligentes

En la primera entrega de esta serie de tres noticias se analizaron cinco de los quince vectores fundamentales en la transición energética. En esta segunda entrega se analizan otros cinco factores claves y su papel en la transición energética hacia la descarbonización y las emisiones cero.

Sistemas de almacenamiento en baterías
Es obvio que con un sistema energético 100% renovable, donde las principales energías serán la eólica y la solar, hacen falta soluciones que permitan gestionar y flexibilizar una producción renovable que será intermitente. Entre las soluciones se encuentran las tecnologías de almacenamiento de energía y, de esas, destacan tres que tendrán un papel clave en la transición energética: las baterías, las centrales de bombeo y las centrales solares termoeléctricas.

Las baterías son la tecnología que primero viene a la cabeza al pensar en el almacenamiento de energía. Las baterías son ya la solución más extendida para el almacenamiento a pequeña escala para dispositivos móviles y portátiles que necesitan funcionar aislados de la red eléctrica. Sin embargo, las baterías también son una solución de almacenamiento a media escala en hogares, comunidades o industrias, y también a gran escala en sistemas eléctricos regionales o nacionales.

Las baterías son una solución óptima para el almacenamiento de energía a corto plazo, para consumir, almacenar e inyectar electricidad en ciclos intradiarios. El ciclo más habitual es almacenar parte de la producción solar durante las horas centrales del día e inyectarla a la red durante el pico de demanda que se produce por la noche cuando baja la radiación solar.

El Plan Nacional de Energía y Clima en España (PNIEC) estima disponer de 2,5 GW de baterías en 2030, aunque muchos estudios estiman que se necesitarían al menos tres veces más dada la cantidad de energía renovable que se prevé que esté disponible en 2030.

El almacenamiento con centrales de bombeo
Pero si se habla del presente, el almacenamiento de energía de la red en España corre a cargo de las centrales hidroeléctricas reversibles, comúnmente conocidas como centrales de bombeo. Estas centrales son capaces de consumir energía de la red eléctrica para bombear agua desde un embalse inferior a otro embalse situado a una altura superior, para, en un momento posterior, dejar caer de nuevo el agua al embalse inferior y generar electricidad con una turbina. Todo ello con una eficiencia cercana al 70%.

En los últimos meses, el bombeo ha pasado de tener un papel marginal en el sistema eléctrico español, a participar de manera activa con su capacidad de almacenamiento de energía. Este cambio se ha podido dar gracias al spread de precios que ha aparecido en los precios horarios del mercado ibérico de electricidad. En las horas en que el precio lo fijan las centrales de ciclos combinados de gas, los precios son altos debido a los altos precios del gas y del CO2, mientras que, en las horas más centrales del día, cuando las renovables pueden fijar los precios del mercado, los precios caen a valores muy bajos. De esta manera, las centrales de bombeo pueden consumir energía a precios bajos y producirla de nuevo en momentos en que los precios son claramente más altos.

El perfil de consumo de las centrales de bombeo en España ha cambiado de manera radical en los últimos años. Históricamente, los precios en el mercado ibérico de electricidad se daban durante la madrugada, cuando la demanda era más baja. Las centrales de bombeo aprovechaban esas horas para consumir la mayor parte de su energía a precios competitivos.

Desde 2020, este perfil de consumo centrado en las horas de la madrugada empezó a cambiar. A medida que el incremento de producción fotovoltaica empezaba a presionar los precios en las horas centrales del día hacia valores más bajos, el bombeo empezó a consumir más en esas horas, y en lo que se lleva de 2023, el perfil ya está prácticamente invertido, con la mayor parte del consumo concentrado en las horas con mayor producción solar.

Energía solar termoeléctrica
En zonas con mucha radiación solar y durante muchas horas, la energía solar termoeléctrica es una solución ideal para hacer gestionable una energía intermitente como es la energía solar. El concepto es sencillo, calentar una masa de sales fundidas durante las horas de sol concentrando la radiación con espejos y utilizar el calor almacenado en las sales para hacer funcionar una turbina que genera electricidad.

La capacidad que tienen las sales de conservar el calor durante unas horas permite poder continuar produciendo electricidad durante las primeras horas de la noche, cuando se produce un pico de demanda de electricidad y cuando la energía solar fotovoltaica ya no está disponible.

En Europa, la energía solar termoeléctrica es una solución para regiones como la península ibérica, Grecia o la mitad sur de la península itálica. Estas regiones tienen el potencial para explotar una solución que es renovable y permite el almacenamiento.

Interconexiones internacionales
Un sistema energético 100% renovable en Europa necesitará disponer de una gran capacidad de intercambio de energía entre los distintos países y mercados. Con el intercambio de energía, los países podrán exportar excedentes de energía renovable en momentos de mayor producción e importar energía en momentos de mayor demanda. El hecho de disponer de un sistema eléctrico único a nivel europeo con gran capacidad de intercambio permitirá que la producción renovable, que normalmente es complementaria tanto a nivel norte‑sur como este‑oeste, pueda trasladarse en cada momento hasta los puntos con mayor demanda, sin congestiones ni vertidos de energía.

Disponer de la suficiente capacidad de interconexión entre los mercados también reducirá las necesidades de almacenamiento de cada país individualmente. Actualmente la capacidad transfronteriza en Europa es de 91 GW y, según ENTSO-e, los proyectos planificados para 2030 duplicarían esta capacidad de interconexión.

Redes inteligentes
La integración de toda la nueva producción renovable en los mix de generación, manteniendo la seguridad de suministro de todo el sistema, va a requerir de sistemas de gestión capaces de monitorizar y responder adecuadamente a una producción cada vez más descentralizada y a un consumo que se flexibilizará para responder a las señales de precios. Aquí es donde las redes inteligentes, las smartgrids, van a tener un papel importante, recopilando y analizando en tiempo real y de manera inteligente, tal y como indica su nombre, toda esa información y gestionando y manteniendo el equilibrio en todo momento de producción y consumo.

Análisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y la financiación y valoración de proyectos renovables
En la segunda semana de junio tuvo lugar una nueva edición, la número 34, de los de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting y AleaGreen. En esta ocasión se contó de nuevo con la participación de ponentes de Engie España que aportaron su visión y vasta experiencia en la financiación de proyectos de energías renovables y los PPA, y se analizaron los principales temas regulatorios del sector eléctrico español y la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos en la segunda parte de 2023 y durante el próximo invierno.

Fuente Comunicae