15 de mayo de 2018

Gastón Fenés

Por Gastón Fenés
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Estímulos para el almacenamiento con baterías en grandes parques de energía renovable, según Fluence: costos, oportunidades y expectativas de mercado

Ismario González, Vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Fluence Energy, compañía que surge por la asociación de Siemens y AES, proveedor de servicios de tecnología y almacenamiento, conversó sobre las perspectivas del mercado en la región en una conversación para Energía Estratégica LATAM.

¿Cuál es el costo promedio del almacenamiento para 1 MW de potencia instalada?  
Te puedo dar algunas referencias desde el punto de vista de los investigadores que se encargan de esto. Nosotros no damos precios, a menos de que tengamos una evaluación específica de un caso. La realidad es que las baterías, como elemento primordial del almacenamiento de energía, han bajado 70% 80% desde el 2010.

¿Bajó un 10% por año? 
Aproximadamente. Según GTM, hoy en día estaríamos en alrededor de USD$ 209 kWh solamente en la batería (no incluye la parte de balance de sistema y otros). Hay varias empresas que se encargan de hacer esas proyecciones dependiendo del año. Como la batería va decreciendo en costo, cada uno de los que participamos de la industria tenemos proyecciones de esos precios y los valores se unen al todo lo que es la solución y se los da al cliente.

En general… ¿Qué actor de la industria solicita el almacenamiento?
Hay dos vertientes. En Estados Unidos, por ejemplo, el almacenamiento lo impulsa el ente regulador o el operador del sistema como un elemento de flexibilidad.

¿Obligando o sugiriendo? 
En California, obligando. Esto sucedió por varias circunstancias, una de ellas fue la pérdida de un recinto de gas que en 2015 tuvieron que clausurar y motivó la necesidad de tener 600 MW de contingencia de capacidad en menos de un año. Aquello abrió la pauta a que el almacenamiento de energía era la única tecnología que en seis meses pudiese implementar ese tipo de potencia.

Actúa como una central de reserva…
Prácticamente…Desplaza a un gas peaker.

¿La batería puede funcionar por tiempo indeterminado?

Entre 97% o 98% mientras está conectada, dispuesta a entregar o a cargar energía

¿Cómo es el impacto del costo de la batería en un parque solar? 
Dependiendo de la aplicación. Un microgrid solar que tenga acceso poder inyectar todos los servicios que da y que sean remunerados, el balance financiero del proyecto funciona. Ahora, el LCOE (Levelized Cost of Energy Storage) a cualquier proyecto, sea térmico o sea solar, varía muchísimo desde el punto de vista del megavatio si es que es de media hora o de una, dos o tres horas.
Lo que nosotros utilizamos es esta fuente de GTM research, que nos da precios altos, medios y bajos, dependiendo del año y donde se instalaría la unidad, según fluctúan en el mercado y esto cambia cada 3 o 4 meses.

¿Qué permite proyectar ese recurso? 
Ahí puedes ver, por ejemplo que para un sistema de 30 minutos desde el 2018 al 2020 el costo por kW es de USD$ 700. Si te vas al 2020, baja a USD$ 575, la media a USD$ 675 y la alta USD$800, pero son proyecciones. Aquellas proyecciones dependen también de lo que el país pueda tener como recursos o industrias que apoyen a que el costo sea menor.
Para citarte un ejemplo, en Chile para la implementación de paneles solares no estaba el know-how pero en 3 años aprendieron cómo hacerlo. En nuestro caso, la tecnología que promulgamos por ese medio es que sea arraigada dentro del país, que haya un centro de competencia para esa nueva tecnología y eso es parte de nuestra implementación.

¿A qué se refiere con centro de competencia?
Por ejemplo, cada sistema que nosotros vendemos tiene asociado un contrato de mantenimiento y servicio a largo plazo. Lo usual para nosotros es a 20 años.

El plazo de un PPA de energía renovable…
Sí. Si hay un PPA nosotros nos comprometemos con ese cliente por 20 años para dar servicio de mantenimiento y capacitación de operación al cliente. En ese caso, no queremos establecer una entidad de fluence en el mercado. Por otro lado, si hay un know-how de un experto técnico en la planta solar fomentamos que él mismo pueda ser quien haga el servicio de la batería y ahí reducen los costos de implementación de una
solución.

¿Cuál es la recomendación lógica entre la potencia de baterías a instalar respecto de la capacidad del parque? 

Con el producto que nosotros acabamos de lanzar este año, que se llama “SunFlex”, estamos implementando una solución de almacenamiento de energía conectada en corriente directa. La relación solar DC-AC estamos incrementándola para tener más paneles solares y estos carguen la batería sin tener que interactuar con el sistema.
En situaciones de grid remotos, eso ayuda significativamente, porque a la misma vez si tienes un híbrido te reduce el consumo de diesel, que te ayuda financieramente a que el caso cierre. Entonces, jugando con la relación DC-AC, la relación DC-AC solar, y la relación de energía solar con almacenamiento, se busca el punto medio donde se maximiza la potencia de la batería con lo que necesita el sistema.

¿Cómo repercute eso en los números? 
Un ejemplo de aquello sería que un sistema aislado con alto costo de energía, unos USD$ 1000 MWh tiene un mayor consumo de generación diésel, si colocaras una batería y un parque solar de aproximadamente 55 MW con 30 MW de solar y 25 MW de almacenamiento, puedes ofrecer al sistema estabilidad, flexibilidad y extender por medio de “SunFlex” que se haga entrega de energía solar por 12 horas con una batería de 4 horas.

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Esto comienza a cobrar realidad en tanto y en cuanto el marco regulatorio lo incorpore. Desde tu punto de vista, ¿deberían aplicar algún incentivo para que se
empiecen a aplicar técnicas de almacenamiento? 
En principio, el almacenamiento a nivel mundial no tiene ningún incentivo. Al contrario, energía solar hasta finales de este año en Estados Unidos tiene un incentivo que se llama “investment tax credit” cuando tu implementas una solución solar y también tendría asociado el almacenamiento.
El incentivo es: ¿por qué no pagar un poco más a aquella energía solar que se trae del día a la noche por medio de un sistema de almacenamiento? Entonces lo que deberá suceder es que durante el día el valor sea USD$45 en el PPA, pero durante la noche –el valor de esa misma energía que de otra forma se perdería, entregada después de las 6 de la tarde– tendría que ser un poco mayor dentro del mercado.

¿Este tipo de incentivos funciona actualmente? 
Sí. Hay marcos regulatorios donde el incentivo persigue la lógica de pagar un diferencial más por energía renovable limpia a la noche que no sea tan costosa como el diesel. Quizás en Argentina todavía, de pleno, no hemos llegado a ese momento.
Yo no promulgo que el almacenamiento tenga que tener un incentivo para ser implementado. El incentivo está en una regulación abierta, un mercado abierto, que permitan que la batería de todo lo que tenga que brindar, desde el punto de vista de beneficios técnicos y de flexibilidad al sistema.

Si uno compara los costos con otra tecnología firme, como podría ser la hidroeléctrica, la biomasa o el biogás ¿es viable el almacenamiento?
En ese contexto, la evaluación se hace donde se ve la matriz de generación y se evalúa qué unidades están trabajando en su optima o mínima eficiencia. Se puede ofrecer al cliente una solución que te elimina la deficiencia de generación y con esa mejora en eficiencia, ayudas a que la batería tenga mayor valor en la solución técnica.
Entonces, al eliminar o reducir el consumo a carbón, a gas, a diesel de la generación base ayuda y apoya a que la solución financiera de la batería sea promulgada.

¿Cuál sería un ejemplo de esto?
Hay casos existentes y hay oportunidades en Argentina de grandes clientes, pero hay muchos sistemas aislados en este país que alquilan estas unidades de 1.4MW, las ponen en paralelo y tienen 10 unidades de 14 MW en total. Si nosotros logramos una reducción del 20% del consumo de diésel de un sistema pequeño, la situación de esta reducción es llevada al cálculo financiero y aunado a eso, el uso de la unidad de diésel se reduce al 50% y extiende la vida útil de ese equipo.
Entonces, indirectamente el almacenamiento ayuda a que se extienda el tiempo de un activo y se reduzca su consumo; todo esto, unido a solar y almacenamiento, te da una eficiencia mucho mayor y energía limpia al sistema.

A nivel gubernamental, ¿quién debería regular específicamente el almacenamiento energético?
Cambia un poco el entorno de acuerdo a cómo está estructurado el país. No promulgamos que tenga que ser un elemento gubernamental que deba controlar el todo del almacenamiento.  En Estados Unidos, el Departamento Federal de Energía tiene un departamento exclusivo de almacenamiento de energía como pesquisa o evaluación de las tecnologías, pero los entes reguladores o ministerios no tienen un departamento de almacenamiento de energía.
En Chile, la CNE que es la entidad reguladora es quién ha hecho sus evaluaciones al respecto y visitado países que contemplan el almacenamiento y que han cambiado su regulación.  En Brasil, crean grupos de trabajo para evaluar casos específicos donde el almacenamiento podría ser una de las soluciones y pudiese ser el caso en Argentina.

Si tienes Subsecretaría de Energía, bajo esa autoridad debe estar la energía que sea y el almacenamiento encaja en cualquiera de ellas. Por ello es que no veo la necesidad de un órgano del gobierno único para almacenamiento.
Lo que sí creo que se debe impulsar en Argentina es una Asociación de Almacenamiento de Energía, porque así se promulga y esa cámara empresaria apoyaría que se haga el lobby necesario para que cambie la regulación.

¿Ustedes estarían interesados en formarla?
Hemos estado en comunicación con Ledesma y fue una idea que surgió. Nosotros estamos en esas asociaciones en Estados Unidos, India, Alemania, Australia y más que todo participamos para educar a los mercados a que entiendan cómo funciona el almacenamiento y cuáles son sus beneficios.
Nosotros queremos colaborar al crecimiento del “pastel”, porque mientras más grande hay más “pastel” para todos.

¿Cuál sería la meta de crecimiento planteada? 
El objetivo final es poder partir de los 3 GW en almacenamiento a nivel mundial disponibles hoy (detrás y adelante del medidor), llegar al 2022 a los 28 GW que se están proyectando.
Eso no lo puede hacer una sola empresa, así que mientras más Asociaciones representen al almacenamiento en los países usándonos como fuente de experiencia, de know-how a nosotros, es lo que ayudará a que los países avancen más rápido a esa meta.
A California le tomó los últimos 10 años llegar a donde está. A Chile le llevó 3 años conseguir la regulación y el mapa para poder implementar el almacenamiento de energía de una forma abierta y competitiva y que la solución de los beneficios que han diseñado para implementar.

Respecto a los insumos, ¿cómo evoluciona el costo de la tecnología?
En el 2010, el módulo de la batería estaba a USD$ 1000 kWh y ese precio fue bajando con los años. La curva decreciente es derivada al auge que han tenido los vehículos eléctricos. A medida que va creciendo el impulso de los carros eléctricos, se puede ver cómo ha bajado la proyección de costos que para el 2024 se vislumbra tener como USD$ 96 kWh, en el 2030 USD$ 70 kWh.
Un punto que merece especial atención es el litio que desde el 2012 ha impulsado el almacenamiento. La disponibilidad de baterías de litio, su confiabilidad, experiencia de sistemas ya implementados y larga vida deja vislumbrar que el litio seguirá. Aunque también hay otras tecnologías que están evaluándose, nuestras soluciones son agnósticas: si en 5 años el litio no es el componente más costo-eficiente que nos de la disponibilidad y confiabilidad operativa, lo cambiamos. Pero hoy en día, la economía que estamos viendo y la curva decreciente en precios es aunada a esta tecnología de litio que ha dado buenos resultados técnicamente.

Puntualmente en Argentina… ¿En qué contexto de mercado se encuentra el almacenamiento?
El almacenamiento de energía, como una solución, es una de las herramientas existentes en el mercado donde la flexibilidad que da la solución ayuda a los sistemas de generación, transmisión y distribución a ser más eficientes, tanto desde el punto de vista de operatividad técnica como del punto de vista económico. Lamentablemente, los procesos de RenovAr en Argentina no incluyen al almacenamiento como implemento necesario para la incorporación de las renovables. No obstante, la necesidad que va a tener el sistema a futuro está latente.

¿Por qué motivo?
Principalmente por las restricciones que tienen en transmisión. La idea es que estos programas funcionen donde evacúen o inyecten el 20% del objetivo que tiene Argentina como país al 2025. Si pierden un mega vatio solar o eólico porque no hubo forma de evacuarlo, el programa falla porque no llega a resolver el costo del consumidor; mientras más renovables económicas están en el sistema, menor es la tarifa del usuario.
Desde nuestro punto de vista, lanzar el proyecto solar sin el almacenamiento puede ser un primer paso, pero después lo van a necesitar. Es el caso de Australia o Chile, no es una problemática solo arraigada en Argentina; es parte de esta transición energética donde la proliferación de renovables que son intermitentes van a tener esta coyuntura y ya está teniendo problemas de transmisión de poder evacuar esa energía

¿Será posible implementar el almacenamiento en el sistema energético argentino en el corto plazo?
Basados en la coyuntura del mercado argentino hoy, que no tiene una regulación que reconoce los beneficios del almacenamiento de energía, es difícil en este 2018 hacer una implementación full del almacenamiento de energía.
Es preciso aclarar que beneficios técnicos el sistema siempre va a obtener, pero nosotros no promulgamos nada donde el cliente no obtenga un retorno financiero adecuado, eso es lo primero.

Desde el punto de vista de esta necesidad que van a tener los sistemas con esta proliferación en renovables, tarde o temprano el almacenamiento de energía será una herramienta que tendrán que usar y no sólo en Argentina, sino también en América Latina, como ser Brasil o México.

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