13 de abril de 2018

Energía Estratégica

Por Energía Estratégica.
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La solar y eólica con almacenamiento reemplazan cada vez más plantas de gas

Una sesión en la Cumbre del Futuro de la Energía del BNEF exploró cómo las energías renovables combinadas con el almacenamiento de energía compiten con éxito con las nuevas plantas de gas.

Durante algunos años, ha sido obvio que el creciente despliegue de la energía solar y eólica está reduciendo la participación en el mercado de las plantas de carbón y energía nuclear en Estados Unidos y Europa. Estas plantas se están retirando cada vez más, y se está construyendo una cantidad insignificante de nuevas plantas de estas dos tecnologías en las dos regiones.

Pero esto es solo parte de la historia. Durante los últimos 15 años, Estados Unidos en particular ha conectado a la red una enorme cantidad de nuevas plantas de gas, muchas de las cuales son de ciclos combinados. Estas plantas utilizan el combustible de manera más eficiente que las plantas convencionales, pero también aumentan más lentamente la velocidad de producción.

Sin embargo, de acuerdo con un panel en la Cumbre de Future of Energy de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) en la ciudad de Nueva York, el mercado de nuevas plantas de gas de ciclo combinado podría estar llegando a su fin en favor de la energía solar y eólica.

“El almacenamiento de renovables + ya es mucho más inteligente que el ciclo combinado”, afirmó Javier Cavada, presidente de soluciones energéticas de Wärtsilä. “Los ciclos combinados se han reducido a la mitad en 16, la mitad en 17, y este año veremos si hay algún loco en el ciclo combinado”.

Y esto viene de una compañía que fabrica turbinas de gas.

California lidera el camino

La declaración de Cavada representa algo así como una perspectiva europea. La capacidad de las nuevas plantas de gas conectadas a la red en Estados Unidos aumentó de 2016 a 2017, y aunque pv magazine no pudo encontrar un desglose por tipo de planta durante los últimos dos años, la mayoría de las implementaciones tradicionalmente han sido de ciclo combinado.

Sin embargo, en California los reguladores eligen repetidamente energía renovable más almacenamiento no solo en nuevas plantas de gas, sino incluso en la operación continua de centrales eléctricas a gas y petróleo, que incluyen no solo plantas de ciclo combinado sino también centrales de ciclo único. Además, las ofertas de energía limpia a menudo se lanzan a precios más bajos que otras opciones.

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California también está ayudando a envalentonar a los ambientalistas en otros estados, que cada vez más piden a las empresas de servicios públicos que implementen opciones de energía limpia en lugar de construir nuevas plantas de gas.

En un ejemplo de Michigan, la “Unión de Científicos Preocupados” (Union of Concerned Scientists) ha estimado que DTE Energy podría ahorrar a sus clientes $ 340 millones mediante el despliegue de energía limpia en lugar de la nueva planta de gas que la empresa está tratando de construir.

La ley exige el análisis financiero de nuevas plantas de gas en Minnesota. Cuando se modeló el costo neto de un nuevo pico frente al almacenamiento solar más el almacenamiento, se descubrió que en este momento el almacenamiento solar + era competitivo, a pesar de la limitada radiación solar en el estado del medio oeste. Estos modelos tienen en cuenta la legislación fiscal federal y el Valor de la tarifa solar (VOST) requerido por Minnesota. Esto incluye un cálculo del costo social del carbono cuando se construye una nueva infraestructura fósil.

Pero no son solo las nuevas plantas de gas las que están en problemas. California ha reducido el volumen de gas natural que quema como combustible para electricidad cada año desde 2014. A nivel nacional, en 2017 se consumió menos gas para generar energía que en 2016, y aunque el clima invernal más suave y la generación más hidroeléctrica fueron factores importantes, la proporción de la energía eólica y solar en el mix de generación nacional también aumentó.

Precios bajos, ventajas técnicas

Esto también se produce en medio de ofertas bajas récord para la energía solar y eólica más almacenamiento, que están cayendo cada año a medida que la tecnología aumenta. Sin embargo, el precio no es el único factor en juego. Mientras que las plantas de gas de ciclo simple pueden aumentar y disminuir su producción rápidamente según sea necesario, el almacenamiento con batería tiene la capacidad de hacerlo aún más rápidamente, como demostró la respuesta de una batería Tesla a un generador sin conexión a la red en Australia.

Esto es de importancia crítica a medida que se agregan más y más energía eólica y solar a la red, ya que la integración de las altas penetraciones de energía eólica y solar requiere un grado mucho mayor de flexibilidad del resto de la flota.

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Además, las baterías no solo pueden permitir que las fuentes de energía renovable proporcionen energía a demanda, sino que también pueden aportar otros servicios de soporte de red, incluida la regulación de frecuencia y la potencia reactiva para la estabilización de tensión. Con la reciente promulgación de una regla en la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE. UU. que requiere que los operadores de red valoren las contribuciones de las baterías y permitan que dichos recursos participen en los mercados mayoristas, se están abriendo nuevas fuentes de ingresos adicionales para las baterías.

¿Reemplazando qué?

Todavía hay muchas preguntas sobre exactamente qué papel jugarán la energía renovable más el almacenamiento en el sistema de energía más grande, incluyendo qué es exactamente lo que estos recursos van a reemplazar.

“No estoy de acuerdo en que el almacenamiento vaya a ser perjudicial para la generación (…) va a ser perjudicial para la transmisión y distribución”, argumentó el vicepresidente ejecutivo de Invnergy y director de desarrollo, Kris Zadlo, en el panel.

Si California es un ejemplo, será perjudicial para ambos. Recientemente, California aprobó un proyecto de energía limpia de la empresa de servicios públicos Pacific Gas & Electric Company (PG & E) para reemplazar una planta de petróleo de 40 años de antigüedad en Oakland. Sin embargo, el proyecto de PG & E estaba compitiendo con alternativas basadas en la construcción de infraestructura física, incluida la transmisión, y no otras propuestas para plantas alimentadas con combustibles fósiles. Y justo el mes pasado en California, vimos 20 cancelaciones y 23 revisiones de proyectos de transmisiones –que supusieron un ahorro de $ 2,6 mil millones a los clientes- debido a la generación distribuida y la eficiencia.

La capacidad de reemplazar no solo nuevas plantas de gas sino también de hacer que la infraestructura de transmisión sea innecesaria cambia la amenaza económica que representa la energía renovable.

Límites

Sin embargo, incluso cuando las renovables y los proyectos de almacenamiento están llegando a precios más bajos y su proliferación es mayor que la de las nuevas plantas de gas, esto no significa que la energía eólica, solar y el almacenamiento simplemente eliminen la necesidad de gas u otra forma de generación flexible.

Los problemas técnicos de integrar niveles muy altos de energía renovable están fuera del alcance de este artículo, muchos estudios han concluido que en climas nórdicos sin suficiente capacidad hidroeléctrica flexible, será cada vez más difícil y costoso integrar más del 80 % de viento y solar, incluso con un despliegue generalizado de baterías.

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Una manera de abordar estos problemas es hacer que la demanda de electricidad sea más flexible. “Los niveles de flexibilidad de la demanda que necesitaremos para integrar altos niveles de energías renovables tomarán más tiempo que el almacenamiento de energía”, sostuvo el Director de Estrategia de la Asociación de Energía Eléctrica Solar, Tanuj Deora.

Pero esto solo puede no resolver los problemas estacionales en climas nórdicos. Sin tecnología para almacenar electricidad en el orden de semanas, en muchos lugares puede ser necesario gas, hidroeléctrica o alguna otra forma de generación flexible para llenar los vacíos.

“Necesitaremos almacenamiento a largo plazo, para darle una vida mucho más larga”, afirmó Javier Cavada de Wärtsilä. “El ion de litio que se está implementando ahora está limitado”.

Cavada también cree que las turbinas de gas de rampa más rápidas que fabrica su compañía siguen siendo necesarias, al menos hasta que las tecnologías de almacenamiento a largo plazo sean comercialmente factibles.

Cavada también ve la necesidad de las turbinas de gas de rampa más rápidas que fabrica su compañía, al menos hasta que las tecnologías de almacenamiento a largo plazo sean comercialmente factibles. “El gas va a hacer que esa transición suceda en las próximas décadas, pero el 100 % de las energías renovables es el lugar al que debemos acudir”.

Litio y cobalto

Pero antes de llegar siquiera a que los problemas se puedan alcanzar con un 80 % de energía eólica y solar, está la cuestión de los materiales para las baterías de iones de litio que han dominado el despliegue del almacenamiento de energía para acompañar a las energías renovables.

Si bien no hay escasez de litio a corto plazo en el horizonte, muchas baterías de iones de litio utilizan cobalto, y aquí el suministro sí puede ser un problema. En 2016, al menos la mitad del cobalto del mundo se extraía en la República Democrática del Congo, una nación extremadamente pobre e inestable. Los precios del cobalto también se dispararon en 2017 y aumentaron aún más en 2018.

Mientras que los analistas del Instituto de Tecnología de Massachusetts han pronosticado que no habrá restricciones de suministro a medio plazo para el cobalto, advierten sobre cuellos de botella en el suministro, en gran medida relacionados con la necesidad de abrir más minas para hacer frente a la creciente demanda para vehículos eléctricos.

Fuente: PV/Magazine- PILAR SÁNCHEZ MOLINA Y CHRISTIAN ROSELUND.

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