El blog de la Energáa

Almacenamiento

E.ON amplía la instalación de almacenamiento de gas 7Fields

Presidente de E.ONLa compañía E.ON, presidida por Miguel Antoñanzas, ha finalizado ya la segunda fase de ampliación de la instalación de almacenamiento de gas 7Fields situada al norte de Austria y Salzburgo

La zona ampliada se ha puesto en marcha el pasado día 1, con lo que se aumenta la capacidad de almacenamiento hasta 1.850 millones de metros cúbicos. Gracias a la interconexión con los sistemas de gas alemanes y austríacos, 7Fields provee gas a los clientes de E.ON con la máxima flexibilidad.

Instalación 7Fields

Esta planta de almacenamiento de gas comenzó a dar servicio en 2011 y con la segunda fase se incrementa la capacidad en 685 millones de metros cúbicos. De esta manera se podrá comercializar, mediante E.ON Gas Storage GmbH, una capacidad total de 1.730 millones de metros cúbicos en esta instalación.

Esta ampliación de la instalación de almacenamiento permite a E.ON Gas Storage garantizar el abastecimiento anual de gas a más de 800.000 familias.

Nicole Otterberg, directora de E.ON Gas Storage Managing, ha comentado que “a pesar de encontrarnos en un entorno de mercado complejo, en E.ON seguimos siendo capaces de ofrecer servicios de almacenamiento innovadores y hechos a medida para nuestros clientes, que les proporcionan el mejor soporte y optimización de sus necesidades”.

Por su parte, Michael Schemöltzer, director de operaciones de E.ON Gas Storage en Austria, ha explicado que “la instalación de almacenamiento 7Fields es única en Europa, en la medida en la que ofrece acceso a diferentes mercados y a una capacidad de almacenamiento transfronteriza”.

El proyecto de almacenamiento 7Fields se opera de manera conjunta por E.ON Gas Storage y RohölAufsuchunngs Aktiengesellschaft (RAG), que participa como operadora técnica.

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La energética que preside Borja Prado activa las tres primeras plantas de almacenamiento de electricidad de España

La Aldea de San Nicolás, donde la energética presidida por Borja Prado ha puesto en marcha una de las plantasLa energética Endesa, presidida por Borja Prado, ha puesto ya en marcha las tres primeras plantas de almacenamiento de energía eléctrica que se integran en la red eléctrica en España en sus instalaciones de generación de las Islas Canarias

Estas plantas forman parte del proyecto Store, la iniciativa europea más importante sobre almacenamiento energético en entornos insulares. El objetivo de estas acciones es el de demostrar la viabilidad técnica y económica de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.

Store surge por los problemas que ha supuesto hasta el momento el almacenaje de energía eléctrica; que se ha solucionado al generarla en sistemas autónomos no conectados a la red. Estas tecnologías presentan inconvenientes que limitan su utilización, como el coste o su durabilidad; sin embargo, pueden cumplir un papel primordial en el futuro sistema eléctrico.

Tecnologías estudiadas

Endesa, presidida por Borja Prado, quiere demostrar gracias a Store la integración de tres tecnologías de almacenamiento energético en un entorno real, de manera eficiente, en ámbitos eléctricos aislados, donde su impacto es de mayor relevancia.

Las tres instalaciones situadas en el archipiélago canario desarrollan cada una de las tres tecnologías: la planta de La Aldea de San Nicolás (Gran Canaria) es de almacenamiento electroquímico mediante baterías IonLi de 1MW/3 MWh; la planta de Alajeró en La Gomera utiliza un sistema de volante de inercia de 0,5MW/18MW aportando inercia y potencia activa para la regulación primaria; y en Breña Alta (La Palma) se utilizan ultracondensadores de 4MW/20MW aportando estabilidad a la frecuencia del sistema y validando su capacidad para evitar pérdida del suministro ante averías imprevistas, dotando al sistema de robustez y calidad.

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.

Desarrollando el proyecto

Se trata de un proyecto destinado a fomentar también la integración plena de las energías renovables, puesto que el almacenamiento de energía eléctrica permite ampliar la capacidad operativa de estas energías durante las 24 horas del día.

Este proyecto se desarrolla por un consorcio empresarial que lidera Endesa, con la participación de Televent, Isotrol e Ingeteam como socios industriales; y varios centros de investigación. Además, Store ha contado con el apoyo del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial y del Fondo Tecnológico; asimismo, ha supuesto un presupuesto de 11 millones de euros.

Endesa participa en diferentes áreas de investigación y desarrollo, aunque su labor se centra fundamentalmente en la demostración de las tres tecnologías de almacenamiento de energía: baterías de Ión Lítio, ultracondensadores y volantes de inercia.

Gracias al proyecto Store, se ha podido demostrar que la aplicación de estas tecnologías permitirá aportar servicios complementarios de generación, mejorando la calidad, eficiencia y seguridad, y facilitará la incorporación de nuevas fuentes de generación no gestionable, así como la generación distribuida.

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E.ON participa en el M5BAT

Leonard Birnbaum de E.onLa compañía energética E.ON va a participar este año en la construcción de una batería de almacenamiento modular a gran escala única en el mundo con una capacidad de cinco megavatios, en la Universidad de RWTH Aechen (Alemania)

El Centro de Investigación Energética de E.ON trabajará junto al fabricante de baterías Exide Tehnologies GmbH’s  GNB Industrial Power Division, el fabricante beta-motion GmbH y el productor de convertidores de frecuencia SMA Solar Technology AG.

Este proyecto en el que van a participar se ha denominado Modular Multi-Megawatt Multi-Technology Medium-Voltage Battery Storage o M5BAT; y se trata de algo novedoso debido a su naturaleza modular, que permitirá que se combine de manera óptima con diferentes tecnologías de baterías.

Utiliza baterías de alto rendimiento de iones de litio para una descarga de corta duración, baterías de alta temperatura para la descarga de media duración y baterías de plomo y ácido para una descarga de corta o larga duración.

La gama de potencia y el grado de modularidad harán de éste un sistema de almacenamiento con baterías único en el mundo que contará con un amplio abanico de aplicaciones.

Papel de E.ON

En este proyecto E.ON será el encargado de planificar y construir las instalaciones del sistema de almacenamiento y del desarrollo y test de las estrategias de marketing para poder lanar al mercado, en el futuro, productos de este tipo.

“El crecimiento de las energías renovables en Alemania está haciendo que las redes inteligentes y las energías de almacenamiento a gran escala se desarrollen rápidamente” ha comentado Leonard Birnbaum, miembro del Consejo para Asuntos Tecnológicos de E.ON. “Desde hace algunos años E.ON, a través de sus actividades tecnológicas y de innovación (T&I), ha realizado inversiones en un gran espectro de tecnologías de futuro. Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías son especialmente interesantes porque a diferencia del almacenamiento con aire comprimido o el almacenamiento por bombeo hidroeléctrico, no están sujetas a limitaciones geográficas y no requieren largos ciclos de planificación”.

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E.ON pone en marcha el SmartRegion Pellworm

E.ONLa energética E.ON ha arrancado un sistema de almacenamiento en baterías de gran capacidad y en dispositivos instalados en los hogares de la electricidad procedente de fuentes renovables

Dentro de este marco también ha implantado las redes inteligentes que conectan los contadores de los clientes con las instalaciones de generación.

Para poder poner en marcha este sistema ha sido necesaria una inversión de 10 millones de euros. Gracias a esta cantidad se ha podido implantar en la isla de Pellworm, en el Mar del Norte. Esta instalación sirve como ensayo de lo que se podrá instalar en un futuro en Alemania.

Desarrollo del sistema

E.ON ha desarrollado este proyecto junto a Schleswig-Holstein Netz con el propósito de poner en funcionamiento una plataforma para la prueba y la mejora del sistema local de almacenamiento de energía renovable y de la gestión de las redes inteligentes.

Uno de sus objetivos es el de profundizar en las tecnologías de almacenamiento energético para poder establecer los procesos de comunicación entre los contadores de los clientes y las plantas solares y eólicas de la isla, de manera que la energía que se produce localmente se pueda aprovechar al máximo.

Gracias a este sistema, los días ventosos o soleados en los que se genere exceso de energía se podrá almacenar en baterías de gran capacidad y también en dispositivos pequeños que se instalen en los hogares de los clientes. Asimismo, cuando los días sean nublados o con poco viento se podrán utilizar estas baterías para abastecer de energía a los clientes.

E.ON explica que el proyecto ‘SmartRegion Pellworm’ aspira a aportar soluciones y superar retos en la transformación del sistema energético. Lo que se pretende, indica, es equilibrar la generación intermitente que suponen las energías renovables y usar esta electricidad a nivel local.

 

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El proyecto stoRE debate las tecnologías de almacenamiento de las energías renovables

Proyecto StoREEl proyecto stoRE está relacionado directamente con las tecnologías de almacenamiento de energía a gran escala, y dentro de este marco se van a debatir los resultados de un proceso consultivo que se está haciendo al respecto en nuestro país

El debate se realizará en una jornada que organiza el departamento de Integración en Red de Energías Renovables de CENER durante el mes de octubre en Pamplona. Allí se identificarán las principales barreras y posibles estrategias para superarlas en los aspectos relacionados con la legislación y el mercado. Asimismo, se establecerán recomendaciones sobre las líneas de actuación para superar los obstáculos identificados en el caso de España.

Informes anteriores

El proyecto stoRE ha analizado estos temas con anterioridad, y en diversos informes ha mostrado claramente que en España no es necesario, a coto plazo, el almacenamiento de energía adicional, ya que hay una elevada potencia instalada de Ciclos Combinados.

También han indicado que el desarrollo actual de las instalaciones de almacenamiento es un proceso ineficientemente conducido, que genera riesgos innecesarios, así como consumos extra de tiempo y dinero. Recomiendan una revisión exhaustiva de la cuestión por parte de los Gobiernos nacionales para determinar las necesidades particulares de almacenamiento de energía, para desarrollar planes y programas más eficientes, para determinar localizaciones adecuadas y para desarrollar directrices claras.

Proyecto stoRE

Este proyecto busca facilitar el desarrollo de las tecnologías de almacenamiento de energía a gran escala como son el bombeo hidráulico y el aire comprimido en cavernas. Su fin último es el de permitir una mayor penetración de las energías renovables.

Los principales factores que influyen en el desarrollo del almacenamiento energético son los marcos regulatorios y de mercado, así como las cuestiones medioambientales. El consorcio del proyecto stoRE está formado por 9 socios, de 7 países europeos: Alemania, Austria, Dinamarca, Bélgica, España, Grecia e Irlanda y está financiado por el Programa Energía Inteligente para Europa de la Comisión Europea.

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El almacenamiento de energía potencia la generación renovable

Almacenamiento de Energía Solar Fotovoltáica y Térmica

En el campo de las energías renovables, uno de los principales obstáculos que existen es el del almacenamiento del exceso de energía. Las instalaciones que las almacenan ayudan a equilibrar la generación con la demanda, ya que la energía guardada se usa posteriormente para estabilizar la red y ayudar a compensar los picos de demanda

En los sistemas de generación, transporte y distribución de electricidad, hay un componente muy importante, que es el del almacenamiento de energía, y que ha sido uno de sus pilares desde hace más de un siglo. Tradicionalmente, las necesidades de almacenamiento energético se han cubierto con el almacenamiento del combustible destinado a las centrales generadoras y con los sistemas de bombeo hidráulicos.

El panorama eléctrico está cambiando, y se utilizan más las energías renovables eólicas y solares que tienen la importante dificultad de suministrar energía bajo demanda de forma fiable.

Las instalaciones eólicas y solares generan energía solo de forma intermitente y con potencias muy variables. La energía sobrante debe ser almacenada para ponerla a disposición de la red cuando se produzcan condiciones de generación que no sean óptimas, o durante picos de demanda. Este requisito ha producido una mayor demanda de instalaciones de almacenamiento para el mejor funcionamiento de la red.

Equilibrando generación y demanda

Las instalaciones de almacenamiento ayudan a equilibrar la generación con la demanda, y a estabilizar las tensiones y la frecuencia de la red, aportando puentes para el flujo de energía que cubren las deficiencias instantáneas, y las necesidades de energía de reserva y de cortes seguros. Estas soluciones se han diseñado para aumentar la flexibilidad de la red y la seguridad del suministro, y minimizar el impacto ambiental.

En Suiza, ABB ha puesto en marcha recientemente un proyecto de almacenamiento de energía con baterías con EKZ, una de las primeras compañías de distribución eléctrica y una de las mayores compañías del sector de la energía en el país. ABB suministró e instaló una solución de almacenamiento de energía con baterías de ion-litio para suministrar energía a la red bajo demanda. Estas baterías pueden suministrar un megavatio de potencia durante 15 minutos.

Maximizar la integración de renovables

El almacenamiento de energía con baterías ha permitido aumentar la generación renovable en Suecia. Falbygdens Energi, compañía eléctrica sueca con una gran proporción de generación eólica conectada a la red de la ciudad sueca de Falköping, ha elegido a ABB para suministrar una solución innovadora y dinámica de almacenamiento de energía para la red de distribución, con objeto de maximizar la integración de generación renovable. La energía almacenada se usa posteriormente para estabilizar la red y ayudar a compensar los picos de demanda durante el día.

Asimismo, ABB colaboró recientemente con UK Power Networks, que suministra energía a más de ocho millones de viviendas y empresas en Reino Unido, para desarrollar una solución de almacenamiento dinámico de energía. La instalación permite que la energía generada en un parque eólico se vierta a la red eléctrica cuando sea necesario. Garantiza también que se guarde una parte de energía como reserva para regular su flujo, compensar la intermitencia de la generación eólica y mantener la calidad del suministro en caso de fallos eléctricos.

Para cubrir estas necesidades, ABB implantó una solución DynaPeaQ® en la red de 11 kV que incluye un SVC Light®, que a su vez incluye ocho niveles de módulos de trece baterías de ion litio. En conjunto, estos módulos de alta densidad eléctrica pueden almacenar hasta 200 kilovatios hora (kWh) de energía eléctrica.

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Endesa prueba en Gran Canaria un almacenamiento pionero de energía limpia

Almacenamiento de energia limpia en Canarias

Endesa ha dado solución a uno de los principales problemas de las renovables, que es el almacenamiento, ya que no siempre el sistema eléctrico puede acoger toda la energía de los aerogeneradores. Este nuevo sistema de almacenamiento se instalará en las plantas de Gran Canaria en 2013

La isla de Gran Canaria dará luz verde en pocos meses a la que promete ser parte de la solución para dar más peso a las renovables en el sistema eléctrico. A partir del año 2013 contará con uno de los primeros parques eólicos de Europa a los que acompañarán baterías gigantes para almacenamiento de la energía que sobra cada vez que esta no puede entrar en el sistema.

A menudo, el sistema eléctrico es incapaz de absorber toda la energía procedente de los aerogeneradores, por ejemplo, a causa de los fuertes vientos, y los aerogeneradores terminan por desenchufarse. La península asume mejor ese obstáculo porque las renovables se combinan con las otras fuentes de generación, el carbón, las nucleares o la hidráulica. Pero en las islas esa infraestructura resulta mucho más cara, y complicada de llevar a cabo. Por ello, Endesa y la multinacional Saft Baterías probarán a partir del próximo mes de marzo el almacenamiento de la energía sobrante de la eólica y de la solar fotovoltaica. Con un sistema de almacenamiento de este tipo se puede conservar entre el 30% y el 40% de la energía sobrante.

Abastecimiento a largo plazo

Estas baterías de litio-ion absorberán hasta tres megavatios por hora, el equivalente de la electricidad que necesitan 600 viviendas. El proyecto se probará en tiempo real durante tres años. En ese tiempo se abastecerá a la isla y ambas compañías seguirán la evolución del proyecto. “Hace cuatro años, las eléctricas decían que la energía no se podía almacenar; sí se puede con baterías, pero resultaba muy caro”, según Joaquín Chacón, director general de Saft, de origen francés.

El reto ahora es extender su uso y bajar los precios hasta que cualquier usuario pueda generar electricidad a partir de renovables y almacenarla para utilizarla en los momentos del día en los que ni sopla el viento ni hay sol. Es una pequeña revolución que acompañará el cambio en el modo en el que se genera, se consume y se distribuye la electricidad, porque con el tiempo ya no habrá unas pocas empresas que controlen este mercado en exclusiva, sino miles de puntos de generación, consumo y distribución. Para que ese momento llegue, la industria de las baterías quiere limar la complejidad en el manejo y la instalación de estos artilugios, y que “cualquiera que la compra sepa ponerla en marcha”, matizan desde Saft.

Evita costosas infraestructuras

El almacenamiento es especialmente bienvenido en las islas, porque evita costosas infraestructuras, como tirar cables submarinos para que el consumidor tenga acceso a la electricidad; garantiza el suministro, ya que pueden cubrirse los picos de demanda, y asegura su calidad, gracias a que la batería absorbe los defectos de generación, por ejemplo, cuando hay huecos de tensión en la red.

Hawai, Trinidad y Tobago, Jamaica y Guadalupe figuran entre los clientes de Saft. “Hawai, donde el turismo va en aumento y la infraestructura eléctrica es menor, está invirtiendo en renovar su red mediante las renovables y el almacenamiento. Allí se han olvidado de las centrales térmicas”, prosigue Chacón.

Dispositivo pionero

Europa aún no tiene dispositivos de este tipo a escala comercial, pero la industria asume que este es uno de los caminos para alcanzar los objetivos de eficiencia energética que se ha fijado la Unión Europea y para reducir costes, porque entre el 20% y el 30% de la electricidad que se genera se pierde en su viaje hacia la industria y los hogares. Estados Unidos está abriendo el camino, con el mayor mercado de almacenamiento y producción de esta tecnología.

Los expertos coinciden en que ante una economía más demandante de electricidad, el principal reto a corto y medio plazo será fortalecer las redes de transporte en Europa, mediante redes inteligentes conectadas capaces de seguir la demanda y el consumo en tiempo real para diversificar los usos de la energía eléctrica.

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