La reserva de energía de Hornsdale y lo que significa para el almacenamiento de la batería de la red

La energía renovable ha sido considerada durante mucho tiempo como un requisito importante en la lucha para evitar la creciente emergencia climática del mundo. Los gobiernos han tardado en actuar, pero los precios siguen bajando y el argumento a favor de las energías renovables es cada vez más fuerte.

Sin embargo, las energías renovables siempre han luchado en torno a la cuestión de la disponibilidad. La energía solar sólo funciona cuando el sol brilla, y los generadores eólicos sólo cuando el viento sopla. La solución obvia es crear algún tipo de batería grande conectada a la red para almacenar el exceso de energía en períodos de baja demanda, y utilizarla para apuntalar la red cuando los rendimientos de las renovables son bajos. En la actualidad, esa es una idea viable, como lo demostró Australia del Sur en 2017.


Construyendo la batería de iones de litio más grande del mundo

El apagón fue causado por las tormentas que derribaron las líneas de transmisión, pero la política de la época echó la culpa a las energías renovables. Crédito: ABC News

El 28 de septiembre de 2016, el estado de Australia Meridional se enfrentó a una tormenta sin precedentes. Las ráfagas de viento superaron los 120 km/h y las lluvias torrenciales amenazaron con inundar las zonas bajas. En medio del caos, las principales líneas de transmisión e interconexión resultaron dañadas, y toda la red se vino abajo. 1,7 millones de personas quedaron repentinamente sin electricidad.

Afortunadamente, en las horas siguientes, la civilización permaneció en pie. Los equipos de emergencia fueron capaces de devolver la vida a la red con relativa rapidez, con la mayor parte del estado en funcionamiento en 24 horas. A pesar de esto, el incidente fue rápidamente utilizado como un fútbol político, con el actual Gobierno Federal pro-carbón echando la culpa directamente al fuerte uso de energía renovable del estado. Se demostró que esto era falso, pero dio lugar a un mayor debate sobre la mejora de la resistencia de la red y el uso de almacenamiento en la red para cuando la generación solar y eólica no sea práctica.

A pesar de la publicidad y las fanfarronadas, o quizás debido a ellas, la batería se construyó en un tiempo récord. Crédito: The Lead SA

La polava atrajo la atención de Elon Musk, quien arrojó el guante. Una solución de almacenamiento basada en baterías instalada dentro de los 100 días de la firma del contrato – o es gratis. Otros multimillonarios se presentaron y el gobierno estatal puso en marcha el proyecto. La construcción comenzó realmente antes de que se firmara el contrato el 29 de septiembre de 2017, y la batería se terminó 55 días después, técnicamente mucho antes de lo previsto. Algunos lo consideraron una maniobra de relaciones públicas, pero la Reserva de Energía de Hornsdale cuenta ahora con la batería de iones de litio más grande del mundo, conectada a la red.


Aprovechando un recurso rápido y listo

La batería, tal como está instalada, tiene 129 MWh de almacenamiento, utilizando células de iones de litio Samsung 21700, similares a las del modelo Tesla 3. Capaz de una tasa de descarga máxima de 100MW, a plena inclinación la batería puede funcionar durante un poco más de una hora. Sin embargo, en la operación diaria, la batería no se utiliza de esa manera. En su lugar, la batería se contrata para funcionar de varias maneras diferentes para adaptarse a las necesidades de la red.

Tres horas de producción a 30 MW (o 90 MWh de capacidad) se reservan para el cambio de carga. Aquí es donde se almacena el exceso de energía renovable en la batería cuando la red no la necesita. Esta energía se vende posteriormente en el mercado durante las horas punta, cuando los precios de la electricidad son más altos.

Además, 70MW de potencia se reservan para el mantenimiento de la estabilidad de la red. Las redes eléctricas requieren una gestión cuidadosa de sus numerosos generadores conectados, para asegurarse de que el voltaje y la frecuencia de la red se mantengan en límites aceptables. Esto se consigue manteniendo un equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad en toda la red. Los cambios repentinos en la oferta o la demanda requieren reacciones rápidas de los generadores conectados para evitar excursiones importantes que pueden arriesgar la desconexión de la red o provocar apagones. Comúnmente, esto sucede cuando un generador importante como una planta de carbón tiene una falla, o cuando una telenovela termina en Inglaterra y miles de hogares encienden la tetera al mismo tiempo. Esto se conoce como Control de Frecuencia y Servicios Auxiliares (FCAS) en el mercado local, y es típicamente manejado por generadores a gas, que pueden responder en escalas de tiempo de segundos a minutos.

Un gráfico del incidente de Loy Yang en diciembre de 2018, que muestra el tiempo de respuesta rápida de la Reserva de Energía de Hornsdale a la excursión de frecuencia. Crédito: Renew Economy

La batería de Hornsdale, sin embargo, es capaz de tener tiempos de respuesta mucho más rápidos. El 14 de diciembre de 2017, el generador de carbón Loy Yang A se disparó, causando la pérdida repentina de 560 MW de generación de la red. Cuando la frecuencia principal cayó a 49,8 Hz, en sólo milisegundos, la instalación de Hornsdale entregó 7,3 MW a la red para apuntalar la frecuencia durante un período de varios minutos, mientras que otras infraestructuras se pusieron en línea. Esta capacidad de descarga rápida ha permitido a la batería superar a otros generadores. Esto ha traído a los propietarios de la batería, Nueon, importantes beneficios de la prestación de servicios de FCAS a la red, tomando el 55% del mercado de los operadores existentes. Ha habido quejas de que el sistema de facturación existente no es realmente lo suficientemente rápido para compensar adecuadamente a los propietarios de las baterías por su producción, ya que el sistema fue diseñado originalmente en torno a la generación convencional que es más lenta en responder.


Mirando al futuro

El éxito del proyecto ha demostrado que el almacenamiento de baterías a escala de red es ahora práctico y, lo que es más importante, rentable. La Reserva de Energía de Hornsdale se construyó a un costo de sólo 50 millones de dólares, y a pesar de su burla inicial al proyecto estatal, el gobierno Federal Liberal ha confirmado el financiamiento para la expansión del proyecto. La batería se actualizará para suministrar hasta 150 MW, con una capacidad que se ampliará hasta 193,5 MWh. Esto permitirá a la batería una mayor capacidad de respuesta en caso de eventos adversos, así como mejorar la rentabilidad de las operaciones de cambio de carga. También se realizarán ensayos de la tecnología de “inercia digital”, en los que los inversores de la batería se diseñarán para reproducir la inercia mecánica de los grandes generadores síncronos, estabilizando aún más la red.

Otros proyectos de baterías de iones de litio también están surgiendo en todo el mundo. Los planes para una planta en Nueva York están en marcha, con el objetivo de alcanzar una producción de 316 MW y una enorme capacidad de 2.528 MWh, lo que permitiría a la batería funcionar durante largos períodos. California también está buscando acoger un par de instalaciones, con un proyecto de 400 MW en Long Beach y otro de 300 MW en Moss Landing.

Dado que el costo de las baterías de iones de litio sigue bajando gracias a las economías de escala y a la revolución de los coches eléctricos, es probable que se lleven a cabo más proyectos. Cuando hay que obtener beneficios en el cambio de carga de la energía renovable, junto con la necesidad de servicios de estabilización de la red de gran capacidad de respuesta, las baterías de almacenamiento de la red constituyen un sólido argumento comercial.

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