Susan Kraemer

Asimismo, declaró que la implementación de almacenamiento en sales fundidas en una mayor variedad de tipos de generación incrementaría la capacidad de financiación de CSP con almacenamiento.

Halotechnics propone utilizar el almacenamiento de energía térmica como una tecnología independiente para cambiar la disponibilidad de la red de energía eólica económica por las noches de los momentos de poca demanda a los de demanda máxima.

En vez de integrar el almacenamiento en una instalación de CSP, la electricidad calentaría las sales fundidas y una turbina de vapor las convertiría de nuevo en electricidad. De esta manera, se crea una aplicación con un mayor potencial como puro almacenamiento de red.

“Si podemos construir más proyectos que utilizan tecnología de almacenamiento de energía térmica para esta aplicación de almacenamiento eléctrico, la gente se familiarizará más con ello. Esos diseños mejorarán, los costes se reducirán y esto beneficiará a las futuras plantas de CSP con almacenamiento en sales fundidas”, comentó Raade.

“Como ha demostrado la curva de aprendizaje en otras industrias de fabricación, los costes de producción de componentes tienden a disminuir cuando aumenta la producción”, comentó un portavoz de Abengoa, que ha implementado la mayor parte de CSP a nivel global.

“Esperamos que estas curvas puedan aplicarse a los componentes del almacenamiento y a otros componentes de la tecnología termosolar”, afirmó.

La idea de utilizar almacenamiento de energía térmica con sales fundidas como un concepto de almacenamiento independiente ya la sugirió con anterioridad Annop Mathur, de Terrafore.“Se podría convertir electricidad en calor y, posteriormente, de nuevo en electricidad utilizando una turbina u otro medio de conversión de calor a electricidad”, sugirió Mathur en 2013.

“La eficiencia de este proceso es baja, se obtiene un 40 % de lo que se capta. No obstante, a nivel económico, puede cobrar fuerza porque el coste de la batería actualmente es muy elevado… y el ciclo de vida sea quizás inferior a los diez años”.

“Las turbinas de vapor plantean problemas”, reveló Raade, pero añadió que el aspecto económico es muy superior al de las baterías con los precios actuales.

La tecnología

Un sistema de almacenamiento de energía térmica con depósito caliente y depósito frío tradicional de 50 MW, que incluye dos depósitos de 21,3 m de diámetro y unos 9 m de alto, utilizaría la electricidad para calentar los filamentos eléctricos industriales, preparados y fáciles de obtener, dentro del mismo habrían 5000 toneladas de sales fundidas. Por otro lado, una turbina de vapor extraería la energía en el otro extremo.

Se atornillaría el sistema para sustituir a los quemadores de conductos en una planta de ciclo combinado de gas natural, que utiliza la turbina de vapor que ya hay instalada. Las plantas de ciclo combinado de gas natural de California si sitúan en torno a los 600 MW, de media, por lo que encajan en el sistema de almacenamiento de 50 MW de Halotechnics, y podrían ajustarse a plantas de 150 MW.

Asimismo, las plantas energéticas normalmente consumen parte de la energía de la red para carga parasitaria y Halotechnics podría instalar más equipamiento eléctrico para mayor consumo energético durante la carga.

La entrada de electricidad procedería del exceso de éolica tras la medianoche en California, con tasas que no serían las de la máxima demanda.
“En principio, podríamos construir el sistema de almacenamiento y una turbina de vapor en una granja eólica. Sin embargo, el coste sería muy superior debido al coste de la turbina de vapor”, indicó Raade.

Por este motivo, la idea consiste en acoplar el almacenamiento a una planta de ciclo combinado de gas natural porque ya cuenta con la turbina de vapor necesaria para extraer la electricidad del sistema de almacenamiento.

La eólica producida tras la medianoche en California se almacenaría durante todo el día para suministrar el aumento que se produzca en la carga la siguiente tarde. Las sales fundidas pierden en torno al 0,5 % del calor almacenado durante 12 horas.

Competitividad en el mercado del almacenamiento californiano

Las utilities de California tienen la obligación de comprar 1,3 GW de almacenamiento de energía para 2020.

“El propietario de la planta puede incorporar almacenamiento que cumpla los requisitos de un nuevo incentivo de almacenamiento en California y pueden lograr más ingresos”, declaró Raade.

De hecho, las eléctricas californianas han empezado a probar las baterías a escala de red a fin de que el almacenamiento resuelva los problemas de intermitencia en una red con cada vez más renovables.

La capacidad de renovables alcanzó los 21 GW en 2014, sin contar la energía hidroeléctrica. Esto representa un 24 % de la capacidad total y va camino del 33 % para 2020.

Las baterías representan más de diez veces el coste del almacenamiento integrado en CSP. Una reciente estimación realizada por el CEO de SolarReserve, Kevin Smith, sitúa el coste del almacenamiento en sales fundidas en la instalación Crescent Dunes de 110 MW, para 10 horas de almacenamiento, en unos 80 millones de USD para 1100 MWh.

La batería piloto de 8 MW de SCE, situada en Tecachapi, cuenta con cuatro horas de almacenamiento y cuesta 50 millones de USD para 32 MWh. La batería térmica de Halotechnics sería de 50 MW con cuatro horas de almacenamiento y costaría 40 millones de USD para 200 MWh.

“Hemos realizado un diseño básico de nuestra tecnología –afirmó Raade- y, a esa escala, tendrían un coste estimado de unos 200 USD por kWh, algo comparable a las baterías”.

Además, según reveló Raade, el almacenamiento térmico independiente en sales fundidas con entrada de electricidad, en la actualidad, presenta un coste inferior al de las baterías a escala de red. “Por kilovatio-hora, la sal fundida ya es competitiva”, comentó.