Canarias acoge las primeras plantas para almacenar energía de España

Endesa instala tres centrales con diferentes tecnologías en el Archipiélago que permitirán que la generación renovable se compatibilice con el consumo

04.02.2014 | 02:00

La dificultad para almacenar la electricidad generada siempre ha sido el gran obstáculo que ha frenado el desarrollo de las energías renovables. Si el viento sopla a todo meter en un parque eólico a las tantas de la madrugada, cuando apenas hay nadie con máquinas o luces encendidas, ¿cómo se puede guardar toda esa energía para cuando por la mañana se pongan en marcha fábricas, negocios y familias? Para dar una respuesta, Endesa ha puesto 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.

El proyecto Store es la iniciativa europea más importante sobre almacenamiento energético en entornos insulares, y su principal objetivo es demostrar la viabilidad técnica y económica de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. Hasta la fecha, almacenar energía eléctrica ha sido extremadamente complejo, y el proceso se ha solucionado generándola 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.

Con el proyecto Store, Endesa quiere demostrar la integración de tres tecnologías de almacenamiento energético en un entorno real, de forma eficiente, en ámbitos eléctricos aislados, donde su impacto es de mayor relevancia, como es el caso de los sistemas insulares. El proyecto fomenta además la integración plena de las energías renovables, ya que el almacenamiento de energía eléctrica permite ampliar la capacidad operativa de estas energías durante las 24 horas del día, independientemente de las necesidades puntuales del sistema.

Proyecto

El consorcio, liderado por Endesa, cuenta con la participación de Televent, Isotrol e Ingeteam (como socios industriales), y varios centros de investigación. El proyecto, de 11 millones de euros, ha contado con el apoyo del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI), dependiente del Ministerio de Economía y Competitividad, y del Fondo Tecnológico (una partida especial de fondos Feder de la Unión Europea dedicada a la promoción de la I+D+i empresarial en España).

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.

Cada instalación que se ha desplegado en el Archipiélago canario desarrolla, precisamente, una de estas tres tecnologías. La planta instalada en Gran Canaria, en el municipio de La Aldea de San Nicolás, es de almacenamiento electroquímico mediante baterías IonLi, de entre uno y tres megawatios (MW), y busca probar las capacidades reales para aportar servicios complementarios como una unidad de generación convencional, permitiendo gestionar la demanda, aportar inercia y potencia activa al sistema, regular tensión, y participar en la regulación secundaria.

Los equipos de almacenamiento que se han instalado en el municipio de Alajeró, en La Gomera mediante un sistema de volante de inercia de 0,5 a 18 MW, aportan inercia y potencia activa para la regulación primaria, además de conseguir una estabilización continua de la frecuencia de la Isla.

Estabilidad

En Breña Alta, en La Palma, la instalación de la tecnología de ultracondensadores de entre cuatro y 20 megawatios aporta estabilidad a la frecuencia del sistema, y valida su capacidad para evitar pérdidas del suministro ante averías imprevistas, dotando al sistema de mayor robustez y calidad de suministro.

Las plantas 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. Así, gracias a la previsión de la producción y los consumos, se logrará armonizar la producción con las necesidades previstas del consumo.

Industria quiere eliminar las ayudas a los parques eólicos anteriores a 2005

Las instalaciones eólicas que obtuvieron su autorización antes de 2005 dejaran de percibir retribuciones específicas "por haber superado la rentabilidad razonable". Así consta en los nuevos parámetros propuestos por el Gobierno para retribuir a las renovables, según la propuesta enviada por el Ministerio de Industria a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Así, estas instalaciones pasarán a recibir únicamente el precio por vender la energía que producen en el mercado sin ningún tipo de subvención adicional. El sector eólico reaccionó ayer de inmediato y afirmó que es el más perjudicado por la reforma energética, al tener que cargar con cerca del 67% del recorte al régimen especial realizado por el Ministerio de Industria, según la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

El Ejecutivo establece 1.400 estándares para fijar la retribución de las instalaciones de renovables en función de la inversión realizada, antigüedad y eficiencia. Así, según el documento de Industria, quedan especificados 806 tipos de instalaciones para la cogeneración, 576 para la fotovoltaica, 23 para la eólica y 18 para la termosolar.

La Asociación Empresarial Eólica consideró que la reforma es "un expolio para el sector eólico", que será "sin duda el más perjudicado por la nueva normativa". Según sus cálculos, el 37% de la potencia eólica instalada en España se quedará sin retribución.
El Gobierno ha fijado una rentabilidad razonable del 7,39% para las instalaciones de renovables y cogeneración operativas y del 7,5% para las que entren en funcionamiento en el futuro.

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