TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

JORNADAS TECNICASZaragoza,

26 de Septiembre de 2008

TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

D. Ignacio Cruz, Rble. Unidad Energía Eólica. División Energías Renovables

CIEMAT



INDICE

• Características de la demanda eléctrica.• Características de le energía eléctrica.• Posibles vías de mejora de la integración

eólica.• Tecnologías de almacenamiento de

energía a medio-largo plazo• Conclusiones



Características de la demanda de energía eléctrica en España

• En los últimos tiempos, la demanda de energía eléctrica crece en los meses de verano.

• La demanda de energía eléctrica es siempre alta en periodos de muy baja temperatura.

• Durante el día los picos de demanda no coinciden con los picos de producción



Características de la energía eólica

• Energía con potencia intermitente.• Energía fluyente, no regulable.• Falta de garantía -> requiere de reserva rodante• Falta de capacidad de respuesta inercial.• Recurso definido en la micro-escala espacial y

temporal. Dificultad de predecirlo a medio plazoespecialmente en terreno complejo

• La producción de energía eólica es baja en los meses de verano en la Península.

• La producción de energía eólica es baja en periodos de muy baja temperatura.



Características del viento

MinutosVariaciones normales del viento

AnualVariación anual

MensualCiclo estacional

DiarioCambio de perfil diario de viento (largo plazo)

HorarioInversión de capas

DiarioCiclo diario

Corto plazo: segundosRáfagas de viento (turbulencia)

Escala de tiempos de la variación

Causas de la variación



Por que necesita la energía eólica algún tipo de solución de almacenamiento de energía ?TRES CONTEXTOS:

Pote

ncia

Tiempo Tiempo

1. Permitiría gestionar la energía del viento (Se podría mejorar su precio de venta)

2. Elevaría la capacidad de crédito y aumentaría el nivel de penetración en el mercado (reduciría los costes de desvío)

Participación en mercado

Val

or

3. Permitiría explotar lugarescon gran potencial eólico peromuy remotos (reduciendo loscostes de transmisión)



Como mejorar la integración en la red?Mediante soluciones para la gestión de la

potencia intermitente• Desarrollo de modelos precisos de predicción de la

potencia eólica.• Desarrollo de soluciones tecnológicas

de almacenamiento de energía. (Centralizado o descentralizado) – Minutos– Horas– Días– Semanas

• Gestión del lado de la demanda (A pequeña, mediana o gran escala) (Coches eléctricos, frio ???)



Baterias de flujo REDOX (1000-1500 €/kW)

HidrógenoSupercondensadoresVolantes de inercia

Seg Min Horas Días

BobinasSuper

conductoras< 1 MW

1 - 50 MW

50 MW +

Capacidad dePotencia

Duración

Bombeo de agua (1000 €/kW)

AireComprimido

Baterias (600 - 1000 €/kW)

Tecnologías existentes de almacenamiento de energía



Almacenamiento de energía a corto plazo?

• Volantes de inercia.• Supercondensadores.• Baterías• Bobinas superconductoras…



BateríasGrandes Instalaciones con baterías de plomo-acido:

20 MW, 40 minutos, Puerto Rico (Estados Unidos)3,5 MW, 1 hora en Vermon CA (Estados Unidos)

1 MW, 1.4 hora Planta en Metlakatla AK (Estados Unidos): VRLA, at 756 Volt -3600 Ah

1 MW, 4 horas Planta en San Agustín de Guadalix. España40 MW, 20 minutos en Fairbanks AK (USA): VRLA y NiCd17 MW, 11 horas, BEWAG Berlín (Alemania)0,5 MW, 7 MWh Soest (Alemania)1 MW, 4 MWh Tatsumi (Japón)



BaterÍa REDOX• Batería de Flujo (Corto Plazo)

– Batería de vanadio VRB (Vanadium Redox Battery) SEI Osaka (Japón) 100 kWh.

– Proyecto SUBARU Filtrado de variaciones de potencia de parque eólico mediante una batería VRB

Tanquesde Electrolito



Proyecto de estabilización de la red con inyección eólica mediante baterías (Futamata (Rokkashyo, Aomori) Japón)

Vista panorámica del campo de baterías

2MW x 17 conjuntos, baterías NAS

Fuente: Japan Wind

Development Co Ltd

and METI

Subvención: 19 Mill. Euros



Almacenamiento en horas o dias?

• Bombeo de agua• Baterías REDOX• Aire comprimido• Hidrógeno



Bombeo de agua + eólica• Sinergias en el binomio Eólica-hidráulica

estacional y/o anual frente a variaciones.• La energía hidráulica como sistema de

almacenamiento de energía eólica a corto plazo.• Mas flexibilidad para ambas fuentes.• Mejor utilización de la línea de transporte.• Garantía de potencia.• Solución mas competitiva.• Larga duración bajo mantenimiento



Características de las centrales hidráulicas de bombeo

• Son centrales que disponen de dos embalses situados a distinta altura.

• En horas punta funciona como una central hidroeléctrica convencional turbinando agua del embalse de arriba.

• En horas valle se bombea el agua desde el embalse inferior al superior mediante turbinas reversibles o grupos motor-bomba.

• Centrales de bombeo puro: Es necesario bombear inicialmente agua desde el embalse inferior al superior. (Circuito de agua cerrado)

• Centrales de bombeo mixto: Se puede producir energía con o sin bombeo previo en circuito de agua cerrado o abierto.

• España cuenta con mas de 24 centrales hidráulicas de bombeo.(16 centrales de bombeo mixto (<> 2500 MW) y 8 de bombeo puro (<> 2500 MW).



Central de bombeo híbrida• Salto de Villarino (Tormes) que consta de dos

embalses, el superior de Almendra (Tormes) y el inferior de Aldeadávila (Duero)

• Dispone de una presa de 197 m de altura, flanqueada por dos largos diques laterales (uno de escollera y otro de gravedad) forman el embalse de Almendra, del que arranca una conducción de 15 km de longitud y 7.5 m de diámetro que lleva el agua hasta una central subterránea donde se alojan 6 turbinas-bomba acopladas a sus correspondientes alternadores-motores que totalizan 810 MW de potencia.

• A la salida de las turbinas, el agua continúa por los tubos de aspiración y, a través de un colector, por una galería de desagüe, protegida por una chimenea de equilibrio va a desembocar al embalse de Aldeadávila en el río Duero.

• Con una reserva de agua de 2.413 millones de metros cúbicos, supone una reserva energética de 3.300 millones de kWh, en este embalse se acumulan las aguas del Tormes, retenido por la presa, y se revierten las del Duero que la central dotada de seis grupos generadores con turbinas reversibles con una potencia total de 728.640 kW, bombea salvando los 400 m de desnivel con un caudal de 160 m3/s.



Capacidad de bombeo hidráulico y capacidad eólica (2006)

0.31.15Japón

5.71.26China

No disponible3.12Dinamarca

No disponible10.0España

199.1Estados Unidos

5.518.4Alemania

Capacidad de Bombeo de agua (GWh)

Capacidad Eólica GW)

País



Central hidroeléctrica reversible o de bombeo puro

• Capacidad: alrededor de 6 horas.• Centrales de bombeo puro en España

– La Muela I ( Cortes de Pallás-Valencia) Rio Jucar 628 MW – Sallente - Estany Gento (Torre Capdella-Lleida) Rio Flamisell 451 MW– Tajo de la Encantada (Ardales y Alora-Málaga) Rio Guadalhorce 360

MW

– San Miguel (San Miguel de Aguayo-Cantabria) Rio Torina 339 MW– Moralets - Llauset (Montanuy-Huesca) Rio Nogera-Ribagorzana 210

MW– Guillena (Guillena-Sevilla) Rio Ribera de Huelva 210 MW– Bolarque II (Almoacid de Zorita-Guadalajara) Rio Tajo 215 MW



Nuevos proyectos ejemplares• Proyectos de IBERDROLA en Portugal.• Complejo hidroeléctrico del Alto Támega 1134

MW (1000 MEuros) (2012-2018).• Cuatro presas: Gouvases, Pradoselos, Alto

Támega y Daivoes. (Dos centrales de bombeo (900 MW) y dos de turbinación).

• Producción: 1900 GWh/año.• Característica: Rápida respuesta a puntas de

demanda o variaciones de generación eólica.



0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Hidráulica convencial+ bombeo mixto

bombeo puro

Nuclear

Fuel / Gas

Carbón

Ciclos combinados

Equipo de punta(Turbinas de gas, etc.)

Eólica

2006

2008

2011

2016

…..y en España: Se están desarrollando nuevas plantas de bombeo

Costesía de REE



Ejemplo de nueva planta de bombeo prevista

• Plan Estratégico 2008-2010 IBERDROLA• Nuevas Centrales Hidroeléctricas de Bombeo

Puro– Complejo Cortes-La Muela en el río Jucar (Cortes

de Pallás-Valencia) (Cortes II, La Muela I y la Muela II (1480 MW Totales)

• Embalse de Cortes abajo, Embalse de La Muela I y II arriba a 500 m. (23 Hm3)

• Cuatro turbinas reversibles Francis.• Potencia de Turbinación: 850 MW• Capacidad de bombeo: 140 m3/s

– San Esteban II (Santa Cristina) en el Rio Sil(Galicia) (300 +176 MW)

– San Pedro II



Area de balanceo

Trans. System OperatorTrans. System Operator

Generation Loads

Transmission/Distribution

Power to

grid

Pow

er to

load

Transmission Interconnections

Power to

grid

Pow

er fr

om

grid

APA

LoadsWind Power

Hoover

Power to grid

Power to grid

Dynamic Signal

Caso genérico de estudio de EEUUFuente: NRELOA IEA Wind Task 24Integration of Wind andHydropower Systems



HQ GenerationProductores independientesde energía eólica

HQ Distribution

500 MW

3500 MW

Contratos bilaterales

(energía anual / 20 años)

HQ TransÉnergie

(ISO)

Acuerdo de interconexión

Acuerdo de integración

HQ Generation compra 1000 MW eólicos y oferta energía firme garantizada hasta 350 MW de potencia a HQ Distribution

Caso de estudio de Hydro Quebec (CA)



Baterías REDOX• Celdas regenerativas:

– Bromo - Polisulfuro sodio (Sistema REGENESYS) 15 MVA 8 horas (120 MWh)Desarrollado por Innogy (RWE) en Barford UK y posteriormente en Mississippi con la TVA (Tennesee Valley Authority) 120 MWh

Proyectos por ahora abandonados por precio/ambientalAhora la empresa VRB Power Systems (CA) es la propietaria

Detalle del tamaño de los tanques de electrolito



Baterías REDOX

• Ventajas– Gran potencia de salida (decenas de kW)– Recarga muy rápida

• Inconvenientes– Precio– Problemas ambientales



Aire comprimido• Básicamente es convertir la energía eléctrica de

origen eólico en energía almacenada mediante la compresión de aire dentro de un depósito o cueva.

• Con emisiones: El aire comprimido posteriormente se calienta mediante la combustión de otro combustible (gas) y se expande en una turbina produciendo energía eléctrica y calor reutilizable.

• Emisiones 0: Sistema adiabático. Este aire comprimido se calienta mediante el calor extraído al aire en la compresión. (En este caso hace falta algún sistema de almacenamiento de energía térmica)



Compresor Generador/expansor

Combustible(p.e. gas natural, destilado)

Sistema de Almacenamiento por aire comprimido

IntercoolersRecuperador de

calor

PC PG

Aire Exhaust

AlmacénAire

Acuífero,Cueva de sal,

o mina en desuso

hS = Horas deAlmacenamiento (a PC)

PC = Potencia delcompresorde entrada

PG = Potencia del generador

de salida



Sistema CAES Adiabático



Modelo Eólico - Aire comprimido

Parque eólico TransmisiónPlanta SAAC

AlmacenamientoSubterráneo de aire

En ésta aplicación el SAAC permite operar al parque eólico como una central de base.

PWF = Potencia máximade salida delparque eólico

(potencia nominal)

PT = Línea de transmisiónde máxima potencia

PWF PT



Estrategias para un sistema eólico-CAES Adiabático. (AA-CAES)

30 MWSistema combinado eólico-CAESS en islas. Ahorro en los costes de conexión a la

red o en una turbina de gas. Incrementa el número de horas equivalentes del

aerogenerador

Solución para isla remota

150 MWGrandes parques eólicos. Incrementa el número de horas equivalentes del

aerogenerador. Servicios auxiliares. Venta en horas pico

de demanda

Dispositivo descentralizado

300 MWBeneficiarse de las variaciones del mercado spot y servicios

Dispositivo centralizado

TamañoEstrategia de operación

Solución Tipo



Hidrógeno

Aplicaciones posibles:• Apoyo en la integración de la energía eólica en la red:

• Almacenamiento a corto plazo para evitar fluctuacionesde potencia eólica.

• Almacenamiento a medio plazo para evitar el lucro cesanteen casos de sobre generación eólica.

• Almacenamiento a largo plazo para ofrecer energía eólicagarantizada (evita desvíos).

• Producción directa de hidrogeno a partir de la energía eólica:• Inyección en tubería especifica o de gas natural.• Autoconsumo.



Hidrógeno

Electrolizador

- Purificación del agua - Reguladores- Secador del gas- Conmutador de parada- etc.

Almacenamientode Hidrógeno

Red

Gas H2

+

-

V

Suministro de agua

Cisterna de H2 Conducción de H2

Gas O2

Laminado depuntas

Pila de combustibleMCI

Acondicionamiento de potencia-Interconexión a red- Seguimiento de máxima potencia-Convertidor CA/CC -Conmutación de alimentación -etc.

Sistemade

control

Uso local del H2

Demanda local

Fuente: GE



Hidrógeno

Tiempo (Horas)

Sistema Eólico-hidrógeno conectado a red.

Producción total de hidrógeno Producción de hidrógeno en valle de

demanda• Producción de H2 solo durante las horas de baja demanda de electricidad (horas valle) cuando el precio de la electricidad es bajo.Producción total de hidrógeno excepto en

punta de demanda• producción de H2 24h/día, pero menor durante los periodos de máxima demanda de electricidad

Electrolizador

0

100

Porcentaje

0

100

Porcentaje

0

100

Porcentaje

0:00 06:00 12:00 18:00 24:00

75

H2Producción

ElectricidadProducción de

Producción total de hidrógeno

Hidrógeno en valle, electricidad en punta

Hidrógeno en valle, Hidrógeno +electricidad en punta

2HProducción de

H2Producción

ElectricidadProducción de



Tecnología actual:Estado del arte del electrolizador alcalino, Eficiencia: 60-70% (LHV)

Temperatura de operación: hasta 80oC

Presión de operación: 1 bar – 25 bar

Coste específico: ~$1000/kW - $2500/kW

Tecnología futura: incremento de capacidad, eficiencia y reducción de costes

La eficiencia del sistema puede alcanzar 70-80% (LHV) mediante la aplicación de tecnología avanzada de electrolizadores.

Tamaño industrial del electrolizador (Rango de MW)

El coste debería reducirse a $300/kW - $500/kW (Coste del H2 a $2/kg)

Integración con energías renovables (eólica, solar FV, geotérmica, etc.)

CompañíaConsumo de

energía (kWh/Nm3)

Producción H2 (Nm3/hr)

Rango de potencia de entrada (kW)

Presión (bar)

Eficiencia (HHV)

Eficiencia (LHV)

4.1-4.3 hasta 485 0.5 - 1 72-85% 61-72%4,8 hasta 60 ~ 15 83-86% 70-73%5.3-6.1 hasta 42 4-8 79-85% 67-72%5.6-6.4 hasta 150 8-15 78-84% 66-71%

Stuart Energy 5,9 >50 - 1-25 80-83% 68-72%

50 - 300

-

Norsk Hydro

Teledyne Energy Systems

Electrolizador Stuart

Hidrógeno: Electrolizadores



Tecnologías actualesProcesos de compresión

• Gran consumo de energía: perdidas 15-30%• Gran coste especifico para almacenamiento a gran escala: $1000-2000/kW• Presión entre 200 y 350 bar

Procesos de licuefacción• Gran consumo de energía: perdidas 40-50%• Grandes costes específicos: $1500-2500/kW

Almacenamiento en fase gas a presión• Gran demanda de espacio para almacenamiento de gran capacidad: limitado por la presión (ahora sobre 350 bar )

Almacenamiento en fase líquida• Boil-off: 0.1-0.3%/dia

Tecnologías avanzadas de almacenamiento:Baja presión en fase sólida : Hidruros metálicos, Hidratos químicosGran capacidad : tanque enterradoBajo coste: diseño del sistema de almacenamiento, y diseño de procesos de licuefacción y

compresión.Actualmente: Gran esfuerzo en almacenamiento para coches Futuro: Gran esfuerzo en

almacenamiento a escala industrial

Hidrógeno: Almacenamiento de H2



Ventajas:• Baja o nula contaminación• Alta eficiencia• Bajo coste ( a largo plazo)• Permite cogeneración de electricidad y calor.• Producción de energía descentralizada.• Intrínsecamente limpia utilizando hidrógeno renovable.• Fácil de integrar con energías renovables

Inconvenientes:• Coste • Fiabilidad• Vida útil

Hidrógeno: Pilas de combustible



Regulación en el lado de la demanda en periodos de bajo

consumo y alta generación eólica?Coches eléctricos, demandas de frío....



Conclusiones (1/2)Opciones de almacenamiento de energía para

aplicaciones eólicas

6100300120Bobina superconductora (100 MW)

6200300150Volante de inercia (100 MW)

2100100120Batería avanzada (10 MW)

3701350Aire comprimido (350 MW)

110010900Bombeo hidráulico (360 MW)

Coste de 20 horas de capacidad(Eur/kW)

Almacenamiento (Eur/kWh)

Capacidad(Eur/kW)

Tecnología

Fuente : Schainker PCAST 1999



Conclusiones (2/2)• Si el escenario futuro de la energía eólica es alcanzar a

nivel nacional la capacidad de 20, 30 o incluso 40,000 MW (2030 ?) solo hay dos opciones:– Aumentar de forma importante la interconexión con el Sistema

Eléctrico Europeo.– Desarrollar en paralelo una red de múltiples soluciones de

almacenamiento de energía bien gestionadas que permita aumentar la capacidad y aprovechar al máximo la infraestructura de evacuación de la energía eólica.

• Es necesario un marco regulatorio que fomente el desarrollos de sistemas de almacenamiento conjuntamente con el desarrollo de la energías renovables.

• Es necesario fomentar el I+D en nuevas tecnologías de almacenamiento de energía.

Documents

TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA