Las microrredes solares con almacenamiento ya entregan energía de base competitiva

En la sesión plenaria de la Global Energy Storage Conference, celebrada la semana pasada en la feria SNEC de Shanghái, China, Yana Hryshko, directora de Cadena Global de Suministro Solar de Wood Mackenzie, habló sobre el potencial muy atractivo de la energía solar y el almacenamiento en baterías para entregar energía de base en una amplia gama de mercados de todo el mundo. En concreto, el equipo de Wood Mackenzie modeló tres escenarios para Ucrania, Ghana y los Países Bajos. Para cada país se consideraron dos despliegues solares con almacenamiento, uno con almacenamiento de 4 horas y otro de 12 horas, junto con despliegues convencionales de energía a gas de ciclo combinado y carbón.

Dado que Hryshko es originaria de Ucrania, y que Ucrania ha mostrado una notable resiliencia en su infraestructura energética pese a un aumento de casi diez veces en los ataques rusos este año en comparación con el año pasado, según un informe reciente del diario alemán Frankfurter Allgemeine Zeitung, el país ha mantenido en gran medida el suministro eléctrico recurriendo a microrredes FV con almacenamiento para proporcionar energía durante períodos prolongados. Como señala Hryshko, estas microrredes pueden aprovechar la infraestructura de transmisión existente, lo que reduce el capex necesario para construirlas.

Para los tres países, la modelización de Wood Mackenzie asume una arquitectura de sistema y un conjunto de especificaciones constantes. La configuración incluye una planta solar con almacenamiento de 300 MW, con una capacidad de despacho de 100 MW, disponible tanto en duraciones de almacenamiento de 4 horas como de 12 horas, correspondientes a capacidades energéticas de 400 MWh y 1.200 MWh, respectivamente.

La configuración de transmisión se basa en un sistema de 110 kV con una línea eléctrica de circuito simple de 8 km. La infraestructura de subestación consta de tres transformadores elevadores de generador (GSU), cada uno con una potencia nominal de 105 MVA. A nivel de distribución, el sistema está diseñado como una configuración conectada/desconectada de la red, apoyada por inversores grid-forming.

Para los escenarios de energía convencional, la generación renovable se sustituye por 300 MW de generación a gas de ciclo combinado y 300 MW de generación a carbón.

En el caso de Ucrania, la posibilidad de aprovechar la infraestructura de transmisión existente implica un menor capex para la microrred. Aun así, se requieren inversiones en nueva construcción limitada y en los activos que generan la electricidad. Ghana, por su parte, presenta un escenario muy distinto, en el que no se puede depender de infraestructura de red existente. En el caso de los Países Bajos, la infraestructura de red se asemeja básicamente a la de Ucrania, con la salvedad de que constituye un “escenario con restricciones de red” debido a la alta penetración de renovables en la red neerlandesa. La solución consiste en ubicar los activos FV y de almacenamiento cerca de la demanda.

En Ucrania, el despliegue de energía solar con almacenamiento ha sido vital. “A pesar de la guerra a gran escala, Ucrania sigue instalando al menos 1 GW de energía solar cada año, según cifras oficiales. Extraoficialmente, nadie sabe realmente el total, porque gran parte se instala localmente y completamente fuera de la red”, subrayó Hryshko. “Hay parques industriales completos y comunidades residenciales enteras que han construido sus propias plantas solares y sistemas de almacenamiento y luego se han desconectado de la red”.

En un análisis del costo nivelado de la energía (LCOE) que cubre el período de 2020 a 2060, la FV híbrida con almacenamiento de 4 horas baja de 62 dólares/MWh a apenas 32 dólares/MWh, una caída de alrededor del 50 %, aunque durante un período muy largo de 40 años. Pero ya en la actualidad, el LCOE de una solución híbrida, ya sea de 4 o de 12 horas, está muy por debajo del LCOE de las soluciones convencionales basadas en combustibles. Estas últimas tienen un LCOE en torno a 150 dólares/MWh, muy por encima de los 50 dólares/MWh, o menos, alcanzados por las dos soluciones híbridas. Hryshko revela una brecha similar en el análisis de LCOE completado para Ghana y los Países Bajos. Para los tres países, la brecha aumenta con el tiempo, con soluciones híbridas de 4 y 12 horas que cuestan una fracción de las microrredes convencionales hacia mediados de este siglo.

La principal conclusión de la sesión es que la energía solar con almacenamiento de 12 horas, como energía de base, ya es competitiva hoy en los tres países según un análisis de LCOE. Esto no significa que las microrredes solares con almacenamiento sean las más baratas de construir. Esto solo ocurre en los Países Bajos, donde ubicar la energía solar cerca de la demanda minimiza los costos de transmisión, lo que mantiene el capex un 40 % por debajo del de plantas equivalentes de carbón y gas. En Ucrania, las microrredes solares con almacenamiento de 12 horas ya tienen un capex inferior al carbón y solo ligeramente superior al gas: 860.000 dólares/MW frente a 960.000 dólares/MW para el carbón y 720.000 dólares/MW para el gas.

Pero, como señala Hryshko, el talón de Aquiles del gas son los plazos muy largos para asegurar turbinas de gas: “Los plazos de entrega de las turbinas de gas para construir nuevas centrales eléctricas son de alrededor de 3 a 6 años. Así que esta tecnología… no es la respuesta para la transición energética”, afirmó.

En tres escenarios muy diferentes, la combinación de energía solar con almacenamiento demuestra su valor y puede movilizarse con gran rapidez para generar electricidad asequible y limpia, además de constituir una forma de electricidad muy modular y resiliente.