Una nueva iniciativa liderada por la Organización Neerlandesa para la Investigación Científica Aplicada (TNO) busca aumentar el uso de soluciones de almacenamiento de energía de larga duración (LDES, por sus iniciales en inglés) para abordar los problemas crónicos de congestión de la red eléctrica del país.
Denominado RenewaFLEXNL, el proyecto de 3 años de duración incluye a 17 socios de todo el sector energético para probar e integrar soluciones de almacenamiento que puedan almacenar energía renovable durante horas, o incluso días, para equilibrar mejor la oferta y la demanda.
“Los resultados esperados incluyen una estrategia nacional de implementación de LDES, escenarios a nivel de sistema y orientación regulatoria para informar los incentivos, la gestión de la congestión y el reconocimiento de LDES en los mercados y los permisos, apoyando una adopción más rápida de energía solar más almacenamiento en los Países Bajos y sirviendo como modelo para otros países de la UE”, dijo el coordinador del proyecto, Iraxte González Aparicio, a pv magazine. Entre las principales barreras se incluyen los desafíos regulatorios, como la falta de claridad en las funciones de almacenamiento, la propiedad y el acceso al mercado; obstáculos económicos como el gasto de capital, la certeza de los ingresos y la contratación; y problemas técnicos, como la integración de media tensión (MT) y alta tensión (AT) y la gestión y el aseguramiento estandarizados de la energía.
“Para abordarlos, ofrecemos recomendaciones legales, modelos de contrato y estrategias de implementación tanto a nivel neerlandés como de la UE”, continuó. “Y aunque el impulso es creciente, nuestra evaluación muestra que se necesitan más medidas: aclarar la situación legal del almacenamiento, permitir la participación multimercado para LDES, alinear las tarifas con el valor de la congestión y apoyar proyectos pioneros de varios días para reducir el riesgo del gasto de capital. Nuestros resultados están diseñados para respaldar precisamente estas medidas políticas”.
RenewaFLEXNL pretende subsanar estas deficiencias explorando tecnologías que podrían proporcionar la flexibilidad necesaria para un sistema totalmente renovable. El proyecto realizará tres demostraciones piloto que reflejan los desafíos reales de los sistemas energéticos. En el puerto de Róterdam, LDES conectará la energía eólica marina con la demanda industrial de calor y electricidad. En De Kwakel, los invernaderos utilizarán energía almacenada para reducir la dependencia de la cogeneración a gas. Y en Altena, la generación renovable se combinará con almacenamiento para impulsar la carga de camiones eléctricos y el suministro local de calor.
Se probarán diversas tecnologías de almacenamiento, desde baterías de flujo de agua salada y sistemas de hierro-aire hasta soluciones híbridas termoeléctricas que combinan bombas de calor y almacenamiento de agua. Más allá del hardware, el proyecto evaluará el rendimiento a nivel de sistema, la viabilidad económica y los posibles marcos regulatorios que podrían respaldar una adopción más amplia del almacenamiento de larga duración.
Utilizaremos el rango de 8 a 100 h que define el almacenamiento de larga duración, ya que abarca tanto los cambios de día y noche como las pausas climáticas de varios días que las baterías de corta duración no pueden solucionar este problema -explicó González Aparicio-. Esta duración es más eficaz para reducir la restricción y mejorar la confiabilidad en sistemas con alta penetración eólica y solar.
El consorcio probará inicialmente tres soluciones LDES holandesas: Aquabattery, una tecnología de almacenamiento que utiliza únicamente agua salada como medio de almacenamiento y se describe como una batería de flujo capaz de modificar de forma independiente la capacidad de potencia (kW) y energía (kWh); Ore Energy, una solución LDES de hierro-aire de 100 horas; y BB1 Project BV, un sistema híbrido de almacenamiento de energía térmico y eléctrico de larga duración que combina bombas de calor, almacenamiento de calor a base de agua y baterías de iones de sodio con control inteligente para almacenar electricidad renovable en forma de calor y energía durante períodos prolongados.
“La selección de estas tecnologías se basó en su uso de materiales seguros y abundantes, aptos para un funcionamiento de 8 a 100 horas, y su potencial de integración con la energía fotovoltaica, eólica y otros consumidores, así como en su viabilidad financiera y viabilidad”, declaró González Aparicio. “Para necesidades de varios días, la tecnología de hierro-aire ofrece un costo y una duración prometedores, mientras que las baterías de flujo ofrecen materiales escalables, no críticos y una larga vida útil. El almacenamiento térmico combinado con calefacción electrificada puede ser muy rentable donde la demanda de calor es alta.
“También estamos desarrollando un modelo de sistema abierto de gestión energética (EMS) con módulos para el control de LDES, operaciones híbridas y un modelo de congestión de la red. Este sistema utiliza pronósticos de generación renovable y perfiles de demanda para optimizar cuándo el almacenamiento absorbe el excedente fotovoltaico y eólico y cuándo lo distribuye a las cargas locales o a la red”, añadió. “El EMS incorpora señales del mercado y restricciones de DSO/TSO, optimizando conjuntamente la operación detrás del medidor y frente al medidor para evitar la congestión y maximizar la acumulación de valor. También desarrollamos métodos de garantía para garantizar un comportamiento seguro y predecible junto con BMS/convertidores”.
El consorcio reúne a empresas de servicios públicos, operadores de red, desarrolladores de tecnología, socios académicos y usuarios de la industria, entre ellos Vattenfall, Stedin, TU/e, Aquabattery, Ore Energy, BB1 Project y Energy Storage NL.
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