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I
Índice General
Índice General .................................................................................................................. I
Índice de Tablas ............................................................................................................ IV
Índice de Figuras .......................................................................................................... VI
Capítulo 1 ........................................................................................................................ 1
Planteamiento y Objetivo del Trabajo Fin de Máster................................................. 1
Capítulo 2 ........................................................................................................................ 3
Tecnologías de Almacenamiento de Energía ............................................................... 3
2.1. Categorías de Aplicación.................................................................................... 3
2.2. Clasificación Funcional ...................................................................................... 5
2.3. Características Funcionales ............................................................................... 6
2.3.1. Tamaño y peso ................................................................................................ 7
2.3.2. Coste capital ................................................................................................... 8
2.3.3. Eficiencia y Ciclo Vida................................................................................... 9
2.3.4. Coste capital por ciclo .................................................................................. 10
2.4. Almacenamiento de energía en forma directa e indirecta ............................ 11
2.4.1. Batería ........................................................................................................... 11
2.4.1.1. Batería de Sulfuro de Sodio (S-Na) ...................................................... 13
2.4.1.2 Batería de Nickel -Cadmio (Ni-Cd) ....................................................... 15
2.4.1.3. Batería de Plomo-Ácido (Pb-ácido) ..................................................... 16
2.4.1.4. Batería de Níquel-Hidruro Metálico (Ni-MH) ..................................... 18
2.4.1.5. Batería de Litio-ión (Li-ión) ................................................................. 19
2.4.1.6. Batería de Metal-Aire ........................................................................... 20
2.4.2. Baterías de Flujo .......................................................................................... 21
2.4.3. Pilas de Combustible .................................................................................... 24
2.4.4. Super –Condensador .................................................................................... 26
II
2.4.5. Almacenamiento de Energía Magnética por Superconducción .................... 29
2.4.6. Almacenamiento por Aire Comprimido ...................................................... 31
2.4.7. Volante de Inercia ........................................................................................ 33
2.4.8. Bombeo Reversible...................................................................................... 34
2.5. Almacenamiento de energía Térmica ............................................................. 36
2.5.1. Calor Sensible ............................................................................................... 36
2.5.2. Calor Latente ................................................................................................ 37
2.5.3. Reacción Química........................................................................................ 40
Capítulo 3 ...................................................................................................................... 41
Coste por el almacenamiento de energía .................................................................... 41
3.1. Metodología ........................................................................................................ 47
3.2. Tablas de variables y parámetros .................................................................... 51
3.3. Supuestos de operación ..................................................................................... 55
3.3.1. Número de ciclos de carga y descarga por día ........................................... 55
3.3.2. Días de operación anual ................................................................................ 55
3.3.3. Duración del ciclo de descarga ..................................................................... 55
3.3.4. Supuestos económicos .................................................................................. 55
3.3.5. Casos de estudios ......................................................................................... 55
3.4. Resultados .......................................................................................................... 57
3.4.1 Generación ..................................................................................................... 57
3.4.1.1 Coste por el almacenamiento de energía .................................................... 57
3.4.1.2 Coste anual ................................................................................................ 61
3.4.2. Transporte y Distribución ............................................................................. 67
3.4.2.1 Coste por el almacenamiento de energía .................................................... 67
3.4.2.2 Coste Anual. .............................................................................................. 77
3.4.3 Calidad de suministro ................................................................................... 81
III
3.4.3.1 Coste por el almacenamiento de energía ................................................... 81
3.4.3.2 Coste Anual ............................................................................................... 84
3.4.4 Resumen de los costes por el almacenamiento de energía ........................... 89
3.4.4.1 Generación .................................................................................................. 91
3.4.4.2 Transmisión y distribución ......................................................................... 93
3.4.4.3 Calidad de suministro ................................................................................. 96
Capítulo 4 ...................................................................................................................... 97
Conclusiones .................................................................................................................. 97
4.1 Futuras líneas de investigación .......................................................................... 99
Apéndice A: Cálculo del coste por el almacenamiento de energía para la categoría
de aplicación en generación, con una duración de ciclo de descarga de 8 horas. . 100
Bibliografía .................................................................................................................. 103
IV
Índice de Tablas
Tabla 3.1: Lista de variables de entrada y salida [26]. .................................................. 46
Tabla 3.2: Variables de entrada y salida [26]. ................................................................ 51
Tabla 3.3: Parámetros utilizados para el cálculo del coste por el almacenamiento de
energía para las tecnologías consideradas en la categoría de aplicación en generación
[21]. ................................................................................................................................ 52
Tabla 3.4: Parámetros utilizados para el cálculo del coste por el almacenamiento de
energía para las tecnologías consideradas en la categoría de aplicación en transporte y
distribución [21]. ............................................................................................................ 53
Tabla 3.5: Parámetros utilizados para el cálculo del coste por el almacenamiento de
energías para las tecnologías consideradas en la categoría de aplicación en calidad de
suministro [21]. ............................................................................................................... 54
Tabla 3.6: Coste en $/ kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con
una duración de 1 a 8 horas, según tecnología de almacenamiento. Casos 1, 2 y 3. ...... 58
Tabla 3.7: Coste en $/ kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con
una duración de 1 a 8 horas, según tecnología de almacenamiento. Casos 4, 5 y 6. ...... 60
Tabla 3.8: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con
una duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso 7. .................. 68
Tabla 3.9: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga dos
veces al día, con una duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento.
Caso 8. ............................................................................................................................ 70
Tabla 3.10: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con
una duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso 9. .................. 72
Tabla 3.11: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga dos
veces al día con una duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso
10. ................................................................................................................................... 74
Tabla 3.12: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con
una duración de 1 - 30 segundos, según tecnología de almacenamiento. Caso 11 y 12. 82
Tabla 3.13: Resumen de los costes por el almacenamiento de energía, según diseño de
los casos de estudio 1-12. ............................................................................................... 89
Tabla 3.14: Coste estimado de la generación eólica en España [30] .............................. 91
V
Tabla 3.15: Tabla comparativa del precio del mercado diario divido en seis bloques de
cuatro horas vs coste de almacenamiento de energía con motor de hidrógeno,
caso 7…………………………………………………………………………….……..94
Tabla 3.16: Tabla comparativa del precio del mercado diario divido en seis bloques de
cuatro horas vs coste de almacenamiento de energía con motor de hidrógeno,
caso 8…………………………………………………………………………………...95
VI
Índice de Figuras
Figura 2.1: Sistemas de almacenamiento de energía en función de su rango de potencia
y tiempo de descarga [9]. .................................................................................................. 4
Figura 2.2: Distribución de las tecnologías de almacenamiento en función de su
categoría funcional de aplicación para un rango de potencia vs tiempo de descarga [9].
.......................................................................................................................................... 5
Figura 2.3: Aplicaciones de las tecnologías de almacenamiento de energía en la red [2].
.......................................................................................................................................... 6
Figura 2.4: Sistemas de almacenamiento de energía en función de su densidad de
energía en relación a su volumen y densidad [9]............................................................ 7
Figura 2.5: Sistemas de almacenamiento de energía en función del coste capital por
unidad de energía y potencia [9]....................................................................................... 8
Figura 2.6: Sistemas de almacenamiento de energía en función de suciclo de vida y su
eficiencia [9]. .................................................................................................................... 9
Figura 2.7: Sistemas de almacenamiento de energía en función del coste capital
calculado por ciclo de carga y descarga [9]. ................................................................... 10
Figura 2.8: Batería de Sulfuro de Sodio [9]. .................................................................. 13
Figura 2.9: Estación de baterías de S-Na [9]. ................................................................ 14
Figura 2.10: Sistema de almacenamiento de energía con baterías Ni-Cd [15].............. 16
Figura 2.11: Instalación de Baterías de Pb-ácido [9]...................................................... 17
Figura 2.12: Batería Li-ión [9]. ...................................................................................... 19
Figura 2.13: Batería de Metal –Aire [9]. ........................................................................ 21
Figura 2.14: Diagrama típico de una batería de flujo [8]. .............................................. 23
Figura 2.15: Avances en la construcción de una planta de generación con batería de
flujo Regenesys en Little Barford, UK [8]. .................................................................... 23
Figura 2.16: Estructura típica de una pila de combustible [6]. ....................................... 24
Figura 2.17: Tabla comparativa entre los distintos tipos de pilas de combustible y sus
características [19]. ......................................................................................................... 25
Figura 2.18: Super Condensador [9]. ............................................................................. 26
Figura 2.19:Gráfico energía específica vs potencia específica [13]. .............................. 27
Figura 2.20:Sistema SMES de 2MJ [5]. ......................................................................... 30
Figura 2.21:Sistema de Almacenamiento por Aire Comprimido [5]. ............................ 31
VII
Figura 2.22:Esquema de una Volante de Inercia [9]. ..................................................... 33
Figura 2.23: Sistema de bombeo reversible con depósitos en superficie [5]. ................ 35
Figura 2.24: Centrales Termo solares en operación y construcción [22]. ...................... 38
Figura 2.25: Esquema de funcionamiento de almacenamiento de energía por sales
fundidas [23]. .................................................................................................................. 39
Figura 3.1: Sistema de almacenamiento de energía conectado directamente a la red
eléctrica mediante un sistema de conversión de potencia [21]. ...................................... 44
Figura 3.2: Sistema de almacenamiento de energía conectado a un bus que alimenta a
una carga. [21]. ............................................................................................................... 44
Figura 3.3: Sistema de almacenamiento de energía hidrógeno utilizando un motor &
electrolizador y una celda de combustible, conectado al generador /carga [21]. .......... 45
Figura 3.4: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 1, 2 y 3. .................................. 59
Figura 3.5: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 4, 5 y 6. ................................. 61
Figura 3.6: Coste Anual por almacenamiento. Caso 1 y 4. ............................................ 63
Figura 3.7: Coste Anual por almacenamiento. Caso 2 y 5. ............................................ 64
Figura 3.8: Coste Anual por almacenamiento. Caso 3 y 6. ........................................... 66
Figura 3.9: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 7. ........................................... 69
Figura 3.10: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 8. .......................................... 71
Figura 3.11: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 9. .......................................... 73
Figura 3.12: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 10. ........................................ 75
Figura 3.13: CE vs. Ciclos por año- Caso 7-10. ............................................................. 76
Figura 3.14: Coste Anual por almacenamiento. Caso 7. ................................................ 77
Figura 3.15: Coste Anual por almacenamiento. Caso 8. ................................................ 78
Figura 3.16: Coste Anual por almacenamiento. Caso 9. ................................................ 79
Figura 3.17: Coste Anual por almacenamiento. Caso 10. .............................................. 80
Figura 3.18: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 11 y 12. ................................ 83
Figura 3.19: Coste Anual por almacenamiento 2 MW (1 segundo). Caso 11. ............... 84
Figura 3.20: Coste Anual por almacenamiento 100 kW(1 segundo). Caso 12. ............. 85
Figura 3.21: Coste Anual por almacenamiento 2 MW (30 segundos). Caso 11. ........... 86
Figura 3.22: Coste Anual por almacenamiento 100kW(30 segundos). Caso 12. ........... 87
Figura 3.23: Opciones retribucción energía eólica, España 2009 . ................................ 92
Figura 3.24: Curva promedio precio horario mes de septiembre, España 2010………..94
VIII
1
Capítulo 1
Planteamiento y Objetivo del Trabajo Fin de
Máster
Debido al gran nivel de desarrollo de la humanidad en los últimos años, la demanda de
energía ha aumentado, tanto en el sector doméstico como en el industrial. Los recursos
energéticos tradicionales en la actualidad se hacen cada día más escasos, por lo que las
autoridades y gobiernos promueven el ahorro energético y la generación de energía por
medio de los recursos renovables tales como: la radiación solar, los vientos, las mareas,
entre otros. Pero una de las mayores desventajas de estas energías renovables es la
variación en su generación debido principalmente a la dependencia de factores
climáticos. Para lograr una solución a esta desventaja, se propone la integración de las
tecnologías de almacenamiento de energía a las tecnologías de generación de energías
renovables para así mejorar su fiabilidad y el rendimiento de estos sistemas.
El almacenamiento de la energía ofrece importantes beneficios para la generación,
distribución, transporte y en el uso final de la energía eléctrica. Por ejemplo, se puede
almacenar energía durante los períodos de baja demanda para luego inyectarlos a la red
en los períodos de máxima demanda.
Entre las tecnologías de almacenamiento de energía que se utilizan están: las baterías
secundarias o recargables (Pb-ácido, S-Na, Ni-Cd, entre otras), el bombeo reversible,
los super condensadores, el aire comprimido, los superconductores magnéticos, pilas de
combustible, entre otros. Las tecnologías de almacenamiento como las baterías
secundarias pueden utilizarse para maximizar la penetración eólica en zonas rurales
proporcionando un suministro eléctrico de calidad, sin grandes inversiones en la red
eléctrica. [2,3].
La necesidad del uso de las tecnologías de almacenamiento ha provocado que en la
actualidad se desarrollen investigaciones importantes en países como EEUU, Japón,
Dinamarca, entre otros [1-4].
2
Para el año 2020 todos los países miembros de la unión europea tienen la meta de
producir el 20 % de la energía total de fuentes renovables.
Por estas razones, el objetivo de este trabajo fin de máster es el de realizar un análisis
comparativo entre las tecnologías de almacenamiento existentes y los que se encuentran
en desarrollo, con el fin de determinar cuál o cuáles brindarían mayor viabilidad
técnico-económica. Por lo tanto, para la realización y logro de los objetivos de esta
tesis se ha planteado el desarrollo de los siguientes capítulos:
En el segundo capítulo se realiza una evaluación y descripción de 1as tecnologías de
almacenamiento de energía genéricamente distinguibles: eléctricas (directa e indirecta)
y térmicas; incluyendo sus categorías de aplicación, clasificación funcional,
características funcionales, y finalmente una visión general de su funcionamiento,
ventajas, desventajas, costes y aplicaciones.
El capítulo tercero muestra el análisis económico utilizado y se analizan los resultados
obtenidos, en base a las tecnologías de almacenamiento de energía estudiadas en el
capítulo 2. Para la realización del análisis económico se tomará en cuenta la
metodología utilizada en [26].
Por último, el cuarto capítulo se presenta las conclusiones del presente trabajo fin de
máster, exponiendo asimismo futuras líneas de investigación.
A continuación se incluye el siguiente apéndice:
El apéndice A, presenta un ejemplo la hoja de cálculo con sus entradas y salidas
utilizada para el análisis económico de las tecnologías almacenamiento de
energía para este trabajo fin de máster.
Por último, se incluye la bibliografía utilizada.
3
Capítulo 2
Tecnologías de Almacenamiento de Energía
Las tecnologías de almacenamiento de energía genéricamente [5], distinguibles son las
eléctricas (directa e indirecta) y las térmicas.
Las tecnologías del almacenamiento de energía eléctrica en donde se puede almacenar
de forma directa la energía son: bobinas magnéticas superconductoras y condensadores
eléctricos; y de forma indirecta por medio del bombeo reversible, baterías, aire
comprimido y volantes de inercia.
El almacenamiento térmico de energía se puede realizar en las siguientes modalidades:
calor sensible, calor latente y calor de reacción química.
2.1. Categorías de Aplicación
Las tecnologías de almacenamiento de energía (Figura 2.1) se pueden dividir en cuatro
categorías de aplicaciones, según su rango de potencia y tiempo de descarga [6]:
Aplicaciones de baja de potencia en zonas aisladas, fundamentalmente para alimen-
tar a los transductores y terminales de emergencia.
Aplicaciones de media potencia en zonas aisladas (sistemas eléctricos individuales,
suministro de ciudades).
Aplicación de conexión a red, para nivelación de picos.
Aplicaciones de control en la calidad de suministro.
Las aplicaciones uno y dos están dentro de la categoría de energía a pequeña escala, la
energía para este tipo de aplicación podría ser almacenada en forma de: energía cinética
(volante de inercia), energía química (baterías electroquímicas, baterías de flujo y celdas
de hidrógeno), energía de compresión (aire comprimido), energía electroestática (super
condensadores) y energía magnética (superconductores).
4
Las aplicaciones tres y cuatro están dentro de la categoría de energía a gran escala. La
energía para esta aplicación podría ser almacenada en forma de: energía potencial
(bombeo reversible), energía térmica (sensible y latente), energía química (baterías y
baterías de flujo) y energía de compresión (aire comprimido).
Figura 2.1: Sistemas de almacenamiento de energía en función de su rango de potencia y tiempo de
descarga [9].
5
2.2. Clasificación Funcional
Las aplicaciones de almacenamiento de energía eléctrica (Figura 2.2) se pueden
distribuir en tres grandes categorías en función de su aplicación [9]:
Calidad de suministro: La energía almacenada en estas aplicaciones sólo se aplica en
segundos o menos, según sea necesario para asegurar la continuidad de la alimentación
eléctrica.
Enlace de potencia: La energía almacenada en estas aplicaciones se utiliza de segundos
a minutos para asegurar la continuidad del servicio cuando se cambia de una fuente de
generación de energía a otra.
Administración Energética: La energía almacenada en esta aplicación se utiliza por
horas para desacoplar las tecnologías de generación y consumo de energía eléctrica.
Una aplicación típica es la nivelación de la carga.
Figura 2.2: Distribución de las tecnologías de almacenamiento en función de su categoría funcional
de aplicación para un rango de potencia vs tiempo de descarga [9].
6
2.3. Características Funcionales
En la selección de los diferentes sistemas de almacenamientos de energía conectados o
no conectados a la red (Figura 2.3), se deben tener en cuenta las características
funcionales más relevantes, las cuales nos permitirán elegir el mejor sistema que se
adapte a la categoría de aplicación. No todas las tecnologías de almacenamiento pueden
cumplir con todas las características de funcionamiento según sea su categoría de
aplicación. Entre algunas de las características funcionales que se deben tener en cuenta
a la hora de la selección de las tecnologías de almacenamiento de energía se tiene:
Figura 2.3: Aplicaciones de las tecnologías de almacenamiento de energía en la red [2].
7
2.3.1. Tamaño y peso
El tamaño y peso de los dispositivos de almacenamiento de energía son factores
importantes para ciertas aplicaciones. Por ejemplo, las baterías utilizadas en los
vehículos eléctricos, donde interesa más la densidad de energía y potencia, pero el
tamaño y peso se convierten en un problema debido a que la batería debe garantizar la
autonomía del vehículo [9,10].
Figura 2.4: Sistemas de almacenamiento de energía en función de su densidad de energía en
relación a su volumen y densidad [9].
En la Figura 2.4 la batería de aire-metal posee la mayor densidad de energía, pero tiene
una vida útil corta, debido a que no se puede recargar, también se observa que existe
una diferencia en la densidad de energía entre las tecnología de almacenamiento de
energía, esto se debe principalmente a la diferencia en la manufactura utilizada para el
diseño de cada tecnología.
8
2.3.2. Coste capital
El coste capital es un parámetro económico importante para la evaluación de las
tecnologías de almacenamiento de energía, este coste capital está compuesto por el
coste por unidad de potencia y energía, y el coste por balance de planta.
Pero también debe tenerse en cuenta el coste total de la tecnología de almacenamiento
de energía que debe incluir el coste reemplazo y los costes de operación y
mantenimiento, que son parámetros significativos para un análisis económico completo.
Por ejemplo, el coste capital de las baterías de plomo-ácido es relativamente bajo, pero
no necesariamente puede ser la opción más económica para la gestión de la energía
(carga de nivelación), debido a su relativa corta vida para este tipo de aplicación [9,10].
Los costes de la Figura 2.5 se han ajustado al excluir el coste de los dispositivos de
conversión de potencia. El coste por unidad de energía también ha sido dividido por la
eficiencia de almacenamiento para obtener el coste por cada salida (útil) de la energía
[9]. El coste de instalación también varía con el tipo y el tamaño del almacenamiento.
Figura 2.5: Sistemas de almacenamiento de energía en función del coste capital por unidad de
energía y potencia [9].
9
2.3.3. Eficiencia y Ciclo Vida
La eficiencia y el ciclo de vida son dos parámetros importantes a considerar, junto con
otros parámetros, antes de seleccionar una tecnología de almacenamiento. Ambos
parámetros afectan el coste de almacenamiento en general. La baja eficiencia aumenta
el coste de la energía eficaz cuando sólo una fracción de la energía almacenada puede
ser utilizada.
Un bajo ciclo de vida aumenta el coste total, como por ejemplo cuando el dispositivo de
almacenamiento debe ser reemplazado con mayor frecuencia.
El valor actual de estos gastos debe ser considerado junto con el coste capital y gastos
de funcionamiento para obtener una mejor idea del coste total de una tecnología de
almacenamiento [9, 10,12].
En la Figura 2.6 se ilustran las características de las diferentes técnicas de
almacenamiento respecto a la eficiencia y su ciclo de vida.
Figura 2.6: Sistemas de almacenamiento de energía en función de suciclo de vida y su eficiencia [9].
10
2.3.4. Coste capital por ciclo
El coste capital por ciclo [9, 10,12] puede ser la mejor manera de evaluar el coste de un
sistema de almacenamiento de energía diseñado para aplicaciones con frecuentes ciclos
de carga y descarga, como por ejemplo en la nivelación de la carga. En la Figura 2.7 se
muestra el componente principal de este coste, donde se tiene en cuenta la durabilidad y
la eficiencia. Para realizar el análisis económico del coste capital por ciclo, deben
considerarse también los costes de operación, mantenimiento, entre otros parámetros. Es
importante señalar que el coste por ciclo no es un criterio adecuado en las aplicaciones
para neutralizar demandas picos (peak shaving) o el arbitraje, debido a que la aplicación
es menos frecuente y que el coste de la energía es alto y variable.
Figura 2.7: Sistemas de almacenamiento de energía en función del coste capital calculado por ciclo
de carga y descarga [9].
11
2.4. Almacenamiento de energía en forma directa e indirecta
Las baterías, baterías de flujo, pilas de combustibles, super condensadores,
superconductores, serán las tecnologías de almacenamiento de energía directa e
indirecta que se estudien en los siguientes apartados.
2.4.1. Batería
Una batería es la unión de dos o más celdas conectadas en serie, paralela o de ambas
formas, para conseguir la capacidad y tensión deseada en una aplicación específica. La
batería está constituida por los siguientes componentes básicos: dos electrodos (un
ánodo y un cátodo), un electrólito, placas y separadores. Durante la carga la energía se
almacena químicamente al incrementarse la composición de iones cargados, contenidos
en el electrolito a través de reacciones redox, selectivas en los electrodos que consumen
o producen electrones. Durante la descarga la energía se libera por transporte de iones,
causando reacciones redox que ocurren de forma inversa en los electrodos. Luego el
ánodo (electrodo-oxidante) y el cátodo (electrodo reductor) cambian de posición entre
carga y descarga [8, 7,10].
Existen varios criterios para clasificar las baterías, los cuales son los siguientes [10]:
Posibilidad de carga (primaria y secundaria).
Tipo de electrodo (Pb-ácido, baterías de litio, níquel, etc.).
Forma de usos (portátiles y estacionarias).
Tipo de electrólito (acuoso y no acuoso, alcalinas, etc).
Tamaño (desde mWh hasta MWh).
Aplicaciones (arranque, tracción, nivelación de picos, etc).
Estado de desarrollo (sistemas comercializados y en desarrollo).
12
Bajo el criterio de posibilidad de carga, las baterías primarias no son susceptibles a
recibir carga eléctrica y por lo tanto se descargan una sola vez y luego deben ser
desechadas. Por otro lado, las baterías secundarias pueden descargarse y recargarse
muchas veces las cuales las hace adecuadas para el almacenamiento de energía.
Dentro de las características más significativas de las baterías secundarias se tienen que
poseen [7,10]:
Una buena aptitud para descargas de alta intensidad.
Un buen funcionamiento a bajas temperaturas.
Alta densidad de potencia.
Entre las aplicaciones de las baterías secundarias tenemos:
Batería del automóvil.
Batería de tracción eléctrica.
Batería de sistemas de emergencia.
Batería solar.
Batería de nivelación de picos de demanda.
Las baterías secundarias o recargables, serán las que se estudien en los siguientes
apartados donde se incluirán los tipos de baterías más conocidas comercialmente y las
que están aún en fase experimental para aplicaciones de almacenamiento de energía.
13
2.4.1.1. Batería de Sulfuro de Sodio (S-Na)
La batería de sulfuro de sodio (Figura 2.8), como la mayoría de las otras baterías
electroquímicas, consta básicamente de dos electrodos separados por un electrolito. Sin
embargo, a diferencia de la mayoría de las baterías, los electrodos son líquidos y el
electrolito sólido. El ánodo es de sodio fundido (Na), el cátodo es de azufre fundido (S)
y el electrolito una membrana de β-alúmina.
Durante la descarga, los iones de sodio en el ánodo emigran a través del electrolito hacia
el cátodo. Los restantes electrones, al no poder pasar a través del electrolito, los envía
fuera de la batería, dando como resultado la corriente eléctrica. En el cátodo, los iones
de sodio y electrones se recombinan con azufre y forman el poli- sulfuro de sodio
(Na2Sx). El proceso de carga se lleva a cabo al suministrar una potencia eléctrica a
través de una fuente externa, sobre el electrodo negativo de sodio y el electrodo positivo
de azufre, siguiendo el proceso inverso de la descarga. Debido a esto la energía se
almacena en la batería [7-10].
Figura 2.8: Batería de Sulfuro de Sodio [9].
Las principales ventajas para esta batería son: su alta energía específica, alta eficiencia
de carga y descarga (89-92%), ciclo de vida largo, y que son fabricadas con materiales
de bajo coste.
14
Sus desventajas residen en sus altas temperaturas de operación (300 a 350° C), la
naturaleza altamente corrosiva de los polisulfuros de sodio y que existen algunas
cuestiones técnicas que se deben trabajar para aumentar su duración, las cuales son: La
reducción de los problemas de corrosión del recipiente y conectores, mejorar las
características del electrólito, mejorar el sellado de la batería y mejorar la
recargabilidad del electrodo de azufre [8-11].
Para la categoría de aplicación en generación, los costes de la batería de S-Na por
unidad de energía son de 250 $/kWh y por unidad de potencia 150 $/kW [21].
La batería de sulfuro de sodio se ha empleado en sistemas de potencia por más de 20
años en proyectos en Japón y en todo el mundo desde la década de 1980. La tecnología
de la batería S-Na se ha implementado en más de 190 instalaciones (Figura 2.9) en
Japón con un total de más de 270 MW de energía almacenada, capaces de suplir el pico
de 6 horas diarias. La mayor instalación es de 34 MW, 245 MWh para la estabilización
de una instalación eólica en el norte de Japón.
Figura 2.9: Estación de baterías de S-Na [9].
La demanda de batería de S-Na como un medio eficaz para estabilizar la producción de
energía renovable y la prestación de servicios auxiliares se está expandiendo. Varios
proyectos están en fase de desarrollo en Europa, así como en Japón y USA.
La capacidad de producción de potencia instalada previstas para el 2010 son de 90
MW- 150 MW [9,11].
15
2.4.1.2 Batería de Nickel -Cadmio (Ni-Cd)
La batería de Ni-Cd utiliza un ánodo de hidróxido de níquel y un cátodo de un
compuesto de cadmio. El electrolito es de hidróxido de potasio. Esta configuración de
materiales permite recargar la batería una vez está agotada, para su reutilización.
La batería de Ni-Cd tienen a su favor las siguientes ventajas [7,8, 10]: una larga vida,
puede almacenarse en bajo estado de carga sin problemas, buen comportamiento a bajas
temperaturas y una construcción robusta.
Entre las desventajas de la batería de Ni-Cd tenemos [7-11]: la alta toxicidad del
cadmio; su elevado coste; la necesidad de un control avanzado de la batería durante la
carga y descarga; y que se ven afectadas por el efecto memoria.
Para la categoría de aplicación en generación, los costes de la batería de Ni-Cd por
unidad de energía son de 600$/kWh y por unidad de potencia 125$/kW [21].
La batería de Ni-Cd es otra batería de tipo electroquímica, con amplio uso generalizado
en la electrónica de consumo portátil.
En 2003 se inauguró una aplicación de respaldo con baterías de Ni-Cd (Figura 2.10) en
Alaska y la empresa Golden Valley Elecrict Association contrato a Power Electronic
ABB para su diseño. Las baterías de Ni-Cd suministran una prestación de 26 MW
durante 15 minutos o un total de 40 MW durante 7 minutos [15].
16
Figura 2.10: Sistema de almacenamiento de energía con baterías Ni-Cd [15].
2.4.1.3. Batería de Plomo-Ácido (Pb-ácido)
La batería de Pb-ácido son una de las tecnologías de batería electroquímica más antigua
(1890-Planté) y desarrollada, su uso en los automóviles es una de sus aplicaciones más
conocidas. Una batería de Pb-ácido está basada en dos electrodos de plomo sumergidos
en ácido sulfúrico. Cuándo la batería está descargada, el plomo (Pb) se convierte en
sulfato de plomo (PbSO4) en el ánodo (liberando dos electrones) y el óxido de plomo se
convierte (PbO2) en sulfato de plomo (PbSO4) en el cátodo (absorbiendo dos
electrones). Este proceso es reversible, en teoría, pero una capa de sulfato de plomo no
convertible tiende a acumularse en los electrodos durante el ciclo (carga y descarga).
Dentro de sus ventajas y desventaja están [7, 9, 10,16]:
Ventajas: su bajo coste, es fiable (más de 140 años de desarrollo); robustez (tolerante a
los abusos); tolerante a la sobrecarga; amplia gama de tamaños y capacidades; y sus
muchos proveedores en todo el mundo.
Desventajas: Muy pesadas y voluminosas; peligro de sobrecalentamiento durante la
carga; no es adecuada para carga rápida; y ciclo de vida típico de 300 a 500 ciclos.
17
Existen variedades en la actualidad de la batería de ácido de plomo, como la batería de
plomo de calcio, baterías de plomo y antimonio y la batería de plomo-ácido regulada
por válvula, por sus siglas en inglés (VRLA).
Las baterías de Pb-ácido también son utilizadas en aplicaciones domésticas e
industriales, tales como [10]: equipos de fotografía, aparatos de ensayo y medida,
memoria de ordenadores, sistemas de seguridad de alarmas, iluminación de emergencia,
sistemas de alimentación ininterrumpida (S.A.I), etc.
Los costes de las baterías de Pb-ácido varían según la categoría de aplicación. Para la
categoría de aplicación en generación, los costes por unidad de energía son de 150-
200$/kWh y por unidad de potencia 175$/kW. En la categoría de aplicación de
transporte y distribución, los costes por unidad de energía 150-200$/kWh y por unidad
de potencia 175$/kW. En la categoría de aplicación de calidad de suministro el coste
por unidad de energía es de 300$/kWh y por unidad de potencia 250$/kW [21].
Las baterías de Pb-ácido, han sido utilizadas en algunas aplicaciones a gran escala para
la gestión de la energía (Figura 2.11). En San Juan Puerto Rico, existe una planta en
operación desde 1994, de 20MW/14MWh que provee reserva rodante (spinnig reserve),
control de la frecuencia y control de tensión durante 15 minutos. Otra instalación
importante existente es un sistema de 10MW/40 MWh en Chino, California, construido
en 1988 [9].
Figura 2.11: Instalación de Baterías de Pb-ácido [9].
18
2.4.1.4. Batería de Níquel-Hidruro Metálico (Ni-MH)
La batería de Níquel-Hidruro Metálico (Ni-MH) está compuesta por dos electrodos que
son de níquel y de una aleación de metal que contiene hidrógeno. La batería Ni-MH
presentan una mejor relación potencia-peso que las baterías Ni-Cd, no precisan de
mantenimiento y no dañan al medio ambiente.
Comparten muchas ventajas con la batería Ni-Cd, como la robustez a las descargas
profundas y un ciclo de vida largo. Tiene una densidad de energía mayor a la batería de
Ni-Cd, pero por otro lado tiene ligeramente una resistencia más grande.
La aplicación de la batería Ni-MH está muy extendida en la electrónica de consumo,
tales como cámaras, juguetes, entre otros. En la escala de kW se encuentra en la
mayoría de los vehículos eléctricos híbridos actualmente en el mercado.
Las aplicaciones de las baterías Ni-MH para vehículos incluyen todos los vehículos de
propulsión totalmente eléctrica como el General Motors EV1, Honda EV Plus, Ford
Ranger EV y el scooter Vectrix. Además vehículos híbridos como el Toyota Prius,
Honda Insight o las versiones híbridas de los Ford Escape, Chevrolet Malibu y Honda
Civic Hybrid también las utilizan. El transporte público de la ciudad de Niza (Francia)
cuenta con el tranvía de piso bajo Alstom Citadis [17].
Varios modelos de robot la utilizan entre ellos el célebre prototipo humanoide ASIMO
diseñado por Honda. La experiencia en la escala de MW para el almacenamiento de
energía no está desarrollada [7, 10,17].
19
2.4.1.5. Batería de Litio-ión (Li-ión)
El cátodo en la batería de Li–ión (Figura 2.12) es de óxido de metal litio (LiCoO2,
LiMO2) y el ánodo es de grafito de carbono con una estructura de capas. El electrolito
está compuesto de sales de litio (como LiPF6) disuelto en carbonatos orgánicos.
Cuando la batería Li-ión se está cargando, los átomos de litio en el cátodo y los iones
migran a través del electrolito hacia el ánodo de carbono cuando se combinan con los
electrones externos y los átomos de litio se depositan entre las capas de carbono. Este
proceso se invierte durante la descarga [9,12].
Figura 2.12: Batería Li-ión [9].
Entre las principales ventajas y desventajas de la batería de Li-ión, en comparación con
otras baterías secundarias, están [9]:
Ventajas: alta densidad de energía (300 a 400 kWh/m3, 130 kWh / ton), alta eficiencia
(cerca de 100%) y ciclo de vida largo (3.000 ciclos al 80% de profundidad de descarga).
Su principal desventaja es su alto coste debido a su embalaje especial y circuitos de
protección interna de sobrecarga.
La alta densidad de energía y su ciclo de vida largo, son las características de las
baterías de litio que las convierten en las más utilizadas en la electrónica de consumo
portátil.
Para la categoría de aplicación en transporte y distribución, el coste de la batería de
Li-ión por unidad de energía es de 500$/kWh y por unidad de potencia 175$/kW
[21].
20
Varias compañías (Saft , Hitachi) están trabajando para reducir el coste de fabricación
de baterías de Li-ión para captar los mercados de energía de gran escala. En la industria
del automóvil es donde existe un mayor desarrollo tecnológico de la batería Li-ión.
2.4.1.6. Batería de Metal-Aire
Los ánodos de la batería de metal-aire son generalmente metales con alta densidad
energética como el aluminio o el zinc que liberan electrones cuando se oxidan. Los
cátodos o electrodos de aire se hacen a menudo de una estructura de carbono poroso o
una malla metálica cubierta con catalizadores adecuados. Los electrolitos son a menudo
de hidróxido (OH-), como conductor de iones de hidróxido de potasio (KOH).
El electrólito puede ser en forma líquida o de una membrana de polímero sólido
saturado con KOH [9,12].
La batería de metal-aire (Figura 2.13), tiene como sus principales ventajas [7]: su alta
densidad de energía y su bajo coste.
Entre las desventajas que presenta la batería de metal-aire está que muchos de sus tipos
no son recargables, una producción de baja potencia y un ciclo de vida corto.
Su primera aplicación fue para la telefonía militar durante los años 70. Después de un
mayor desarrollo, la tecnología fue comercializada para consumo de aplicaciones
médicas y de telecomunicaciones [7].
La tecnología de las baterías de metal-aire no tiene una manufactura base que se
encuentre bien desarrollada para ser considerada en operaciones de almacenamiento de
energía a gran escala [9,12].
21
Figura 2.13: Batería de Metal –Aire [9].
2.4.2. Baterías de Flujo
Las baterías de flujo (Figura 2.14) están compuestas esencialmente de dos depósitos de
electrolito que se redistribuyen por unas bombas a través de una celda electroquímica
que comprende un cátodo, un ánodo y un separador de membrana. La densidad de
energía de las baterías de flujo depende del volumen del electrolito que se almacene. La
densidad de potencia en las baterías de flujo depende básicamente de la velocidad de las
reacciones que se producen en el ánodo y el cátodo [1,12].
En la actualidad existen tres diseños para las baterías de flujo que son los siguientes:
Bromuro de polisulfuro (PSB) o Regenesys.
Vanadio Redox (VRB).
Bromuro de zinc (ZnBr).
Entre las ventajas de las baterías de flujo tenemos [1, 9,12]: diseño modular, baja auto
descarga, tiempo de respuesta rápido, alta eficiencia relativa a su rango de disparo (60-
70% incluyendo el convertidor de potencia), alta potencia, larga vida útil, el rango de
potencia y energía son independientes, entre otros. Sus principales desventajas son:
baja densidad de energía, altos costes de funcionamiento y las preocupaciones
ambientales con el manejo de las grandes cantidades de los electrolitos tóxicos.
22
Los costes de las baterías de flujo varían según su categoría de aplicación. En la
categoría de aplicación transporte y distribución, el coste para la batería de Zn/Br por
unidad de energía es de 400$/kWh y por unidad de potencia 175$/kW. Los costes de la
batería de V-redox relacionados por unidad de energía son de 600$/kWh y por unidad
de potencia 175$/kW. Para la categoría de aplicación en generación, los costes de la
batería Regenesys por unidad de energía son de 100$/kWh y por unidad de potencia
275$/kW [21]. Estos costes de las baterías de flujo disminuirán tan pronto como la
tecnología se haga disponible como un producto comercial.
Las baterías de flujo son útiles en aplicaciones de almacenamiento de energía a gran
escala, como respaldo en picos de demanda en parques eólicos o para equilibrar el nivel
de distribución de la energía [9].
La mejor aplicación de las baterías de flujo es una planta de Bromuro de polisulfuro
(PSB) o Regenesys con una capacidad de 15MW/120MWh en construcción (2003) por
Regenesys Technologies, ubicada en Innogy´s Little Barford station UK (Figura 2.15).
Este sistema tiene una eficiencia de 75% con un coste capital es de 360-
1000(Euro/kWh) [1,3].
23
Figura 2.14: Diagrama típico de una batería de flujo [8].
Figura 2.15: Avances en la construcción de una planta de generación con batería de flujo
Regenesys en Little Barford, UK [8].
24
2.4.3. Pilas de Combustible
Las pilas de combustible (Figura 2.16) están diseñadas por dos electrodos separados por
un electrólito. El oxígeno pasa sobre un electrodo y el hidrógeno sobre el otro. Cuando
el hidrógeno es ionizado pierde un electrón y al ocurrir esto ambos (hidrógeno y
electrón) toman diferentes caminos hacia el segundo electrodo. El hidrógeno migra
hacia el otro electrodo a través del electrólito mientras que el electrón lo hace a través
de un material conductor. Este proceso producirá agua, corriente eléctrica y calor. Para
generar cantidades utilizables de corriente las celdas de combustibles son
"amontonadas" en un emparedado de varias capas [18].
Figura 2.16: Estructura típica de una pila de combustible [6].
Existen varios tipos de pilas combustibles [18]:
PEM (Proton Exchange Membrane).
PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell).
AFC (Alkaline Fuel Cell).
SOFC (Solid Oxide Fuel Cell).
MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell).
25
Las diferencias básicas entre todas las pilas de combustible son: el tipo de combustible
y oxidante, tipo de electrolito utilizado, temperatura de funcionamiento, diseño y su
campo de aplicación. Por otra parte, cada tipo de combustible tiene requisitos
específicos. En la Figura 2.17 se presenta una tabla comparativa de las tecnologías de
las pilas de combustible y características principales.
Las principales ventajas de las pilas de combustible son: alta eficiencia en la producción
de electricidad, el bajo impacto ambiental (caso de operación con hidrógeno), ausencias
de ruidos por no tener partes móviles, su modularidad y la posibilidad de emplearse en
la generación distribuida, cogeneración, transporte, etc.
Entre sus desventajas están sus altos precios de operación y fabricación; vida limitada
de la pila; y su puesta en marcha es más lenta que un motor de combustión, entre otras
[18].
Figura 2.17: Tabla comparativa entre los distintos tipos de pilas de combustible y sus
características [19].
Las pilas de combustible tiene un amplio rango de aplicación: equipos portátiles,
automóviles y grandes centrales de producción de energía estacionaria, entre otros.
También pueden representar una solución para las zonas aisladas (localidades en las
montañas) donde la instalación de líneas de energía es demasiado difícil o costosa.
26
Por ejemplo, las pilas de combustible de membrana eléctrica polimérica (PEM) han
demostrado ser apropiadas para su aplicación en automóviles, uso residencial en
producción de electricidad y calor, mientras que las pilas de combustible de carbonatos
fundidos (MCFC) parecen ser más apropiadas para la cogeneración y producción
centralizada de electricidad (>1MW) [18].
Para la categoría de aplicación en distribución y transporte, el coste para las pilas de
combustible por unidad de energía es de 15$/kWh y por unidad de potencia 1500$/kW
para la celda de combustible hidrógeno (PEM), y para pila de combustible compuesta
con motor de hidrógeno el coste por unidad de energía es de 15 kWh y por unidad de
potencia 300 kW[21].
Una de las aplicaciones más representativas de las pilas combustible y que se encuentra
en funcionamiento es la PAFC de 200kW de ONSI Corporation –ONSI PC25TM
producto comercial desde 1994. La Compañía Eléctrica de Tokio tiene instalada una
central de 11 MW basada en unidades de PC25TM [18].
2.4.4. Super –Condensador
Un super condensador (también llamado ultra condensador, ultra capacitor,
supercapacitor o condensador de doble capa (EDL)) es un dispositivo electroquímico
que consta de dos electrodos (carbón poroso), una membrana de intercambio iónico que
separa los dos electrodos y un electrolito de hidróxido de potasio. La Figura 2.18
muestra los detalles de la construcción de un ultra capacitor de doble capa [9].
Figura 2.18: Super Condensador [9].
27
Al igual que los condensadores convencionales, el super-condensador almacena energía
por la separación física de las cargas negativas y positivas. Algunos pueden llegar hasta
3.000 faradios (los normales suelen almacenar del orden de microfaradios); tienen un
gran rendimiento (el 98% de la carga se devuelve); almacenan mucha energía en
relación a su peso (4Wh/kg), aunque no tanto como una batería; no presentan efecto
memoria y tienen una gran capacidad de carga y descarga rápida, como un ciclo de vida
largo [5].
En consecuencia, los super condensadores son el puente de la brecha (Figura 2.19)
entre las baterías y los condensadores en términos de densidad de energía y el tiempo de
respuesta.
Figura 2.19:Gráfico energía específica vs potencia específica [13].
Entre las ventajas de los super condensadores en comparación con las baterías y los
condensadores convencionales tenemos que: ofrecen altos valores de potencia
específica, que se pueden cargar y descargar más rápido, tienen un ciclo de vida mucho
más largo, etc. Entre las desventajas están su alto coste, bajo nivel de voltaje, baja
energía específica respecto a las baterías, entre otros [5, 9, 13,20].
28
Los super-condensadores son superiores a la mayoría de las tecnologías convencionales
de baterías en velocidad de respuesta y ciclo de vida. Estos son dispositivos ideales
para aplicaciones donde se debe garantizar la calidad de suministro.
Los costes de los super-condensadores para la categoría de aplicación en calidad de
suministro son los siguientes, por unidad de energía 30,000$/kWh y por unidad de
potencia 300$/kW [21].
Un ejemplo de su aplicación a menor escala son los automóviles, donde el uso de super
condensadores puede disminuir el tamaño de las baterías necesarias; o en los autobuses,
donde los condensadores almacenan la energía de frenado y la liberan durante la
aceleración.
Los super condensadores es una tecnología que está en rápido desarrollo y que está
continuamente en busca de mejorar la energía específica.
Los condensadores con electrodos simétricos de carbono activado constituyen la
tecnología frecuentemente más utilizado, sin embargo, se predice que se alcanzarán
límites de energía almacenada mucho más elevados si uno de los electrodos se sustituye
por un electrodo del tipo empleados en las baterías, por ejemplo de óxido de litio y
titanio o de óxido de plomo. Dichos condensadores podrían tener una tensión de
funcionamiento más elevado y una mayor tolerancia a las sobretensiones. Estos
condensadores asimétricos resultan más prometedores que los condensadores
simétricos, en cuanto a su aplicabilidad en sistemas de almacenamiento a gran escala
[5].
29
2.4.5. Almacenamiento de Energía Magnética por Superconducción
El Almacenamiento de Energía Magnética por Superconducción (en inglés
Superconducting Magnetic Energy Storage o SMES) designa un sistema de
almacenamiento de energía que permite almacenar bajo la forma de un campo
magnético, creado por la circulación de una corriente continua en un anillo
superconductor, el cual está refrigerado a una temperatura por debajo de la temperatura
crítica de superconductividad [5].
Un sistema SMES típico tiene tres componentes:
Una bobina superconductora.
Un sistema de electrónica de potencia.
Un sistema de refrigeración criogénico.
Una vez que la bobina superconductora se carga, la corriente ya no disminuye y la
energía magnética puede almacenarse indefinidamente. La energía almacenada puede
ser entregada a la red descargando al anillo. Para extraer la energía se interrumpe la
corriente que circula por la bobina abriendo y cerrando repetidamente un conmutador de
estado sólido de la tecnología de electrónica de potencia. Debido a su alta inductancia,
la bobina se comporta como una fuente de corriente que puede utilizarse para cargar un
condensador que proporciona una entrada de tensión continúa a un inversor que produce
la tensión alterna requerida. La tecnología de potencia origina del 2% al 3% de pérdidas
de energía. Sin embargo los SMES son muy eficientes, pues las pérdidas son
prácticamente cero (porque los superconductores no ofrecen resistencia al flujo de
electrones) comparadas con las de otros sistemas de almacenamiento de energía [5,13].
Debido a la energía absorbida por la tecnología de refrigeración y a los costes de los
materiales superconductores, los SMES se utilizan para el almacenamiento de energía
de corta duración, siendo su aplicación más común la mejora de la calidad de onda en
las redes públicas de distribución de electricidad, típicamente la neutralización de los
huecos de tensión y los microcortes [5,13].
30
Los costes de SMES para su categoría de aplicación en la calidad de suministro son los
siguientes, por unidad de energía es de 50,000$/kWh y por unidad de potencia 200$/kW
[21].
Una aplicación reciente de SMES, fue diseñada por ACCEL Instruments GmbH en
Elektrizitäts Dortmunder und Wasserwerke, Alemania, que es un mini-sistema de 2MJ
(Figura 2.20), que asegura la calidad de energía de la planta. El SMES se conecta
mediante un inversor a la red de distribución eléctrica de la planta. Está diseñado para
un tiempo de transferencia de 8 segundos, para suministrar una potencia media de 200
kW [5].
Figura 2.20: Sistema SMES de 2MJ [5].
31
2.4.6. Almacenamiento por Aire Comprimido
El Almacenamiento de Energía por Aire Comprimido [9] (sus siglas en inglés CAES
Compressed Air Energy Storage) (Figura 2.21) no es un simple sistema de
almacenamiento de energía como las baterías convencionales. Se trata de una planta
central eléctrica con turbinas de gas que consume menos del 40% del gas utilizado en
las turbinas de gas convencionales para producir la misma cantidad de potencia
eléctrica. Esto es porque a diferencia de las turbinas de gas convencionales que
consumen aproximadamente 2/3 de su combustible de entrada para comprimir el aire en
el momento de la generación, CAES pre-comprime el aire mediante la electricidad de
bajo coste de la red de energía en horas pico y que luego utiliza más tarde junto con un
poco de combustible de gas para generar electricidad cuando sea necesaria.
El aire comprimido se almacena a menudo en el caso de minas subterráneas o cavernas
dentro de las rocas de sal. Se tarda alrededor de 1,5 a 2 años para crear una caverna
debido a la disolución de la sal.
Figura 2.21: Sistema de Almacenamiento por Aire Comprimido [5].
Existen tres tipos de depósitos subterráneos de aire comprimido [5], las cavernas en
formaciones de sal, acuíferos naturales y las cavernas excavadas en rocas duras.
Las ventajas principales del CAES son: alta energía, potencia específica y su larga vida.
32
Sus principales desventajas, su baja eficiencia; la de encontrar un lugar para la
construcción de la planta, ya que debe contar con las características necesarias para el
almacenamiento de energía bajo la superficie, que no afecte principalmente al medio
ambiente; y por último su alto coste de implementación.
Los costes de CAES varían según la categoría de aplicación. Para la categoría de
aplicación en generación, los costes por unidad de energía son 3$/kWh y por unidad de
potencia 425$/kW. Para el caso de la categoría de aplicación transporte y distribución
los costes por unidad de energía son 120$/kWh y por unidad de potencia 550$/kW[
21].
La primera planta de almacenamiento por aire comprimido fue una unidad de 290 MW/
1,16 GWh (por día), construida en Hundorf, Alemania en 1978. La segunda planta, una
unidad de 110 MW/ 2,64GWh (por día), construida en McIntosh, Alabama, en 1991.
La construcción duró 30 meses y un coste de $ 65M (alrededor de $ 591/kW).
La tercera planta de almacenamiento por aire comprimido que será la más grande, es
una planta de 2700 MW, que está prevista para la construcción en Norton, Ohio. Esta
planta tendrá 9-unidades que comprimen el aire a 1500 psi en una mina de piedra caliza
existente a unos 2200 metros bajo tierra [9].
33
2.4.7. Volante de Inercia
La volante de inercia [9] (Figura 2.22), consisten en un gran cilindro rotatorio, ajustado
a un eje que es mantenido en el estator por rodamientos levitantes, de manera magnética
para eliminar rozamientos y alargar la vida de uso. Para aumentar la eficiencia de este se
introduce en una cámara de vacío. El volante es conectado a un motor/generador
montado sobre el estator, que interactúa con la red mediante sistemas de conversión de
potencia.
Entre las ventajas de la volante de inercia más relevantes tenemos que poseen una alta
potencia específica, que tienen un bajo mantenimiento, una larga vida de uso ( unos 20
años o decenas de ciclos completos), que son fabricadas con materiales
medioambientalmente inertes, posee una respuesta rápida a la carga y la descarga y que
alcanza una eficiencia energética del 90%. Sus principales desventajas son: baja
energía específica y su coste puede ser dos veces mayor que el de las baterías de
almacenamiento convencionales [9].
Figura 2.22:Esquema de una Volante de Inercia [9].
Los costes de las volantes de inercia dependen de la categoría de aplicación. Para la
categoría de aplicación de transporte y distribución, una volante de inercia de alta
velocidad (10000-60000rpm) de 8kW-37kWh, sus costes por unidad de energía son
1,000$/kWh y por unidad de potencia 300$/kW. En el caso de la categoría de
aplicación en calidad de suministro las volantes de inercia de alta velocidad de 120-
50kW para un tiempo de 20 segundos-15 minutos; los costes por unidad de energía son
34
de 1000-125,000 $/kWh y por unidad de potencia 300-333$/kW. Y para las volantes de
inercia de baja velocidad, los costes por unidad de energía son 50,000$/kWh y por
unidad de potencia 300 $/kW [21].
Las volantes de inercia son utilizadas para nivelación de la carga y en el aplazamiento
en la construcción de líneas de transporte; además de mantener la calidad de suministro
final y su fiabilidad [21].
Un ejemplo de la aplicación de las volantes de inercia es la tecnología denominado ASD
Voltage Support Solution, de la empresa Pentadybe Power Corp, en los EE.UU. Este
sistema ofrece 120 kW de potencia durante 20 segundos de descarga. Su peso total es de
500 kg, la velocidad de giro 50.000 rpm y la máxima velocidad perimetral de alrededor
de 800 m/s.
2.4.8. Bombeo Reversible
El bombeo reversible constituye actualmente la tecnología de almacenamiento de
energía a gran escala más utilizado en España y el mundo. Los primeros sistemas de
bombeo reversible que se utilizaron fueron en Italia y Suiza en 1890. Para 1933 las
bombas-turbinas reversibles con motor-generador ya estaban en operación. En 1997
existían en todo el mundo 290 centrales de bombeo reversible con una capacidad total
de 82.8 GW y había otras 25 en fase de construcción [5].
El bombeo reversible convencional (Figura 2.23) utiliza dos depósitos de agua
separados verticalmente. Durante las horas pico el agua es bombeada desde el embalse
inferior al embalse superior. Cuando sea necesario, el flujo de agua se invierte para
generar electricidad.
35
Figura 2.23: Sistema de bombeo reversible con depósitos en superficie [5].
Sus principales ventajas son su alta energía y capacidad de potencia especifica, además
de un tiempo de vida largo. Las principales desventajas son la ubicación y el impacto
medioambiental de los embalses necesarios para su implementación [5,6,9].
Los costes de las tecnologías de bombeo reversible convencionales para su categoría de
aplicación en generación son los siguientes, por unidad de energía es de 10$/kWh y por
unidad de potencia 1000$/kW. Para sistemas de bombeo con velocidad variable, los
costes por unidad energía son (10$/kWh) y por unidad de potencia (1050 $/kW) [21].
Las tecnologías de bombeo reversible lo podemos encontrar de cualquier rango de
potencia, con escalas de descargas de horas a días y una eficiencia entre el 70% y el
85%. Al día de hoy las máquinas de velocidad variable están mejorando su eficiencia
en aproximadamente un 3% [5, 6,9].
Sus principales aplicaciones son para el control de frecuencia, reserva de provisión
energética y administración energética [21].
36
2.5. Almacenamiento de energía Térmica
Las tecnologías de almacenamiento de energía térmicos [5] pueden operar en un rango
de temperatura, dependiendo de la aplicación y del material de almacenamiento
seleccionado. Estos sistemas tienen muchas aplicaciones en la industria (fabricación de
cemento, hierro, entre otras), en aplicaciones de la industria alimentaria, así como las
aplicaciones de climatización de edificios.
En las tecnologías de almacenamiento de energía térmico todos los esquemas se basan
en acumular energía en forma de calor en el material seleccionado (agua, sales fundidas,
entre otros), durante los períodos de baja demanda para liberar la energía acumulada en
los períodos de mayor demanda. En algunos casos, la conversión tiene lugar en la
misma planta de producción primaria, mientras que en otros casos se dispone de una
planta separada para los períodos de mayor demanda (picos de demanda). Los métodos
empleados son los siguientes:
Almacenamiento en forma de calor sensible.
Almacenamiento en forma de calor latente.
Almacenamiento de calor de reacción química.
2.5.1. Calor Sensible
El almacenamiento de calor sensible [5] se consigue elevando la temperatura de un
material (agua, líquido orgánico, un sólido). La densidad de almacenamiento viene
dada por el producto de la diferencia de temperatura, el calor especifico del material
considerado y su densidad.
Dentro de las aplicaciones de almacenamiento en forma de calor sensible están las de
almacenamiento subterráneo de calor sensible de baja temperatura, que se dividen en
dos variantes: el almacenamiento de energía térmica en acuíferos (ATES) y el
almacenamiento de energía térmica en pozos o conductos verticales (DTES).
Estas aplicaciones consisten en utilizar el agua subterránea para aplicaciones de aire
acondicionado y calefacción, que se traducen en ahorro de energía.
37
Otra aplicación de almacenamiento en forma de calor sensible son las centrales térmicas
en estas instalaciones el exceso de vapor durante las horas valle se extrae de las turbinas
y se mezcla con agua, resultando agua saturada a presión, que en las horas pico se
aprovecha, tras la descarga de los depósitos y la consiguiente reevaporación a través de
su expansión en una turbina auxiliar para luego generar en horas punta.
2.5.2. Calor Latente
En este sistema la energía se almacena en forma de calor latente [5], debido a un cambio
de fase, ya sea por fusión de un sólido o por vaporización de un líquido. La liberación
de energía se tiene lugar con la inversión del proceso, es decir con la solidificación del
liquido o la condensación del vapor. La densidad de almacenamiento es igual al
producto del calor latente de cambio de fase por la densidad del material. Esta densidad
es mayor que en el almacenamiento de calor sensible, debido a que el calor latente es
muy superior al calor especifico de una fase simple de estos materiales.
La tecnología tiene una ventaja adicional, que el proceso se lleva a cabo a temperatura
constante y con muy pequeños cambios en el volumen del material. También siempre
es posible añadir un almacenamiento de calor sensible al de calor latente, elevando algo
la temperatura del solido fundido o del vapor.
Actualmente el almacenamiento de calor latente no puede considerase como una
alternativa viable para el almacenamiento de energía en las plantas de generación de
energía.
Dentro de las aplicaciones más prometedoras para el almacenamiento de energía de
calor latente podemos mencionar el desarrollo de las tecnologías de las centrales
eléctricas termo solares en el mundo y también en España (Figura 2.24).
En la actualidad existen 3 tipos principales de centrales termosolares: las de disco
stirling, las de torre y las de colectores cilindro parabólicos. A partir de estos 3 tipos se
están desarrollando otros modelos de producción, tales como combinar centrales
termosolares con ciclos combinados para mejorar rendimientos [23].
38
Figura 2.24: Centrales Termo solares en operación y construcción [22].
Dentro de estas tecnologías podemos mencionar la tecnología de los colectores cilindro-
parabólicos (Figura 2.23), que incorporara el almacenamiento de energía para poder
producir electricidad en horas de oscuridad, en donde la más extendida es el
almacenamiento con sales. Esta tecnología se basa en la utilización de dos tanques de
sales para almacenar el calor que operan de la siguiente manera: Durante el ciclo de
carga, las sales intercambian calor con el fluido procedente del campo solar y se
almacenan en el tanque caliente [23].
39
Figura 2.25: Esquema de funcionamiento de almacenamiento de energía por sales fundidas [23].
El coste de la energía solar varía significantemente en función del recurso solar, del
tamaño de la planta y del emplazamiento; en el caso de la tecnología termosolar,
depende de si incluye almacenamiento o no. Los costes han venido reduciéndose y se
seguirán reduciendo en los próximos años en la medida en que se siga apoyando la
energía solar en suficientes geografías y la industria pueda seguir invirtiendo en
investigación, desarrollo e industrialización de la fabricación de sus componentes. De
esa forma se conseguirá en los próximos diez años costes competitivos con el precio de
la electricidad de origen fósil, incluyendo el coste de las emisiones de gases de efecto
invernadero [24].
En [25] se plantea que para el año 2040 la proporción de la demanda global de
electricidad, que podría satisfacer con electricidad solar térmica, habrá alcanzado una
cuota del 5%.
40
2.5.3. Reacción Química
En el almacenamiento de energía de reacción química [5], se utilizan las reacciones de
calor de las reacciones químicas reversibles para almacenar energía térmica durante el
proceso endotérmico y para liberar dicha energía térmica en el proceso exotérmico.El
interés inicial de utilizar este método de almacenamiento de energía térmica a baja
temperatura fue para la calefacción y refrigeración en zonas residenciales.
Recientemente se ha considerado este sistema de almacenamiento de energía térmica, a
altas temperaturas, utilizable en ciclos de generación eléctrica.
En la actualidad solo existen estudios preliminares de esta metodología de
almacenamiento de energía térmica, pero antes de ser considerada como una alternativa
seria para las centrales eléctricas deben resolverse problemas de seguridad (gases
inflamables y venenosos a alta presión) y desarrollo.
41
Capítulo 3
Coste por el almacenamiento de energía
El coste por el almacenamiento de energía es un parámetro importante para la mayoría
de las tecnologías de generación que esperan vender la energía generada y para los
grandes usuarios que quieren evitar comprar la energía a altos precios en las horas
punta.
Por otra parte, el coste por el almacenamiento de energía no es vital en las aplicaciones
donde es importante mantener la calidad de suministro, debido a que estos sistemas de
almacenamiento de energía podrían operar unos pocos segundos en un solo año.
El análisis económico se divide en tres categorías de aplicación [21]: una primera
categoría para las aplicaciones en generación (almacenamiento de energía masivo) con
rangos de potencia de descarga de 10 MW-1000 MW y tiempo de descarga de 1-8
horas, la segunda categoría para las aplicaciones en transporte y distribución con
rangos de potencia de descarga 100 kW-2000 kW, y tiempo de descarga 0.5 – 4 horas, y
la tercera categoría para aplicaciones en calidad de suministro con rangos de potencia de
descarga 100 kW- 2 MW, y tiempo de descarga de 1- 30 segundos.
Las tecnologías de almacenamiento de energía consideradas para el análisis económico
son las siguientes [21]:
Generación:
Batería de Pb-ácido (inundadas).
Batería de Pb-ácido (reguladas por válvula).
Batería de Ni-Cd.
Batería de S-Na.
Batería de Flujo (Regenesys).
Aire Comprimido.
42
Bombeo Reversible.
Bombeo Reversible (velocidad variable).
Transporte y Distribución:
Batería de Pb-ácido (inundadas).
Batería de Pb-ácido (reguladas por válvula).
Batería de Ni-Cd.
Batería de Zn-Br.
Batería de Na-S.
Batería Ión –Litio.
Batería de Vanadium-Redox (V-redox).
Aire Comprimido.
Volante de Inercia (alta velocidad).
Pila de combustible de Hidrógeno (PEM).
Motor de hidrógeno.
Calidad de suministro:
Batería de Pb-ácido.
Batería Ión –Litio.
µ-SMES
Volante de Inercia (alta velocidad) 150 kW -15 minutos.
Volante de Inercia (alta velocidad) 120 kW -20 segundos.
Volante de Inercia (alta velocidad) 200 kW -20 segundos.
43
Volante de Inercia (baja velocidad)
Supercondesadores.
Para las 3 categorías de aplicaciones consideradas anteriormente se han asumido las
siguientes configuraciones de conexión, para que los costes y el rendimiento de la
tecnología puedan ser estimados.
La primera configuración (Figura 3.1), es asumida para las aplicaciones de generación y
aplicaciones en transporte y distribución.
La segunda configuración (Figura 3.2), es asumida para las aplicaciones en calidad de
suministro.
Las tecnologías de almacenamiento considerados están compuestos básicamente por un
sistema de conversión de potencia y una unidad de almacenamiento de energía. La
tecnología de conversión de potencia convierte la energía de ac a dc que fluye desde la
fuente hacia la unidad de almacenamiento y convierte la energía de dc a ac que fluye
desde la unidad de almacenamiento de energía hacia la fuente de energía /carga.
En la aplicación de calidad de suministro, la tecnología de almacenamiento de energía
se puede conectar al bus de carga que alimenta a un usuario, como una máquina o
unidad de procesamiento industrial. En este caso, la unidad de almacenamiento sólo se
activa cuando la red eléctrica se interrumpe, pero debe estar en comunicación directa
con el bus para que la operación sea casi instantánea cuando detecte algún problema en
la tecnología. Esta configuración que se muestra esquemáticamente en la Figura 3.2.,
puede ser implementada de diferentes maneras. En una aplicación, la tecnología de
conversión potencia está continuamente energizado y la unidad de almacenamiento de
energía que puede ser cargada lentamente, lo que resulta en pérdidas de energía debido
a la ineficacia de la tecnología de conversión de potencia y la unidad de
almacenamiento de energía.
Otra configuración podría ser, que la tecnología cuente con un interruptor de alta
potencia que de forma rápida pueda conectar la tecnología de conversión de potencia y
la unidad de almacenamiento al bus en unos cuatro milisegundos, lo que es una perfecta
44
conexión para casi todas las cargas. Esta aplicación incurre en menos pérdidas de
energía durante el funcionamiento normal, pero requiere la instalación y mantenimiento
del interruptor [21].
Figura 3.1: Sistema de almacenamiento de energía conectado directamente a la red eléctrica
mediante un sistema de conversión de potencia [21].
Figura 3.2: Sistema de almacenamiento de energía conectado a un bus que alimenta a una carga.
[21].
45
Cuando se utiliza el hidrógeno como un medio de almacenamiento, la tecnología se
convierte en algo más complicado, como se indica en la Figura 3.3. En este caso, se
utilizan interfaces aparte para la carga y descarga. Un electrolizador (incorporado con
un rectificador) suministra el hidrógeno durante el tiempo de carga de menor actividad,
mientras que una pila de combustible (con un sistema de electrónica de potencia) o un
motor, genera energía ac del hidrógeno a la fuente/carga. Aunque es posible usar una
pila de combustible reversible para hacer ambos trabajos, pero es más rentable tener
subsistemas separados [21].
Figura 3.3: Sistema de almacenamiento de energía hidrógeno utilizando un motor & electrolizador
y una celda de combustible, conectado al generador /carga [21].
46
En la Tabla 3.1 se definen las listas de variables utilizadas para el análisis económico.
Tabla 3.1: Lista de variables de entrada y salida [26].
ENTRADA SALIDA
A Coste Anual de reemplazo ($/kWh)
CCA Coste Capital Anualizado ($/año)
PEA Producción de Energía Anual (kWh/año)
CRA Coste de Reemplazo Anual($/año)
CTBP Coste Total para Balance de Planta ($/kWh)
CUBP Coste Unitario para Balance de Planta ($/kWh)
C Número de carga y descarga en el ciclo de vida de almacenamiento
CE Coste añadido al precio electricidad por las unidades de
almacenamiento de energía($/kWh)
FRC Factor de Recuperación de Capital
D Días de operación anual (días/año)
E Eficiencia
CFR Coste Futuro de reemplazo ($/kWh)
H0 Duración de cada ciclo de descarga (h)
ir Interés anual (%)
n Número de ciclos de descarga por día
CFOM Coste Fijo por Operación y Mantenimiento ($/kW-año)
CFAOM Coste Fijo Anual por Operación y Mantenimiento ($/año)
P Potencia de salida (kW)
CETP Coste Total para Electrónica de Potencia ($)
CUEP Coste Unitario para Electrónica de Potencia ($/kW)
r Período de reemplazo (años)
CTUA Coste Total para Unidades de Almacenamiento ($)
CUUA Coste Unitario para Unidades de Almacenamiento ($/kWh)
CCT Coste Capital Total ($)
VUSA Vida Útil de la tecnología de Almacenamiento (años)
47
3.1. Metodología
Para realizar el análisis económico de las tecnologías de almacenamiento de energía se
utilizará la metodología aplicada en [26], que consiste en estimar el coste eléctrico en
$/kWh de las tecnologías de almacenamiento de energía conectadas a la red.
El coste anual se compone de un coste capital anualizado, coste de reemplazo
anualizado, y un coste de operación y mantenimiento. El coste de la electricidad puede
ser calculado dividiendo el coste total anual por el total de la energía descargada
anualmente desde la tecnología de almacenamiento.
El total de la energía descargada anualmente hace referencia a la producción de energía
anual (PEA), que se calcula de la siguiente manera.
(1)
El coste fijo anual por operación y mantenimiento es:
(2)
donde CFOM es el coste fijo de operación y mantenimiento por rango kW de
almacenamiento ($/kW).
El coste capital por el almacenamiento de energía de una planta está compuesto por tres
componentes que son: el coste total por electrónica de potencia, el coste total por
unidades de almacenamiento y el coste total para balance de planta.
48
El coste total por electrónica de potencia es:
(3)
donde CUEP es el coste unitario por electrónica de potencia dla tecnología en $/kW.
El coste total por unidades de almacenamiento se obtiene por
(4)
donde CUUA es el coste unitario para unidades de almacenamiento ($/kWh) y E es la
eficiencia del sistema.
(5)
El coste total por balance de planta es:
(6)
donde el CUBP es el coste unitario para balance de planta ($/kWh).
49
La siguiente fórmula describe el coste capital total (CCT) como la suma de los costes
totales de electrónica de potencia, de las unidades de almacenamiento, y el del balance
de planta.
CCT=CTEP+CTUA+CTBP (7)
El coste capital anualizado (CCA) se describe por la siguiente fórmula:
(8)
donde el factor de recuperación de capital se calcula por la siguiente fórmula:
(9)
donde ir es el interés anual para el financiamiento de la planta de almacenamiento, y es
la vida de la planta en años.
Las unidades de almacenamiento (baterías), tienen que ser reemplazadas uno o más
veces durante la vida de la planta. Este coste de reemplazo es anualizado ($/kWh) se
calcula por la siguiente fórmula:
+(
+….×FRC (10)
50
donde CFR es el coste futuro de reemplazo ($/kWh), r es el período de reemplazo en
(años). El número de términos dentro de la ecuación es igual al número de reemplazo
durante la vida de la planta.
El período de reemplazo r se calcula por la siguiente fórmula:
(11)
donde C es el número de ciclos de carga y descarga de la vida de la tecnología de
almacenamiento ( batería, celda de combustible hidrógeno).
El coste de reemplazo anual se calcula por la siguiente fórmula:
(12)
El coste por almacenar energía es:
(13)
51
3.2. Tablas de variables y parámetros
A continuación se describen las tablas de las variables utilizadas para el análisis
económico.
Tabla 3.2: Variables de entrada y salida [26].
ENTRADAS SALIDAS
Potencia de salida (kW) Capacidad de energía (kWh)
Número de ciclos de descarga por días Capacidad de almacenamiento (kWh)
Longitud de cada ciclo de descarga
(horas)
Factor de recuperación de capital
Días de operación anual (días/años) Período de reemplazo(años)
Coste unitario por electrónica de potencia
($/kW)
Coste Total por electrónica de potencia($)
Coste unitario por unidades de
almacenamiento ($/kWh)
Coste total por unidades de
almacenamiento ($)
Coste unitario por balance de
planta($/kWh)
Coste total por balance de planta ($)
Eficiencia Coste capital anual ($)
Interés anual Coste fijo anual por O&M ($/años)
Coste fijo por O&M ($/kW-año) Coste anual de reemplazo ($/años)
Coste futuro de reemplazo ($/kWh) Producción de energía anual (kWh/años)
Número de carga y descarga en ciclos de
vida en operación.
Coste por almacenar energía ($/kWh)
52
Tabla 3.3: Parámetros utilizados para el cálculo del coste por el almacenamiento de energía para
las tecnologías consideradas en la categoría de aplicación en generación [21].
Parámetros Pb-
ácido
Pb-ácido
(válvula
regulada)
NiCd S-Na Regenesys Aire
Comprimido
Bombeo
Reversible
Bombeo
Reversible
(velocidad
variable)
Eficiencia 0.75 0.75 0.65 0.77 0.65 0.73 0.75 0.78
Coste Unitario
electrónica de
potencia ($/kW)
125 125 125 150 275 3 10 10
Coste Unitario
unidades de
almacenamiento
($/kWh)
150 200 600 250 100 425 1000 1000
Coste Unitario
balance de
planta($/kWh)
150 150 150 50 50 50 4 4
Coste Fijo
O&M ($/kW-
año)
15 5 5 20 15 2.5 2.5 2.5
Coste Futuro de
reemplazo
($/kWh)
150 200 600 230 150$/kW 0 0 0
Número de carga
y descarga en
ciclos de vida en
operación.
1500 1500 3000 2500 2500 0 0 0
53
Tabla 3.4: Parámetros utilizados para el cálculo del coste por el almacenamiento de energía para
las tecnologías consideradas en la categoría de aplicación en transporte y distribución [21].
Parám
etros
Pb-ácido
Pb-ácido
(válvula regulada)
NiC
d
ZnB
r
S-N
a
Ión-Li
Redox
Aire C
omprim
ido
Volante
Inercia (alta velocidad)
Celda com
bustible Hidrógeno
Motor de H
idrógeno
Eficiencia 0.75 0.75 0.65 0.6 0.7 0.85 0.7 0.79 0.95 0.59 0.44
Coste Unitario electrónica de potencia ($/kW)
175 175 175 175 150 175 175 550 300 1500 300
Coste Unitario unidades de almacenamiento ($/kWh)
150 200 600 400 250 500 600 120 1000 15 15
Coste Unitario balance de planta($/kWh)
50 50 50 0 0
0 30 50 0 0 0
Coste Fijo O&M ($/kW-año)
15 5 25 20 20 25 20 10 1000 $/año
3.8 2.5
Coste Futuro de reemplazo ($/kWh)
150 200 600 100 230 500 600 0 0 100$/kW $100/kW
54
Tabla 3.5: Parámetros utilizados para el cálculo del coste por el almacenamiento de energías para
las tecnologías consideradas en la categoría de aplicación en calidad de suministro [21].
Parámetros Pb-ácido
Ión-Li Micro-SMES
Volante inercia (alta
velocidad) 150kW-15 minutos
Volante inercia (alta velocidad) 120kW-20 segundos
Volante inercia (alta velocidad) 200kW-20 segundos
Volante inercia (baja velocidad)
Supercondensador
Eficiencia 0.75 0.85 0.95 0.95 0.95 0.95 0.9 0.95
Coste Unitario electrónica de potencia ($/kW)
250 200 200 300 333 300 300 300
Coste Unitario unidades de almacenamiento ($/kWh)
300 500 50000 1000 24000 125000 50000 30000
Coste Unitario balance de planta($/kWh)
0 0 0 0 0 0 0 0
Coste Fijo O&M ($/kW-año)
10 10 10 5 5 5 5 5
Coste Futuro de reemplazo ($/kWh)
300 500 0 0 16000 0 0 0
Número de carga y descarga en ciclos de vida en operación.
1500 2500 5000 4000 4000 4000 5000 10000
55
3.3. Supuestos de operación
3.3.1. Número de ciclos de carga y descarga por día
Para las aplicaciones de generación se ha supuesto un ciclo de carga y descarga por día,
para las aplicaciones en transporte y distribución se ha supuesto de una a dos ciclos
cargas y descargas por día.
En las aplicaciones de calidad de suministro se ha supuesto un ciclo de carga y
descarga por día (250 días/año), si bien esto puede ser poco realista, la cantidad de
energía utilizada para la recarga es tan pequeña que es desdeñable [21].
3.3.2. Días de operación anual
Para sistemas que deben operar todo el año, los días de operación anual se han asumido
como base 250 días/año, y para las tecnologías que deben operar durante temporadas de
uso máximo(períodos picos) se ha supuesto 100 días/año.
3.3.3. Duración del ciclo de descarga
Para aplicaciones de generación con rangos de 10-1000 MW [21], se ha supuesto 1- 8
horas de duración del ciclo de descarga. Las aplicaciones en transporte y distribución
que operan en un rango de 100 kW-2.5 MW [21], se ha supuesto 0,5- 4 horas de
duración del ciclo de descarga.
Las aplicaciones de calidad de suministro operan en un rango de potencia de 100kW-
2MW [21], se ha supuesto una duración de su ciclo de descarga de 1-30 segundos.
3.3.4. Supuestos económicos
Los supuestos económicos para este trabajo se han tomado de [21], con un interés anual
de 8.76 %, no se consideran para este estudio la tasa de inflación y la tasa de escalado.
3.3.5. Casos de estudios
Los casos de estudios que se han tomado en cuenta para el cálculo del coste por
almacenar electricidad (CE) se describen a continuación. Los primeros seis casos son
para aplicaciones en generación, los 4 casos siguientes son para el análisis de las
56
aplicaciones en transporte y distribución, y los 2 últimos casos para el análisis de
coste anual para calidad de suministro.
Caso 1: Aplicación en Generación, 10 MW, 80MWh, 250 ciclos de descarga por año,
una descarga por día.
Caso 2: Aplicación en Generación, 25 MW, 200 MWh, 250 ciclos de descarga por año,
una descarga por día.
Caso 3: Aplicación en Generación, 200 MW, 1600 MWh, 250 ciclos de descarga por
año, una descarga por día.
Caso 4: Aplicación en Generación, 10 MW, 80MWh, 100 ciclos de descarga por año,
una descarga por día.
Caso 5: Aplicación en Generación, 25 MW, 200 MWh, 100 ciclos de descarga por año,
una descarga por día.
Caso 6: Aplicación en Generación, 200 MW, 1600 MWh, 100 ciclos de descarga por
año, una descarga por día.
Caso 7: Aplicación en Transporte y Distribución, 2.5MW, 10MWh, 250 ciclos de
descarga por año, una descarga por día, 250 días por año.
Caso 8: Aplicación en Transporte y Distribución, 2.5MW, 10MWh, 500 ciclos de
descarga por año, dos descargas por día, 250 días por año.
Caso 9: Aplicación en Transporte y Distribución, 2.5MW, 10MWh, 100 ciclos de
descarga por año, una descarga por día, 100 días por año.
Caso 10: Aplicación en Transporte y Distribución, 2.5MW, 10MWh, 200 ciclos de
descarga por año, dos descargas por día, 100 días por año.
Caso 11: Aplicación en Calidad de suministro, 2MW, 16.67kWh, 250 ciclos de
descarga por año, una descarga por día, 250 días por año.
57
Caso 12: Aplicación en Calidad de suministro, 100kW, 0,028kWh, 250 ciclos de
descarga por año, una descarga por día, 250 días por año.
3.4. Resultados
Para las 3 categorías de aplicación en generación, transmisión & distribución y calidad
de suministro, los resultados obtenidos muestran el coste por el almacenamiento de
energía y su coste anual.
Para obtener los siguientes resultados se han variado los siguientes parámetros:
La duración de cada ciclo de descarga.
El número de ciclos de descarga por año.
El número de ciclos de descarga por día.
3.4.1 Generación
3.4.1.1 Coste por el almacenamiento de energía
La Tabla 3.6 muestra los costes en $/ kWh por el almacenamiento de energía para las
tecnologías de almacenamiento de energía con una duración del ciclo de carga/descarga
de 1 a 8 horas. Al comparar estos resultados se observa cómo la tecnología de
almacenamiento de energía con aire comprimido es el que menor coste tiene con un
rango de 0,19-0,04 $/ kWh.
Otra de las tecnologías de almacenamiento de energía que menor coste tiene es la
tecnología de almacenamiento por bombeo reversible con un rango de coste de 0,40-
0,06 $/kWh.
De las tecnologías de almacenamiento por baterías, la batería de flujo Regenesys es la
que menor coste tiene con un rango de 0,31-0,12 $/ kWh .
La diferencia del coste de la tecnología de aire comprimido y bombeo reversible
respecto a las tecnologías de almacenamiento por batería, radica básicamente en que los
sistemas de batería tienen un ciclo de vida más corto y deben ser reemplazados con
mayor frecuencia.
58
Tabla 3.6: Coste en $/ kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con una
duración de 1 a 8 horas, según tecnología de almacenamiento. Casos 1, 2 y 3.
Pb-
ácido
Pb-
ácido(vávula
regulada) NiCd NaS Regenesys
Aire
Comprimido
Bombeo
Reversible
Bombeo
Reversible
(velocidad
variable)
Duración del
ciclo de
descarga
(horas)
0,35 0,37 0,64 0,38 0,31 0,19 0,40 0,40 1
0,29 0,33 0,61 0,31 0,20 0,11 0,20 0,20 2
0,27 0,32 0,59 0,28 0,16 0,08 0,14 0,14 3
0,27 0,31 0,59 0,27 0,14 0,06 0,10 0,10 4
0,26 0,31 0,58 0,27 0,13 0,06 0,08 0,08 5
0,26 0,31 0,58 0,26 0,12 0,05 0,07 0,07 6
0,25 0,31 0,58 0,26 0,12 0,05 0,06 0,06 7
0,25 0,31 0,58 0,25 0,12 0,04 0,06 0,06 8
En la Figura 3.4 se muestra el coste en $/kWh por el almacenamiento de energía que
tienen los casos de estudio 1, 2 y 3 para las tecnologías de almacenamiento diseñados la
categoría de aplicación en generación con un rango de potencia de salida 10-200 MW y
capacidad de almacenamiento de 80-1600 MWh y que operan 250 días/año con una
duración del ciclo de carga/descarga de 1 a 8 horas.
En esta figura puede observarse que de todas las tecnologías de almacenamiento de
energía consideradas, el menor coste lo posee la tecnología de almacenamiento con aire
comprimido.
59
Figura 3.4: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 1, 2 y 3.
La Tabla 3.7 muestra resultados del coste en $/kWh para las tecnologías de
almacenamiento de energía consideradas para la categoría de aplicación en generación
para una duración en su ciclo de carga/descarga de 1- 8 horas. Los menores costes los
ofrecen las tecnologías de almacenamiento de energía con aire comprimido con un
rango de 0,48-0,11 $/kWh y la tecnología de almacenamiento de energía por bombeo
reversible con un rango de 0,99-0,14 $/ kWh.
De las tecnologías de almacenamiento de energía por batería, el menor la ofrece la
batería de flujo Regenesys con un rango de 0,67-0,28 $/ kWh.
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
1 2 3 4 5 6 7 8
CE
($/k
Wh
)
Duración del ciclo de descarga (horas)
CE vs Duración del ciclo de descarga
Pb-ácido
Pb-ácido(vávula regulada)
NiCd
NaS
Regenesys
Aire Comprimido
Bombeo Reversible
Bombeo Reversible (velocidad variable)
60
Tabla 3.7: Coste en $/ kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con una
duración de 1 a 8 horas, según tecnología de almacenamiento. Casos 4, 5 y 6.
Pb-
ácido
Pb-ácido(vávula
regulada) NiCd NaS Regenesys
Aire
Comprimido
Bombeo
Reversible
Bombeo
Reversible
(velocidad
variable)
Duración del
ciclo de
descarga
(horas)
0,69 0,67 1,26 0,80 0,67 0,48 0,99 0,99 1
0,55 0,59 1,17 0,62 0,44 0,27 0,51 0,50 2
0,50 0,56 1,14 0,56 0,37 0,19 0,34 0,34 3
0,48 0,54 1,13 0,53 0,33 0,16 0,26 0,26 4
0,47 0,53 1,12 0,51 0,31 0,14 0,21 0,21 5
0,46 0,53 1,11 0,50 0,29 0,12 0,18 0,18 6
0,45 0,52 1,11 0,49 0,28 0,11 0,16 0,16 7
0,45 0,52 1,11 0,48 0,28 0,11 0,14 0,14 8
Igualmente realizaremos el mismo análisis para los resultados obtenidos para los casos
de estudios 4, 5 y 6 (Figura 3.5) para la categoría de aplicación en generación con un
rango de potencia de salida 10-200 MW y una capacidad de almacenamiento de 80-
1600 MWh, que funcionan únicamente durante la temporada alta (100 días/año), con
una duración del ciclo de carga/descarga de 1-8 horas. Puede observarse que los costes
para las tecnologías de almacenamiento disminuyen a medida que la duración del ciclo
de descarga aumenta. Estos costes son aproximadamente dos veces el valor de los costes
de las tecnologías que operan 250 días/año, lo cual sucede debido a que su producción
de energía anual es menor para las tecnologías que operan 100 días/año.
61
Figura 3.5: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 4, 5 y 6.
De manera general, comparando los costes obtenidos para la categoría de aplicación en
generación se observa en las gráficas de CE vs Duración del ciclo de descarga, que a
medida que aumenta la duración del tiempo de descarga, el coste por almacenar energía
disminuye. Esto sucede porque el coste por la electrónica de potencia es una función
exclusiva del rango de potencia de salida y por lo tanto es constante e independiente de
la capacidad de energía.
3.4.1.2 Coste anual
En la Figura 3.6 se muestran la comparación entre los componentes del coste anual para
las tecnologías de almacenamiento de energía de la categoría de aplicación en
generación (caso 1 y 4).
En esta figura se muestra que las sistemas que operan 250 días/año su coste anual es
mayor que las tecnologías que operan 100 días/ año, para el caso de operación de 250
días/año la tecnología de almacenamiento con aire comprimido es el que posee el menor
coste anual con $ 842,313,12 siendo su componente más influyente el coste capital
anualizado que representa el 97%, un 3 % que representa el coste fijo por O&M, y con
62
un 0% de coste anual de reemplazo. Este coste anual es mayor en todas las otras
tecnologías de almacenamiento. Nótese cómo el coste anual de reemplazo es mayor
para las tecnologías de almacenamiento de energía con batería.
El mayor coste anual lo posee la batería de NiCd con $ 11,577,490,05 del cual un
76,03 % representa el coste capital anualizado, un 23,53% representa el coste fijo O&M
y un 0,4319 % representa el coste anual de reemplazo.
El coste anual de reemplazo es el único que hace variar los porcentajes obtenidos
anteriormente debido a que son cero para las tecnologías de almacenamiento que operan
100 días/año (NiCd, NaS, Regenesys, aire comprimido, bombeo reversible y bombeo
reversible con velocidad variable).
De las tecnologías que operan 100 días/año el menor coste lo posee la tecnología de
almacenamiento de energía con aire comprimido con $ 842, 313,12 del cual el 97 %
representa el coste capital anualizado, un 3% representa el coste fijo O&M y un 0%
representa el coste anual de reemplazo. El mayor coste anual lo posee la tecnología de
almacenamiento de energía con batería de NiCd con $ 8,852,789,24; del cual un 99%
representa el coste capital anualizado, un 1% representa el coste fijo O&M y un 0%
representa el coste anual de reemplazo.
63
Figura 3.6: Coste Anual por almacenamiento. Caso 1 y 4.
En la Figura 3.7 se muestra la comparación de los componentes del coste anual para las
tecnologías de almacenamiento de energía en la categoría de aplicación en generación
(caso 2 y 5).
El coste anual de las tecnologías que operan 250 días/año es mayor que las tecnologías
que operan 100 días/año. Para el caso de operación de 250 días/año, la tecnología de
almacenamiento de energía con aire comprimido es el que posee el menor coste anual
con $2,105,783; siendo su componente más influyente el coste capital anualizado que
representa el 97%, un 3% que representa el coste fijo por O&M y un 0% de coste anual
de reemplazo. El mayor coste anual lo posee la batería de NiCd con $28,943,725; del
cual un 76,03% representa el coste capital anualizado, un 23,53% representa el coste
fijo O&M y un 0,4319% representa el coste anual de reemplazo.
0,00
2.000.000,00
4.000.000,00
6.000.000,00
8.000.000,00
10.000.000,00
12.000.000,00
14.000.000,00C
ost
e A
nu
al (
$)
Coste Anual para 8 horas de descarga
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de Reemplazo
64
De las tecnologías que operan 100 días/año el menor coste lo posee la tecnología de
almacenamiento de energía con aire comprimido con $2,105,783; del cual el 97%
representa el coste capital anualizado, un 3% representa el coste fijo O&M y un 0%
representa el coste anual de reemplazo. El mayor coste anual lo tiene la tecnología de
almacenamiento de energía con batería de NiCd con $22, 131,973; del cual un 99%
representa el coste capital anualizado, un 1% representa el coste fijo O&M y un 0%
representa el coste anual de reemplazo.
El menor coste anual coste para las tecnologías de batería lo posee la batería de flujo
Regenesys con $7,651,387 para una operación de 250 días/año y un coste anual de
$5,505,297 para una operación de 100 días/año.
Figura 3.7: Coste Anual por almacenamiento. Caso 2 y 5.
La Figura 3.8 muestra la comparación de los componentes del coste anual para las
tecnologías de almacenamiento de energía en la categoría de aplicación en generación
(caso 3 y 6).
0
5.000.000
10.000.000
15.000.000
20.000.000
25.000.000
30.000.000
35.000.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual por 8 horas de descarga
Coste Capital Anualizado Coste Fijo por O&M Coste Anual por reemplazo
65
Para el caso 3 con una operación de 250 días/año, la tecnología de almacenamiento de
energía con aire comprimido es la que posee el menor coste anual con $16,846,262;
siendo su componente más influyente el coste capital anualizado que representa el 97%,
un 3% que representa el coste fijo por O&M, y un 0% de coste anual de reemplazo. El
mayor coste anual lo posee la batería de NiCd con $231,549,81; del cual un 76,03%
representa el coste capital anualizado, un 23,53% representa el coste fijo O&M y un
0,4319 % representa el coste anual de reemplazo.
De las tecnologías que operan 100 días/año el menor coste lo posee la tecnología de
almacenamiento de energía con aire comprimido con $2,105,783; del cual el 97%
representa el coste capital anualizado, un 3% representa el coste fijo O&M y un 0%
representa el coste anual de reemplazo. El mayor coste anual lo tiene la tecnología de
almacenamiento de energía con batería de NiCd con $177, 055,785; del cual un 99%
representa el coste capital anualizado, un 1% representa el coste fijo O&M y un 0%
representa el coste anual de reemplazo.
El menor coste anual para las tecnologías baterías lo tiene la batería de flujo Regenesys
con $61,211,097 para una operación de 250 días/año y un coste anual de $44,042,372
para una operación de 100 días/año.
66
Figura 3.8: Coste Anual por almacenamiento. Caso 3 y 6.
En conclusión, como se ha visto anteriormente en los resultados obtenidos para los
casos de estudio del 1 al 6 existe un aumento en el coste anual de las tecnologías de
almacenamiento debido al incremento de dos parámetros importantes: el rango de
potencia y la capacidad de almacenamiento.
También se demuestra que para 250 ciclos de descarga al año, los costes de reemplazo
son mayores respecto a los costes de reemplazo para 100 ciclos de descarga al año.
Esto sucede debido a que se acorta el ciclo de vida útil de las tecnologías de
almacenamiento en el caso de las baterías y se debe reemplazar con mayor frecuencia.
Para las tecnologías de almacenamiento de bombeo reversible y aire comprimido esto
no ocurre.
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000C
ost
e A
nu
al (
$)
Coste Anual para 8 horas de descarga
Coste Capital anualizado Coste Fijo por O&M Coste anual de reemplazo
67
3.4.2. Transporte y Distribución
3.4.2.1 Coste por el almacenamiento de energía
La Tabla 3.8 muestra los costes en $/kWh por el almacenamiento de energía según las
tecnologías de almacenamiento de energía, para una duración del ciclo de
carga/descarga de 0,5 – 4 horas. Al comparar estos resultados de la tabla se observa
cómo la tecnología de almacenamiento de energía con motor de hidrógeno es el que
menor coste posee con un rango de 0,38-0,06 $/kWh.
Otra de las tecnologías de almacenamiento de energía que menor coste tiene es la
tecnología con aire comprimido con un rango de coste de 0,58-0,14 $/kWh.
De las tecnologías de almacenamiento con baterías, la batería de NaS es la que menor
coste posee con un rango de 0,50-0,25 $/kWh .
La diferencia del coste para la tecnología de almacenamiento de energía con motor de
hidrógeno y todas las otras tecnologías de almacenamiento de energía con baterías,
radica básicamente en que los sistema de batería tienen un ciclo de vida más corto y
deben ser reemplazados con mayor frecuencia.
68
Tabla 3.8: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con una
duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso 7.
Pb-ácido
Pb-ácido
(válvula
regulada)
NiCd
Zn/Br
NaS
Ión-
Litio
V-
redox
Aire
Comprimido
Volante de
Inercia(alta
velocidad)
18kW,
37 kWh
Pila
Combustible
de Hidrógeno
Motor de
Hidrógeno
Duración
del ciclo
de
descarga
(horas)
0,46 0,44 0,87 0,63 0,50 0,71 0,85 0,58 0,72 1,51 0,38 0,5
0,33 0,35 0,70 0,47 0,36 0,54 0,70 0,33 0,58 0,76 0,20 1
0,28 0,32 0,64 0,42 0,31 0,48 0,65 0,24 0,54 0,51 0,14 1,5
0,26 0,30 0,62 0,40 0,29 0,45 0,62 0,20 0,52 0,39 0,11 2
0,25 0,29 0,60 0,38 0,27 0,43 0,60 0,18 0,51 0,31 0,09 2,5
0,24 0,29 0,59 0,37 0,26 0,42 0,59 0,16 0,50 0,26 0,08 3
0,23 0,28 0,58 0,36 0,26 0,41 0,59 0,15 0,49 0,22 0,07 3,5
0,23 0,28 0,57 0,36 0,25 0,41 0,58 0,14 0,49 0,20 0,06 4
La Figura 3.9 muestra los resultados para las tecnologías de almacenamiento de energía
(caso 7) diseñadas para la categoría de aplicación en T&D con un rango de potencia de
salida 2.5 MW y capacidad de almacenamiento de 10MWh, que operan 250 días/año
con una duración del ciclo de carga/descarga de 4 horas. La tecnología de
almacenamiento con motor hidrógeno es la que menor coste tiene.
69
Figura 3.9: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 7.
0,0000
0,2000
0,4000
0,6000
0,8000
1,0000
1,2000
1,4000
1,6000
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
CE(
$/k
Wh
)
Duración del ciclo de descarga (horas)
CE vs Duración del ciclo de descargaBatería Pb-ácido
Batería Pb-ácido (valvula regulada)
Batería NiCd
Batería Zn/Br
Batería de NaS
Batería Ión-Litio
V-redox
Aire Comprimido
Volante de Inercia(alta velocidad) 18kW, 37 kWhCelda Combustible de Hidrógeno
Motor de Hidrógeno
70
La Tabla 3.9 muestra los costes en $/ kWh por el almacenamiento de energía para las
tecnologías de almacenamiento con una duración del ciclo de carga/descarga de 0,5 – 4
horas. Al comparar estos resultados de la tabla se observa cómo la tecnología de
almacenamiento de energía con motor de hidrógeno es el que menor coste tiene con un
rango de 0,28-0,04 $/ kWh. Otra de las tecnologías de almacenamiento de energía que
menor coste tiene es la tecnología con aire comprimido con un rango de coste de 0,29-
0,07 $/kWh. La tecnología de almacenamiento por batería que menor coste tiene son la
batería de Pb-ácido con un rango de 0,30- 0,18 $/ kWh y la batería de NaS con un rango
de 0,32-0,19 $ /kWh
Tabla 3.9: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga dos veces al día,
con una duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso 8.
Pb-
ácido
Pb-ácido
(valvula
regulada)
NiCd
Zn/Br
NaS
Ión-
Litio
V-
redox
Aire
Comprimido
Volante de
Inercia(alta
velocidad)
18 kW, 37
kWh
Pila
Combustible de
Hidrógeno
Motor de
Hidrógeno
Duración
del ciclo
de
descarga
(horas)
0,30 0,31 0,59 0,35 0,32 0,48 0,60 0,29 0,36 0,87 0,28 0,5
0,23 0,27 0,50 0,27 0,25 0,39 0,52 0,16 0,29 0,44 0,14 1,0
0,21 0,25 0,48 0,24 0,22 0,36 0,50 0,12 0,27 0,29 0,10 1,5
0,20 0,24 0,46 0,23 0,21 0,34 0,48 0,10 0,26 0,22 0,08 2,0
0,19 0,24 0,45 0,22 0,20 0,34 0,48 0,09 0,25 0,18 0,06 2,5
0,19 0,24 0,45 0,22 0,20 0,33 0,47 0,08 0,25 0,15 0,05 3,0
0,19 0,23 0,44 0,22 0,19 0,33 0,47 0,07 0,25 0,13 0,05 3,5
0,18 0,23 0,44 0,21 0,19 0,32 0,46 0,07 0,24 0,11 0,04 4,0
71
La Figura 3.10 muestra los resultados del caso de estudio 8, para las tecnologías de
almacenamiento diseñados para la categoría de aplicación en T&D con un rango de
potencia de salida 2.5 MW y capacidad de almacenamiento de 10 MWh; que operan
250 días/año y que se cargan/descargan dos veces al día, con una duración de un ciclo
de carga/descarga de 4 horas.
Figura 3.10: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 8.
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
CE
($/k
Wh
)
Duración del ciclo de descarga (horas)
CE vs Duración del ciclo de descarga
Batería Pb-ácido
Batería Pb-ácido (valvula regulada)
Batería NiCd
Batería Zn/Br
Batería de NaS
Batería Ión-Litio
V-redox
Aire Comprimido
Volante de Inercia(alta velocidad) 18kW, 37 kWhCelda Combustible de Hidrógeno
Motor de Hidrógeno
72
La Tabla 3.10 muestra los costes en $/ kWh por el almacenamiento de energía para las
tecnologías de almacenamiento con una duración del ciclo de carga/descarga de 0,5 – 4
horas. Al comparar estos resultados de la tabla se observa cómo la tecnología de
almacenamiento de energía con motor de hidrógeno es el que menor coste tiene con un
rango de 0,73-0,12 $/ kWh. Otra de las tecnologías de almacenamiento de energía que
menor coste tiene es la tecnología de almacenamiento por aire comprimido con un
rango de coste de 1,44-0,35 $/kWh. La tecnología de almacenamiento por batería que
menor coste posee son la batería de Pb-ácido con un rango de 0,96- 0,39 $/ kWh y la
batería de NaS con un rango de 1,11-0,47 $ /kWh.
Tabla 3.10: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con una
duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso 9.
Pb-
ácido
Pb-ácido
(válvula
regulada)
NiCd
Zn/Br
NaS
Ión-Litio
V-
redox
Aire
Comprimido
Volante de
Inercia(alta
velocidad)
18kW, 37
kWh
Pila
Combustible
de
Hidrógeno
Motor de
Hidrógeno
Duración
del ciclo
de
descarga
(horas)
0,96 0,85 1,84 1,49 1,11 1,51 1,73 1,44 1,79 3,44 0,73 0,5
0,64 0,62 1,41 1,11 0,75 1,07 1,34 0,82 1,46 1,73 0,38 1
0,53 0,55 1,27 0,98 0,63 0,93 1,21 0,61 1,35 1,16 0,27 1,5
0,47 0,51 1,20 0,91 0,57 0,85 1,15 0,50 1,30 0,88 0,21 2
0,44 0,49 1,15 0,87 0,53 0,81 1,11 0,44 1,26 0,71 0,18 2,5
0,42 0,47 1,13 0,85 0,51 0,78 1,08 0,40 1,24 0,60 0,15 3
0,40 0,46 1,11 0,83 0,49 0,76 1,07 0,37 1,23 0,51 0,14 3,5
0,39 0,45 1,09 0,81 0,47 0,74 1,05 0,35 1,22 0,45 0,12 4
73
En la Figura 3.11 muestra los resultados para el caso de estudio 9, para las tecnologías
diseñados para la categoría de aplicación en T&D con un rango de potencia de salida
2.5 MWh y capacidad de almacenamiento de 10 MWh, que funcionan únicamente
durante la temporada alta (100 días/año), con un ciclo de 4 horas de carga/descarga
Figura 3.11: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 9.
La Tabla 3.11 muestra los costes en $/ kWh por el almacenamiento de energía para las
tecnologías de almacenamiento con una duración del ciclo de carga/descarga de 0,5 – 4
horas. Al comparar estos resultados de la tabla se observa cómo la tecnología de
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4
CE
($/k
Wh
)
Duración del ciclo de descarga (horas)
CE vs Duración del ciclo de descarga
Batería Pb-ácido
Batería Pb-ácido (valvula regulada)
Batería NiCd
Batería Zn/Br
Batería de NaS
Batería Ión-Litio
V-redox
Aire Comprimido
Volante de Inercia(alta velocidad) 18kW, 37 kWhCelda Combustible de Hidrógeno
Motor de Hidrógeno
74
almacenamiento de energía con motor de hidrógeno es el que menor coste tiene con un
rango de 0,45-0,07 $/ kWh. Otra de las tecnologías de almacenamiento de energía que
menor coste tiene es la tecnología de almacenamiento con aire comprimido con un
rango de coste de 0,72-0,17 $/kWh. La tecnología de almacenamiento por batería que
menor coste tiene son la batería de Pb-ácido con un rango de 0,54- 0,25$/ kWh y la
batería de NaS con un rango de 0,62-0,30 $ /kWh.
Tabla 3.11: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga dos veces al día
con una duración de 1 - 4 horas, según tecnología de almacenamiento. Caso 10.
Pb-
ácido
Pb-ácido
(válvula
regulada)
NiCd
Zn/Br
NaS
Ión-
Litio
V-
redox
Aire
Comprimido
Volante de
Inercia(alta
velocidad)
18kW, 37
kWh
Pila
Combustible
de
Hidrógeno
Motor de
Hidrógeno
Duración
del ciclo
de
descarga
(horas)
0,54 0,50 1,05 0,78 0,62 0,87 1,03 0,72 0,89 1,82 0,45 0,50
0,37 0,38 0,84 0,58 0,43 0,65 0,83 0,41 0,73 0,91 0,24 1,0
0,32 0,35 0,77 0,52 0,37 0,57 0,77 0,30 0,68 0,61 0,16 1,5
0,29 0,33 0,73 0,49 0,34 0,54 0,74 0,25 0,65 0,46 0,13 2,0
0,27 0,32 0,71 0,47 0,33 0,52 0,72 0,22 0,63 0,37 0,11 2,5
0,26 0,31 0,70 0,46 0,31 0,50 0,70 0,20 0,62 0,31 0,09 3,0
0,26 0,30 0,69 0,45 0,31 0,49 0,69 0,19 0,61 0,27 0,08 3,5
0,25 0,30 0,68 0,44 0,30 0,48 0,69 0,17 0,61 0,24 0,07 4,0
La Figura 3.12 muestra el resultado del caso de estudio 10 para las tecnologías
diseñadas para la categoría de aplicación en T&D con un rango de potencia de salida de
2.5 MW y capacidad de almacenamiento de 10 MWh, que operan 100 días/año y se
cargan/descargan dos veces al día en un ciclo de 4 horas.
75
Figura 3.12: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 10.
La Figura 3.13 resume los costes en $/kWh de los casos de estudios 7, 8, 9 y 10 para la
categoría de aplicación en T&D y según sea sus días de descarga al año de 100-500.
Nótese que el menor coste lo ofrece la tecnología de almacenamiento de energía con
motor de hidrógeno, seguida por el aire comprimido, la pila de combustible de
hidrógeno y la batería de plomo-ácido que es la que menor coste posee de todas las
tecnologías de almacenamiento de energía por baterías.
0,0000
0,2000
0,4000
0,6000
0,8000
1,0000
1,2000
1,4000
1,6000
1,8000
2,0000
0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4
CE
($/k
Wh
)
Duración del ciclo de descarga (horas)
CE vs Duración del ciclo de descargaBatería Pb-ácido
Batería Pb-ácido (valvula regulada)
Batería NiCd
Batería Zn/Br
Batería de NaS
Batería Ión-Litio
V-redox
Aire Comprimido
Volante de Inercia(alta velocidad) 18kW, 37 kWhCelda Combustible de Hidrógeno
Motor de Hidrógeno
76
Figura 3.13: CE vs. Ciclos por año- Caso 7-10.
0,0000
0,2000
0,4000
0,6000
0,8000
1,0000
1,2000
1,4000
100 200 250 500
CE
($/k
Wh
)
Ciclos por año
CE vs Ciclos por año Batería Pb-ácido
Batería Pb-ácido (valvula regulada)
Batería NiCd
Batería Zn/Br
Batería de NaS
Batería Ión-Litio
V-redox
Aire Comprimido
Volante de Inercia(alta velocidad) 18kW, 37 kWh
Celda Combustible de Hidrógeno
Motor Hidrógeno
77
3.4.2.2 Coste Anual.
Para las aplicaciones en transporte y distribución el coste anual fue calculado asumiendo
una duración del ciclo de descarga de 0.5-4 horas.
La Figura 3.14 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 7)
con los siguientes parámetros de operación: 2.5MW, 10MWh, 250 ciclos de descarga
por año y una descarga por día. Al comparar los costes anuales la tecnología de motor
hidrógeno es el que menor coste anual tiene con $150,138; del cual el 78% corresponde
a su coste capital anualizado, 18% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 4 %
corresponde al coste anual de reemplazo. La tecnología de almacenamiento que mayor
coste anual tiene es la batería de NiCd con $1,430,792; del cual el 72% corresponde a su
coste capital anualizado, 24% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 4%
corresponde a su coste anual de reemplazo. Para las tecnologías de almacenamiento por
baterías, el menor coste lo posee la batería de plomo-ácido con $574,907; del cual el
52% corresponde a su coste capital anualizado, 42% corresponde a su coste fijo anual y
el 7% corresponde a su coste anual de reemplazo.
Figura 3.14: Coste Anual por almacenamiento. Caso 7.
0200.000400.000600.000800.000
1.000.0001.200.0001.400.0001.600.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual (4 horas de descarga)
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
78
La Figura 3.15 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 8)
con los siguientes parámetros de operación: 2.5MW, 10MWh, 500 ciclos de descarga
por año, dos descargas por día y 250 días por año. Al comparar los costes anuales de la
tecnología de motor hidrógeno es la que menor coste anual tiene con $ 207,704; del cual
el 57% corresponde a su coste capital anualizado, 40% corresponde a su coste fijo anual
por O&M y el 3% corresponde a su coste anual de reemplazo. La tecnología de
almacenamiento que mayor coste anual tiene es la batería de V-redox con $ 2, 319,358;
del cual el 55% corresponde a su coste capital anualizado, 43% corresponde a su coste
fijo anual por O&M y el2% corresponde a su coste anual de reemplazo.
Para las tecnologías de almacenamiento por baterías, el menor coste lo posee la batería
de plomo-ácido con $918,985; del cual el 64% corresponde a su coste capital
anualizado, 32% corresponde a su coste fijo anual y el 4% corresponde a su coste anual
de reemplazo.
Figura 3.15: Coste Anual por almacenamiento. Caso 8.
La Figura 3.16 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 9)
con los siguientes parámetros de operación: 2.5MW, 10MWh, 100 ciclos de descarga
por año, una descarga por día y 100 días por año.
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual (4 horas de descarga)
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
79
Al comparar los costes anuales, la tecnología de motor hidrógeno es el que menor coste
anual tiene con $ 123,718; del cual el 95% corresponde a su coste capital anualizado,
5% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 0% corresponde a su coste anual de
reemplazo. La tecnología de almacenamiento que mayor coste anual tiene es la volante
de inercia con $ 1,215,226; del cual aproximadamente 100% corresponde a su coste
capital anualizado.
Para las tecnologías de almacenamiento por baterías, el menor coste lo posee la batería
de plomo-ácido con $391,753 del cual el 76% corresponde a su coste capital anualizado,
15% corresponde a su coste fijo anual y el 10 % corresponde a su coste anual de
reemplazo.
Figura 3.16: Coste Anual por almacenamiento. Caso 9.
La Figura 3.17 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 10)
con los siguientes parámetros de operación: 2.5MW, 10MWh, 200 ciclos de descarga
por año, dos descargas por día y 100 días por año.
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual (4 horas de descarga )
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
80
Al comparar los costes anuales la tecnología de motor hidrógeno es el que menor coste
anual tiene con $145,135; del cual el 81% corresponde a su coste capital anualizado,
15% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 4 % corresponde a su coste anual
de reemplazo. La tecnología de almacenamiento que mayor coste anual tiene es la
batería flujo Vanadio-Redox con $1,375,466; del cual aproximadamente 73%
corresponde a su coste capital anualizado, 23% corresponde a su coste fijo anual por
O&M y el 4% corresponde a su coste anual de reemplazo
Para las tecnologías de almacenamiento por baterías, el menor coste lo posee la batería
de plomo-ácido con $499,432; del cual el 59% corresponde a su coste capital
anualizado, 33% corresponde a su coste fijo anual y el 8% corresponde a su coste anual
de reemplazo.
Figura 3.17: Coste Anual por almacenamiento. Caso 10.
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual ( 4 horas de descarga)
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
81
Los resultados obtenidos anteriormente para los casos de estudio del 7 al 10
demostraron el menor coste anual para la categoría en aplicación en transporte y
distribución es para la tecnología de almacenamiento con motor de hidrógeno. También
se demostró que existe un aumento en el coste anual de las tecnologías de
almacenamiento debido al incremento de la descarga diaria para 250 y 100 ciclos de
descarga al año. Esto sucede debido a que se acorta el ciclo de vida útil de las
tecnologías de almacenamiento en el caso de las baterías y se debe reemplazar con
mayor frecuencia. La tecnología de almacenamiento de energía con aire comprimido no
tiene coste de reemplazo para ningún de sus rangos de operación diaria 100 ó 250
días/año.
3.4.3 Calidad de suministro
3.4.3.1 Coste por el almacenamiento de energía
La figura 3.18 muestra los costes en $/ kWh por el almacenamiento de energía para las
tecnologías de almacenamiento consideradas para la categoría de aplicación en calidad
de suministro, con los siguientes parámetros de operación [21]: 2 MW-100 kW, 16,67-
0,028 kWh, 250 ciclos de descarga por año y una descarga por día, para una duración
del ciclo de carga/descarga de 1 a 30 segundos. Al comparar estos resultados se observa
cómo la tecnología de almacenamiento de energía con batería de ión-litio es el que
menor coste posee con 467,45-15,56 $/kWh, para una duración del ciclo de descarga de
1-30 segundos respectivamente.
82
Tabla 3.12: Coste en $/kWh por almacenar energía para un ciclo de carga/descarga con una
duración de 1 - 30 segundos, según tecnología de almacenamiento. Caso 11 y 12.
Pb-ácido
Ión-Litio
Micro-
SMES
Volante de
Inercia (alta
velocidad)
150 kW para
15minutos
Volante de
Inercia (alta
velocidad)
120 kW para
20 segundos
Volante de
Inercia (alta
velocidad) 200
kW para 20
segundos
Volante de
Inercia (baja
velocidad)
Super-
condensador
Duración del
ciclo de
descarga
(segundos)
1368,00 467,56 489,87 553,10 618,07 609,32 576,58 566,25 1
107,39 91,77 114,08 108,58 131,20 164,80 132,06 121,73 5
49,60 42,41 64,72 50,19 67,25 106,41 73,67 63,34 10
35,54 30,40 52,70 35,98 51,69 92,20 59,46 49,13 15
26,99 23,09 45,40 27,34 42,22 83,56 50,81 40,49 20
21,47 18,38 40,69 21,77 36,12 77,99 45,25 34,92 25
18,17 15,56 37,87 18,43 32,46 74,65 41,91 31,58 30
La Figura 3.18 muestra el resultado de los caso de estudio 11 y 12 para las tecnologías
diseñadas para la categoría de aplicación en calidad de energía con un rango de 2 MW-
100 kW, 16,67-0,028 kWh, 250 ciclos de descarga por año y una descarga por día, para
una duración del ciclo de carga/descarga de 1 a 30 segundos.
Nótese que el menor coste lo ofrece la tecnología de almacenamiento de batería ión-litio
para una descarga de 1- 30 segundos seguida por el micro-SMES.
83
Figura 3.18: CE vs Duración del ciclo de descarga. Caso 11 y 12.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1 5 10 15 20 25 30
CE
($/k
Wh
)
Duración del ciclo de descarga (segundos)
CE vs Duración del ciclo de descarga
Pb-ácido
Ión-Litio
Micro-SMES
Volante de Inercia (alta velocidad) 150 kW para 15minutos
Volante de Inercia (alta velocidad) 120 kW para 20 segundosVolante de Inercia (alta velocidad) 200 kW para 20 segundosVolante de Inercia (baja velocidad)
Super- condensador
84
3.4.3.2 Coste Anual
Para los casos de estudio 11 y 12, el coste anual se ha calculado asumiendo una
duración del ciclo de descarga de 1 y 30 segundos [21].
La Figura 3.19 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 11)
con los siguientes parámetros de operación 2 MW, 16,67- kWh, 250 ciclos de descarga
por año y una descarga por día, para una duración del ciclo de carga/descarga de un 1
segundo.
Al comparar los costes anuales de todas las tecnologías de almacenamiento de energía
consideradas para la categoría de aplicación en calidad de suministro, la batería ión-
litio es la que menor coste anual posee con $63,121; del cual el 68% corresponde a su
coste capital anualizado, 32% corresponde a su coste fijo anual por O&M y un 0%
corresponde al coste anual de reemplazo. La tecnología de almacenamiento de energía
que mayor coste anual posee es la volante de inercia (alta velocidad 120 kW para 20
segundos) con $83,439; del cual el 88% corresponde a su coste capital anualizado, 12%
corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 0% corresponde a su coste anual de
reemplazo.
Figura 3.19: Coste Anual por almacenamiento 2 MW (1 segundo). Caso 11.
010.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual (1 segundo de descarga)
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
85
La Figura 3.20 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 12)
con los siguientes parámetros de operación 100 kW, 0,028 kWh, 250 ciclos de descarga
por año y una descarga por día, para una duración del ciclo de carga/descarga de un 1
segundo. Al comparar todos los costes anuales de las tecnologías de almacenamiento de
energía, la batería ión-litio es el que menor coste anual posee con $3,156,03; del cual el
68% corresponde a su coste capital anualizado, 32% corresponde a su coste fijo anual
por O&M y un 0% corresponde al coste anual de reemplazo.
La tecnología de almacenamiento que mayor coste anual posee es la volante de inercia
(alta velocidad 120 kW para 20 segundos) con $4,160,45; del cual el 88% corresponde a
su coste capital anualizado, 12% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 0%
corresponde a su coste anual de reemplazo.
Figura 3.20: Coste Anual por almacenamiento 100 kW(1 segundo). Caso 12.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
Co
ste
An
ual
($
)
Costo Anual (1 segundo de descarga)
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
86
La Figura 3.21 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 11)
con los siguientes parámetros de operación 2 MW, 16,67 kWh, 250 ciclos de descarga
por año y una descarga por día, para una duración del ciclo de carga/descarga de unos
30 segundos. Al comparar todos los costes anuales de las tecnologías de
almacenamiento de energía, la batería de ión-litio es la que menor coste anual tiene con
$64,577; del cual el 68 % corresponde a su coste capital anualizado, 31% corresponde a
su coste fijo anual por O&M y un 1% corresponde al coste anual de reemplazo.
La tecnología de almacenamiento que mayor coste anual posee es la volante de inercia
(alta velocidad 200 kW para 20 segundos) con $309,802; del cual el 97% corresponde a
su coste capital anualizado, 3% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 0%
corresponde a su coste anual de reemplazo.
Figura 3.21: Coste Anual por almacenamiento 2 MW (30 segundos). Caso 11.
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual (30 segundos de descarga)
Coste Capital Anualizado CosteFijo Anual por O&M CosteAnual de reemplazo
87
La Figura 3.22 muestra el coste anual para las tecnologías de almacenamiento (caso 12)
con los siguientes parámetros de operación 100 kW, 0,028 kWh, 250 ciclos de descarga
por año, una descarga por día, para una duración del ciclo de carga/descarga de 30
segundos. Al comparar todos los costes anuales, la tecnología de almacenamiento de
energía con batería ión-litio es el que menor coste anual posee con $3,229; del cual el
68% corresponde a su coste capital anualizado, 31% corresponde a su coste fijo anual
por O&M y un 1% corresponde al coste anual de reemplazo.
La tecnología de almacenamiento que mayor coste anual tiene es la volante de inercia
(alta velocidad 200 kW para 20 segundos) con $15,490; del cual el 97% corresponde a
su coste capital anualizado, 3% corresponde a su coste fijo anual por O&M y el 0%
corresponde a su coste anual de reemplazo.
Figura 3.22: Coste Anual por almacenamiento 100kW(30 segundos). Caso 12.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
Co
ste
An
ual
($
)
Coste Anual (30 segundos de descarga)
Coste Capital Anualizado Coste Fijo Anual por O&M Coste Anual de reemplazo
88
Finalmente, como se ha visto en los casos de estudio 11 y 12 la batería de ión-litio es la
que presenta menor coste anual de todas las tecnologías consideradas para la categoría
de aplicación en calidad de suministro, para una duración del ciclo de descarga 1- 30
segundos. Técnicamente todas las tecnologías consideradas son viables para
aplicaciones en la calidad de suministro, pero se debe tomar en cuenta que sus costes
son muy elevados.
89
3.4.4 Resumen de los costes por el almacenamiento de energía
En la Tabla 3.13 se muestra un resumen de los costes en $/kWh y €/kWh, por el
almacenamiento de energía para las diferentes categorías de aplicación en generación,
transmisión & distribución y calidad de suministro.
Tabla 3.13: Resumen de los costes por el almacenamiento de energía, según diseño de los casos de
estudio 1-12.
Casos
Coste
añadido por
almacenar
($/ kWh)
Coste
añadido por
almacenar
(€ / kWh)
Casos 1,2,3, para 8 horas de descarga
Generación , 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 250 días/años (baterías)
0,12-0,58 0,09-0,44
Generación , 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 250 días/años (bombeo
reversible) 0,06 0,04
Generación , 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 250 días/años (aire
comprimido) 0,04 0,03
Casos 4,5,6, para 8 horas de descarga
Generación , 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 100 días/años (baterías) 0,28-1,11 0,21-0,83
Generación , 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 100 días/años (bombeo
reversible) 0,14 0,11
Generación , 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 100 días/años (aire
comprimido) 0,11 0,08
Caso 7, para 4 horas de descarga
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (baterías) 0,23-0,58 0,17-0,44
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (aire
comprimido) 0,14 0,11
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (volante
inercia (alta velocidad ,18 kW, 37 kWh) 0,49 0,37
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (celda
combustible) 0,2 0,15
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (motor de
hidrógeno) 0,06 0,04
Caso 8, dos descargas al día, para 4 horas de descarga
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (baterías) 0,18-0,46 0,13-0,34
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (aire
comprimido) 0,07 0,05
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (volante
inercia, 18 kW, 37 kWh) 0,24 0,18
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (celda
combustible) 0,11 0,08
Transporte & Distribución, 2.5 MW, 10 MWh, 250 días/años (motor de
hidrógeno) 0,04 0,03
Caso 9, para 4 horas de descarga
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (baterías) 0,39-1,09 0,29-0,81
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (aire
comprimido) 0,35 0,26
90
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (volante
inercia) 1,22 0,91
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (celda
combustible) 0,45 0,34
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (motor de
hidrógeno) 0,12 0,09
Caso 10 , dos descargas al día, para 4 horas de descarga
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (baterías) 0,25-0,69 0,18-0,52
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (aire
comprimido) 0,17 0,13
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (volante
inercia, alta velocidad, 18 kW, 37 kWh) 0,61 0,46
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (celda
combustible) 0,24 0,18
Transporte & Distribución, 2,5 MW, 10 MWh, 100 días/años (motor de
hidrógeno) 0,07 0,05
Caso 11 y 12 para 1 segundo de descarga
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( batería Pb – ácido) 1368,10 1028,64
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( batería ión – litio) 467,56 351,55
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( Micro-SMES) 489,87 368,32
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, alta velocidad ,150 kW,15 minutos) 553,10 415,86
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, alta velocidad ,120 kW, 20 segundos ) 618,07 464,71
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, alta velocidad , 200 kW, 20 segundos ) 609,32 458,14
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, baja velocidad ) 576,58 433,51
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
(Supercondensadores) 566,25 425,75
Caso 11 y 12 para 30 segundos de descarga
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( batería Pb – ácido) 18,17 13,66
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( batería ión – litio) 15,56 11,7
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( Micro-SMES) 37,87 28,47
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, alta velocidad ,150 kW,15 minutos) 18,43 13,85
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, alta velocidad ,120 kW, 20 segundos ) 32,46
24,41
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, alta velocidad , 200 kW, 20 segundos ) 74,65 56.13
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
( volante de inercia, baja velocidad ) 41,91 31,51
Calidad de suministro, 2 MW- 100 kWh, 16,67 – 0,028 kWh, 250 días/ año
(Supercondensadores) 31,58 23,74
91
Luego de los resultados obtenidos vamos realizar un análisis simple de comparación
para demostrar la viabilidad económica de los sistemas de almacenamiento de energía y
nos basaremos en los menores costes para cada tecnología, según sea su aplicación
(generación, transmisión & distribución y calidad de suministro).
3.4.4.1 Generación
De las tecnologías de almacenamientos consideradas para la aplicación (casos 1, 2, 3)
en generación diseñadas para 10 - 200 MW, 80 – 1600 MWh, 250 días/años y 8 horas
de descarga. El almacenamiento por aire comprimido es la tecnología que presenta
menor coste con 0,03 €/ kWh.
Ahora bien, compararemos el coste por almacenar energía con el sistema de aire
comprimido y sus posibles aplicaciones (nivelación de la carga, reserva rodante, entre
otras) con el coste estimado de la generación eólica en España (Tabla 3.14) y finalmente
lo compararemos con la retribucción de la energía eólica para el año 2009 (Figura 3.23 )
para ver si es viable económicamente almacenar la energía eolica con sistemas de
almacenamiento por aire comprimido. Para realizar esta comparación tomaremos en
cuenta una aplicación factible que sería aprovechar el excedente de la generación de
energía eólica producida durante períodos de baja demanda (valle), para almacenar aire
comprimido en el subsuelo y luego durante los períodos de alta demanda (punta) utilizar
el aire comprimido como fuente de energía combinada con turbinas para producir
electricidad hacia la red.
Tabla 3.14: Coste estimado de la generación eólica en España [30]
Tecnología Coste de generación (€/kWh)
Eólica 0,054
92
Figura 3.23: Opciones retribucción energía eólica, España 2009 [31].
Para calcular el coste de esta aplicación, se estima que el coste de generación eólica es
de 0,054 €/ kWh, que sumado con el coste por almacenar con aire comprimido de 0,03
€/ kWh harían un total de 0,084 €/kWh. Cifra que no es viable económicamente en
comparación con los costes estimados de las principales tecnologías de generación en
España.
Por otra parte, el menor coste para las tecnologías de batería consideradas para
aplicaciones en la categoría de generación lo tiene la batería de flujo Regenesys, que es
de 0,09 €/ kWh. Este coste es menor respecto a los otros sistemas de almacenamiento de
energía con baterías, lo cual sumado al coste de generación de la energía eólica nos da
como resultado 0,144 €/ kWh. Esta cifra tampoco es viable económicamente con los
costes estimados de las principales tecnologías de generación en España.
Ahora compararemos los resultados obtenidos para las tecnologías de almacenamiento
de energía que operan solamente en temporadas altas (casos 4, 5, 6), observamos que el
menor coste obtenido es para la tecnología de almacenamiento de energía con aire
comprimido 0,08 €/kWh. Este coste sumado al coste de generación de la energía eólica
nos da como resultado 0,134 €/kWh. Por otra parte, el menor coste para la tecnología de
almacenamiento con baterías lo ofrece la batería de flujo Regenesys con 0,21 €/kWh.
93
Ahora sumándole el coste estimado por la generación de energía eólica al coste de la
batería de flujo Regenesys nos da como resultado 0,264 €/ kWh.
Los costes obtenidos anteriormente para las tecnologías que operan durante los períodos
de alta demanda, 100 días/año y 8 horas de ciclo de descarga, son aproximadamente dos
veces el coste estimado para las tecnologías de generación en España, por lo que se hace
difícil justificar viabilidad económica para su utilización en la categoría de aplicación en
generación.
En conclusión, ninguno de los costes obtenidos para la categoría de aplicación en
generación (caso 1 al 6) es viable desde el punto de vista económico.
3.4.4.2 Transmisión y distribución
La tecnología de almacenamiento de energía con motor de hidrógeno es la que menor
coste tiene con 0,04 €/kWh (caso 7), en la categoría de aplicación en transporte y
distribución; diseñados para 4 horas de descarga, 2.5 MW, 10 MWh y 250 días/año.
A continuación compararemos este coste con los precio del mercado diario español para
el mes de septiembre 2010 [32].
Para realizar la comparación se tomaron en cuenta los siguientes supuestos:
El promedio horario del mes de septiembre, Figura 3.23.
Se agrupo y promedio el precio del mercado horario en bloques de 4 horas.
Un consumidor calificado utiliza la estrategia de operación, que consisten en
comprar energía mas barata en horas valle para almacenarla y luego consumirla
en horas punta , según sea el caso de estudio.
94
Figura 3.24: Curva promedio precio horario mes de septiembre, España 2010 [32].
Tabla 3.15: Tabla comparativa del precio del mercado diario divido en seis bloques de cuatro horas
vs coste almacenamiento de energía con motor de hidrógeno , caso 7.
Bloque
horario
1
Bloque
horario
2
Bloque
horario
3
Bloque
horario
4
Bloque
horario
5
Bloque
horario
6
*Promedio precio
mercado diario divido
en bloques de cuatro
horas (septiembre
2010)(€/MWh) 38,47 39,19 50,13 49,75 49,15 51,95
Coste almacenamiento
de energía con motor
de hidrógeno
(€/MWh) 40 40 40 40 40 40
* calculado en base al promedio horario mensual
Los resultados obtenidos de la Tabla 3.15 para el caso 7, demuestra que estos costes no
son viables ecónomicamente si se utiliza la estrategia de operación de comprar y
almacenar energía en los bloques horarios valles y luego aprovechar la energía
almacenada para descargala en los bloques horario punta.
0
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
€/M
Wh
horas
Curva promedio precio horario mes de septiembre, España 2010
95
Igualmente realizaremos el mismo analisis anterior (caso 7), para el caso 8:
Tabla 3.16: Tabla comparativa del precio del mercado diario divido en seis bloques de cuatro horas
vs coste almacenamiento de energía con motor de hidrógeno , caso 8.
Bloque
horario
1
Bloque
horario
2
Bloque
horario
3
Bloque
horario
4
Bloque
horario
5
Bloque
horario
6
*Promedio precio
mercado diario divido
en bloques de cuatro
horas (septiembre
2010)(€/MWh) 38,47 39,19 50,13 49,75 49,15 51,95
Coste almacenamiento
de energía con motor
de hidrógeno
(€/MWh) 30 30 30 30 30 30
* calculado en base al promedio horario mensual
Los resultados obtenidos de la Tabla 3.16 para el caso 8, demuestra que estos costes no
son viables ecónomicamente si se utiliza la estrategia de operación de comprar y
almacenar energía en los bloques horarios valles y luego aprovechar la energía
almacenada para descargala en los bloques horario punta .
Igualmente para los caso 9 y 10 ninguno de los costes obtenidos para la categoría de
aplicación en Transporte & Distribucción ofrece viabilidad económica .
En conclusión, utilizando el sistema de almacenamiento de energía con motor de
hidrógeno para los casos 7, 8, 9 y 10, no son viables económicamente para un
consumidor calificado que desee evitar gastos en términos de energía para las horas
punta contratada en el mercado diario español (mes de septiembre 2010).
96
3.4.4.3 Calidad de suministro
Todas las tecnologías consideradas en las aplicaciones de calidad del suministro
eléctrico (casos 11 y 12) tienen costes por almacenamiento de energía muy elevados,
por lo que no son viables económicamente desde este punto de vista.
Sin embargo, la calidad de energía también se puede evaluar desde los siguientes
conceptos: la continuidad del suministro (duración y número de las interrupciones),
calidad de la onda (nivel de tensión, flícker, contenido de armónicos, etc) y atención
comercial al cliente (tiempo de espera para nuevas conexiones, demoras en la resolución
de quejas, etc).
Partiendo del concepto de calidad de suministro en España, las empresas distribuidoras
son responsables de la calidad de servicio regulada por el RD 1955/2000, la Orden
ECO/797/2002 y el RD 1634/2006.
Como ejemplo comparativo tomaremos la comunidad de Madrid donde los
requerimientos de la calidad de suministro son definidos por la ley 2/2007 y el Decreto
19/2008. Del incumplimiento de esta ley por parte de las empresas distribuidoras y
transportistas, por ejemplo el fallo de una subestación y los tiempos de reposición, se le
pueden aplicar multas que oscilan desde los 600,000 € (infracciones leves), 600,000 a
6,000,000 € (infracciones graves) y 6,000,000 a 30,000,000 € (infracciones muy
graves).
En conclusión, todas las tecnologías de almacenamiento de energía estudiadas pueden
ser utilizadas desde el aspecto técnico para aplicaciones de calidad de suministro, pero
es importante que las empresas distribuidoras de energía deban conocer su sistema y
realicen las inversiones pertinentes para mantener la continuidad y calidad del
suministro para el usuario final.
97
Capítulo 4
Conclusiones
El cálculo del coste por el almacenamiento de energía, es una herramienta que nos
permite estimar aproximadamente cuánto cuesta conectar a la red los sistemas de
almacenamiento de energía para aplicaciones en generación, transporte & distribución y
calidad de suministro.
A la hora de realizar el cálculo del coste por almacenamiento de energía se debe tener
en cuenta que existen parámetros que pueden disminuir o aumentar su valor, la cuales
son:
El número de ciclo de descarga por día.
Los días de funcionamiento al año.
Otro parámetro que se debe tomar en cuenta es el período de reemplazo
(baterías) que tiene un efecto directo sobre los costes de reemplazo.
En el diseño inicial de la tecnología de almacenamiento de energía se debe
asegurar que el período de reemplazo sea proporcional a la vida útil de las
tecnologías de conversión de potencia y al balance de planta.
El coste de operación y mantenimiento es el menos significativo, comparado
con el coste capital y el coste de reemplazo.
De todas las tecnologías de almacenamiento de energía estudiadas, el coste más
atractivo para aplicaciones de generación lo ofrece el almacenamiento de energía con
aire comprimido y el bombeo reversible, pero es importante considerar que ambas
tecnologías poseen una desventaja que es la de encontrar un lugar apropiado para la
construcción de la planta.
Todas las tecnologías de almacenamiento con baterías estudiadas pueden ser utilizadas
en cualquiera de las aplicaciones de generación, pero se debe tener en cuenta que sus
costes no son los más bajos.
98
Para las aplicaciones de Transporte y Distribución, la tecnología de almacenamiento de
energía con motor de hidrógeno ofrece el coste más competitivo. Otra opción que ofrece
un coste atractivo es el almacenamiento de energía con aire comprimido y la batería de
plomo-ácido.
De igual manera técnicamente todas las otras tecnologías estudiadas pueden ser
utilizadas para aplicaciones de T&D, pero sus costes no son lo más económico.
Para las aplicaciones de calidad de suministro, la tecnología de almacenamiento de
energía con batería de ión-litio es la que muestra menor coste anual posee para una
duración del ciclo de descarga de 1 y 30 segundos.
De igual manera técnicamente todas las otras tecnologías estudiadas pueden ser
utilizadas para aplicaciones para aplicaciones de calidad de suministro.
Como conclusión final, podemos decir que en la actualidad el crecimiento de la energía
renovable (eólica) conectada a la red eléctrica española y la futura entrada del vehículo
eléctrico, nos obligan en pensar en uno nuevo modelo de redes inteligentes (Smart
Grids). Los sistemas de almacenamiento de energía y los contadores inteligentes son
dos elementos fundamentales para el funcionamiento de este nuevo modelo.
―SmartCity‖ es un proyecto dirigido por ENDESA, que servirá para demostrar esta
donde todo esto es posible.
99
4.1 Futuras líneas de investigación
Del trabajo realizado surgen los posibles trabajos de investigación:
Modelar aplicaciones reales de los diferentes sistemas de almacenamiento de
energía conectados a un sistema eléctrico.
Disminución de la energía rodante y de reserva utilizando las tecnologías de
almacenamiento de energía.
Análisis del costo - beneficio de un sistema de almacenamiento de energía para
la regulación.
Optimización de regímenes de almacenamiento de energía en un sistema de
energía.
La energía eólica y su aprovechamiento con sistemas de almacenamientde
energía.
100
Apéndice A: Cálculo del coste por el
almacenamiento de energía para la categoría de
aplicación en generación, con una duración de
ciclo de descarga de 8 horas.
Caso 1
Parámetros de entrada
101
Parámetros de salida
102
103
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![ANEXO I: BIBLIOGRAFÍA - Universidad de Sevillabibing.us.es/proyectos/abreproy/4986/descargar_fichero/Anexos.pdfIngenieros de Sevilla (2005). [7] Dossat, Roy J.: “Principios de Refrigeración”,](https://img.pdfslide.us/doc/110x75/5ea4a50653137c091b5035ba/anexo-i-bibliografa-universidad-de-de-sevilla-2005-7-dossat-roy-j-aoeprincipios.jpg)
