¿Cómo diseñar contratos que valoren el almacenamiento de la CSP?

Depósitos de almacenamiento de energía térmica. Imagen: Wikimedia.org.

Aunque California aumenta sus requisitos de almacenamiento, no ha incluido energía de concentración solar con almacenamiento energético integrado.

No obstante, se están probando proyectos piloto con baterías a escala de servicio público. Sin embargo, debe estar claro para los que llevan las cuentas en las eléctricas que las baterías nunca van a competir con el almacenamiento de CSP a gran escala. 

Por Susan Kraemer

Traducido por Alexandra Aretio

La planta piloto de almacenamiento en baterías de 32 MWh ubicada en Tehachapi, California, tuvo un coste de 49,9 millones de USD y vende el kilovatio hora a 1500 USD. Aunque los desarrolladores de baterías hablan de reducir los costes un 30 % en los próximos años, aun así el almacenamiento en baterías todavía sería prohibitivo.

Pero el almacenamiento en sales fundidas para CSP a escala de servicio público ya puede construirse a 20 USD por kilovatio hora y está previsto que para 2020 sea a 15 USD.

De hecho, las empresas de CSP ya firman acuerdos para la compra de energía, tanto para energía como para almacenamiento, por 13 céntimos por kilovatio hora a escala de servicio público. Sin embargo, actualmente en California, aunque los reguladores hayan exigido 1,3 GW de almacenamiento, ninguno se suministra mediante CSP.

"Con almacenamiento, la CSP es un recurso muy valioso y tenemos que descubrir cómo valorar adecuadamente eso. Ya hemos empezado a hacerlo. Pero eso va a llevar unos años", indica el antiguo empleado de la Comisión de servicios públicos de California, Larry Chaset, que ahora es abogado en Sustainable Futures.

Círculo vicioso

No tiene sentido construir fotovoltaica aparentemente más económica y, después, emplear almacenamiento en baterías mucho más caro en la red para cubrir la curva de demanda de las tardes. La CSP con almacenamiento en sales fundidas supera cómodamente el coste de la fotovoltaica con almacenamiento en baterías.

Pero el comprador de renovables de empresas de servicio público no adquiere almacenamiento. Asimismo, el comprador de almacenamiento no adquiere renovables.

Quizás un proyecto de CSP debería tarifar su almacenamiento de manera independiente a la generación para aclarar todavía más que es el mismo precio que la fotovoltaica si se tarifara el almacenamiento de la misma forma.

Por ejemplo, del acuerdo para la compra de energía de 13 céntimos que firmó SolarReserve con NV Energy, podrían asignarse 5 céntimos por kilovatio hora como generación pura, al igual que en fotovoltaica. Los otros 8 céntimos por kilovatio hora, para almacenamiento.

Una manera de dividirlo podría ser tratar los proyectos de CSP de la misma manera que los de gas natural, pagar por la energía y el factor de capacidad o la capacidad de suministro de manera independiente.

La CSP con almacenamiento energético se comporta de manera muy similar a la de una planta de gas natural, con la misma capacidad de operar al mismo factor de capacidad y satisfacer las necesidades de una empresa de servicio público en cualquier momento.

“Podemos operar a un factor de capacidad de entre un 90 y un 95 % durante los períodos en los que NV Energy desee que lo hagamos para satisfacer la demanda máxima", indica el director ejecutivo de SolarReserve, Kevin Smith, de su contrato para suministrar electricidad con el proyecto de torre de Crescent Dunes. Con 1100 megavatios hora de almacenamiento, cuenta con 35 veces el almacenamiento del proyecto Tehachapi.

El contrato de SolarReserve le permite a NV Energy escoger los esquemas de programación óptimos para satisfacer sus demandas máximas, que varían en función de la temporada, pero que normalmente van del mediodía a la medianoche. Como resultado, requiere 500 000 megavatios hora al año, así que su acuerdo para la compra de energía requiere almacenamiento.

Un acuerdo para la compra de energía diseñado para valorar la capacidad de suministro

"La manera en la que la empresa de servicios públicos podría estructurar el acuerdo para la compra de energía se asemeja más a la de un contrato de planta de energía convencional, como un pago fijo que abona básicamente el almacenamiento y uno variable que retribuye la generación —supone Smith—. Después, se proporcionaría una entrega garantizada durante los períodos de máxima demanda. Si no se garantizara el suministro durante períodos de máxima demanda al no cumplirse los objetivos de almacenamiento, habría que pagar una penalización".

Cuando SolarReserve se reunió por primera vez con las empresas de servicios públicos para firmar acuerdos para la compra de energía, sugirió este modelo.

La inspiración fue el contrato del sector de energía convencional. Antes de empezar SolarReserve, Smith negoció contratos para muchos proyectos alimentados con gas tradicional a lo largo de los años.

"Normalmente, los contratos de energía convencional se estructuran con un precio de solo energía y, después, un pago de capacidad, que garantiza la disponibilidad de un determinado porcentaje de capacidad durante los períodos de máxima demanda —explica—. Si no es así, la empresa de servicios públicos no paga la parte proporcional del pago fijo, que es básicamente como una penalización por no estar disponible".

Esta penalización se basa en unos porcentajes. Normalmente, la empresa de servicios públicos requeriría una garantía de que tantos megavatios de energía estarán disponibles el 95 % del tiempo. Si solo están disponibles el 80 % del tiempo, la empresa de servicios públicos paga solo el 80 % del pago de capacidad. En ocasiones, existe una penalización adicional por el no rendimiento.

También reciben compensación por el apagado debido al control de tensión cuando hay demasiada energía en la red o por los costes variables de la puesta en marcha cuando deben funcionar en un plazo corto.

Por su parte, los acuerdos para la compra de energía para el proyecto Solana de Abengoa ubicado en Arizona y Crescent Dunes en Nevada están redactados para que se adecuen a estos tipos de peticiones con poca antelación para cambios en los esquemas de funcionamiento, que solo son posibles con almacenamiento. Así que los dos se comportan como plantas de energía convencional.

Asimismo, existe un obstáculo para utilizar un acuerdo para la compra de energía convencional en California cuando se usa una fuente de energía renovable: el convenio. Los contratos de energía renovable en California están redactados solo para energía generada en una base de kilovatio hora.

La excepción

El antiguo sistema de generación de energía solar (SEGS, por sus siglas en inglés) en Kramer’s Junction contaba con un contrato como los de generación de energía tradicional. Esto se debe a que las unidades de SEGS comenzaron su primera ronda de contratos energéticos entre 1984 y 1991 y ahora han comenzado la segunda ronda de acuerdos para la compra de energía de 20 y 25 años.

Según Marc Ulrich, antiguo vicepresidente de comercio y operaciones energéticas en SCE, el motivo por el que hay dos pagos en la segunda ronda de acuerdos es que los originales fueron un remanente de los contratos de plantas de gas.

“Es solo un legado de cómo se establecieron los contratos hace 20 años —declaró a CSP Today en 2013—. Hay pagos fijos para los SEGS y hay pagos variables".

Al indicar una fecha anterior a la era de renovable solar a escala de servicio público, algunas unidades de SEGS se han posicionado perfectamente en su segunda ronda de acuerdos para aprovechar la ventaja de los contratos de energía convencional porque atribuyen un valor al factor de capacidad elevado posible con CSP con almacenamiento.

SEGS I tuvo una forma de almacenamiento térmico durante sus primeros 12 años que precede a la tecnología más eficiente actual. Su propietario, Cogentrix, ahora estudia el almacenamiento en sales fundidas más económico y eficiente usando la infraestructura de almacenamiento con la que ya cuentan.

El valor del almacenamiento de CSP

Sudáfrica ha evitado prudentemente el tiempo y el dinero que se pierden en explotar almacenamiento en baterías a escala de servicio público mucho más caro. Simplemente, diseño dos tarifas diferentes para la solar: una para una cantidad determinada de fotovoltaica sin almacenamiento, y otra independiente para la CSP con almacenamiento.

Aparte de hacerse un hueco, la CSP obtiene una tasa base que se paga por 12 horas al día pero recibe un 270 % de ese precio base durante los dos períodos de máxima demanda diarios de Sudáfrica. Esta política dividida en dos partes representa de manera eficaz el valor del almacenamiento.

California ofrece una tarificación según el tiempo de uso pero el diferencial no basta para incentivar la CSP con almacenamiento.

No obstante, quizás los reguladores en California encuentren una vía que no sea la de comprar fotovoltaica más económica y llegar después con baterías a precios prohibitivos.

"Simplemente vamos a esperar y ver un poco—indica Chaset—. Si el almacenamiento solo añade una cantidad relativamente pequeña al coste, se empezará a buscar precios más competitivos. Mi consejo para el sector es que no se rinda".

Hace poco, ACWA Power (en inglés) firmó dos acuerdos para la compra de energía en Uarzazat (Marruecos). Noor II (en inglés), planta cilindroparabólica con 7 horas de almacenamiento, es de 14,9 céntimos de dólar. Noor III (en inglés), una torre energética con almacenamiento en sales fundidas, cuesta 1 céntimo más aproximadamente.

Y ahora, en Redstone (en inglés) en Sudáfrica, ACWA Power y SolarReserve acaban de firmar un acuerdo para la compra de energía para torre energética, con almacenamiento, a solo 12 céntimos por kilovatio hora.

 

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