Repositorio Institucional de Documentos

Trabajo Fin de Máster Energías Renovables y Eficiencia Energética Análisis y optimización de sistemas fotovoltaicos y eólicos con almacenamiento energético conectados a la red eléctrica Autor Antonio Azabal Domínguez Director Dr. Rodolfo Dufo López Codirector Dr. José Luis Bernal Agustín Escuela de Ingeniería y Arquitectura Noviembre 2012 Repositorio de la Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 1 Análisis y optimización de sistemas fotovoltaicos y eólicos con almacenamiento energético conectados a la red eléctrica Resumen La propiedad intrínseca de las energías renovables es que se dispone de ellas únicamente en el momento en el que existe el recurso. Esto parece motivo suficiente para plantear estrategias que permitan un mayor aprovechamiento de este tipo de energías ya que, lógicamente, la demanda no tiene porqué coincidir con la disponibilidad del recurso, es más, por ejemplo en el caso de la energía eólica suele ocurrir lo contrario, cuando se dispone de mayor recurso (normalmente por la noche) la demanda es menor. Una posible estrategia es plantear el almacenamiento de energía, en primer lugar porque esto permitiría disponer de la energía cuando se necesite adaptando en cada momento la generación a la demanda y, otra razón puramente económica, porque puede interesar la venta de la energía en otro momento en el que el precio de ésta es mayor que durante los períodos en los cuales se dispone del recurso El objetivo de este trabajo consiste en analizar esta estrategia, determinando en primer lugar las tecnologías de almacenamiento más adecuadas. El estudio mostrará que cada tecnología de almacenamiento tiene una aplicación según lo que se pretenda, gestión de la energía o mejora de la calidad de red. El trabajo se plantea de la siguiente forma: En primer lugar se realiza una revisión del estado del arte de las diferentes tecnologías de almacenamiento, en segundo lugar se analizan las curvas de la demanda nacional y de generación renovable en España así como los precios del mercado eléctrico y las primas a las renovables y, para finalizar, se procede a realizar simulaciones con el fin de optimizar una instalación de energía eólica y fotovoltaica conectada a red. Primero se ha planteado el sistema fotovoltaico y eólico sin almacenamiento y a continuación se plantea el mismo sistema implementando un almacenamiento con baterías tipo NaS comparando los resultados obtenidos en los dos casos. Como conclusión final se verá que es posible gestionar de manera eficaz la energía mediante almacenamiento en los períodos valle y venta en los períodos punta en los que normalmente el precio de la energía es mayor puesto que la demanda es más alta. Pero, actualmente, para que esto sea económicamente rentable, es preciso un desarrollo tecnológico que permita abaratar costes de los sistemas de almacenamiento o introducir subvenciones dado que los precios a los que habría que vender la energía no son económicamente competitivos. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 2 INDICE 1 INTRODUCCIÓN........................................................................................................................................................3 2 TECNOLOGIAS DE ALMACENAMIENTO...........................................................................................................5 2.1 ALMACENAMIENTO MEDIANTE TECNOLOGÍAS MECÁNICAS..............................................................5 2.1.1 BOMBEO HIDRÁULICO...............................................................................................................................5 2.1.2 ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA MEDIANTE AIRE COMPRIMIDO (COMPRESSED AIR ENERGY STORAGE (CAES)).....................................................................................................................................6 2.1.3 VOLANTES DE INERCIA (FLYWHEEL)....................................................................................................6 2.2 ALMACENAMIENTO ELECTROQUÍMICO....................................................................................................7 2.2.1 BATERÍA PLOMO ÁCIDO............................................................................................................................7 2.2.2 BATERÍA Ni-CADMIO..................................................................................................................................7 2.2.3 BATERÍAS DE SODIO-AZUFRE (NaS).......................................................................................................8 2.2.4 BATERÍA DE Li-ION.....................................................................................................................................8 2.2.5 BATERÍAS DE FLUJO...................................................................................................................................9 2.2.6 HIDRÓGENO................................................................................................................................................10 2.3 ALMACENAMIENTO ELECTROSTÁTICO...................................................................................................11 2.3.1 SUPERCONDENSADORES ........................................................................................................................11 2.3.2 SMES - BOBINAS SUPERCONDUCTORAS.............................................................................................12 2.4 ALMACENAMIENTO TÉRMICO ...................................................................................................................12 2.5 COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO..............................................................13 3 ANÁLISIS DE LAS CURVAS HORARIAS DE PRODUCCIÓN EÓLICA Y FOTOVOLTAICA. COMPARACIÓN CON OTRAS TECNOLOGÍAS. COMPARACIÓN CON LA CURVA DE DEMANDA NACIONAL. ........................................................................................................................................................................15 4 ANÁLISIS DE LOS PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Y DE LAS PRIMAS A LAS TECNOLOGÍAS FOTOVOLTAICA Y EÓLICA...............................................................................................17 5 ESTUDIO DE UN SISTEMA DE GENERACION FOTOVOLTAICA Y EÓLICA CONECTADO A LA RED. OPTIMIZACIÓN CON ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO.................................................................................19 6 ANÁLISIS DE RESULTADOS. ...............................................................................................................................25 7 CONCLUSIONES......................................................................................................................................................27 8 BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................................................................28 ANEXO I - INFORMES DE CASOS ESTUDIADOS......................................................................................................30 ANEXO II - RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN PARA LOS DIAS 11 DE MARZO Y 26 DE MAYO (REPRESENTACION GRAFICA)....................................................................................................................................54 ANEXO III - DATOS ATMOSFERICOS (PÁGINA WEB NASA)................................................................................60 Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 3 1 INTRODUCCIÓN En condiciones de crecimiento económico las necesidades de energía en general son cada vez mayores, tanto los hogares como las industrias requieren mayores cantidades. Los tratados internacionales tienen por objeto limitar los niveles de contaminación y el calentamiento global por lo que se exigen medidas para reducir la producción de dióxido de carbono. Como parte de los objetivos 20-20-20, la Unión Europea se ha propuesto generar al menos el 20% de la energía eléctrica mediante fuentes renovables en el año 2020. El aumento sin precedentes de la demanda mundial de energía ha hecho que el precio de las fuentes convencionales de energía haya aumentado de forma espectacular y la dependencia de las economías nacionales de un suministro continuo y sin distorsiones de esas fuentes se ha convertido en crítico [1]. Este desarrollo trae consigo la necesidad de reemplazar los viejos métodos de producción de energía por otros nuevos. Mientras que algunos están en desarrollo, incluida la prometedora energía de fisión nuclear, otros métodos de producción ya están en uso comercial. La penetración de las fuentes de energía renovables y de otras formas potenciales de fuentes de generación distribuida está aumentando en todo el mundo. Estas nuevas fuentes de energía tienen algunas ventajas indiscutibles sobre la generación convencional pero, al mismo tiempo, presentan nuevos retos. En la actualidad, la producción de electricidad es altamente centralizada y, a menudo, a una gran distancia de sus usuarios finales. La programación de carga de las grandes centrales se basa inicialmente en la predicción de las necesidades diarias y estacionales, pero también, cuando la producción no es suficiente, en la contribución de centrales más flexibles como las hidráulicas y las térmicas de gas. La inyección de potencia en la red mediante la generación clásica es fácil de ajustar de acuerdo con los requisitos de potencia. Las nuevas fuentes de energía se basan más directamente en el aprovechamiento del poder de la naturaleza y, como tal, sus inyecciones de potencia pico en la red pueden no coincidir con las necesidades de energía. Se pueden presentar grandes fluctuaciones en la generación renovable en ciclos diarios, mensuales o incluso anuales. Del mismo modo, la demanda puede variar mensualmente o anualmente. Existen soluciones de respaldo muy flexibles para equilibrar la generación y la demanda, como por ejemplo los ciclos combinados. Otra solución a desarrollar es la expansión a gran escala del almacenamiento de energía. La tecnología de almacenamiento de energía se ha utilizado tradicionalmente para equilibrar el balance diario en las redes eléctricas; es decir, para equilibrar parcialmente las diferencias regulares y razonablemente predecibles de demanda de electricidad entre el día y la noche. Las plantas de producción tradicionales también utilizan la energía almacenada: el agua para las centrales de bombeo y los combustibles fósiles para las plantas térmicas. Debido a la creciente importancia de las energías renovables, la mayoría de los países europeos se están viendo obligados a crear nuevos sistemas de almacenamiento de grandes cantidades de energía, de forma que actúen como un amortiguador entre el suministro intermitente de las energías renovables y los consumidores de electricidad. Las energías eólica y solar son ampliamente utilizadas en la generación de energía eléctrica sin embargo, tal como se ha indicado, no son constantes. Sobre todo el viento, es una fuente muy variable, lo que complica adaptar la producción de electricidad a la demanda en cada momento. En los últimos años se han intentado desarrollar varios métodos para poder almacenar este tipo de energía. Para que estas nuevas fuentes variables y fluctuantes (solar, eólica, etc.) puedan ser completamente fiables como fuentes primarias de energía, el almacenamiento de energía es un factor crucial para estabilizar la red eléctrica, principalmente debido al desequilibrio entre oferta y demanda. El Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 4 almacenamiento de energía eléctrica se ha convertido en una necesidad, la energía de estas fuentes debe ser almacenada cuando se produce en exceso en periodos de baja demanda (horas valle) y luego se libera, cuando los niveles de producción son menores que la demanda requerida durante los picos de demanda. Las tecnologías de almacenamiento de energía por lo tanto forman una parte integral e indispensable de una unidad de generación confiable y eficaz renovable y distribuida. La capacidad instalada de almacenamiento de energía eléctrica es de aproximadamente 125 GW en todo el mundo, la mayoría de bombeo hidráulico [2]. Esta capacidad es de aproximadamente 3% de la capacidad mundial de generación total de 3900 GW [2]. Según los estudios para el desarrollo e integración de fuentes variables, la capacidad necesaria de almacenamiento tendrá que crecer más allá del 8% [2]. Además hay otras razones por las que es necesario almacenar grandes cantidades de energía. Dependiendo de como se distribuye el almacenamiento, también puede ayudar a la red a soportar los picos de demanda. El almacenamiento de la energía permite la transmisión y distribución para operar a plena capacidad, la disminución de la carga de las líneas y aumentar la eficiencia de las centrales. El almacenamiento de energía durante períodos más cortos puede ser útil para suavizar pequeños picos y valles en la tensión. El almacenamiento de energía eléctrica en sistemas de gran tamaño no es tan frecuente, los métodos tradicionales de almacenamiento de energía, tales como las baterías electroquímicas, no suelen ser aplicables a sistemas de gran escala, y su eficacia puede ser baja. Actualmente, se encuentran en desarrollo un gran número de tecnologías de almacenamiento. Algunas de ellas se basan en los viejos conceptos aplicados al almacenamiento de las energías renovables, otros son completamente nuevas ideas. El grado de maduración de las distintas tecnologías de almacenamiento es variable. Cada método puede ser muy diferente según su entorno de aplicación ideal y escala de almacenamiento de energía. Más específicamente, mientras que un método de almacenamiento puede ser ideal para suavizar las fluctuaciones anuales, otro puede ser adecuado para satisfacer requisitos de potencia en picos muy cortos. En la primera parte de este trabajo, con el fin de proporcionar un conocimiento de las diferentes tecnologías, se hace una revisión bibliográfica acerca de los métodos más importantes de almacenamiento de energía disponibles o en desarrollo en la actualidad. En los dos puntos siguientes, por un lado se analizan las curvas de generación de las tecnologías eólica y fotovoltaica comparándolas con otras tecnologías y con la curva de demanda nacional y, por otro lado, se analizan los precios de la energía en el mercado eléctrico español (OMIE) en el año 2011 y las primas para estas tecnologías en España. Para finalizar el trabajo se realiza el estudio de una instalación de generación con fuentes renovables (eólica y solar fotovoltaica) conectada a red. Se pretende analizar la rentabilidad de la instalación dotada de almacenamiento. El análisis se realizará en dos escenarios diferentes, por un lado se plantea la instalación sin ningún tipo de almacenamiento energético y por otro lado, se estudia la misma instalación pero equipada con sistema de almacenamiento. La tecnología escogida para el almacenamiento es baterías de tipo NaS ya que, como se verá más adelante, por coste y por desarrollo tecnológico este sistema de almacenamiento es adecuado para este tipo de instalaciones a esta escala y para tiempos de almacenamiento relativamente altos (horas) [20]. El estudio se realizará mediante simulación de un sistema con iGHRYSO (improved Grid-connected Renewable HYbrid Systems Optimization) programa desarrollado en C++ para optimización de Sistemas Híbridos de Energías Renovables conectados a la red eléctrica, con la finalidad de vender energía eléctrica a la red (normalmente M.T.) y/o producir hidrógeno (iGRHYSO, Dufo-López, Rodolfo, www.unizar.es/rdufo). Los elementos que pueden componer el sistema híbrido son: generador fotovoltaico, aerogeneradores, turbina hidráulica, electrolizador, tanque de H 2 , pila de combustible, baterías, Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 5 inversor (conversor DC/AC) y rectificador (conversor AC/DC), además del transformador para conexión a la red eléctrica M.T. Aunque es posible la combinación de todos ellos, en este estudio el sistema híbrido sólo constará de algunos de ellos, concretamente se prescindirá del electrolizador, del tanque de H 2 y de la pila de combustible ya que no se va considerar este tipo de almacenamiento puesto que, tal como se verá en el análisis de la diferentes tecnologías de almacenamiento, ésta está todavía poco desarrollada su eficiencia energética global es muy baja y no se puede considerar una opción económicamente rentable. Tampoco se considerará la generación mediante turbina hidráulica. 2 TECNOLOGIAS DE ALMACENAMIENTO La energía eólica y solar son recursos abundantes, renovables y limpios. Es necesario conseguir sistemas de almacenamiento eficientes que permitan almacenar esta energía para aumentar su uso. Entre otras razones el desarrollo de este tipo de sistemas es fundamental para permitir adaptar las fluctuaciones de oferta y demanda. Las tecnologías de almacenamiento de energía se pueden clasificar en cuatro categorías, dependiendo del tipo de energía almacenada, tal como se muestra en la tabla 1: tecnología mecánica, almacenamiento eléctrico, térmico y químico, cada una ofreciendo diferentes oportunidades, pero también presentan desventajas propias. Algunos de los más destacables son: Mecánica Electroquímica Electrostática Térmica Bombeo hidráulico Almacenamiento de mediante aire comprimido Volantes de inercia Plomo-ácido Ni-Cd Litio-ión NaS, Flujo, H 2 Supercondensadores Bobinas superconductoras Calor Frío Tabla 1. Tecnologías de almacenamiento en función del tipo de energía almacenada 2.1 ALMACENAMIENTO MEDIANTE TECNOLOGÍAS MECÁNICAS 2.1.1 BOMBEO HIDRÁULICO Se trata del almacenamiento mecánico de energía en forma de agua embalsada que es bombeada desde un embalse inferior a un embalse superior para luego volverla a turbinar. Es una tecnología muy madura, siendo la forma más común de almacenamiento de energía, lo que representa aproximadamente el 3% de la capacidad total de potencia instalada en el mundo, y el 97% de la capacidad total de almacenamiento a nivel mundial [3] y [4]. Puede proporcionar una eficiencia relativamente alta (75-85%), capacidad de gran potencia (típicamente 100-50.000 MW), gran capacidad de almacenamiento (de 1 a más de 24h), y una larga vida (40-60 años), a un coste de ciclo bajo (0,1-1,4$/kWh/ciclo) y respuesta rápida [3], [4] y [8]. Generalmente se limita únicamente a aplicaciones de alta potencia por varias razones, como por ejemplo, su elevado coste de inversión (600-2000 $/kW), impacto medioambiental elevado como resultado de daños ambientales causados por trabajos para realizar los embalses de agua, y a sus elevados tiempos de ejecución de proyecto (por lo general 10 años) [2]. La modularidad mínima de las instalaciones de almacenamiento mediante bombeo en los sistemas de energía a pequeña escala (rango de kW a MW) puede limitar su capacidad para ser utilizado únicamente para mitigar las fluctuaciones del viento o de la radiación solar. Si una instalación eólica o fotovoltaica no es suficientemente grande, sería necesario usar el sistema de almacenamiento por bombeo para múltiples propósitos (corte de picos, estabilidad de la red) para justificar su instalación puesto que no es rentable tener dos depósitos grandes para atenuar las fluctuaciones de una producción renovable pequeña. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 6 2.1.2 ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA MEDIANTE AIRE COMPRIMIDO (COMPRESSED AIR ENERGY STORAGE (CAES)) Los s istemas CAES se basan en la tecnología convencional de turbina de gas. Se emplea energía eléctrica para comprimir y almacenar aire en depósitos naturales (cavernas, minas,…). Para volver a generar energía se extrae el aire y se expande a través de una turbina de combustión de gas natural. La figura 1 representa un esquema de una instalación CAES. Figura 1. Esquema Instalación CAES [1] Un almacenamiento típico de energía de aire comprimido (CAES) utiliza un emplazamiento existente subterráneo para almacenamientos de gas a aproximadamente 4-8 MPa [2]. Existen 2 instalaciones en el mundo: La primera es en Huntorf, Alemania, con una capacidad de 290 MW. Esta fue instalada en 1978 por Alstom. Se ha demostrado una disponibilidad del 90% y una confiabilidad del 99% inicial [5]. La segunda fue construida en 1991, en Alabama, EE.UU., con 110 MW de potencia para el suministro durante 26 horas. Esta planta utiliza un recuperador, que reduce el consumo de combustible (gas natural) en aproximadamente un 25% en comparación con la planta Huntorf [5]. La investigación muestra que CAES es un método viable para mitigar la variabilidad del viento para su nivelación con el fin de gestionar la producción de energía eólica. Por ejemplo, la planta de McIntosh en Alabama, EE.UU, que tiene una generación de 134MW y 110 MW de compresión, puede oscilar de generación completa a la compresión completa en menos de 5 min., y de nuevo a generación completa en menos de 15 min. [6]. CAES tiene cualidades similares al almacenamiento hidráulico, tales como la alta capacidad de potencia (5-400MW), gran capacidad de almacenamiento de energía (2 a más de 50 horas), (9), una rápida puesta en marcha (9 min. de arranque de emergencia, 12 min. en funcionamiento normal), un largo período de almacenamiento (más de un año), y una eficiencia relativamente alta (70-89%) [2] y [8]. Pero también adolece de algunos problemas, tales como una dependencia de la geografía favorable (generación próxima a la zona de almacenamiento subterráneo y la disponibilidad de gas natural), así como su baja densidad de energía (12kW h/m 3 ) [3], [4] y [8]. El coste de CAES es significativamente más bajo que para bombeo (400-800$/kW) [8], como el almacenamiento se encuentra bajo tierra hay muy poco impacto ambiental en la superficie y la vida útil es mayor de 30 años [2] y [8]. Otras desventajas son: eI uso de gas natural en el ciclo de expansión lo que provoca que el sistema no sea neutro en emisión de carbono y la limitada capacidad de CAES para cambiar rápidamente de potencia de salida. 2.1.3 VOLANTES DE INERCIA (FLYWHEEL) Consiste en el almacenamiento mecánico de energía en forma de energía cinética mediante un disco de metal (8.000 rpm) o composite (60.000 rpm) que gira en un cámara de vacío [4]. Se cargan mediante el giro de un motor, mientras que la descarga de energía se consigue a través del mismo motor que actúa como un generador para producir electricidad. El potencial total de Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 7 energía es una función del tamaño y la velocidad del rotor, mientras que la potencia es una función del motor-generador. [7] 2 2 1 )( ω ⋅= JkWhE J: momento de inercia, ω: velocidad angular Los volantes de inercia de primera generación sólo son adecuados, en general, para sistemas de energía a pequeña escala, no para sistemas a gran escala, ya que hay restricciones en la capacidad de almacenamiento. Los sistemas existentes tienen rendimientos altos, en torno al 93%-95% con una vida útil de alrededor de 15 años (>100.000 ciclos), densidad de alta potencia, recarga rápida y tiempos de respuesta rápidos. Las aplicaciones típicas son de alta potencia y de corta duración. También se ha demostrado que una potencial aplicación de los volantes es lograr efecto suavizante en la salida de las turbinas de viento, mediante la estabilización de la fuente de alimentación. Actualmente se encuentran en desarrollo volantes avanzados capaces de almacenar grandes cantidades de electricidad. Las desventajas de los volantes son: una densidad de energía relativamente baja, las grandes pérdidas en espera, los modos de fallo potencialmente peligrosos y el coste, 350 $/kW que se considera elevado [8]. 2.2 ALMACENAMIENTO ELECTROQUÍMICO 2.2.1 BATERÍA PLOMO ÁCIDO La batería de plomo-ácido es el tipo de batería más maduro. Están compuestas de células apiladas, sumergidas en una solución diluida de ácido sulfúrico (H 2 SO 4 ) como electrolito. El electrodo positivo de cada célula está compuesto de dióxido de plomo (PbO 2 ), mientras que el electrodo negativo es plomo (Pb). Durante la descarga, en los dos electrodos se obtiene sulfato de plomo (PbSO 4 ) y en el ciclo de carga, ambos electrodos regresan a su estado inicial. OHPbSOSOHPbPbO aDesc 24 arg 422 222 + →++ Las reacciones redox reversibles deterioran los electrodos de la batería, dándoles un vida de entre 200-2000 ciclos (dependiendo de la profundidad de descarga, de las aleaciones y formas constructivas de los electrodos), con una eficiencia de ciclo (carga/descarga) entre 63-90% [9]. El tiempo de vida del sistema es muy variable, pero en general está comprendido entre 5-15 año para baterías de 2000 ciclos de vida [8] y [10] y es muy dependiente de la temperatura de funcionamiento. Las características nominales suelen darse a 20 o 25ºC. A bajas temperaturas, la capacidad disminuye, mientras que a altas temperaturas de operación (hasta 45º C [11]) aumenta la capacidad de las baterías, pero reduciendo significativamente el tiempo de vida, por lo que no se recomienda superar temperaturas de 20-25ºC. Debido a su baja auto-descarga diaria < 0,1% [7] y [8], estas baterías son adecuadas para el almacenamiento de energía durante largos períodos de tiempo [7]. Las principales desventajas de la batería de plomo-ácido son la necesidad de mantenimiento periódico del agua destilada y su baja densidad de energía y potencia, 30 Wh/kg y 180 W/kg, respectivamente [7] y [8]. Además, en muchas ocasiones las baterías de plomo presentan ciclos de funcionamiento en un estado parcial de carga, que puede conducir a un fallo prematuro debido a la sulfatación [7]. Coste 200-600 $/kWh [9]. 2.2.2 BATERÍA Ni-CADMIO El desarrollo de este tipo de baterías alcalinas recargables se ha llevado a cabo desde 1950, siendo una tecnología bien establecida en el mercado. Los principales componentes de las baterías de Ni- Cd son especies de níquel y cadmio como materiales de los electrodos positivo y negativo activos respectivamente, y solución acuosa de álcali como electrolito [12]. Durante el ciclo de descarga, Ni(OH) 2 es el material activo del electrodo positivo y Cd(OH) 2 es el material activo del electrodo negativo. Durante el ciclo de carga, NiOOH es el material activo y Cd metálico el material activo del electrodo negativo. La solución alcalina KOH actúa como electrolito[13]. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 8 En general las baterías de Ni-Cd se dimensionan para que puedan inyectar su potencia nominal durante 2 h [13]. La batería de Ni-Cd tiene buenas características con respecto a su largo ciclo de vida (> 3.500 ciclos [13]). Su ciclo de vida depende altamente de la profundidad de descarga, puede alcanzar más de 50.000 ciclos al 10% de la profundidad de descarga [8]. Otras características son el bajo mantenimiento y autodescarga de 0.2-0.6% por día [8]. Aunque la batería de Ni-Cd presenta unas características técnicas buenas, no han tenido un éxito comercial importante, debido principalmente a sus considerables costes de adquisición, varias veces las de plomo: más de 1500 $/kW [7] y [8] y a la competencia de las pilas NiMH. Los principales inconvenientes de las pilas de Ni-Cd son su toxicidad y el hecho de que sufren un efecto de memoria muy alto [7]. 2.2.3 BATERÍAS DE SODIO-AZUFRE (NaS) De tecnología relativamente reciente, desarrollada originalmente para automoción, las baterías de NaS son una de las opciones más prometedoras para el almacenamiento de energía en aplicaciones de alta potencia. El ánodo de este tipo de batería es de sodio (Na) y el cátodo está hecho de azufre (S) separados por un electrolito sólido de beta alúmina que permite el paso de iones de sodio Na+ [7]. Durante el ciclo de descarga, el material metálico anódico (sodio) se oxida, liberando iones de Na + , mientras que el material catódico se reduce, la liberación de S -2 aniones de azufre. Durante el ciclo de carga en la reacción ocurre lo contrario; el polisulfuro de sodio se decompone en sodio y azufre. Una característica importante de este tipo de batería es su alta temperatura de operación, alrededor de 350º C [12]. Presentan problemas con aislamiento térmico pero como las reacciones son exotérmicas, la entrada de energía requerida para mantener una temperatura de funcionamiento adecuada es baja y, por tanto, la eficiencia de la batería no se reduce sustancialmente [14]. Cuanto menor es la resistencia electrolítica de la batería, mejor es el rendimiento debido a la minimización de la energía perdida en forma de calor en el electrolito [7]. Uno de los mayores fabricantes de baterías NaS es la empresa Japonesa NGK. Uno de sus modelos puede inyectar 50 kW (potencia nominal) durante 7 h [15]. La densidad de energía y la eficiencia energética de este tipo de baterías son muy altos, 150-240 Wh/kg y el 80-90% respectivamente [8]. Otras características importantes de las baterías NaS es que no se autodescargan, tiene bajo mantenimiento y su reciclado es del 99% [7] y [8], la vida útil está entre 2.500 - 4500 ciclos y el coste 500 $/kWh [8]. 2.2.4 BATERÍA DE Li-ION Li-ion son una tecnología reciente con origen en los laboratorios Bell en la década de 1960 y comercialización por primera vez por Sony en 1990 [9]. Las características que definen las batería de Li-ion son el ciclo de vida alto, alta densidad de energía, alta eficiencia y alto coste (4000 $/kW ó 2500 $/kWh [8]), lo que ha llevado a su uso en dispositivos electrónicos de consumo en formato pequeño [2] y [9]. En este tipo de baterías la transferencia de carga se produce a través de la intercalación de iones en lugar de por reacción química de los electrodos. Dado que la sobrecarga y la reacción secundaria son mínimas la batería Li-ion puede lograr sobre el 90% de eficiencia energética [8] y casi el 100% de eficiencia de carga [9]. El origen de Li-ion son pequeños dispositivos electrónicos portátiles, y como tales, rangos típicos de capacidad de almacenamiento de 100 a 5000 mAh. La aplicación de Li-ión para el almacenamiento a escala de red es un desarrollo reciente. Se han instalado sistemas conectados a la red con batería de litio en distintos lugares para satisfacer distintas necesidades, incluyendo la integración de renovables y la estabilidad de la red [9]. En general las perspectivas para las baterías de litio en aplicaciones de redes son muy positivas ya que el precio sigue bajando y el rendimiento mejora. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 15 3 ANÁLISIS DE LAS CURVAS HORARIAS DE PRODUCCIÓN EÓLICA Y FOTOVOLTAICA. COMPARACIÓN CON OTRAS TECNOLOGÍAS. COMPARACIÓN CON LA CURVA DE DEMANDA NACIONAL. Con el fin de analizar las curvas horarias de producción eléctrica nacional y la curva de demanda nacional se han escogido dos días de 2011, concretamente el lunes 10 de enero y el domingo 23 de enero para comparar un día laborable y uno festivo ya que los hábitos de consumo son diferentes dependiendo de que el día sea festivo o no. La curva de carga o de demanda de energía eléctrica en España tiene las siguientes características: - Horas de menor consumo: noche y primeras horas de la madrugada. Estas horas son las denominadas horas valle. - Puntos de consumo de mayor demanda a las 12.00 y 20.00 horas. Estas horas son los denominados picos de demanda. En la figura 4 se han representado las curvas de demanda para los días 10 y 23 de enero de 2011, en estas curvas se puede observar que existen unos picos de demanda muy claros en unas determinadas horas del día y otras franjas horarias en las que la demanda es mínima. Si comparamos las curvas de ambos días vemos que la curva de demanda del domingo, además de ser menos elevada la curva, es más uniforme presentando menor diferencia entre los picos y los valles. De igual modo si comparásemos dos días comprendidos en épocas diferentes del año observaríamos que hay diferencias de invierno a verano puesto que los factores climatológicos producen una modificación en los hábitos de consumo de los usuarios. Figura 4. Curvas de demanda 4a) día 10/01/2011(lunes) y 4b) día 23/01/2011 (domingo) - Fuente REE Las tecnologías de generación eléctrica existente en España para cubrir la demanda son muy variadas. En los últimos años se han producido notables cambios en el mix eléctrico español, en el que el ciclo combinado, la energía eólica y el resto de tecnologías del régimen especial han irrumpido con gran fuerza, colocándose, sobre todo las dos primeras, a la cabeza de las tecnologías con mayor potencia instalada. La eólica supone ya prácticamente el 20% de toda la potencia instalada en España, siendo la segunda tecnología en potencia instalada a cierre del año 2010, sólo por detrás del ciclo combinado (25,86%), como se puede observar en la figura 5. Tras ellas, encontramos a la hidráulica (16%), el carbón (11,5%), el resto del régimen especial (9,6%), la nuclear (7,4%), el fuel/gas (5,7%) y la solar (4,03%). Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 16 Figura 5 Potencia por tecnología a finales de 2010. Datos de la eólica de AEE y resto de REE Figura 6. Estructura de la generación en tiempo real 6a) día 10/01/2011 y 6b) día 23/01/2011- Fuente REE Del análisis de las curvas de las figuras 4 y 6 se puede deducir que la eficiencia de la infraestructura eléctrica española no es la óptima, es decir, cuanto más se aplane la curva más optimizado estará el sistema. Aún en el mejor de los casos en que la potencia instalada estuviese ajustada a la demanda en las horas pico, como la demanda es menor en las horas valle, tendríamos potencia instalada sobrante, pero además, en España la potencia instalada es muy superior a la necesaria para cubrir la demanda pico, lo que hace que el sistema esté aún más infrautilizado. Una de las soluciones para aumentar la eficacia del sistema sería una correcta gestión de la demanda. La gestión de la demanda es la planificación e implementación de distintas medidas destinadas a influir en el modo de consumir energía para que se modifique el perfil de consumo diario. Estas medidas contribuyen a la reducción de las emisiones de CO 2 , a la mejor integración de las energías renovables en el sistema eléctrico y a una mayor eficiencia energética del sistema en su conjunto. En la figura 7 se representan cuatro opciones posibles para gestionar la demanda, la segunda trata de intentar desplazar el consumo a las horas valle suavizando la curva de demanda y la tercera, como se ha dicho anteriormente, consiste en disponer de instalaciones de almacenamiento. En la España peninsular se dan dos elementos muy importantes: la limitada capacidad de bombeo, que supone la alternativa óptima de almacenamiento nocturno, y por otro lado las dificultades de colocar excedentes de generación en los sistemas eléctricos de los países vecinos. Luego, la solución pasa como se ha indicado al comienzo de este trabajo por encontrar sistemas óptimos de almacenamiento de manera que nos permita almacenar energía en las horas valle y verterla a la red en las horas punta, consiguiendo además maximizar los beneficios de la instalación ya que los precios de la energía son más altos en las horas punta. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 17 Figura 7. Soluciones de gestión de la demanda. Fuente REE Se puede comprobar en la figura 6 que la potencia aportada por la energía eólica supone un porcentaje elevado, superando el 20 % para la mayoría de las horas, llegando a aportar, en este caso, hasta el 40% el día 23 de enero de 2011, a las 3:50 horas. Con la información disponible no podemos determinar si la potencia instalada de eólica y fotovoltaica es utilizada al 100% para generar la energía aportada, según las curvas, por estas tecnologías. Lo más probables es que, sobre todo en el caso de la eólica en las horas valle, la capacidad de ésta sea superior a la demandada ya que normalmente la horas de más viento suelen coincidir con las horas de menor consumo. Si fuera el caso, la energía sobrante se podría almacenar y venderla en las horas pico o suministrar energía en los casos en que los aerogeneradores no pueden aportar energía, entre otras razones porque el recurso eólico sea insuficiente (baja velocidad de viento) para accionar los aerogeneradores o excesivo (velocidad de viento muy elevada) que suponga tener que parar los aerogeneradores. 4 ANÁLISIS DE LOS PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Y DE LAS PRIMAS A LAS TECNOLOGÍAS FOTOVOLTAICA Y EÓLICA En la figura 8 se han representado las curvas de demanda y precios horarios de la energía según OMIE para los días 10 y 23 de enero de 2011, en estas curvas se puede observar lo indicado en el punto anterior, existen unos picos de demanda muy claros en unas determinadas horas del día y otras franjas horarias en las que la demanda es mínima. Se puede ver también que los precios más altos de la energía coinciden con las horas de mayor demanda y son más reducidos en las horas de menos demanda, horas valle y llano. Si comparamos las curvas, tanto de precios como de demanda, de ambos días, vemos que las curvas del domingo, además de ser menos elevadas, son más uniformes presentando menos diferencia entre los picos y los valles. Si comparásemos dos días comprendidos en épocas diferentes del año observaríamos que hay diferencias en los precios para invierno o verano puesto que los factores climatológicos producen una modificación en los hábitos de consumo de los usuarios y esto repercute en el precio de la energía en el mercado. 0 5 10 15 20 25 30 35 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas Demanda Energía (GWh) 0 1 2 3 4 5 6 Precio Mercado (c€/kWh) Demanda Energía lunes 10 Enero 2011 Precio Mercado lunes 10 enero 2011 0 5 10 15 20 25 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas Demanda Energía (GWh) 0 1 2 3 4 5 6 7 Precio Mercado (c€/kWh) Demanda Energía domingo 23 Enero 2011 Precio Mercado domíngo 23 enero 2011 Figura 8. Representación gráfica demanda y precio horario OMIE días 10 y 23 de enero 2011. En estas gráficas, a pesar de corresponder al mismo día que las analizadas en el punto anterior, se observa que los valores de energía son menores debido a que en este caso sólo representan la energía intercambiada en el mercado OMIE y en las gráficas del punto anterior se representan la demanda horaria en tiempo real incluyendo los contratos bilaterales. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 18 Como se ha indicado en este trabajo, combinando los sistemas de generación con sistemas óptimos de almacenamiento que nos permitan almacenar energía en las horas valle y verterla a la red en las horas punta, se conseguiría mejorar la eficiencia del sistema y a su vez maximizar los beneficios de la instalación ya que los precios de la energía son más altos en las horas punta. Centrando el análisis en los sistemas de generación fotovoltaica y eólica por tratarse de tecnologías que pueden acogerse al régimen especial, la energía eléctrica se puede vender a la red según la tarifa regulada (precio fijo para cada tecnología, invariable a lo largo del año) o acogerse a la venta en el mercado, en cuyo caso se suma al precio de mercado una prima, distinta para cada tecnología. Si la prioridad del sistema es vender energía eléctrica a la red, en el sistema fotovoltaico-eólico, la generación fotovoltaica se vende a un precio de tarifa determinado, fijado en el R.D. 661/2007 (los precios de la energía eléctrica los actualiza el gobierno al final de cada año en una orden que se publica en BOE), mientras que la energía generada por los aerogeneradores se venderá a otro precio determinado, fijado en la tarifa regulada de dicho R.D. Es decir, cada tecnología tiene su precio de venta. La última orden que fija las primas para las instalaciones acogidas al RD 661/2007 es la Orden IET/3586/2011, de 30 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2012 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. Estas primas se indican en la tabla 3 para los subgrupos b.1.1 instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica y subgrupo b.2.1 instalaciones eólicas ubicadas en tierra. Tabla 3. Tarifas, primas y límites, para las instalaciones de la categoría b.1.1 y b.2.2 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. (Orden IET/3586/2011, de 30 de diciembre) Mediante Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Se suprimen los valores de las tarifas reguladas, primas y límites previstos en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, para todas las instalaciones que se encuentren en el ámbito de aplicación del real decreto-ley, entre las que se encuentran la eólica y fotovoltaica. Por consiguiente, actualmente las nuevas instalaciones solo obtendrán por la venta de energía el precio del mercado. Este hecho justifica aún más la necesidad de disponer de almacenamiento con el fin de optimizar más la instalación e intentar vender la mayor cantidad de energía y si es posible en los períodos en los que el precio de mercado es más alto, es decir en los picos de demanda. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 19 5 ESTUDIO DE UN SISTEMA DE GENERACION FOTOVOLTAICA Y EÓLICA CONECTADO A LA RED. OPTIMIZACIÓN CON ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO En este punto del trabajo se estudia un sistema de generación fotovoltaica y eólica conectado a red al cual se le implementará un sistema de almacenamiento energético mediante baterías (Figura 9). Supondremos que la instalación se encuentra en Zaragoza (Latitud 41,66º, Longitud 0,86º). Figura 9. Esquema del sistema a optimizar En primer lugar se realiza la simulación del sistema sin incluir ningún tipo de almacenamiento con el fin de obtener datos y compararlos con los que obtengamos de la simulación con almacenamiento. Las simulaciones se han realizado con la aplicación informática iGRHYSO. Para realizar las simulaciones será preciso introducir los siguientes datos, algunos de ellos se han tomado de la revisión bibliográfica y para otros se ha realizado una suposición. Radiación solar: tomamos valores medios mensuales para Zaragoza, datos obtenidos de la página web de la NASA (anexo III). Paneles solares sin seguimiento solar (inclinación óptima) y orientación sur (azimut 0º), y reflectividad del suelo 0.2 (figura 10). Figura 10 Datos recurso solar Generador fotovoltaico: potencia pico 1.000 kWp, coste de adquisición 3.000.000 € (3.000 €/kW [28]), incluye la parte proporcional de cableado y transformadores, costes de operación y mantenimiento 30.000 €/año (30€/kW/año, aproximadamente 1% costes de inversión [28]), vida útil estimada 25 años. TRAFO DC AC DC AC BATERIAS BUS DC BUS AC INVERSOR RECTIFICADOR GRUPO AEROGENERADOR GENERADOR FOTOVOLTAICO RED AC Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 20 Viento: Para los datos de viento utilizaremos datos de viento del aeropuerto de Zaragoza (valores horarios tomados en 2007) (Figura 11) Figura 11. Datos Recurso eólico Aerogenerador: potencia 2.500 kW para v viento =16 m/s (Figura 12), altura buje 80 m, coste de adquisición 3.750.000 € (1.500 €/kW [28]), incluye la parte proporcional de cableado, transformadores y rectificador, costes de operación y mantenimiento 93.750 €/año (37,5 €/kW/año aproximadamente el 2,5 % del coste de inversión [28]) y vida útil estimada de 25 años. Figura 12 Curva de potencia para un generador eólico de 2.500 kW Baterías: La tecnología escogida para el almacenamiento es baterías de tipo NaS ya que, como se ha visto, por coste y por desarrollo tecnológico es un sistema de almacenamiento adecuado para este tipo de instalaciones y para tiempos de almacenamiento relativamente altos (horas), son ambientalmente benignas, puesto que las baterías están selladas y no permiten las emisiones durante el funcionamiento, y más del 99% del peso total de los materiales de la batería puede ser reciclado [20]. El estudio se hace para una capacidad de almacenamiento de 3.000 kWh y potencia máxima 600 kW, aunque también se hace una prueba en uno de los casos con baterías de 1.500 kWh y 600 kW. El aerogenerador produce 2.500 kW para velocidades de viento entre 15 y 26 m/s (Figura 12), sin embargo, la velocidad del viento durante el año a menudo no está entre estos valores, la velocidad del viento en la ubicación de la turbina eólica, a una altura de 10 m, tiene un valor medio de 5,61 m/s, con un factor de forma de la distribución de Weibull de 2. Para la mayor parte de las horas del año, la velocidad del viento es inferior a 8 m/s a la altura del buje, por lo tanto, la turbina eólica produce durante estas horas menos de 600 kW, lo que resulta que por lo menos se necesitan 5 horas para llegar al máximo de carga de la batería (3000 kWh). Coste de adquisición 1.155.000 € (500 $/kWh [9]) 1 , costes operación y mantenimiento 28.875 €/año (2.5 % de la inversión), autodescarga nula [9] y ciclos de vida equivalentes 4.500 ciclos [9]. 1 Conversión dólares 0.77 € Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 21 Inversor: Puesto que la instalación incluye un generador fotovoltaico y baterías, es necesario disponer de un inversor con potencia igual a la suma de los dos en caso que tengamos almacenamiento y con potencia suficiente para el generador fotovoltaico en los casos sin almacenamiento. El coste de adquisición será 375.000 € en el caso de inversor de 1.500 kVA para sistema con almacenamiento y 250.000 € en el caso de inversor de 1.000 kVA para sistema sin almacenamiento (250 €/kVA según datos comerciales), el coste de operación y mantenimiento se incluye en los generadores fotovoltaicos. Rectificador: en los casos con almacenamiento será preciso rectificador cuya potencia será igual a la potencia de entrada de las baterías (600 kW) y el coste según datos comerciales 120 €/kW, costes de operación y mantenimiento incluidos en los aerogeneradores, vida útil 10 años y eficiencia 90%. Parámetros económicos: Para los cálculos económicos se incluyen todos los gastos e ingresos durante la vida útil del sistema. El estudio se realiza para un período de 25 años (coincidiendo con la vida útil estimada de los aerogeneradores y lo generadores fotovoltaicos). Se supondrá una tasa de interés nominal del 4% anual (I=0,04) y una tasa de inflación general prevista del 2% (g=0,02). Los costes previstos son los valores actuales descontados de todos los costes futuros durante la vida total de la instalación, además de los costes de inversión. Como costes de adquisición tenemos los de los diferentes componentes del sistema (aerogeneradores, generador fotovoltaico, inversores, rectificadores, baterías, cableado transformadores, terrenos, etc). Supondremos que no es preciso adquirir terrenos y los costes de generador eólico y fotovoltaico, inversor, rectificador y baterías son los indicados anteriormente. Consideramos que los costes de adquisición de los componentes se modificaran anualmente, dependiendo de la inflación específica llegando a un límite (madurez tecnológica), esto es importante sobre todo para el caso de las baterías, ya que el precio de éstas puede variar a medida que su desarrollo tecnológico avanza y, puesto que su vida útil es inferior al período de estudio, será preciso sustituirlas. Supondremos que los costes de adquisición se reducen 4% por año (inflación -4%) llegando a un límite de disminución del 25 %, una vez llegado al límite, el coste de compra aumentará de acuerdo con la inflación general. Precios de venta de la energía: En cuanto a los ingresos, tal como se ha indicado en el punto anterior estas tecnologías pueden estar acogidas al Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, es por ello que se realizará la simulación para el supuesto en que la instalación planteada esté acogida al régimen económico establecido en el citado Real Decreto y tomaremos como base las tarifas publicadas en la Orden IET/3586/2011, de 30 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2012 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial (Tabla 3). Y, puesto que actualmente, mediante Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, se encuentran suspendidos los procedimientos de preasignación de retribución y los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, también se realizará la simulación en el caso de que la energía se venda exclusivamente al precio de mercado. Como precios de mercado se han tomado los precios resultantes de la casación horaria en el Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) durante el año 2011. Se ha supuesto una inflación anual en el precio de la electricidad del 3%. Para determinar la rentabilidad de la instalación y poder determinar que casos son los más rentables, se calculará el valor actual neto (VAN), cuanto más alto sea este valor más rentable será la instalación. Se contemplan distintos casos de potencia máxima de evacuación a red con el fin de analizar la posibilidad de que la capacidad de evacuación de energía pueda verse limitada. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 22 Resultados y casos analizados 1) Sistema fotovoltaico y eólico sin almacenamiento Opciones de venta de la energía: 1- Venta de toda la energía a tarifas reguladas de acuerdo al RD 661/2007 según tecnología (tarifas según la Orden IET/3586/2011) 2- Venta de energía fotovoltaica (E FV ) a tarifa regulada y venta de energía eólica (E Eólica ) a precio mercado más prima según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 (tarifas y primas según la Orden IET/3586/2011) 3- Venta de toda la energía exclusivamente a precio de mercado (OMIE 2011) La rentabilidad (VAN) y balance de energía para este caso se pueden ver en la tabla 4, los informes completos se pueden consultar en el anexo I. Límite potencia evacuada   P Trafo (kW) 4.000 2.500 1.000 VAN (M€) Opción 1 (E FV y E Eólica según tarifas reguladas) 10,09 10,06 7,95 VAN (M€) Opción 2 (E FV a tarifa y E Eólica mercado más prima) 9,99 9,96 7,88 VAN (M€) Opción 3 (Toda la energía a precio de mercado) -4,37 -4,39 -5,74 Energía generada por los paneles FV (kWh/año) 1.620.406 1.620.406 1.620.406 Energía generada por los aerogeneradores (kWh/año) 3.853.552 3.853.552 3.853.552 Energía descargada por baterías (kWh/año) - - - Energía total vendida a la red (kWh/año) 5.031.434 5.014.910 3.801.945 Energía producida en exceso (kWh/año) 0 16.197 1.150.102 Tabla 4 Rentabilidad (VAN) y balance de energía sistema sin almacenamiento 2) Sistema fotovoltaico y eólico con almacenamiento En este caso, para optimizar el sistema, el programa permite la opción de indicarle en qué períodos horarios las baterías se cargan y en qué períodos se descargan, y otra opción es dejar que el programa optimice las horas en que se cargan y las horas en las que se vende energía a la red de manera que se obtenga el mayor VAN. Para realizar el trabajo se ha dejado que el programa optimice las horas de carga y descarga de las baterías. Se analizan dos opciones de venta de energía, las más rentable y la menos rentable de las planteadas en el sistema sin almacenamiento. Opciones de venta de la energía: 1- Venta de energía fotovoltaica (E FV ) y energía eólica (E eólica ) a tarifa regulada según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 (tarifas según la Orden IET/3586/2011) y venta de energía de baterías (E Baterías ) a precio de mercado. 2- Venta de toda la energía exclusivamente a precio de mercado (OMIE 2011) La rentabilidad (VAN) y el balance de energía para este caso se pueden ver en la tabla 5, y los informes completos se pueden consultar en el anexo I. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 23 Límite potencia evacuada   P Trafo (kW) 4.000 2.500 1.000 VAN (M€) Opción 1 (E FV y E Eólica según tarifas y E Baterías a precio de mercado) 8,37 7,39 5,46 VAN (M€) Opción 2 (Toda la energía a precio de mercado) -6,09 -7,06 -8,23 Energía generada por los paneles FV (kWh/año) 1.620.406 1.620.406 1.620.406 Energía generada por los aerogeneradores (kWh/año) 3.853.552 3.853.552 3.853.552 Energía descargada por baterías (kWh/año) 2.211 13.846 247.273 Energía total vendida a la red (kWh/año) 5.033.029 5.025.613 3.988.173 Energía producida en exceso (kWh/año) 0 40 805.529 Tabla 5 Rentabilidad (VAN) y balance de energía sistema con almacenamiento A continuación, en la tabla 6, se indica en primer lugar el precio al que se debería vender toda la energía para que el sistema con almacenamiento implique un VAN = 0, en segundo lugar el precio mínimo de venta de la energía de las baterías para que el VAN sea aproximadamente igual al obtenido para el sistema sin almacenamiento en la opción 1 de venta de energía (E FV y E Eólica según tarifas reguladas) y para finalizar el precio mínimo de venta de toda la energía para obtener este mismo VAN. Límite potencia evacuada   P Trafo (kW) 4.000 2.500 1.000 Precio venta de toda la energía para VAN= 0 (c€/kWh) 10,5 11,4 14,4 Precio de venta de energía de baterías para obtener la misma rentabilidad que para la mejor opción sin almacenamiento. (c€/kWh) 40,5 (VAN=10,09 M€) 41 (VAN 10,07 M€) 44,3 (VAN =7,95 M€) Precio venta de toda la energía para obtener la misma rentabilidad que para la mejor opción sin almacenamiento. (c€/kWh) 19,7 (VAN =10,19 M€) 20,5 (VAN =10,09 M€) 23,5 (VAN =8,03 M€) Tabla 6. Precios de venta de energía procedente de baterías en un caso y toda la energía en los otros dos También se ha analizado la opción para trafo de 4.000 kW pero con la mitad de capacidad de almacenamiento (1.500 kWh) para ver el comportamiento con menor capacidad. En este caso para obtener la misma rentabilidad el precio mínimo de venta de toda la energía debe ser de 18,8 c€/kWh. 3) Análisis de sensibilidad Para finalizar el estudio se realiza un análisis de sensibilidad planteado en el caso de límite de potencia 2.500 kW y opción de venta de energía exclusivamente a precios de mercado considerando la situación actual en España ya que mediante Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, se encuentran en supresión los incentivos económicos para estas tecnologías de generación en instalaciones nuevas. Se analizan varios casos (tablas 7) suponiendo que los precios de las baterías disminuirán y/o que los precios horarios del mercado de la electricidad aumentarán. También se plantea el estudio de un caso hipotético (Tabla 8) en el que, intencionadamente, se establece una diferencia destacable entre los precios horarios de la energía en los períodos punta y los períodos valle (Precios valle igual a 1.25 x (precios horarios OMIE 2011) y precios períodos punta 3.5 x (precios OMIE 2011)) y además se fija el coste de las baterías en un 25% del coste actual. La finalidad de este último caso es ver de una forma más clara el comportamiento del sistema con almacenamiento frente a la curva de demanda, curva que como se ha visto más atrás sigue un comportamiento similar a la curva de precios de energía en el mercado. Los informes completos correspondientes a este caso se pueden ver en el anexo I. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 24 Límite potencia evacuada   P Trafo (kW) 4.000 2.500 1.000 VAN (M€) para venta de toda la energía a (precio OMIE 2011)x1.25 y coste actual de baterías. -4,68 -5,65 -7,11 VAN (M€) para venta de toda la energía a (precio OMIE 2011)x1.5 y coste actual de baterías. -3,28 -4,25 -5,99 VAN (M€) para venta de toda la energía a (precio OMIE 2011)x1.75 y coste actual de baterías. -1,87 -2,84 -4,88 VAN (M€) para venta de toda la energía a (precio OMIE 2011)x2 y coste actual de baterías. -0,46 -1,44 -3,76 VAN (M€) para venta de toda la energía a precio OMIE 2011 y coste de baterías el 75% del coste actual -5,66 -6,45 -7,62 VAN (M€) para venta de toda la energía a precio OMIE 2011 y coste de baterías el 50% del coste actual -5,23 -5,84 -7,01 VAN (M€) para venta de toda la energía a precio OMIE 2011 y coste de baterías 25% del coste actual -4,78 -5,23 -6,40 VAN (M€) para venta de toda la energía a (precio OMIE 2011)x2 y coste de baterías el 25% del coste actual 0,830 0,388 -1,94 Tabla 7. Rentabilidad (VAN) para sistema fotovoltaico y eólico con almacenamiento incrementando el precio horario de energía respecto a 2011 y/o disminuyendo el coste de las baterías Sistema con límite de potencia evacuada   P Trafo (2.500 kW) Sin almacenamiento Con almacenamiento (Coste Baterías 25% coste actual) VAN (M€) para venta de energía a (precio OMIE 2011)x3,5 y coste de baterías el 25% del coste actual 2,097 2,205 Energía generada por los paneles FV (kWh/año) 1.620.406 1.620.406 Energía generada por los aerogeneradores (kWh/año) 3.853.552 3.853.552 Energía descargada por baterías (kWh/año) - 768.956 Energía total vendida a la red (kWh/año) 4.963.836 4.538.866 Energía producida en exceso (kWh/año) 15.183 6.709 Tabla 8. Rentabilidad (VAN) y balance de energía para sistema con almacenamiento, venta de energía horas punta a (precios OMIE 2011)x3,5 y valle (precios OMIE 2011)x1,25 y coste baterías el 25% actual Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 31 2.- Sistema sin almacenamiento, venta de energías fotovoltaica y eólica a tarifa regulada de acuerdo al RD 661/2007 según tecnología (opción 1) y restricción de potencia de salida a 2.500 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 32 3.- Sistema sin almacenamiento, venta de energías fotovoltaica y eólica a tarifa regulada de acuerdo al RD 661/2007 según tecnología (opción 1) y restricción de potencia de salida a 1.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 33 4.- Sistema sin almacenamiento, Venta de energía fotovoltaica (EFV) a tarifa regulada y venta de energía eólica (Eeólica) a precio mercado más prima según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 (opción 2) y potencia de salida a 4.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 34 5.- Sistema sin almacenamiento, Venta de energía fotovoltaica (EFV) a tarifa regulada y venta de energía eólica (Eeólica) a precio mercado más prima según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 (opción 2) y restricción en la potencia de salida a 2.500 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 35 6.- Sistema sin almacenamiento, Venta de energía fotovoltaica (EFV) a tarifa regulada y venta de energía eólica (Eeólica) a precio mercado más prima según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 (opción 2) y potencia de salida a 1.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 36 7.- Sistema sin almacenamiento, venta de energía fotovoltaica (E FV ) y energía eólica (E eólica ) exclusivamente a precio de mercado sin prima (opción 3) y potencia de salida a 4.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 37 8.- Sistema sin almacenamiento, venta de energía fotovoltaica (E FV ) y energía eólica (E eólica ) exclusivamente a precio de mercado sin prima (opción 3) y restricción en potencia de salida a 2.500 kW 7.- Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 38 9.- Sistema sin almacenamiento, venta de energía fotovoltaica (E FV ) y energía eólica (E eólica ) exclusivamente a precio de mercado sin prima (opción 3) y restricción de la potencia de salida a 1.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 39 10.- Sistema CON almacenamiento , venta de energía fotovoltaica (EFV) y energía eólica (Eeólica) a tarifa regulada según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 venta de energía de baterías (EBaterías) a precio de mercado (opción 1), y potencia de salida 4.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 40 11.- Sistema CON almacenamiento , venta de energía fotovoltaica (EFV) y energía eólica (Eeólica) a tarifa regulada según tecnología de acuerdo al RD 661/2007 venta de energía de baterías (EBaterías) a precio de mercado (opción 1), y potencia de salida 2.500 kW 11. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 47 18.- Sistema CON almacenamiento, precio de venta de energía eólica y fotovoltaica a tarifa regulada y para E Baterías 44,3 c€/kWh. Limite de potencia de salida 1.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 48 19.- Sistema CON almacenamiento, precio de venta de toda la energía (eólica y fotovoltaica y E Baterías ) a 19,7 c€/kWh. Limite de potencia de salida 4.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 49 20.- Sistema CON almacenamiento, precio de venta de toda la energía (eólica y fotovoltaica y E Baterías ) a 20,5 c€/kWh. Limite de potencia de salida 2.500 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 50 21.- Sistema CON almacenamiento, precio de venta de toda la energía (eólica y fotovoltaica y E Baterías ) a 23,5 c€/kWh. Limite de potencia de salida 1.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 51 22.- Sistema CON almacenamiento, precio de venta de toda la energía (eólica y fotovoltaica y E Baterías ) a 18,8 c€/kWh. Capacidad baterías 1.500kWh. Limite potencia de salida 4.000 kW Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 52 23.- Informe Sistema SIN almacenamiento (límite de potencia Trafo 2500 kW), venta de toda la energía a precio de mercado, con precio horario de la energía valle 1,25 x (OMIE 2011) y punta 3,5 x (OMIE2011). Coste baterías 25% del coste actual Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 53 23.- Informe Sistema CON almacenamiento (límite de potencia Trafo 2500 kW), venta de toda la energía a precio de mercado, con precio horario de la energía valle 1,25 x (OMIE 2011) y punta 3,5 x (OMIE2011). Coste baterías 25% del coste actual Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 54 ANEXO II - RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN PARA LOS DIAS 11 DE MARZO Y 26 DE MAYO (REPRESENTACION GRAFICA) 1.-Representación gráfica de los resultados de simulación para el día 11 de marzo, sistema sin almacenamiento y límite de potencia del transformador 4.000 kW. 2.-Representación gráfica de los resultados de simulación para el día 11 de marzo, sistema con almacenamiento y límite de potencia del transformador 4.000 kW. En este caso coincide con el anterior porque al no haber restricciones es más rentable vender que almacenar. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 55 3.-Representación gráfica de los resultados de simulación para el día 11 de marzo y el día 26 de mayo, sistema sin almacenamiento y límite de potencia del transformador 2.500 kW Para el día 11 de marzo no hay diferencia con los dos casos anteriores porque el límite de 2.500 kW coincide con la potencia de los aerogeneradores y además, para este día en concreto la generación de los paneles fotovoltaicos no coincide con los aerogeneradores, la restricción de 2.500 kW en este caso no influye y no tenemos energía generada en exceso. Pero puede darse el caso en que la generación de eólica y fotovoltaica coincida y entonces si se puede superar el límite de 2.500 kW y eso supondría una mala gestión de la generación como se demuestra en el gráfico siguiente para el día 26 de mayo. Trabajo Fin de Master Antonio Azabal Domínguez Universidad de Zaragoza – Máster Oficial en Energías Renovables y Eficiencia Energética. 56 4.-Representación gráfica de los resultados de simulación para el día 11 de marzo y el día 26 de mayo, sistema con almacenamiento y límite de potencia del transformador 2.500 kW. Para el día 11 de marzo como no afecta la restricción no hay energía generada en exceso y por tanto lo más óptimo es vender en lugar de almacenar. No ocurre lo mismo para el día 26 de mayo que si hay exceso de energía porque la restricción impide evacuar toda la generación. El hecho de disponer de baterías permite una mejor gestión que en el sistema sin almacenamiento pasando a no tener exceso de energía porque se emplea en cargar las baterías para entregarla a red más tarde cuando no existen restricciones.