• Por qué los modelos comerciales de almacenamiento de la red actuales están sujetos al cambio

Default Alternative Text

De Alemania al Condado de Orange (California), para que las baterías de red sean rentables se necesita adaptabilidad.

El control y la optimización de las baterías conectadas a la red y situadas detrás del contador ya son cuestiones complejas. Pero se va a complicar mucho más en los próximos años, tanto para los integradores de almacenamiento destinado a compañías eléctricas, como son S&C Electric Company, AES Energy Storage y NEC/A123, como para los proveedores de almacenamiento detrás del contador dirigidos al cliente, como Stem, Green Charge Networks o Solar City y Tesla

La finalidad de todos ellos es gestionar unos imperativos similares: garantizar que los sistemas de almacenamiento de la energía, individual y colectivamente, pueden alcanzar el máximo retorno de la inversión a lo largo de sus vidas útiles. Estas funciones dirigidas a generar dinero se diferencian en la escala de tiempo, desde la regulación de frecuencias de fracciones de segundo a inversiones de carga cada varias horas; y en la frecuencia de uso, desde sistemas de nivelación diaria de picos, hasta generadores de reserva para emergencias muy esporádicas.

En la actualidad, hay aplicaciones, como ayudar a las compañías eléctricas a posponer las actualizaciones en centros de transformación y circuitos desbordados o gestionar las cargas de demanda en edificios, que pueden ser viables económicamente. Otras, como almacenar la energía de las placas solares para ayudar a reducir el potencial de generar problemas en la red o a traspasar la energía de un área de servicio eléctrico a otra, aún están esperando a que las regulaciones estatales y las estructuras del mercado energético cambien para poder erigirse como oportunidades de generar dinero.

Unas baterías bien gestionadas deberían durar lo suficiente para estar presentes cuando estas oportunidades comiencen a emerger. Y eso atribuye valor a los sistemas de control y los modelos de negocio que se puedan adaptar al cambio. De entre las últimas noticias, he aquí dos ejemplos que ponen de relieve el imperativo de la flexibilidad, uno acerca de las baterías detrás del contador en Alemania y otro sobre un sistema conectado a la red en el sur de California.

Sonnenbatterie convierte el almacenamiento de energía solar residencial en un arbitraje energético agregado

La empresa startup alemana Sonnenbatterie comenzó en 2008 a integrar paneles solares, baterías de iones de litio y sistemas de gestión de energía en el hogar a través de su plataforma de software. Se dirige al mercado de propietarios alemanes interesados en la independencia energética y con disposición económica, puesto que los sistemas de la startup cuestan desde unos 13.000 dólares para el almacenamiento de 4,5 kilovatios/hora hasta cerca de 21.000 dólares para el almacenamiento de 10 kilovatios/hora.

Los hogares alemanes consumen menos energía que los estadounidenses, de modo que esta cantidad de almacenamiento permite que un hogar sea independiente de la red durante varios días seguidos, si brilla el sol, en lugar de servir simplemente de sistema de emergencia, como ocurre con los sistemas de almacenamiento similares en EE. UU., como los de OutBack Power y SolarCity. Y ahora que las tarifas de alimentación para la energía solar están cayendo en Alemania por debajo de los precios de la energía al por menor, merece la pena almacenar energía solar para el consumo doméstico, en contraste absoluto con casi todos los mercados energéticos de Estados Unidos.

Pero con cerca de 8.000 sistemas vendidos en Alemania y una producción de entre 100 y 150 sistemas semanales, "vamos a ampliar nuestro modelo de negocio para, en lugar de solo vender hardware, encaminarnos hacia los servicios energéticos", comenta Christoph Ostermann, Director General, en una entrevista realizada en San Francisco el mes pasado. Alrededor del 30% de sus sistemas son vendidos ya como marcas blancas por socios, incluida la empresa de servicios públicos RWE y el fabricante solar SolarWorld.

Otro socio, el minorista de energía ecológica Lichtblick, ofrece a sus clientes 1.100 kilovatios/hora de energía gratuita y el pago de un bono de 100 euros por permitir que sus baterías pasen a formar parte de la planta virtual de energía, también conocido como la "SwarmBattery" (la batería enjambre) para aprovechar el mercado energético tan volátil de Alemania.

Con este programa, Sonnenbatterie supervisa la capacidad disponible de su "flota" de baterías para mantenerlas disponibles para absorber la energía de la red cuando los precios caen a cerca de cero o incluso a valores negativos, explica Boris von Bormann, Director de Sonnenbatterie en EE. UU. Eso ocurre cuando la producción solar, además de las plantas de combustibles fósiles y las centrales nucleares de la carga básica, están generando más energía de la que necesita la red.

En otras palabras, "se les paga por aceptar la energía y el cliente obtiene electricidad gratuita", explica. "Estamos trabajando con otras compañías eléctricas en estos momentos", para programas similares, en los que las compañías eléctricas podrían compartir con los clientes los costes de la instalación de baterías aún más grandes para que sean los hogares los que gestionen esa función de arbitraje de la red, comenta. Lichtblick ofrece desde 2008 un producto similar que utiliza únicamente sistemas de calor y energía combinados a pequeña escala, en lugar de baterías.

En EE. UU., este plan de negocio sería mucho más difícil de llevar a cabo, puesto que se basa en una combinación extremadamente poco frecuente de estructura de mercados no regulados y una estructura de precios de la energía muy volátil con fluctuaciones de una hora para otra. Ostermann comentó que Sonnenbatterie tiene puesto el objetivo en el mercado estadounidense, pero lo que quiere es proporcionar la gestión de la carga de la demanda para edificios comerciales, como hacen startups como Stem, Green Charge Networks y Coda Energy, en vez de baterías para el hogar.

Puede haber maneras de hacer que la idea de la SwarmBattery de Sonnenbatterie satisfaga las necesidades de las compañías eléctricas de Estados Unidos también, proporcionando un recurso flexible mucho más barato que la construcción de una planta de cogeneración accionada por gas natural o la rehabilitación del cableado y los transformadores de la red de distribución, explica Bormann. En la medida en la que estados como California, Nueva York y Hawaii comienzan a aprobar nuevas leyes para permitir que la energía distribuida desempeñe este tipo de funciones, los sistemas de almacenamiento de energía solar de empresas como SolarCity, Sunverge y Stem (y posiblemente Tesla) estarán atentos para llevarse su parte.

Southern California Edison ve un posible papel de mercado para las baterías para distribución

Tres compañías eléctricas de California propiedad de grandes inversores tienen órdenes de conseguir 1,3 gigavatios de almacenamiento de energía para 2022, y están buscando distintas formas de hacer que merezca la pena. Van a necesitar más flexibilidad, tanto por la parte del software de control, como por parte de las autoridades reguladoras que deben decir qué es justo y qué no.

El mes pasado, Southern California Edison dio a conocer su más reciente adición a su creciente flota de almacenamiento de energía diseñada para reforzar su red de distribución. La matriz, del tamaño de un tráiler, compuesta por baterías A123 de iones de litio y gestionada por el nuevo propietario del A123, la empresa japonesa NEC, es una de las primeras que se ha instalado en la propiedad de un cliente a pesar de seguir bajo el control de la empresa del servicio público.

SCE tiene previsto utilizar el sistema de baterías, capaz de proporcionar 2,5 megavatios de energía durante alrededor de una hora y media, para reforzar un centro de transformación que presta servicio a cuatro circuitos en el Condado de Orange. En la actualidad, este conjunto de circuitos soporta un exceso de carga notable y, si no fuera por el respaldo que ofrece la batería, tendría que ser actualizado en un futuro no muy lejano, afirma Mark Irwin, director del departamento de tecnología avanzada de SCE.

"Esto nos da flexibilidad y nos permite aliviar posibles sobrecargas", añade. En el lenguaje de los servicios públicos, esto se llama "retrasar la distribución" porque retrasa el coste de las actualizaciones, la principal ventaja económica para justificar su coste. Para el verano, los socios quieren tener el sistema de control de baterías de NEC integrado en el sistema de gestión de la distribución (DMS, por sus siglas en inglés) de SCE, por lo que estará listo para contribuir a la gestión de los picos de demanda de energía estivales, anticipa.

Pero en algún momento será importante buscar otras funciones a los proyectos pensados para retrasar la distribución aparte de esa única función, por una razón muy sencilla: no se pueden retrasar esos costes eternamente. En algún momento del futuro, los centros de transformación o los circuitos a los que prestan apoyo tendrán que actualizarse, y entonces las baterías habrán acumulado años de vida útil pero ya no tendrán ningún interés económico.

Por ese motivo, comenta, SCE quiere ofrecer las capacidades de su sistema de batería a los mercados de servicios auxiliares que gestiona el operador de la red de California, CAISO. El truco aquí está en que, en reglas generales, a las compañías eléctricas no les está permitido utilizar equipos pagados por los suscriptores para competir en mercados relacionados con la red contra los generadores de energía independientes ni, a estos efectos, con los propietarios de proyectos independientes de almacenamiento de energía.

La orden de la Comisión de Servicios Públicos de California por la que se creó el mandato de los 1,3 gigavatios del Estado exige que las empresas de servicios públicos sean propietarias de un máximo de la mitad del almacenamiento que se desplegará. Pero quedan otros muchos detalles del programa que se tendrán que ir resolviendo con el tiempo, como, por ejemplo, cómo compartirán las empresas de servicios públicos del estado, los propietarios del almacenamiento energético de terceros y los clientes con capacidad de almacenamiento las oportunidades de ganar dinero en las decenas de cadenas de valor que podrían abrirse a las baterías conectadas a la red.

El enfoque probable consistirá en devolver los valores de mercado posibles gracias a los proyectos de almacenamiento financiados por los suscriptores a los suscriptores de una forma u otra, explica. "Si tienes un equipo por el que están pagando los clientes del circuito, ¿cómo ves ese retorno de los valores de mercado? Esperamos que el principal resultado sea, si el principal propósito es el retraso de la distribución, que los beneficios netos de mercado que se registren vuelvan a aquellos que lo financiaron, que son los clientes que pagan por el paquete de servicios".

Pero no está tan claro cómo funcionará este mecanismo de retorno de los beneficios. Es más, las partes independientes se quejarán, porque las compañías eléctricas pueden conseguir capital mucho más barato para financiar estos proyectos y después inundar el mercado con productos más baratos que los de la competencia independiente.

Sea cual sea la solución final a estos problemas, las decisiones de California podrían terminar ejerciendo una fuerte influencia en cómo afronta el resto del mundo estos nuevos problemas.

Publicado originalmente en Greentech Media.

Por Jeff St. John, en 2015

Este artículo ha sido escrito por Greentech Media y publicado en Breaking Energy. Licencia legal concedida por la red editorial NewsCred.