Cómo manejan el exceso de energía solar las eléctricas de California

24 de mar. (Dow Jones) -- Las compañías generadoras de electricidad de California, como PG&E, Edison International y Sempra Energy, están probando nuevos formatos de redes de paneles solares, almacenamiento de baterías, dispositivos de comunicación bidireccional y programas para crear “centrales virtuales” que administren la energía verde y la alimenten a la red eléctrica cuando ésta sea necesaria.

El Estado Dorado está incrementando la producción de energía renovable, ahora que se ha comprometido a ser un baluarte contra las políticas que están en pro de los combustibles fósiles del gobierno de Trump. Pero primero tiene que averiguar qué hacer con el exceso de energía eléctrica que se genera cuando brilla intensamente el sol y soplan las ráfagas de viento.

Las granjas solares de California crean tanta energía eléctrica durante las horas diurnas que a menudo llevan a cero los precios estatales en tiempo real al mayoreo. Mientras tanto, la necesidad de electricidad puede aumentar después del atardecer, a veces haciendo que los precios en tiempo real lleguen hasta los mil dólares por megavatio por hora.

Las compañías eléctricas están buscando corregir ese desajuste entre la oferta y la demanda y mitigar la tensión en la red eléctrica en un momento en el que California considera cerrar su última planta nuclear en 2025 mientras que casi piensa duplicar la energía que obtiene de fuentes renovables a 50% para 2030.

El mes pasado, la eléctrica AES encendió el interruptor de un banco de 400 mil baterías de iones de litio que instaló en Escondido, California, para Sempra Energy. La eléctrica Sempra de San Diego planea utilizar las baterías, fabricadas por Samsung SDI Co., para suavizar los flujos de energía eléctrica en su red.

Tesla le está suministrando baterías a una red del área de Los Ángeles a la que Edison International le suministraría fluido eléctrico y la cual sería la más grande del mundo de este tipo cuando termine en 2020, de acuerdo con el desarrollador Advanced Microgrid Solutions. La red se extendería a más de 100 edificios de oficinas y propiedades industriales.

Cuando la compañía de electricidad Edison requiera más electricidad en su sistema, las baterías podrían suministrarle 360 megavatios por hora de energía extra a los edificios y a la red, lo suficiente como para alimentar a 20 mil hogares por un día de manera imprevista. En otras ocasiones, las baterías ayudarían a las empresas que albergan las redes a reducir sus facturas de electricidad, dijo Susan Kennedy, directora ejecutiva de Advanced Microgrid Solutions, empresa que está desarrollando el proyecto.

“Esto mostrará cómo se puede usar la tecnología de la comunicación y el control para hacer que muchos activos de electricidad diseminados en un área actúen como uno grande”, dijo J.B. Straubel, director técnico de Tesla.

Las compañías se negaron a decir cuánto costaría el proyecto.

PG&E planea utilizar energía limpia para reemplazar la planta nuclear de Diablo Canyon que genera dos mil 200 megavatios y que tiene previsto cerrar en 2025. La empresa eléctrica de San Francisco, que planea invertir alrededor de mil millones de dólares hasta 2020 para modernizar su red, está probando baterías, programas y otras tecnologías.

“Estamos volviendo a analizar la red y cómo funciona”, dijo Steve Malnight, vicepresidente de estrategia y política de PG&E.

Las centrales eléctricas virtuales siguen siendo una opción considerablemente más cara que la construcción de una central eléctrica tradicional para satisfacer la demanda máxima.

La energía eléctrica almacenada en las baterías de iones de litio puede hacer el trabajo que realiza una planta de gas natural en hora pico a un costo promedio de entre 285 y 581 dólares por megavatio por hora, de acuerdo con un informe de diciembre de Lazard. En contraste, la electricidad de una nueva planta de gas natural cuesta entre 155 y 227 dólares por megavatio-hora, dijo Lazard.

Sin embargo, algunos de estos equipos apenas existían hace cinco años: a medida que disminuyan los precios de las tecnologías como el almacenamiento de baterías, las compañías eléctricas deberían ser capaces de adoptar más de ellos, dijo Michael Picker, presidente de Public Utilities Commission del estado.

California actualmente tiene que vender el exceso de energía solar a precios bajos o regalarlo a las compañías de electricidad de Arizona y otros estados, a través de un mercado de electricidad en tiempo real dirigido por Independent System Operator de California, que supervisa la red estatal.

A veces, ofrecer el exceso de electricidad a precios bajos no es suficiente y los precios se vuelven negativos, como una forma en que los proveedores de electricidad alienten a otras empresas a recibir la energía eléctrica que ellos no pueden consumir. Eso ocurrió en 178 días el año pasado.

Eléctricas de Colorado, Nueva York y otros estados que planean obtener un mayor porcentaje de su electricidad de las energías renovables también están experimentando con la tecnología virtual en las plantas generadoras de electricidad.

Consolidated Edison utiliza paneles solares, baterías y tecnologías de conservación de energía en varias docenas de edificios de la ciudad de Nueva York para reducir la demanda máxima de electricidad hasta en 52 megavatios. Debido a su proyecto de 200 millones de dólares, la empresa puede posponer la instalación de más de mil millones de dólares en equipos de electricidad convencional durante otros 20 años, dijo Matthew Ketschke, vicepresidente de Con Edison.

Sin embargo, las centrales eléctricas virtuales por sí solas no pueden resolver los problemas creados por el impulso de las energías renovables intermitentes.

En Arizona, los reguladores quieren duplicar el objetivo de energía renovable del estado a 30% para 2030. Pero a algunas empresas eléctricas les preocupa que agregar más energía solar al ya de por sí robusto suministro de California podría ser oneroso y derrochador, incluso con el almacenamiento de baterías.

“El almacenamiento puede ayudar en el transcurso del día, sin embargo una batería no está diseñada para almacenar energía desde marzo hasta que sea necesaria en junio”, dijo Jeff Guldner, vicepresidente senior de política pública de Arizona Public Service en Phoenix.

Traducido por  Luis Felipe Cedillo