INTEGRATION OF ON-SITE POWER PLANTS AND POWER STORAGES IN ENERGY FLEXIBLE PRODUCTION PLANNING

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1 INTEGRATION OF ON-SITE POWER PLANTS AND POWER STORAGES IN ENERGY FLEXIBLE PRODUCTION PLANNING Autor: Fernández Larrea, Miguel Director: Keller, Fabian Entidad Colaboradora: TUM Techische Universität München, Fraunhofer Institut RESUMEN DEL PROYECTO Introducción El consumo energético mundial continúa y continuará aumentando, y estando cada vez más cerca de la extracción máxima de combustibles fósiles, comienza a ser necesario un cambio de comportamiento frente a la administración energética. En la actualidad el sistema de producción de energía sigue un modelo centralizado. La generación de energía se produce en plantas de gran tamaño, y luego se transporta a través de la red hacia aquellos lugares en los que sea demandada. El principal inconveniente de este sistema son las pérdidas por transmisión y distribución y que el conjunto está diseñado en función de los picos de consumo. Es decir, el sistema entero está construido para satisfacer los niveles máximos de demanda que ocurren a lo largo del año, y por ello, hay exceso de capacidad en los demás momentos. Para incrementar la eficiencia de la administración energética, se consideran dos opciones complementarias. Por un lado, las pérdidas se pueden reducir mediante la generación de energía localizada en los puntos de consumo. Por otro lado, la flexibilidad en el consumo de la energía puede aumentar a través del uso de sistemas de almacenamiento de energía. Mediante dicho almacenamiento, se podría almacenar energía en los momentos precedentes a un pico de demanda con vistas a liberar la energía almacenada y evitar un aumento de la generación en ese preciso instante. Si estas propuestas resultaran rentables, el modelo de generación se trasladaría hacia un modelo descentralizado con generación y almacenamiento onsite respaldado por un reducido sistema centralizado para controlar la calidad de la energía y proporcionar electricidad en caso de emergencia. Este modelo tendría menos pérdidas por transmisión y distribución y una mayor tasa de utilización, además de estar adaptado a cada usuario final. La planificación flexible de la producción significa que la producción de las diferentes máquinas o fábricas se puede asignar a diferentes momentos del día para incrementar el rendimiento y mejorar la rentabilidad evitando los picos de precio de la energía. Considerando los consumos energéticos de estas máquinas, y debido a que la intención es desplazar la producción, también es necesario tener una administración energética flexible para satisfacer los consumos en todo momento sin incurrir en sobregastos. Por lo tanto, el objetivo es analizar la viabilidad de integrar generación y almacenamiento onsite para reducir la factura energética e incrementar los grados de libertad de la administración energética en una fábrica. Dicho cometido se realizará principalmente evitando los precios más altos de la energía (peak shaving) y/o generando una carga constante de energía en las plantas onsite (base load). Para evitar los precios más altos, en el momento

2 en que el precio de la red sea más alto que el coste de generación de los sistemas onsite, el suministro de energía se trasladará a estos últimos. Por otro lado, al generar una carga estable, el objetivo es reducir la demanda de la red proporcionalmente a la capacidad del medio de generación onsite. Existen más situaciones en las que la generación y el almacenamiento descentralizados de energía podrían proporcionar beneficios, como control de calidad, ajuste de frecuencia, etc., pero no se contemplan dentro de este estudio. Metodología Figura 1. Formas de gestionar la energía onsite Hoy en día existen numerosas tecnologías capaces de almacenar y generar energía de manera descentralizada. Sin embargo, la mayoría de ellas no son todavía adecuadas para la finalidad de este estudio por distintas razones. Tras descartar las opciones no viables, se seleccionan las restantes como válidas en la actualidad. Las razones consideradas a la hora de rechazar las tecnologías fueron altos costes de generación, de capital o de operación y mantenimiento (Microturbinas, Celdas de Combustible, Baterías de Flujo, Energía Geotérmica), limitaciones geográficas (Bombeo Hidráulico), limitaciones de servicio como cambios de carga o arranques lentos o altos ritmos de descarga (Condensadores, Volantes de Inercia, Combustibles Solares, Almacenamiento Magnético en Superconductores, Almacenamiento de Energía Térmica). Las tecnologías seleccionadas para generación en la simulación finalmente fueron motores de combustión interna alternativos (Diésel y Gas), Turbinas de Gas, generación Fotovoltaica y Turbinas de Viento. Se consideraron válidas para almacenamiento las baterías convencionales y el almacenamiento de aire comprimido. Aunque las tecnologías seleccionadas se consideraron apropiadas para la finalidad del proyecto, también se deben tener en cuenta ciertas limitaciones. Sistemas de generación dependientes de combustibles fósiles son susceptibles a las variaciones de precio del carburante, lo que podría significar la pérdida de rentabilidad de estas alternativas en el futuro. Las energías renovables tienen la desventaja de un alto coste de inversión y de la naturaleza aleatoria de la energía producida, debido a la dependencia del sol y del viento. Por otro lado, los sistemas de almacenamiento, aparte de los altos costes iniciales, pueden incurrir

3 en picos de demanda si se utiliza la red para recargar dichos sistemas y por tanto, incrementar el precio de la energía consumida durante el resto del año. Teniendo en cuenta estas decisiones, simulaciones y estudios económicos fueron llevados a cabo para cada alternativa, para poder elaborar una recomendación. Los análisis se realizaron para dos tipos de fábricas, una fábrica de tamaño pequeño (consumo energético 1MWh) en el sector de radiofrecuencias perteneciente a Spinner Group, y una fábrica de gran tamaño (consumo 10MWh) en el sector de la siderurgia perteneciente a Franken Guss. Simulación Para la simulación el modelo de precios que se utilizó se basa en el precio del pool al cuál se añaden los impuestos dependiendo de la demanda de la red en cada momento. Precio de la energía por MWh ( ) = Precio del pool + T Q T ( /MWh) = 10 Q (MWh) = MWh consumidos de la red en ese momento Este modelo de impuestos implica que una fábrica con una demanda energética elevada paga la energía a un precio mucho más alto que una fábrica con una demanda contenida. Al mismo tiempo se debe tener en cuenta que la energía que se vende a la red se vende al precio de pool. Por lo tanto no hay incentivo en vender mucha energía a la red si el precio de pool es menor que el coste de generación de la energía onsite. Esta característica determina el tamaño crítico de las instalaciones de generación y almacenamiento en cada fábrica. Figura 2. Diferencia en el precio de la energía en función de la fábrica Debido a la diferencia en el precio de la energía, algunas de las tecnologías que resulten rentables para un determinado tipo de fábrica, pueden resultar deficitarias para un tamaño diferente. En la simulación, para obtener los resultados más favorables, en cualquier momento en el que el precio de la energía fuese superior al coste de generación onsite, el suministro de energía se trasladaba a este último hasta el momento en que el precio de la energía vuelva a bajar de dicho nivel. Cuando los sistemas de almacenamientos estaban disponibles, si el

4 precio de la energía fuese inferior a un determinado intervalo, los sistemas se rellenarían, y cuando el precio fuese superior a dicho intervalo, la energía almacenada se consumiría o se volcaría a la red. El intervalo está centrado en el precio medio de la energía y se determinó el intervalo más adecuado para cada caso. Resultados Tras obtener los ahorros mensuales resultantes de utilizar cada tecnología alternativa, los resultados se extrapolaron para obtener los ahorros anuales y calcular el VAN, TIR y tiempo de payback para determinar que tecnología proporcionaba el mejor rendimiento en cada fábrica. El VAN se calculó para una duración de la inversión de 30 años y con un coste de capital de 5%. Se proporcionó una recomendación en cada caso. Fábrica de pequeña escala Debido al bajo precio al cual se aprovisiona esta fábrica, los ahorros conseguidos por muchas de las opciones son tan bajos que no compensan los costes de inversión, operación y mantenimiento y depreciaciones pertinentes. La mayoría de las opciones causan una pérdida directa, mientras que algunas tienen valores de TIR muy cercanos al 0% y por lo tanto tampoco son rentables. La mejor opción para una fábrica de este tamaño es generación mediante turbinas eólicas. Es posible que no haya suficiente espacio en la parcela de la fábrica para conseguir la capacidad de generación recomendada, por lo que la recomendación será una mezcla de energías renovables con un 50% de generación con turbinas eólicas y un 50% de placas fotovoltaicas. Es importante mencionar que si no hay espacio en absoluto disponible para turbinas de viento, la generación sólo con placas fotovoltaicas no es rentable en una fábrica de este tamaño debido a los altos costes que conlleva. La recomendación es para un tamaño crítico de 600 kw, que con una inversión de tendría un VAN de , un tiempo de payback de 15 años y TIR de 6%. Ningún tipo de sistemas de almacenamiento de energía resultó rentable en una fábrica de este tamaño. Fábrica de gran escala Como se ha mencionado anteriormente, el espectro de opciones rentables se amplía al aumentar el precio pagado por la energía respecto a una fábrica pequeña. Debido a que la generación convencional con combustibles fósiles también es rentable en este caso, se hará una recomendación para cada tipo de tecnología. Si no hay espacio para generación eólica, la mejor opción posible sería la generación con motores diésel con un tamaño crítico de 6 MW, con una inversión de y un VAN de , un tiempo de payback de años y TIR de 49%. Los resultados tan positivos se deben a una gran reducción en la demanda de la red y a una disminución en el precio

5 pagado por la energía. Este tamaño crítico maximiza la reducción del consumo de energía proveniente de la red mientras minimiza la energía vendida al pool, ya que el coste de generación ( 74 /MWh) es en la mayoría del tiempo mayor que el precio de pool ( 50 /MWh). Si hubiera espacio suficiente para una combinación de energías renovables al 50% de generación eólica y al 50% de generación fotovoltaica, la recomendación es de un tamaño de 6 MW, con un coste de inversión de , un VAN de 60, , un tiempo de payback de 3 años y TIR de 33%. Los ahorros en este caso vienen determinados por una reducción moderada de la demanda, así como del precio pagado por la energía, pero principalmente son causados por la venta de energía a la red. Debido a que el coste variable de producir energía con generación renovable es muy cercano al cero, vender energía sobrante al pool significará un ahorro en todo momento independientemente del precio de la energía en la red. Si no hubiera espacio en absoluto para turbinas de viento, en una fábrica de este tamaño, la generación con placas fotovoltaicas en el tejado es aun así muy rentable. En este caso, sólo el almacenamiento de energía en forma de aire comprimido resultó rentable a partir de un tamaño de 5 MW, aunque se mantiene por debajo de los resultados sin almacenamiento. Conclusión Se ha demostrado que la administración energética en la planificación de la producción es rentable en la actualidad. Ser rentable es una de las características más importantes, porque independientemente de que proporcione otros beneficios, si no proporcionase ganancias, sería muy difícil de implantar. Además de ser rentable, provoca una reducción en la demanda de la red, en el precio de la energía que se sigue consumiendo de dicha fuente y en las emisiones (en el casi de uso de renovables). Esto llevaría a una utilización más constante y elevada de la red, en la medida en que fuese aumentando el consumo del país porque los picos de consumo serían soportados por las distintas plantas onsite, en lugar de dimensionar todo el sistema para ello. Aún mejores resultados se podrían obtener si se considerase o bien vender derechos de emisiones o bien comercializar energía en forma de calor en las aplicaciones alimentadas por gas. También se ha demostrado en la simulación que el uso de baterías es improductivo en la actualidad y que la única opción viable para almacenar energía es en forma de aire comprimido, lo que elimina la naturaleza aleatoria de las energías renovables e incrementa la eficiencia de una turbina de gas. Aunque esta tecnología sigue en desarrollo, los resultados en un futuro son muy prometedores. También sería muy interesante probar la administración de la energía respecto a predicciones de los precios de energía en vez de basarse en decisiones instantáneas. Esto podría hacer rentable el uso de baterías para reducir los picos de demanda.