Abordando la energía como un ahorro de costos.
La mayoría de los usuarios piensan poco en la red de distribución eléctrica que se provee día a día. Encienden las luces y la energía está siempre allí hasta que, gracias a las redes sobre saturadas, no lo está más. En 2003 el apagón en el noreste de Estados Unidos costó 6 mil millones de dólares. En India, el corte de energía de 2012, el mayor en la historia, dejó a 10% de la población mundial en la oscuridad.
Los proyectos más recientes proveen soluciones pensando en la energía casi como si fuera un cajero automático de entrega inagotable en vez que como una caja de ahorros de resguardo, almacenándola cuando es necesaria de manera que podamos hacer uso de ella cuando la necesitamos.
Entre las tecnologías más prominentes está el almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES). El proceso comprime aire cuando la energía es abundante que luego utiliza para encender turbinas durante los picos de máxima demanda. El proveedor de servicios públicos Pacific Gas and Electric Company (PG&E) en San Francisco, California, USA, incentivado por objetivos relacionados a energías renovables en forma muy agresiva por parte del Estado, está llevando a cabo un proyecto en curso para determinar la viabilidad y el costo de utilizar los depósitos de gas natural agotados como áreas de almacenamiento subterráneo de aire comprimido.
Hasta ahora, CAES ha usado solamente formaciones de rocas no porosas tales como minas de sal abandonadas, haciendo de esta manera que las locaciones de las instalaciones sean dependientes por completo de la geología local. El uso de formaciones porosas podría ampliar el número de posibles sitios CAES. “Estos embalses o reservorios han almacenado gas natural por millones de años” dice Mike Madeiros, Gerente de Desarrollo de Energías Renovables en PG&E. ”No hay razón para pensar que no podrán ser capaces de almacenar aire natural teniendo en cuanta que han sido reutilizados para el almacenamiento de gas natural.
Pero estos reservorios presentan un desafío tecnológico: qué hacer con el gas natural residual. El equipo utilizado en el proceso de generación tendrá ciertos contaminantes, y la instalación de equipos para reducir y eliminar, si es factible, podría traer aparejado un aumento en los costos. En 2014 el equipo de proyecto llevará a cabo extensas pruebas de modelización y una prueba real de inyección de aire y extracción del mismo luego, para determinar en forma exacta la combinación de aire y gas, y así proyectar los costos asociados y el rendimiento potencial de las plantas.
El equipo ha tenido que navegar por las difíciles aguas de la complejidad de los derechos de propiedad en los sitios potenciales. “La titularidad de los derechos sobre los terrenos, los derechos mineros y los derechos sobre los poros son totalmente diferentes”, indicó Madeiros, quien añadió que estos títulos se han dividido en los últimos años en más de 50 explotaciones diferentes. La negociación de los acuerdos de control en cada sitio con cada parte se expone a limitaciones de presupuesto. “Los titulares de los derechos mineros esperan una compensación similar a la que recibían cuando el depósito estaba produciendo gas natural”, dijo. De los 150 sitios potenciales, 10 cumplieron los criterios geológicos del proyecto, de los cuales la organización negoció acuerdos de perforación en sólo dos. “Nuestra meta ideal era perforar en tres sitios” agregó Madeiros.
El proyecto está aún en fase de investigación, y el financiamiento para la construcción y operación de una planta dependerá de los resultados y las diversas aprobaciones regulatorias. “PG&E espera estar en la fase de decisión en el 2015” dice Madeiros.
SustainX, una compañía de desarrollo de la tecnología para almacenamiento de energía, espera tomar CAES por debajo de las rocas literalmente. La demostración de su proyecto isotérmico, en la casa matriz de la organización ubicada en Seabrook, New Hampshire, USA, utiliza cañerías construidas en el sitio elegido en lugar de los reservorios cavernosos. Fue ejecutado por un equipo multidisciplinario, lo que permite a los ingenieros trabajar codo a codo con los técnicos y fabricantes.
“Los ciclos isotérmicos, o con temperatura cuasi-constante, con almacenamiento en tuberías de acero convencional libera CAES bajo los requerimientos geológicos y ambientales de las locaciones seleccionadas, lo que permite que nuestro sistema sea ubicado donde sea necesario” dijo Stephen Brown, vicepresidente de ingeniaría de SustainX.”También tenemos la ventaja de un funcionamiento libre de emisiones y de combustible”. Esto reduce en gran medida los permisos y licencias y crea oportunidades donde el gas natural es caro y escaso. “El sistema para comprimir y almacenar aire en tuberías utiliza una espuma de aire y agua para capturar la energía térmica perdida en CAES tradicionales y asi de este modo puede ser reutilizado cuando sea necesario.
SustainX afirma haber conseguido una eficiencia térmica del 95% con esta tecnología, una tasa incomparable con los sistemas tradicionales, los cuales requieren de combustión de combustibles fósiles. Hasta ahora, esta tecnología alternativa ha atraído más interés en Asia y otras áreas con altos costos de gas natural y redes de energía eléctrica menos flexibles. De hecho, la compañía espera implementar su primera unidad de campo en algún lugar de Asia durante este año. El sistema puede almacenar megavatios de energía por horas suplementando el tiempo de inactividad de los parques eólicos entre periodos de mucho viento y alta producción y los de bajo viento y producción estancada. Esta tecnología también podría ser útil para los colectores solares que enfrentan la misma variabilidad respecto a la producción de energía.
Pero la energía por sí misma no es de mucha utilidad si sólo se basa en el almacenamiento. Para achicar la brecha entre la oferta y la demanda, los sistemas de almacenamiento de energía se deben comunicar con la red eléctrica en tiempo real. “La alimentación eléctrica no ha cambiado mucho desde los tiempos de Thomas Edison” dice Jamal Cheema, Director del Proyecto Smart Grid- Smart City (SGSC), una iniciativa del gobierno australianos de más de 100 millones de dólares australianos. “Durante más de cien años, la oferta de suministro ha corrido en una sola dirección, desde las grandes instalaciones generadoras hasta el cliente final”, adicionó. Una red inteligente utiliza sistemas de monitoreo IT y dispositivos de almacenamiento de energía para cambiar esta calle de una sola vía en una herramienta de comunicación de dos vías capaz de regular el flujo y ahorrar energía.
El proyecto SGSC basado en Sydney, Australia y supervisado por Ausgrid, la red eléctrica más grande del país, está realizando una serie de pruebas de tecnologías para redes inteligentes. Para una de las diez iniciativas del proyecto, SGSC instaló baterías fuera de los hogares de los usuarios en una de las áreas suburbanas de mayor demanda y en un área rural. Las baterías almacenaron energía durante las horas no-pico que se podría utilizar durante las horas pico. Las baterías también midieron los índices de uso e indicaron mejoras en la fiabilidad de la red entre otros beneficios. Ausgrid publicará a principios de este año los resultados del proyecto que concluyó en Septiembre pasado.
Por Kate Sykes, PMI Network January 2014
Traducción: Brunilda Caselli, PMI Volunteer
Para: PMI Argentina, Buenos Aires Chapter. Enero 2014