Las grandes baterías baten un nuevo récord de carga y desplazan al gas en los picos nocturnos de la principal red australiana

El récord de carga de baterías saltó a 766 MW el domingo a las 12.55 pm, más de 110 MW por encima de su pico anterior de 650 MW establecido en enero.

Panorámica de la gran batería de Hazelwood, en Australia, propiedad de Engie.

La incorporación de una serie de nuevos grandes proyectos de baterías se está dejando sentir en la red principal de Australia, con un gran salto en el récord de carga de baterías a mediodía del fin de semana, y sigue desplazando al gas como proveedor en el pico vespertino en Victoria.

Según el recolector de datos de red NEMLog GPE2, el récord de carga de baterías saltó a 766 MW el domingo a las 12.55 pm, más de 110 MW por encima de su pico anterior de 650 MW establecido en enero.

Gran parte de esta actividad se concentró en Victoria, que alberga la mayor batería del país en pleno funcionamiento, la Victoria Big Battery, de 300 MW y 450 MWh, y la batería Hazelwood, de 150 MW y una hora de duración (en la foto que ilustra esta información), la primera batería conectada al emplazamiento de una antigua central eléctrica de carbón.

Victoria batió su propio récord de carga de baterías al mismo tiempo, con un nuevo pico de 424 MW, aunque NEMLog señaló que solo superaba ligeramente el récord anterior, establecido el jueves pasado.

En el momento de los nuevos récords de carga de baterías, los precios en la red principal eran mayoritariamente negativos, con una media de menos 3 dólares por megavatio hora, y particularmente en Victoria, donde los precios habían caído a menos 30 dólares/MWh, según informa el portal de energía australiano Renew Economy.

La carga de baterías absorbía el 3% de la producción total de la red, de algo menos de 24 gigavatios, y la hidroeléctrica de bombeo, otro 2,8%.

Curiosamente, el almacenamiento en baterías en Victoria sigue desplazando al gas como proveedor en la hora punta de la tarde, con más de 200 MW de producción de baterías el sábado por la noche, y cero de los generadores de gas de pico del estado. El almacenamiento en baterías suele suministrar más en el pico vespertino que los generadores de gas, sobre todo a precios de pico más bajos.

Esto es sólo una muestra de los cambios que se prevén en la red australiana en la próxima década, junto con el crecimiento de la energía eólica y solar, y las enormes cantidades de almacenamiento -en particular baterías- que se están añadiendo a la red.

En las últimas semanas, el almacenamiento en baterías en California ha absorbido más de 5,5 GW en algunos momentos, o hasta el 31% de la carga. En los picos nocturnos, el almacenamiento en baterías se ha convertido regularmente en el mayor proveedor de la red, a menudo durante periodos de 2,5 horas o más.

Fabricar las baterías en Europa emitiría un 60% menos que trayéndolas de China

Producir localmente la demanda europea de células y componentes de baterías ahorraría unas 133 Mt de CO2 entre 2024 y 2030

La deslocalización de la cadena de suministro de vehículos eléctricos a Europa reduciría las emisiones de la producción de baterías en un 37% en comparación con una cadena de suministro controlada por China, según un nuevo análisis de Transport & Environment (T&E). Este ahorro de carbono se eleva a más del 60% cuando se utiliza electricidad renovable.

España se encuentra en una muy buena posición, siendo el tercer país europeo con mayor capacidad de generación de energía renovable. Producir localmente la demanda europea de células y componentes de baterías ahorraría unas 133 Mt de CO2 entre 2024 y 2030, lo que equivale a las emisiones anuales totales de República Checa.

Pero menos de la mitad (47%) de la producción de baterías de ion litio planeada para Europa hasta 2030 está asegurada, según también revela el informe. Esto representa un aumento desde un tercio hace un año, tras una serie de medidas implementadas para responder a la Ley de Reducción de Inflación de EE. UU. El 53% restante de la capacidad de fabricación de baterías anunciada sigue corriendo un riesgo medio o alto de retrasarse, reducirse o cancelarse si no se adoptan medidas gubernamentales más contundentes.

Carlos Rico, experto en políticas de transporte y medio ambiente de T&E afirma que “las baterías y los metales que las componen son el nuevo oro negro, la nueva gallina de los huevos de oro. Los líderes europeos necesitarán un enfoque preciso y un pensamiento compartido para cosechar los beneficios tanto climáticos como industriales. Rigurosos requisitos de sostenibilidad, como las próximas normativas sobre la huella de carbono de las baterías, pueden incentivar la producción local limpia. Y, lo que es aún más importante, Europa necesita mejores herramientas dentro del marco del Banco Europeo de Inversiones y el Fondo de la UE para Baterías para respaldar las inversiones en gigafábricas”.

España instaló 495 megavatios hora de almacenamiento detrás del contador

Son datos de un trabajo de estudio realizado por la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) con sus empresas asociadas, que señala también que en torno a tres cuartas partes corresponden a instalaciones residenciales. "El almacenamiento detrás del contador se trata de una pieza clave para la integración de renovables en red y la descarbonización", explica José Donoso, director general de UNEF. Con respecto a los datos de almacenamiento, Donoso señala que "la implementación del almacenamiento en España se ha ralentizado, lo hemos notado en el autoconsumo en 2023 y ahora en los datos de almacenamiento, ya que las baterías suelen instalarse a la vez que la instalación de autoconsumo y siendo el residencial el principal segmento de baterías".

En el año 2023 se instalaron 495 megavatios hora (MWh) de almacenamiento detrás del contador en España, de los cuales, en torno a tres cuartas partes corresponden a instalaciones residenciales, según los datos recogidos por la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) en un trabajo de estudio con sus empresas asociadas. "Los sistemas de almacenamiento nos permiten hacer un uso más eficiente de los excedentes, es decir, de la energía no autoconsumida en el momento en el que es generada, para poder consumirla en un momento posterior. En los próximos años, las baterías van a tener la misma importancia que los propios paneles solares", explica José Donoso, director general de UNEF. "El almacenamiento detrás del contador se trata de una pieza clave para la integración de renovables en red y la descarbonización, así que esta caída muestra la necesidad de seguir trabajando en la creación de esquemas de financiación que permitan hacer más competitivos este tipo de instalaciones, como puede ser la exención del IVA o las desgravaciones fiscales", añade Donoso.

UNEF celebra la II Cumbre Internacional del Almacenamiento y el Hidrógeno los días 22 y 23 de mayo en Madrid, que contará los mayores expertos internacionales en estas materias, quienes compartirán su visión y experiencias sobre el desarrollo y el futuro del almacenamiento y el hidrógeno en nuestro país. Durante la jornada, se abordará el marco normativo actual para el almacenamiento y el hidrógeno, los desafíos técnicos existentes, las oportunidades de financiación de estos proyectos y las perspectivas de crecimiento, así como las posibilidades descarbonización del eléctrico y otros sectores.

Amptricity instala su primera batería doméstica de estado sólido de 48 kWh casi garantizada de por vida

Recientemente se ha anunciado la instalación de la primera batería de estado sólido en el hemisferio occidental, marcando un hito en la tecnología de almacenamiento energético. Desarrollada por Amptricity, una empresa innovadora en el sector energético, esta batería promete una durabilidad y eficiencia sin precedentes. 

La batería de estado sólido Amptricity, con una capacidad de 48 kilovatios-hora (kWh), representa un avance significativo sobre las baterías convencionales de iones de litio, cuya vida útil suele ser tres veces menor. Esta batería es no inflamable y no tóxica, eliminando riesgos de explosión, sino que también ha sido diseñada para aplicaciones tanto residenciales como comerciales ligeras. Amptricity asegura que su batería puede manejar más de 11,000 ciclos de carga, con un mantenimiento de capacidad superior al 96% anualmente, lo que indica una durabilidad excepcional.

Aplicaciones y Ventajas

Amptricity ha lanzado al mercado modelos de batería desde 12 kWh hasta 48 kWh para uso residencial, y de 60 kWh a 80 kWh para aplicaciones comerciales. Estas baterías permiten su utilización tanto en hogares con o sin sistemas de paneles solares fotovoltaicos. Además, la posibilidad de reciclar completamente estas baterías al final de su vida útil subraya el compromiso de la empresa con la sostenibilidad ambiental. Estas características hacen de la batería Amptricity una solución atractiva para la reducción de la factura energética y una opción segura durante interrupciones del suministro eléctrico o desastres naturales.

Financiación e Inversión

El modelo de negocio de Amptricity permite a los consumidores adquirir estas baterías a través de un plan de financiación a largo plazo, similar al que se utiliza para los paneles solares. Esto hace que la tecnología sea accesible a una base más amplia de clientes, sin barreras económicas significativas, promoviendo la adopción de soluciones energéticas más limpias y eficientes.

La producción de electricidad, a punto de cumplir un hito con el uso de combustibles fósiles. El principio del fin de la era fósil

Precisamente este último sector está a punto de hacer historia, si atendemos a lo que dice el informe de un grupo de expertos sobre el clima, Ember, que va en línea con lo que comentaron científicos climáticos hace unos meses. Estos, con un «optimismo cauteloso» dedujeron que las emisiones derivadas del uso de energía pueden haber llegado a su punto máximo.

Aportación de las energías renovables a la producción de electricidad. Gráfico: The Guardian.

2023, ¿un punto de inflexión?

Según los datos de este documento firmado por Ember "Global Electricity Review 2023", las energías renovables representaron más del 30% de la electricidad mundial. Una cifra a la que se alcanzó por primera vez el año pasado, gracias sobre todo al rápido crecimiento de la energía eólica y solar, con gran importancia para la energía hidráulica como podemos ver en el gráfico anterior.

El informe de Ember nos deja una conclusión realmente importante: y es que el sistema energético mundial podría haber alcanzado ya un momento de inflexión y estar a punto, este mismo año 2024, de reducir la generación de combustibles fósiles, incluso cuando la demanda general de electricidad no deja de subir.

«El futuro de las energías renovables ha llegado. La energía solar, en particular, se está acelerando más rápido de lo que nadie creía posible» dice Dave Jones. Precisamente fue la energía fotovoltaica la principal valedora del crecimiento de la electricidad, añadiendo más del doble de nueva generación de electricidad que el carbón en 2023, son el informe de Ember.

Las energías renovables juegan un papel crucial para reducir la huella de carbono en la generación de electricidad limpia: según el informe, esta ha ayudado a desacelerar el crecimiento de los combustibles fósiles en casi dos tercios en la última década. La electricidad limpia a nivel mundial ha pasado del 19% en el año 2000 al 30% en 2023, convirtiéndose la energía solar en la mayor fuente de electricidad nueva por segundo año consecutivo, por delante de la eólica.

El informe del que venimos hablando comenta que, para alcanzar los objetivos climáticos de la ONU, los países deben triplicar su actual capacidad de electricidad renovable en los próximos seis años. Esto permitiría reducir prácticamente a la mitad las emisiones del sector energético.

China quintuplicará las instalaciones de energía renovable para 2050, con una capacidad solar que alcanzará los 5,5 TW

El informe Energy Transition Outlook China 2024 (ETO) de la compañía señala que, en los próximos años, el mix energético chino pasará rápidamente de uno dominado por los combustibles fósiles a otra en la que la energía renovable desempeña un papel clave. El año 2031 se plantea como un punto de inflexión, ya que se espera que sea el punto en el que la electricidad generada a partir de combustibles fósiles ya no sea el mayor contribuyente a la combinación energética china y, en cambio, será reemplazada por la energía solar como la mayor fuente de energía.

Según el ETO , la contribución de la energía solar a la producción eléctrica nacional china aumentará del 5% actual al 38% en 2050, y las nuevas instalaciones de energía solar representarán el 58% de todas las nuevas incorporaciones de capacidad de generación de electricidad desde ahora hasta el final de esta década.

Si China expande su sector solar como predice DNV, para 2050, tendrá una gigantesca capacidad de 3,9 TW de capacidad solar fotovoltaica, junto con 1,6 TW de capacidad solar más almacenamiento, lo que le dará al sector solar chino una capacidad instalada total superior a los 5 TW.

Se espera que también el almacenamiento desempeñe un papel cada vez más vital en el sector solar chino, y DNV estima que, para 2050, el 34% de todas las nuevas incorporaciones de capacidad solar china se ubicarán junto con productos de almacenamiento, para ayudar a mitigar la variabilidad inherente a la generación de energía renovable.

En última instancia, el mix energético de China se revertirá casi por completo para 2050, y se espera que la contribución de los combustibles fósiles a la generación de energía nacional caiga del 66% actual al 7% dentro de 26 años, mientras que los combustibles no fósiles representarán el 55% de la generación eléctrica en 2050.

Remi Eriksen, presidente y director ejecutivo de DNV, explica en la introducción del informe que muchos de estos cambios están motivados por el deseo de China de alcanzar cierto grado de independencia energética, para lo cual se requerirán inversiones paralelas en generación, almacenamiento y distribución de energía en toda China. .

“La independencia energética es la motivación clave detrás de la política energética de China”, escribió Eriksen. “Encontramos que esto sólo se logrará parcialmente hacia mediados de siglo, cuando China seguirá importando cantidades considerables de petróleo y gas. En nuestra opinión, existe la posibilidad de que China acelere su transición para reducir su dependencia de estas fuentes aún más y más rápidamente, y para acercar a China a emisiones netas cero para 2050”.

El Movimiento Ibérico Antinuclear pide al Gobierno que eleve la tasa Enresa a 21,83 euros MW/h

El Movimiento Ibérico Antinuclear (MIA) ha presentado alegaciones al Real Decreto del Miteco por el que se actualiza la tasa que deben abonar los propietarios de las centrales nucleares para la gestión de los residuos radiactivos, la conocida como tasa Enresa, la empresa pública encargada de la gestión del combustible nuclear gastado. En concreto, las organizaciones sociales y ecologistas del MIA señalan que se necesitaría una tasa de, al menos, 21,83 €/MWh para que Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP "asuman el coste de la gestión de sus residuos" y que "no recaiga en las arcas públicas".

El Real Decreto redactado por Miteco elevará la subida de la tasa Enresa de 7,98 €/MWh a 10,36 €/MWh a partir de julio de 2024 pero, según señalan desde el MIA, el Ministerio retiró su primera propuesta, que planteaba una subida hasta los 11,14 €/MWh, y la sustituyó por la actual, que fija la tasa Enresa en de 10,36 €/MWh "tras la presiones del las empresas del'lobby' nuclear", que "se resisten a hacer frente a sus responsabilidades en la gestión de los residuos nucleares que han generado".

El Movimiento Ibérico Antinuclear ya manifestó en us momento numerosas dudas de que este impuesto fuese capaz de recaudar los fondos suficientes para garantizar "una adecuada gestión de los residuos", unos desechos generados "tanto durante sus años de funcionamiento como en el desmantelamiento tras el inevitable cierre de las mismas". Por ello, demandan que estos fondos "deberían recaudarse mucho antes del cierre de la última central en 2035", según el pacto de gobierno y eléctricas, ya que de no ser así "será nuevamente la ciudadanía la que pague por la actividad de las empresas propietarias de estas centrales nucleares", advierten.

En las alegaciones presentadas por el MIA se hace hincapié en que las propietarias de las CC.NN "asuman sus responsabilidades" y que hagan frente al pago de los 21,83 €/MWh "como única manera de garantizar que en 2100, los residuos nucleares estarán a buen recaudo en el Almacén Geológico Profundo (AGP)".

Cristina Rois, portavoz del Movimiento Ibérico Antinuclear (MIA): “Nuestra propuesta de 21,83 €/MWh es simplemente de justicia, no vamos a tolerar un rescate a las nucleares después de los multimillonarios ingresos que han conseguido durante los más de 40 años que acumulan algunas de nuestras vetustas centrales. Es hora de que asuman su responsabilidad y reconozcan ahora, que la era nuclear española toca a su fin, que la energía nuclear no es tan barata como siempre han defendido sus impulsores.”