Endesa pone en marcha una iniciativa perteneciente al proyecto STORE que consiste en el lanzamiento de tres plantas de almacenamiento de energía eléctrica en las Islas de Gran Canaria.
Este programa europeo sobre el almacenamiento eléctrico en entornos insulares persigue demostrar la viabilidad técnica y económica de los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. El proyecto cuenta con un presupuesto de 11 millones de euros.
Con el proyecto STORE, la energética Endesa “quiere demostrar la integración de tres tecnologías de almacenamiento energético en un entorno real, de forma eficiente, en ámbitos eléctricos aislados, donde su impacto es de mayor relevancia, como es el caso de los sistemas insulares”, según una nota enviada por la compañía.
“El proyecto fomenta, además, la integración plena de las energías renovables, ya que el almacenamiento de energía eléctrica permite ampliar la capacidad operativa de estas energías durante las 24 horas del día, independientemente de las necesidades puntuales del sistema”.
El programa se ejecuta a través de un consorcio capitaneado por Endesa, en el que forman parte también las compañías Telvent, Isotrol e Ingeteam (como socios industriales), y varios centros de investigación.
Endesa persigue demostrar la viabilidad de las tres tecnologías de almacenamiento de energía: baterías de Ión Lítio, ultracondensadores y volantes de inercia.
Cada instalación que se ha desplegado en el archipiélago canario desarrolla una de estas tres tecnologías:
Se quiere demostrar la viabilidad de las tres tecnologías de almacenamiento de energía: baterías de Ión Lítio, ultracondensadores y volantes de inercia
La planta instalada en Gran Canaria, en el municipio de La Aldea de San Nicolás, es de almacenamiento electroquímico mediante baterías IonLi, de 1MW/3 MWh, y busca probar las capacidades reales para aportar servicios complementarios como una unidad de generación convencional, permitiendo gestionar la demanda, aportar inercia y potencia activa al sistema, regular tensión, y participar en la regulación secundaria.
Los equipos de almacenamiento que se han instalado en el municipio de Alajeró, en La Gomera mediante un sistema de volante de inercia de 0.5MW/18MW, aportan inercia y potencia activa para la regulación primaria, además de conseguir una estabilización continua de la frecuencia de la isla.
En Breña Alta, en La Palma, la instalación de la tecnología de ultracondensadores de 4MW/20MW aporta estabilidad a la frecuencia del sistema, y valida su capacidad para evitar pérdidas del suministro ante averías imprevistas, dotando al sistema de mayor robustez y calidad de suministro.
La planta de La Gomera y de La Palma utilizan tecnologías para almacenamiento de energía con tiempos de respuesta muy rápida, “adecuadas para evitar eventos imprevistos, que en los sistemas eléctricos de pequeño tamaño son capaces de provocar pérdidas parciales del suministro eléctrico o provocar incluso un corte general del suministro”.
La planta de Gran Canaria, por su parte, cuenta con una mayor capacidad de almacenamiento y puede funcionar como un grupo de generación cuya carga y descarga se podrá programar diariamente.
La elección de las Islas Canarias para desarrollar el proyecto responde a dar respuesta a los problemas que presentan los sistemas en las islas, en las que la estabilidad de la red se ve más afectada por tecnologías de generación no gestionables, como es el caso de las renovables.