Transformación energética: Desafíos y soluciones en la red eléctrica de Australia. Un caso para reflexionar
Por primera vez, la principal red eléctrica de Australia alcanzó una participación de más del 70% de energía renovable, un logro que muestra el rápido aumento de la generación solar y eólica, pero también destaca varios desafíos. Australia es líder mundial en generación de electricidad renovable y tiene la mayor penetración de sistemas solares en tejados per cápita del mundo.
Alrededor de las 13.05 horas, hora del este de Australia, el 24 de octubre, la red que abastece a cinco de los seis estados del país estaba alimentada en un 72,5% por energías renovables, la solar y la eólica proporcionaban el 70,9% y la hidráulica el otro 1,6%.
Esto puede parecer un logro notable en un país que hasta hace poco se alimentaba principalmente de carbón, pero podría haber sido incluso mayor, posiblemente por encima del 90%. La razón por la que la generación total a partir de energías renovables no superó el 90% el 24 de octubre fue que algunas energías renovables se redujeron, en gran parte debido a los precios negativos de la electricidad al por mayor.
La creciente proporción de energías renovables ilustra un problema más amplio para la red de Australia y la de otros países que también están tratando de abandonar los combustibles fósiles. Hay soluciones para esto, y todas ellas son variaciones del tema de que a medida que la red se alimenta de energías renovables cada vez más variables, se necesitan respaldos variables y de acción rápida.
En Australia, este papel ha recaído en las centrales alimentadas con gas natural, el almacenamiento en baterías y la energía hidroeléctrica. El gas natural, si bien es más limpio que el carbón, todavía emite carbono y, en última instancia, no es una solución a largo plazo si el objetivo es alcanzar una generación neta de electricidad cero.
La energía hidroeléctrica tiene un alcance limitado en Australia, y los planes para desarrollar soluciones de almacenamiento por bombeo se han retrasado o enfrentan enormes aumentos de costos, lo que socava su argumento económico. Eso deja las baterías, y Australia ya tiene varios parques de baterías a escala de servicios públicos, que utilizan principalmente unidades de iones de litio. Estos tienen la ventaja de tener una respuesta rápida y también pueden ayudar con el control de frecuencia en la red. Pero también tienen desventajas, entre ellas que son costosas, no duran mucho y, en caso de incendio, son difíciles de extinguir.
Una de las lecciones de la transición energética es que hay espacio para numerosas soluciones diferentes y, para satisfacer la necesidad de almacenamiento prolongado, es posible que las baterías de flujo de hierro sean la respuesta. Este es un tipo de batería de flujo redox y normalmente consta de dos tanques para un electrodo positivo y negativo y bombas. Pueden funcionar hasta por 25 años, requieren un mantenimiento mínimo y pueden funcionar en un amplio rango de temperaturas.
El viaje comienza
Las baterías de flujo de hierro se desarrollaron hace décadas, pero aún no se han implementado como una solución de almacenamiento de energía a escala de red. Sin embargo, Stanwell Corp , un generador de electricidad propiedad del gobierno del estado de Queensland, ha firmado un acuerdo con Energy Storage Industries Asia Pacific (ESI) para desarrollar una planta piloto de 1 megavatio (MW)/10 megavatio-hora (MWh). Se trata de 20 baterías de 12 metros (39 pies) que se instalarán en la central eléctrica de Stanwell en la ciudad regional de Rockhampton, en Queensland.
El acuerdo, anunciado el 5 de octubre, también otorga a Stanwell el derecho a comprar hasta 200 MW de almacenamiento al año a partir de 2026. El proyecto prevé tener una batería de 150 MW en operación comercial para 2029. Las baterías de flujo de hierro pueden proporcionar electricidad para duraciones más largas que las alternativas típicas de iones de litio, con una duración de hasta 10 horas, lo que significa que una planta de baterías de 150 MW podría alimentar 50.000 hogares durante la noche.
El director general de ESI, Stuart Parry, cree que las baterías de flujo de hierro son una idea cuyo «ha llegado el momento». Con el retiro de los generadores alimentados con carbón en la próxima década, las baterías de flujo de hierro pueden llenar el vacío, dijo Parry en una entrevista el 20 de octubre. «No ha habido necesidad de ellas hasta ahora, se necesitan ver caer los generadores a gran escala», dijo.
Parry no cree que las baterías de flujo de hierro reemplacen a las unidades de iones de litio, sino que son complementarias de las baterías de litio capaces de arbitrar los precios de la energía actuando rápidamente, mientras que es más probable que las unidades de flujo de hierro actúen como refuerzo de carga base para la red cuando las energías renovables se agoten.
Parry también dice que las baterías de flujo de hierro resultan aproximadamente un tercio más baratas que las unidades de iones de litio cuando se analiza el costo en términos de MWh. Tienen algunas desventajas, a saber, que son mucho más grandes que las unidades de litio de capacidad equivalente, lo que significa que necesitan espacio para instalarse. También son demasiado grandes para uso residencial, aunque si se modificaran las regulaciones es posible que pudieran funcionar en vecindarios o en pueblos remotos no conectados a la red principal.
A primera vista, las baterías de flujo de hierro parecen una solución sólida para hacer funcionar una red eléctrica dominada por energías renovables variables. Pero para implementarse a escala necesitarán un entorno regulatorio de apoyo que permita suficiente tierra, conexiones a la red y economías que tengan sentido para las empresas de servicios públicos.
* Publicado originalmente en Diario Estrategia, miércoles 06 de diciembre de 2023.