El almacenamiento de larga duración más económico para sistemas con altas energías renovables

Fuente: https://www.pv-magazine.com

Los investigadores del Laboratorio Nacional de Energía Renovable han estudiado qué tecnología ofrece el menor costo nivelado de energía para proporcionar electricidad a la red de interconexión occidental de EE. UU. Cuando la energía eólica y solar no están disponibles. Asumieron una penetración de las energías renovables del 85% y determinaron que el almacenamiento de hidrógeno geológico y las plantas de ciclo combinado de gas natural con almacenamiento de captura de carbono son las opciones más baratas para aplicaciones de descarga de 120 horas.

Investigadores del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) del Departamento de Energía de EE. UU . Han evaluado el costo y el rendimiento de la mayoría de las tecnologías de almacenamiento de energía de larga duración (LDES) . También han analizado plantas de energía flexibles para ayudar a los sistemas eléctricos a lidiar con niveles extremadamente altos de penetración de energía renovable y han descubierto que, dados los escenarios de costos de capital actuales y futuros, las plantas de almacenamiento geológico de hidrógeno y ciclo combinado de gas natural (NGCC) con Las tecnologías de almacenamiento por captura de carbono (CCS) ofrecen el menor costo nivelado de energía (LCOE) para aplicaciones de descarga de 120 horas y que la energía hidráulica bombeada, el aire comprimido y las baterías son las soluciones más baratas para la descarga de 12 horas.

“Dado que las tecnologías de almacenamiento de energía competirán con las tecnologías de generación de energía con bajas emisiones de carbono como NG-CC con CCS para proporcionar electricidad a la red en momentos en que la energía eólica y solar no producen electricidad, las comparamos todas juntas en este documento”, investigador Chad Hunter dijo a pv magazine . «Esto permite una comparación rápida de tecnologías que no se han analizado todas en el mismo análisis antes de nuestro artículo».

El análisis tecnoeconómico consideró el LDES y las tecnologías flexibles de generación de energía en la interconexión occidental de EE. UU., Que es una red síncrona de área amplia que se extiende desde el oeste de Canadá hasta Baja California en México, con una participación del 85% de energía renovable en el mix eléctrico del área. .

«LDES requiere grandes capacidades de energía para que una tasa típica de carga o descarga pueda mantenerse durante días, semanas o incluso más», explicaron los científicos. «En este estudio, las plantas de energía flexibles y los equipos de generación de energía del sistema LDES tienen un tamaño de 100 MW, en el rango de tamaños de plantas de picos y de seguimiento de carga actuales».

Los sistemas LDES están dimensionados para suministrar energía nominal por duraciones de 12 horas a siete días y el LCOE se calcula para los costos de capital actuales y futuros.

A través de su análisis, los académicos encontraron que, para una duración máxima de siete días, las plantas NG-CC con CCS son la solución más barata. Para el umbral mínimo de 12 horas, las opciones con los costos más bajos son almacenamiento de aire comprimido (CAES) , baterías de iones de litio , baterías de flujo redox de vanadio , almacenamiento de energía hidroeléctrica bombeada (PHS) y almacenamiento de energía térmica bombeada (P-TES), lo que dijeron se debe principalmente a sus moderados costos de capital relacionados con la energía y a su alta eficiencia de ida y vuelta.

“Es probable que las baterías desempeñen un papel importante en el almacenamiento de energía de la red en el futuro, especialmente si los precios de las baterías continúan su fuerte caída como hemos visto durante la última década”, explicó Hunter. «El almacenamiento de baterías de menor duración se complementará con tecnologías de almacenamiento de menor costo y mayor duración, como el almacenamiento de hidrógeno geológico».

Durante más de cuatro días de almacenamiento, las soluciones de menor costo son el almacenamiento de energía de aire comprimido diabático (D-CAES), NG-CC, NG-CC con CCS, turbina de combustión de gas natural (NG-CT) y almacenamiento de hidrógeno en sal. cavernas con reelectrificación en celdas de combustible de membrana de intercambio de protones para vehículos pesados ​​(HDV-PEM). También determinaron que el almacenamiento hidroeléctrico bombeado y las celdas de combustible HDV-PEM con almacenamiento en cavernas de sal ofrecen el LCOE más bajo para las duraciones de 12 horas y 120 horas, respectivamente.

“Aunque los sistemas de hidrógeno con almacenamiento geológico y gas natural con CCS son las opciones tecnológicas de menor costo para soportar redes de energía renovable variable (VRE) alta en duraciones superiores a 36 h, se asocian con varios desafíos”, dijo el equipo de investigación de NREL. “Primero, ninguna tecnología ofrece el menor costo para el almacenamiento de corta duración (12 horas), que probablemente dominará el mercado de almacenamiento hasta que se alcancen altas penetraciones de ERV; por lo tanto, la adopción y el aprendizaje en el mercado deben ser impulsados ​​por otros sectores o casos de uso, como el uso de celdas de combustible HDV-PEM en camiones pesados ​​o la implementación de CCS para aplicaciones industriales ”.

El grupo NREL dijo que minimizar el capital de almacenamiento es económicamente conveniente en duraciones superiores a aproximadamente 48 horas y que el LCOE es más sensible a los costos de capacidad de energía de almacenamiento que a los costos de capacidad de energía de almacenamiento. El equipo presentó sus hallazgos en “ Análisis tecnoeconómico del almacenamiento de energía de larga duración y tecnologías flexibles de generación de energía para respaldar redes de energía renovable de alta variable ”, que se publicó recientemente en Joule.