Fuente: https://www.pv-magazine.com/
El almacenamiento de energía de larga duración (LDES) es esencial para descarbonizar la red, pero los sistemas a escala de gigavatios-hora siguen siendo complicados para las empresas con grandes ideas. Estas son algunas de las últimas innovaciones en una floreciente variedad de ideas nuevas y antiguas.
A medida que aumenta la penetración de las energías renovables en la red, el almacenamiento de energía suministrada de manera intermitente se vuelve cada vez más valioso. Los beneficios del almacenamiento de energía de larga duración son evidentes: almacenar energía limpia intermitente y devolver dicha electricidad solar y eólica a la red en los períodos de máxima demanda, idealmente más barata que la energía de combustibles fósiles convencionales.
El truco sigue siendo almacenar energía a escala. Sin embargo, donde brotan los brotes verdes de las ideas y la promesa de la tecnología LDES, las raíces se enredan en un cementerio de conceptos fallidos.
¿Duración o aplicación?
LDES se define aproximadamente como sistemas capaces de entregar ocho o más horas de capacidad de almacenamiento, aunque algunos ubican el punto límite en 10 horas. Un informe del organismo federal de EE. UU., el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), intentó recientemente cambiar el enfoque de la definición de la duración a la aplicación, argumentando que la duración del almacenamiento “no indica cómo se usa la energía almacenada o el valor que proporciona a la red. ” Dicho esto, se decidió por una definición de «más de 10 horas», ofrecida por el organismo gubernamental compañero, la Agencia de Proyectos de Investigación Avanzada para la Energía (ARPA-E). Esa descripción se ajusta a la mayoría de los propósitos y cubre tecnologías que son nuevas para la red y aquellas que han estado en uso durante generaciones, como la energía hidroeléctrica.
Potencia de la batería
Las baterías de iones de litio tienen problemas de capacidad y acoplamiento de potencia que las hacen muy costosas para el almacenamiento de larga duración. Cyril Yee, director del organismo de energía limpia con sede en Massachusetts, la Fundación Grantham, y ex director de innovación de la entidad de tecnología climática Third Derivative, dice a pv magazine que las baterías de iones de litio tienen problemas importantes de escala y vida útil.
“Algo que no me entusiasma del litio es el ciclo de vida, que no es muy largo; estamos hablando de alrededor de 3000 ciclos”, dice Yee. “Los activos de la red suelen ser activos de 20 años, eso es lo que las empresas de servicios públicos están acostumbradas a manejar. No hay forma de que una batería de litio dure 20 años y, en su mayor parte, otras tecnologías y productos químicos de batería son igualmente de alto riesgo. En general, somos optimistas en el espacio [LDES]”.
Sam Lefloch se enfoca en la descarbonización industrial como líder del sector industrial en Third Derivative, y enfatiza aún más el punto. “Si pasa a decenas o cientos de horas de almacenamiento, debe aumentar linealmente el costo del equipo que se usa para cargar y descargar”.
Problemas de financiación
Si bien LDES parece ser esencial, y con la inversión más fácilmente disponible de los fondos de innovación y clima, tanto Yee como Lefloch dicen que las nuevas empresas que encuentran acceso al capital no fueron un problema, el sector ha luchado para pasar de ideas prometedoras a negocios prometedores, con monetización. una cuestión clave.
“Una preocupación que tenemos es la monetización a corto plazo [de LDES], porque la red no necesariamente la necesita hasta que se alcanzan tasas de penetración muy altas para las energías renovables: más del 50 por ciento”, dice Yee.
El analista de investigación sénior de Wood Mackenzie, Kevin Shang, dice que las empresas de servicios públicos son particularmente cautelosas. “El ecosistema LDES y las tecnologías novedosas han estado en laboratorios e institutos de investigación, pero son relativamente nuevos para las empresas de servicios públicos y aún se encuentran en una etapa muy temprana”, dice Shang. “Para las empresas de servicios públicos, su prioridad es garantizar la resiliencia, la estabilidad y la seguridad del sistema de energía. Así que es comprensible que hayan sido lentos, pero las cosas están mejorando”.
calor tibio
Un campo particularmente difícil es el almacenamiento de energía térmica (TES), una tecnología que atrajo fondos e instalaciones comercializadas temprano, pero que en gran medida ha fallado para escalar bien. El proveedor de ingeniería eólica y conversión de energía Siemens Gamesa ha finalizado su proyecto de demostración a gran escala y galardonado en Hamburgo, Alemania. El sitio de demostración almacenó hasta 130 MWh de energía en forma de calor durante una semana, utilizando roca volcánica. Verónica Díaz López de Gamesa pudo confirmar a pv magazine que el proyecto había terminado a pesar de ser técnicamente factible.
“Siemens Gamesa decidió a principios de mayo de 2022 suspender la operación de demostración de almacenamiento de energía electrotérmica”, señala Díaz López, quien achaca la decisión a la “falta de un mercado comercial para el almacenamiento a gran escala”.
Entre otros competidores, solo Azelio, una empresa sueca que almacena energía en forma de calor en aluminio reciclado a una temperatura de hasta 600 C, ha logrado comercializar su solución. La empresa informa que actualmente cuenta con 13 sistemas, conocidos como TES. POD. Opera comercialmente en los Emiratos Árabes Unidos, Suecia y Sudáfrica, y su instalación más grande suministra hasta 1,3 MWh de capacidad de almacenamiento.
La empresa TES Lumenion, con sede en Berlín, dice que ha pasado a almacenar energía únicamente para usarla como calor para sistemas con una capacidad inferior a 100 MWh. Por otra parte, 1414 Degrees, con sede en Australia, ahora está reelaborando su sistema de almacenamiento de energía térmica. MAN Energy Solutions, en Suiza, encontró un interés limitado. Raymond Decorvet, ejecutivo senior de cuentas de MAN, dice que si bien la empresa tiene una enorme demanda de sus bombas de calor industriales, su negocio TES es menos activo. “No he visto un gran movimiento en eso, no en el almacenamiento de energía”, dice. “Sobre el almacenamiento con bomba de calor, absolutamente. Creo que es por la pregunta: ¿quién lo paga? ¿Quién se beneficia de ello? Tenemos que derribar las barreras”.
Una de las esperanzas restantes de TES es Malta Inc, una empresa derivada de la «fábrica de disparos a la luna» del propietario de Google, Alphabet, X, que ha recibido una inversión de más de 85 millones de dólares. Malta tiene una instalación de demostración de almacenamiento de energía de calor bombeado instalada en el Southwest Research Institute, un grupo sin fines de lucro con sede en Texas.
esperanzas de compresión
Otra gran esperanza de LDES, el almacenamiento de energía de aire comprimido (CAES), tiene un historial de 50 años, solo superado por la energía hidroeléctrica de bombeo en términos de escala instalada. Dos operaciones han estado en uso de manera confiable desde 1978 y 1991, en Alemania (con una capacidad de 290 MW) y Alabama (110 MW), respectivamente. Un estudio producido en 2002 por el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica encontró que alrededor del 80% de la geología de EE. UU. era adecuada para CAES.
La tecnología almacena energía comprimiendo aire y almacenándolo en una caverna subterránea o en un contenedor. Posteriormente, el aire se libera para impulsar una turbina. La tecnología tiene un tiempo de inicio rápido, puede almacenar grandes cantidades de energía y aún se están realizando mejoras. Las plantas CAES han tenido un auge en China, donde los desarrolladores están utilizando minas en desuso. El sitio CAES más grande del mundo, con 350 MW/1,4 GWh, ha comenzado a desarrollarse en una mina de sal de Shandong y puede expandirse a 600 MW.
Hydrostor, una empresa canadiense con tecnología avanzada de almacenamiento de energía de aire comprimido patentada, es uno de los jugadores más grandes fuera de China. Con un fondo de guerra de 250 millones de dólares, Hydrostor cuenta con Goldman Sachs entre sus inversores. Entre sus proyectos, Hydrostor está desarrollando una instalación CAES avanzada de 300 MW a 500 MW en Ontario y la compañía ha obtenido un acuerdo de compra de energía (PPA) de la compañía eléctrica comunitaria Central Coast Community Energy para una instalación propuesta de 500 MW en California.
El director ejecutivo de Hydrostor, Curtis VanWalleghem, dice que la empresa tenía como objetivo mejorar los enfoques tradicionales de CAES eliminando las limitaciones de la geología. Hydrostor advanced-CAES se puede colocar «en cualquier lugar donde haya roca dura competente a 600 m de profundidad», dice VanWalleghem, que es «más del 50% del mundo».
“La tecnología A-CAES de Hydrostor puede proporcionar los mismos megavatios y megavatios-hora que la energía hidroeléctrica bombeada utilizando hasta 10 veces menos tierra y hasta 20 veces menos agua”, agregó VanWalleghem.
El CEO afirma que la solución de su empresa tiene una eficiencia del 60 % al 65 %, con un gasto de capital para el sistema “en el rango de $2500/kW durante ocho horas, o de $250 a $300 por kWh de capacidad de almacenamiento, para un activo con más de 50 años vida útil sin degradación del rendimiento”. El sistema se monetiza a través de PPA.
Flujo de baterías
Una de las mayores esperanzas electroquímicas de LDES es Form Energy, un jugador de batería alternativo con mucho dinero. La compañía ha recaudado más de $800 millones para una batería de hierro-aire que dice puede almacenar 100 horas de energía a costos de sistema que son competitivos con las plantas de energía convencionales. La primera instalación de fabricación de baterías de Form está establecida en Weirton, West Virginia, y se espera que las baterías terminen en 2024.
Las baterías de flujo representan otro vector de esperanza. Los dispositivos de flujo redox a base de vanadio son bien conocidos y un proyecto chino de 2022 instaló un sistema de 400 MWh. Otros enfoques que utilizan diferentes materiales, principalmente alejándose del costoso vanadio, también están ganando interés en el mercado.
ESS, especialista en baterías de flujo de hierro que cotiza en la Bolsa de Nueva York, se expandió recientemente a Europa y, con la inversión en energías renovables en los EE. UU., está preparando el suministro para la demanda esperada. El vicepresidente sénior de desarrollo comercial y ventas de ESS, Hugh McDermott, le cuenta a pv magazine cómo la empresa está aumentando la producción: «¡Lo más rápido posible!» él dice. “Nos estamos moviendo rápidamente para hacer nuestra parte para satisfacer la demanda esperada en el mercado LDES. McKinsey & Company predice que necesitaremos de 30 TWh a 40 TWh de LDES solo en EE. UU. para 2040”. La primera línea de ensamblaje de baterías completamente automatizada de ESS tiene una capacidad de producción anual de 75 MW, y McDermott señaló planes para expandir la capacidad a 200 MW.
“En un costo total de propiedad, nuestros sistemas de almacenamiento de energía son significativamente menos costosos que los de iones de litio”, agrega McDermott. “Esto se debe en parte al hecho de que nuestra tecnología no tiene límites de ciclo y nuestros productos están diseñados para una vida útil de más de 20 años sin degradación ni necesidad de aumento”.
La empresa de tecnología Third Derivative ha respaldado media docena de nuevas empresas de baterías de flujo, incluidas las nuevas generaciones de química de flujo que utilizan compuestos orgánicos y materiales alternativos al vanadio, como el zinc-aire. Pero se requiere una mayor inversión, dice Shang de Wood Mackenzie, y agrega: “La clave es que el despliegue de [LDES] a gran escala tiene muchos beneficios. Como sociedad, la recompensa es grande. Pero lo que debemos hacer ahora es más planificación, más inversión y más acción. Debemos invertir hoy para cosechar las recompensas del mañana”.
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