Power and renewables

¿Es finalmente el momento del almacenamiento de larga duración?

Is it finally time for long duration storage

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James Daggett

James Daggett

Director, Energy Storage Engineering

Si bien algunos temen que los compromisos globales no hayan sido suficientes, parece haber un impulso para el almacenamiento de energía de larga duración.

La COP26 sigue siendo una prioridad. Si bien algunos temen que los compromisos globales no hayan sido suficientes, parece haber un impulso para el almacenamiento de energía de larga duración (LDES). Hubo un Consejo LDES recientemente anunciado, compuesto por 25 miembros fundadores, incluidos BP, Siemens Energy y Breakthrough Energy Ventures. El consejo dijo que publicaría un informe sobre las tecnologías LDES a fines de noviembre, con el objetivo de habilitar 1,5-2,5 TW de capacidad y 85-140 TWh de LDES a nivel mundial para 2040. Esto requerirá una inversión de $ 1,5 a $ 3,0 billones.

¿Estamos finalmente listos para que LDES desempeñe un papel importante? Creo que sí, pero todavía existen muchas preguntas sobre la preparación tecnológica, el costo, la necesidad del mercado y la política.

¿Están comercialmente listas las tecnologías LDES? La respuesta corta es sí, pero en casos limitados.

Primero, definamos qué entendemos por larga duración, ya que hay definiciones contradictorias. Si bien el LDES Council no define claramente una duración, el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE) define la larga duración como más de 10 horas de capacidad de almacenamiento. Por lo general, las tecnologías de iones de litio funcionan durante 6 horas o menos a la capacidad nominal, por lo que aquí me centro en las opciones que no son de litio a más de 10 horas.

Hidroelectricidad bombeada. El agua bombeada a un depósito alto durante la baja demanda de energía y liberada durante el alta representa el 95% de todo el almacenamiento de energía en los Estados Unidos, según el Departamento de Energía (DOE). La tecnología está madura, pero los costos de construcción son altos y limitados geográficamente.

Hidrógeno. El hidrógeno, que ya se usa en una capacidad limitada para los vehículos de celdas de combustible, la industria pesada y la producción de fertilizantes, generalmente se produce a través del reformado con vapor del gas natural. Para convertir ese hidrógeno "gris" en "verde" y luego almacenarlo durante períodos prolongados, el excedente de electricidad renovable puede convertir el agua en hidrógeno a través de la electrólisis. La tecnología “Power to gas” puede utilizar la infraestructura de gas natural existente y/o las cavernas subterráneas para administrar la energía del hidrógeno estacionalmente. Debido a la complejidad y el costo del sistema, la infraestructura de hidrógeno tardará al menos 10 años en desarrollarse, aunque los proyectos piloto ya están en funcionamiento.

Baterías de flujo. Estos hacen circular electrolitos líquidos a través de pilas de baterías para generar electricidad a través de la reacción redox. La química del vanadio es la más frecuente, pero también hay otras químicas en la mezcla. Algunos argumentan que las baterías de flujo llenan la brecha entre las baterías de iones de litio de menor duración y el almacenamiento estacional. Incluso con grandes inversiones en empresas como Invinity y ESS Inc., el jurado está deliberando sobre la preparación de la batería de flujo. (Consulte "¿Pueden las baterías de flujo competir con las de iones de litio?").

Almacenamiento por gravedad. Energy Vault tiene un equivalente conceptual de masa sólida de almacenamiento por bombeo, con grúas automáticas que crean una torre de bloques de 35 toneladas que vuelven a caer cuando se necesita energía. Esta tecnología recibe mucha atención pero es completamente nueva, por lo que su durabilidad es incierta. Almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES). Esto requiere cavernas naturales o artificiales o tanques gigantes en los que se presuriza y libera aire para impulsar una turbina. La tecnología de la empresa canadiense Hydrostor utiliza agua para presurizar el aire en cuevas artificiales o minas abandonadas. CAES es prometedor pero está limitado geográficamente.

Aire líquido. Aquí, la electricidad enfría el aire hasta convertirlo en un líquido que, cuando se calienta y se libera como gas, hace girar una turbina. La empresa británica Highview Power tiene tres proyectos de este tipo (250-400 MWh) con duraciones de producción de más de 10 horas. Pero hay un alto costo para licuar el aire.

Baterías de metal-aire. Form Energy, con sede en EE. UU., presentó recientemente la química para una batería de intercambio de hierro y aire, utilizando gránulos de hierro que se oxidan en el oxígeno y luego vuelven a convertirse en hierro cuando se elimina el oxígeno. La compañía afirma que la batería puede almacenar 100 horas de energía a menos de $20/kWh. Esta tecnología es nueva, por lo que hay un camino por recorrer antes de que sea comercialmente viable.

¿Es LDES competitivo en costos? Respuesta corta, no. En general, los costos deben reducirse en un orden de magnitud.

El DOE de EE. UU. alienta la inversión en el mercado LDES a través de la Iniciativa Energy Earthshots, que busca "acelerar los avances de soluciones de energía limpia más abundantes, asequibles y confiables dentro de la década". La iniciativa apunta a una reducción de costos del 90 %, a $10-$35/kWh para 2030, para sistemas a escala de red que brinden más de 10 horas de duración.

La investigación de la Universidad de Stanford sugiere que el costo deberá reducirse aún más, a $ 5/kWh, para que sea viable a largo plazo, y esto depende en gran medida de la combinación de fuentes renovables disponibles. Por ejemplo, la expansión de la producción eólica marina puede proporcionar una energía más confiable que reduce la necesidad de almacenamiento de energía para cambiar la energía durante períodos prolongados.

Un estudio de DNV de 2020 sugiere que el almacenamiento estacional puede ser rentable, con el tiempo. Las influencias clave serán el aumento de la demanda de vehículos eléctricos y la capacidad de suministrar energía a la red. El estudio también apunta a los combustibles sintéticos como uno de los principales contribuyentes a la disminución de los costos del mercado LDES.

¿Qué política impulsa al mercado estadounidense hacia LDES? Honestamente, no mucho. E incluso las noticias de la COP26 se refieren a un grupo de directores ejecutivos y financieros de LDES, no a los encargados de formular políticas. La mayoría de los mandatos e incentivos no diferencian entre almacenamiento de corta y larga duración. Esta es una clara desventaja para los fabricantes y desarrolladores de LDES, ya que intentan encontrar un punto de apoyo en el abarrotado mercado de almacenamiento.

Sin embargo, existen algunas políticas y programas de incentivos, incluida la Ley de Inversión en Infraestructura y Empleos recientemente aprobada, donde algunos fondos se dirigen específicamente a LDES, y una iniciativa conjunta de demostración de LDES con el Departamento de Defensa ($ 150 millones), autorizada en la Ley de Energía de 2020. Además, California anunció recientemente un paquete climático de $ 15 mil millones (Newsom firma un paquete climático de $ 15 mil millones) que incluye $ 350 millones de apoyo para proyectos LDES "precomerciales". Ambos anuncios de políticas son un paso en la dirección correcta, pero será necesario hacer más para incentivar el almacenamiento de larga duración para que sea competitivo.

¿Existe una necesidad de mercado para LDES? Sí, existe un consenso cada vez mayor de que LDES será fundamental para descarbonizar completamente la producción de electricidad, especialmente a medida que aumenta la producción de energía renovable. Si una tecnología de almacenamiento específica puede almacenar simultáneamente durante un período prolongado (estacional) y breve (por hora o por día), este sería el santo grial. De manera más realista, habrá tecnologías de almacenamiento separadas para varias duraciones y aplicaciones, lo que significa que el almacenamiento de larga duración puede surgir de forma intermitente.

Según un informe reciente de Strategen, por ejemplo, a partir de 2030, las adiciones de almacenamiento de energía al sistema eléctrico necesitarán una combinación de recursos de corta y larga duración que puedan permitir el ciclo diario de la energía solar, cumplir con los requisitos de aumento por la noche y permitir energías renovables. energía para ser consumida durante la noche y estacionalmente. El informe encontró que solo California podría necesitar 45-55 GW de almacenamiento de energía de larga duración para 2045.

Entonces, ¿es finalmente el momento de LDES? Sí, pero tiene que suceder más rápido y con objetivos más claros. Por ejemplo, necesitamos una definición más clara de "duración" (es decir, ¿cómo consideramos 4+ horas frente a 12+ frente a 100+ frente a estacionales?); y necesitamos definir el valor para los compradores de LDES. DNV puede ayudar a los clientes con estos problemas; y es de esperar que el Consejo LDES cree la claridad necesaria. Existe un interés creado en hacer crecer este mercado, pero aún queda un largo camino por recorrer para desarrollar políticas tangibles, reducción de costos y madurez técnica.

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Director, Energy Storage Engineering