La hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo ( PSH ), o almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo ( PHES ), es un tipo de almacenamiento de energía hidroeléctrica utilizado por los sistemas de energía eléctrica para equilibrar la carga . El método almacena energía en forma de energía potencial gravitacional del agua, bombeada desde un depósito de menor elevación a una mayor elevación. Generalmente se utiliza energía eléctrica excedente de bajo costo fuera de las horas pico para hacer funcionar las bombas. Durante los períodos de alta demanda eléctrica, el agua almacenada se libera a través de turbinas para producir energía eléctrica. Aunque las pérdidas del proceso de bombeo convierten a la planta en un consumidor neto de energía en general, el sistema aumenta los ingresos al vender más electricidad durante los períodos de máxima demanda , cuando los precios de la electricidad son más altos. Si la parte superior del lago recoge una cantidad significativa de lluvia o es alimentada por un río, entonces la planta puede ser un productor neto de energía a la manera de una planta hidroeléctrica tradicional.
La hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo permite ahorrar energía procedente de fuentes intermitentes (como la solar , la eólica ) y otras energías renovables, o el exceso de electricidad procedente de fuentes de carga base continuas (como el carbón o la nuclear) para períodos de mayor demanda. [1] [2] Los embalses utilizados con almacenamiento por bombeo pueden ser bastante pequeños en comparación con los lagos de plantas hidroeléctricas convencionales de capacidad de energía similar, y los períodos de generación suelen ser inferiores a medio día.
El almacenamiento por bombeo es, con diferencia, la forma de almacenamiento de energía de red de mayor capacidad disponible y, a partir de 2020, la base de datos de almacenamiento de energía global del Departamento de Energía de los Estados Unidos informa que PSH representa alrededor del 95% de todas las instalaciones de almacenamiento con seguimiento activas en todo el mundo, con un capacidad de rendimiento total instalada de más de 181 GW , de los cuales alrededor de 29 GW están en los Estados Unidos, y una capacidad de almacenamiento instalada total de más de 1,6 TWh , de los cuales alrededor de 250 GWh están en los Estados Unidos. [3] La eficiencia energética de ida y vuelta de PSH varía entre 70% y 80%, [4] [5] [6] [7] y algunas fuentes afirman hasta un 87%. [8]
El principal requisito para PSH es un terreno montañoso. El atlas global de hidroeléctricas de bombeo totalmente nuevo [9] enumera más de 600.000 sitios potenciales en todo el mundo, lo que es aproximadamente 100 veces más de lo necesario para sustentar el 100% de electricidad renovable. La mayoría son sistemas de circuito cerrado alejados de los ríos. Se pueden evitar áreas de belleza natural y nuevas represas en los ríos debido al gran número de sitios potenciales. Algunos proyectos utilizan embalses existentes (denominados "bluefield"), como el plan Snowy 2.0 de 350 gigavatios hora [10] que se está construyendo en Australia. Algunos proyectos propuestos recientemente proponen aprovechar ubicaciones "brownfield" , como minas en desuso, como el proyecto Kidston [11] en construcción en Australia. [12]
Las necesidades de agua para PSH son pequeñas: [13] aproximadamente 1 gigalitro de agua de llenado inicial por gigavatio-hora de almacenamiento. Esta agua se recicla cuesta arriba y cuesta abajo entre los dos embalses durante muchas décadas, pero las pérdidas por evaporación (más allá de lo que proporcionan la lluvia y cualquier aporte de los cursos de agua locales) deben ser reemplazadas. Las necesidades de terreno también son pequeñas: alrededor de 10 hectáreas por gigavatio-hora de almacenamiento, [13] que es mucho menor que el terreno ocupado por los parques solares y eólicos que el almacenamiento podría sustentar. El almacenamiento hidráulico por bombeo de circuito cerrado (fuera del río) tiene las menores emisiones de carbono [14] por unidad de almacenamiento de todos los candidatos para el almacenamiento de energía a gran escala.
En momentos de baja demanda eléctrica, el exceso de capacidad de generación se utiliza para bombear agua al depósito superior. Cuando hay mayor demanda, el agua se devuelve al depósito inferior a través de una turbina , generando electricidad. Los conjuntos de turbina/generador reversibles actúan como unidades combinadas de bomba y generador de turbina (normalmente diseños de turbina Francis ). [15] La operación de velocidad variable optimiza aún más la eficiencia del viaje de ida y vuelta en plantas de almacenamiento hidráulico por bombeo. [16] [17] En aplicaciones micro-PSH, se podría implementar un grupo de bombas y Pump As Turbine (PAT) respectivamente para las fases de bombeo y generación. [18] La misma bomba podría usarse en ambos modos cambiando la dirección de rotación y la velocidad: [18] el punto de operación en el bombeo generalmente difiere del punto de operación en el modo PAT.
En los sistemas de circuito abierto, las plantas de almacenamiento por bombeo puras almacenan agua en un depósito superior sin aportes naturales, mientras que las plantas de bombeo de retorno utilizan una combinación de almacenamiento por bombeo y plantas hidroeléctricas convencionales con un depósito superior que se repone en parte mediante aportes naturales de un arroyo o río. Las plantas que no utilizan almacenamiento por bombeo se denominan centrales hidroeléctricas convencionales; Las plantas hidroeléctricas convencionales que tienen una capacidad de almacenamiento significativa pueden desempeñar un papel similar en la red eléctrica al almacenamiento por bombeo si están equipadas adecuadamente.
Teniendo en cuenta las pérdidas por conversión y las pérdidas por evaporación de la superficie del agua expuesta, se puede lograr una recuperación de energía del 70 al 80% o más. [19] Esta técnica es actualmente el medio más rentable para almacenar grandes cantidades de energía eléctrica, pero los costos de capital y la necesidad de una geografía adecuada son factores de decisión críticos en la selección de sitios para plantas de almacenamiento por bombeo.
La densidad de energía relativamente baja de los sistemas de almacenamiento por bombeo requiere grandes flujos y/o grandes diferencias de altura entre los embalses. La única forma de almacenar una cantidad significativa de energía es tener una gran masa de agua ubicada relativamente cerca, pero lo más alto posible por encima, de una segunda masa de agua. En algunos lugares esto ocurre de forma natural, en otros uno o ambos cuerpos de agua fueron creados por el hombre. Los proyectos en los que ambos embalses son artificiales y en los que no hay entradas naturales involucradas en ninguno de los dos embalses se denominan sistemas de "circuito cerrado". [20]
Estos sistemas pueden ser económicos porque aplanan las variaciones de carga en la red eléctrica, permitiendo que las centrales térmicas, como las plantas alimentadas con carbón y las centrales nucleares que proporcionan electricidad de carga base, sigan funcionando con la máxima eficiencia, al tiempo que reducen la necesidad de "picos de electricidad". "Plantas de energía que utilizan los mismos combustibles que muchas plantas térmicas de carga base, gas y petróleo, pero que han sido diseñadas para ofrecer flexibilidad en lugar de máxima eficiencia. Por lo tanto, los sistemas de almacenamiento por bombeo son cruciales a la hora de coordinar grandes grupos de generadores heterogéneos . Los costos de capital para las plantas de almacenamiento por bombeo son relativamente altos, aunque esto se ve mitigado en cierta medida por su larga vida útil comprobada de décadas, y en algunos casos de más de un siglo, [21] [22] , que es de tres a cinco veces más larga que la de las plantas de almacenamiento por bombeo. baterías. Cuando los precios de la electricidad se vuelven negativos , los operadores de hidroeléctricas de bombeo pueden ganar el doble: cuando "compran" la electricidad para bombear el agua al embalse superior a precios spot negativos y nuevamente cuando venden la electricidad más adelante, cuando los precios son altos.
Junto con la gestión de la energía, los sistemas de almacenamiento por bombeo ayudan a estabilizar la frecuencia de la red eléctrica y proporcionar generación de reserva. Las plantas térmicas son mucho menos capaces de responder a cambios repentinos en la demanda eléctrica que potencialmente causan inestabilidad de frecuencia y voltaje . Las plantas de almacenamiento por bombeo, al igual que otras plantas hidroeléctricas, pueden responder a los cambios de carga en cuestión de segundos.
El uso más importante del almacenamiento por bombeo ha sido tradicionalmente equilibrar las centrales eléctricas de carga base, pero también se pueden utilizar para reducir la producción fluctuante de fuentes de energía intermitentes . El almacenamiento por bombeo proporciona una carga en momentos de alta producción de electricidad y baja demanda de electricidad, lo que permite una capacidad máxima adicional del sistema. En determinadas jurisdicciones, los precios de la electricidad pueden ser cercanos a cero u ocasionalmente negativos en ocasiones en que hay más generación eléctrica disponible que carga disponible para absorberla. Aunque en la actualidad esto rara vez se debe únicamente a la energía eólica o solar , un mayor uso de dicha generación aumentará la probabilidad de que esto ocurra. [ cita necesaria ] Es particularmente probable que el almacenamiento por bombeo se vuelva especialmente importante como equilibrio para la generación fotovoltaica y eólica a muy gran escala. [23] Una mayor capacidad de transmisión a larga distancia combinada con cantidades significativas de almacenamiento de energía será una parte crucial de la regulación de cualquier despliegue a gran escala de fuentes de energía renovables intermitentes. [24] La alta penetración de la electricidad renovable no firme en algunas regiones suministra el 40% de la producción anual, pero se puede alcanzar el 60% antes de que sea necesario almacenamiento adicional. [25] [26] [27]
Las plantas de almacenamiento por bombeo más pequeñas no pueden lograr las mismas economías de escala que las más grandes, pero existen algunas, incluido un proyecto reciente de 13 MW en Alemania. Shell Energy ha propuesto un proyecto de 5 MW en el estado de Washington. Algunos han propuesto pequeñas plantas de almacenamiento por bombeo en los edificios, aunque todavía no son económicas. [28] Además, es difícil integrar grandes embalses en el paisaje urbano (y la fluctuación del nivel del agua puede hacerlos inadecuados para uso recreativo). [28] Sin embargo, algunos autores defienden la simplicidad tecnológica y la seguridad del suministro de agua como externalidades importantes . [28]
El almacenamiento por bombeo se utilizó por primera vez en 1907 en Suiza , en la instalación de almacenamiento por bombeo de Engeweiher, cerca de Schaffhausen, Suiza. [29] [30] En la década de 1930, las turbinas hidroeléctricas reversibles estuvieron disponibles. Este aparato podría funcionar tanto como generadores de turbina como a la inversa como bombas impulsadas por motores eléctricos. Lo último en tecnología de ingeniería a gran escala son las máquinas de velocidad variable para una mayor eficiencia. Estas máquinas funcionan en sincronización con la frecuencia de la red cuando generan, pero funcionan de forma asíncrona (independiente de la frecuencia de la red) cuando bombean.
El primer uso del almacenamiento por bombeo en los Estados Unidos fue en 1930 por Connecticut Electric and Power Company, utilizando un gran depósito ubicado cerca de New Milford, Connecticut, bombeando agua desde el río Housatonic al depósito de almacenamiento a 70 metros (230 pies) arriba. . [31]
En 2009, la capacidad mundial de generación de almacenamiento por bombeo era de 104 GW , [32] mientras que otras fuentes afirman que 127 GW, que comprende la gran mayoría de todos los tipos de almacenamiento eléctrico de grado de servicios públicos. [33] La UE tenía 38,3 GW de capacidad neta (36,8% de la capacidad mundial) de un total de 140 GW de energía hidroeléctrica y representaba el 5% de la capacidad eléctrica neta total de la UE. Japón tenía 25,5 GW de capacidad neta (24,5% de la capacidad mundial). [32]
En 2010, Estados Unidos tenía 21,5 GW de capacidad de generación de almacenamiento por bombeo (20,6% de la capacidad mundial). [34] PSH contribuyó con 21.073 GWh de energía en 2020 en los Estados Unidos, pero −5.321 GWh (neto) porque en el bombeo se consume más energía de la que se genera. [35] La capacidad nominal de almacenamiento por bombeo había aumentado a 21,6 GW en 2014, y el almacenamiento por bombeo comprendía el 97% del almacenamiento de energía a escala de red en los Estados Unidos. A finales de 2014, había 51 propuestas de proyectos activas con un total de 39 GW de nueva capacidad nominal en todas las etapas del proceso de concesión de licencias de la FERC para nuevas plantas hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo en los Estados Unidos, pero actualmente no había ninguna nueva planta en construcción en los Estados Unidos. Estados Unidos en ese momento. [36] [37]
Las cinco plantas de almacenamiento por bombeo operativas más grandes se enumeran a continuación (para obtener una lista detallada, consulte Lista de centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo ) :
Australia tiene 15 GW de almacenamiento por bombeo en construcción o en desarrollo. Ejemplos incluyen:
En junio de 2018, el gobierno federal australiano anunció que se habían identificado 14 sitios en Tasmania para centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo, con el potencial de agregar 4,8 GW a la red nacional si se construyera un segundo interconector debajo del Estrecho de Bass.
El proyecto Snowy 2.0 unirá dos represas existentes en las Montañas Snowy de Nueva Gales del Sur para proporcionar 2.000 MW de capacidad y 350.000 MWh de almacenamiento. [52]
En septiembre de 2022, se anunció un plan de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHES) en Pioneer-Burdekin, en el centro de Queensland, que tiene el potencial de ser el PHES más grande del mundo con 5 GW.
Existen 9 centrales con capacidad de bombeo con una capacidad instalada total de 1344 MW y una producción media anual de 2247 GWh. La energía hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo en Noruega se construye de manera un poco diferente al resto del mundo. Están diseñados para bombeo estacional. La mayoría de ellos tampoco pueden ciclar el agua sin cesar, sino que solo bombean y reutilizan una vez. La razón de esto es el diseño de los túneles y la elevación de los embalses inferior y superior. Algunas, como la central eléctrica de Nygard, bombean agua desde varias tomas de ríos hasta un embalse.
La mayor, Saurdal, que forma parte del complejo Ulla-Førre , tiene cuatro turbinas Francis de 160 MW , pero sólo dos son reversibles. El depósito inferior está a mayor altura que la propia estación, por lo que el agua bombeada sólo se puede utilizar una vez antes de fluir a la siguiente estación, Kvilldal, más abajo en el sistema de túneles. Y además del embalse inferior, recibirá agua que se puede bombear desde 23 tomas de ríos/arroyos y pequeños embalses. Algunos de los cuales ya habrán pasado por una central más pequeña en su camino.
Las represas hidroeléctricas convencionales también pueden hacer uso del almacenamiento por bombeo en un sistema híbrido que genera energía a partir del agua que fluye naturalmente hacia el embalse y almacena agua bombeada de regreso al embalse desde debajo de la represa. La presa Grand Coulee en los Estados Unidos se amplió con un sistema de bombeo de retorno en 1973. [53] Las presas existentes pueden repotenciarse con turbinas reversibles, extendiendo así el tiempo que la planta puede operar a su capacidad. Opcionalmente , se puede agregar a una presa una central eléctrica de bombeo, como la presa Russell (1992), para aumentar la capacidad de generación. Hacer uso del embalse superior y del sistema de transmisión de una presa existente puede acelerar los proyectos y reducir los costos.
En enero de 2019, la State Grid Corporation de China anunció planes para invertir 5.700 millones de dólares en cinco plantas de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo con una capacidad total de 6 GW, que se ubicarán en las provincias de Hebei, Jilin, Zhejiang, Shandong y en la Región Autónoma de Xinjiang. China busca construir 40 GW de capacidad hidroeléctrica de bombeo instalada para 2020. [54]
Las plantas de almacenamiento por bombeo pueden funcionar con agua de mar, aunque existen desafíos adicionales en comparación con el uso de agua dulce, como la corrosión del agua salada y el crecimiento de percebes. [55] Inaugurada en 1966, la central mareomotriz de Rance, en Francia, de 240 MW, puede funcionar parcialmente como una estación de almacenamiento por bombeo. Cuando las mareas altas ocurren en horas de menor actividad, las turbinas se pueden usar para bombear más agua de mar al embalse de la que la marea alta habría traído naturalmente. Es la única central eléctrica a gran escala de este tipo.
En 1999, el proyecto Yanbaru de 30 MW en Okinawa fue la primera demostración de almacenamiento por bombeo de agua de mar. Desde entonces ha sido dado de baja. Se consideró un proyecto de almacenamiento por bombeo Lanai de 300 MW basado en agua de mar para Lanai, Hawaii, y se han propuesto proyectos basados en agua de mar en Irlanda. [56] Un par de proyectos propuestos en el desierto de Atacama en el norte de Chile utilizarían 600 MW de energía solar fotovoltaica (Cielos de Tarapacá) junto con 300 MW de almacenamiento por bombeo (Espejo de Tarapacá) elevando agua de mar 600 metros (2000 pies) arriba de una costa. acantilado. [57] [58]
El agua dulce procedente de las crecidas de los ríos se almacena en la zona marítima y sustituye al agua de mar mediante la construcción de embalses costeros . El agua almacenada del río se bombea a las tierras altas mediante la construcción de una serie de canales de terraplén y estaciones hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo con fines de almacenamiento de energía, riego, industrial, municipal, rejuvenecimiento de ríos explotados, etc. Estos proyectos de embalses costeros multipropósito ofrecen almacenamiento por bombeo masivo. potencial hidroeléctrico para utilizar energía solar y eólica variable e intermitente que son fuentes de energía renovables, limpias y neutras en carbono. [59]
Se ha investigado el uso de depósitos subterráneos. [60] Ejemplos recientes incluyen el proyecto Summit propuesto en Norton, Ohio , el proyecto Maysville propuesto en Kentucky (mina subterránea de piedra caliza) y el proyecto Mount Hope en Nueva Jersey , que debía haber utilizado una antigua mina de hierro como depósito inferior. El almacenamiento de energía propuesto en el sitio de Callio en Pyhäjärvi ( Finlandia ) utilizaría la mina de metales básicos más profunda de Europa, con un desnivel de 1.450 metros (4.760 pies). [61] Se han propuesto varios proyectos nuevos de almacenamiento subterráneo por bombeo. Las estimaciones de costo por kilovatio para estos proyectos pueden ser más bajas que para los proyectos de superficie si utilizan el espacio minero subterráneo existente. Hay oportunidades limitadas que involucran espacios subterráneos adecuados, pero el número de oportunidades de almacenamiento subterráneo por bombeo puede aumentar si las minas de carbón abandonadas resultan adecuadas. [62]
En Bendigo , Victoria, Australia, Bendigo Sustainability Group ha propuesto el uso de las antiguas minas de oro de Bendigo para el almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo. [63] Bendigo tiene la mayor concentración de minas de roca dura de pozo profundo en cualquier parte del mundo, con más de 5.000 pozos hundidos bajo Bendigo en la segunda mitad del siglo XIX. El pozo más profundo se extiende 1.406 metros verticalmente bajo tierra. Un reciente estudio de prefactibilidad ha demostrado que el concepto es viable con una capacidad de generación de 30 MW y un tiempo de funcionamiento de 6 horas utilizando una altura de agua de más de 750 metros.
La nueva empresa estadounidense Quidnet Energy está explorando el uso de pozos abandonados de petróleo y gas para almacenamiento por bombeo. Si tienen éxito, esperan ampliar su escala, utilizando algunos de los 3 millones de pozos abandonados en Estados Unidos. [64] [65]
Se podrían construir pequeñas (o micro) aplicaciones de almacenamiento por bombeo en arroyos y dentro de infraestructuras, como redes de agua potable [66] e infraestructuras de producción de nieve artificial. En este sentido, se ha implementado concretamente un depósito de aguas pluviales como solución rentable para un depósito de agua en un almacenamiento de energía hidroeléctrica con microbombeo. [18] Estas plantas proporcionan almacenamiento distribuido de energía y producción distribuida de electricidad flexible y pueden contribuir a la integración descentralizada de tecnologías de energía renovable intermitente , como la energía eólica y la solar . Los embalses que pueden usarse para pequeñas centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo podrían incluir [67] lagos naturales o artificiales, embalses dentro de otras estructuras como irrigación o partes no utilizadas de minas o instalaciones militares subterráneas. En Suiza, un estudio sugirió que la capacidad total instalada de pequeñas centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo en 2011 podría aumentarse de 3 a 9 veces si se proporcionaran instrumentos políticos adecuados . [67]
En marzo de 2017, el proyecto de investigación StEnSea (Almacenamiento de energía en el mar) anunció la finalización exitosa de una prueba de cuatro semanas de un depósito submarino de almacenamiento por bombeo. En esta configuración, una esfera hueca sumergida y anclada a gran profundidad actúa como depósito inferior, mientras que el depósito superior es el cuerpo de agua circundante. La electricidad se crea cuando se deja entrar agua a través de una turbina reversible integrada en la esfera. Durante las horas de menor actividad, la turbina cambia de dirección y bombea el agua nuevamente, utilizando la electricidad "sobrante" de la red. La cantidad de energía creada cuando se deja entrar agua crece proporcionalmente a la altura de la columna de agua sobre la esfera, en otras palabras: cuanto más profunda está la esfera, más densamente puede almacenar energía. Como tal, la capacidad de almacenamiento de energía del yacimiento sumergido no está gobernada por la energía gravitacional en el sentido tradicional, sino por la variación vertical de la presión .
Utilizando un sistema de almacenamiento por bombeo de cisternas y pequeños generadores, la pico hidro también puede ser efectiva para sistemas de generación de energía doméstica de "circuito cerrado". [68] [69]
Mediante la presión de fracturación hidráulica se puede almacenar bajo tierra en estratos impermeables como el esquisto. [70] El esquisto utilizado no contiene hidrocarburos. [71]
Una idea para reducir los requisitos de energía de bombeo es utilizar electricidad para dividir el agua a baja altura y luego canalizar el hidrógeno, más ligero que el aire, a una gran altura donde podría quemarse con oxígeno atmosférico para producir agua. Esta agua de gran altitud podría luego devolverse a la baja elevación, potencialmente más que recuperando las pérdidas de eficiencia al recolectar la energía potencial gravitacional del oxígeno atmosférico de mayor altitud (que luego se vuelve a mezclar de manera inofensiva con el viento impulsado por el sol). [72]
RheEnergise [73] tiene como objetivo mejorar la eficiencia del almacenamiento por bombeo utilizando un fluido 2,5 veces más denso que el agua ("un sólido suspendido finamente molido en agua" [74] ), de modo que "los proyectos puedan ser 2,5 veces más pequeños con la misma potencia". " [75]
Schucht dice que, en la región en la que opera, el 42 por ciento del suministro de energía (en producción, no en capacidad) provino de energía eólica y solar, aproximadamente lo mismo que en Australia del Sur.
Schucht cree que la integración de entre un 60 y un 70 por ciento de energía renovable variable (solo eólica y solar) podría adaptarse al mercado alemán sin necesidad de almacenamiento adicional.
Más allá de eso, será necesario almacenamiento.
Hay una serie de mitos en la industria energética.
Uno de ellos es que necesitamos más flexibilidad en el sistema para integrar energías renovables, como almacenamiento de energía, cargas interrumpibles o plantas de energía de respaldo.
Eso es un mito.
Estamos en camino de tener un sistema que pueda acomodar entre un 70% y un 80% de energía renovable sin la necesidad de más opciones de flexibilidad.
