El almacenamiento de energía en red (también llamado almacenamiento de energía a gran escala ) es un conjunto de métodos utilizados para el almacenamiento de energía a gran escala dentro de una red eléctrica . La energía eléctrica se almacena durante los momentos en que la electricidad es abundante y barata (especialmente de fuentes de energía renovables variables como la energía eólica y la energía solar ) o cuando la demanda es baja, y luego se devuelve a la red cuando la demanda es alta y los precios de la electricidad tienden a ser más altos.
A partir de 2023 [actualizar], la mayor forma de almacenamiento de energía de la red es la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo , seguida por las baterías a escala de servicios públicos y las baterías detrás del medidor en segundo y tercer lugar. [1] Los avances en el almacenamiento por baterías han permitido proyectos comercialmente viables para almacenar energía durante la producción máxima y liberarla durante la demanda máxima, y para su uso cuando la producción cae inesperadamente, dando tiempo a que se pongan en funcionamiento recursos de respuesta más lenta. Hay dos formas de almacenamiento adecuadas para el almacenamiento estacional: el hidrógeno verde , producido mediante electrólisis , y el almacenamiento de energía térmica (como el almacenamiento de energía térmica por bombeo para la electricidad). Como la eficiencia de ida y vuelta es baja, es necesario almacenar una cantidad significativa de hidrógeno. [2]
El almacenamiento de energía es una opción para hacer que las redes sean más flexibles. Otra solución es el uso de plantas de energía con mayor capacidad de despacho que puedan cambiar su producción rápidamente, por ejemplo, plantas de energía que cubran las necesidades de suministro en horas pico. La respuesta a la demanda puede trasladar la carga a otros momentos y las interconexiones entre regiones pueden equilibrar las fluctuaciones en la producción de energías renovables. [3]
El almacenamiento de energía puede brindar múltiples beneficios a la red: puede trasladar electricidad de períodos de precios bajos a períodos de precios altos, puede ayudar a que la red sea más estable (por ejemplo, ayudando a regular la frecuencia de la red) y ayudar a reducir la inversión en infraestructura de transmisión. [4] Cualquier red eléctrica debe adecuar la producción de electricidad al consumo, y ambos varían significativamente con el tiempo. Cualquier combinación de almacenamiento de energía y respuesta a la demanda tiene estas ventajas:
La energía derivada de fuentes solares, maremotriz y eólica varía inherentemente en escalas de tiempo que van desde minutos hasta semanas o más: la cantidad de electricidad producida varía con la hora del día, la fase lunar, la estación y factores aleatorios como el clima. Por lo tanto, las energías renovables en ausencia de almacenamiento presentan desafíos especiales para las compañías eléctricas. Si bien la conexión de muchas fuentes eólicas independientes puede reducir la variabilidad general, la energía solar no suele estar disponible durante la noche y la energía maremotriz cambia con la luna, por lo que las mareas se producen cuatro veces al día.
El grado en que esto afecta a cada empresa de servicios públicos varía significativamente. En una empresa de servicios públicos con picos de demanda en verano, generalmente se puede absorber más energía solar y adaptarla a la demanda. En las empresas de servicios públicos con picos de demanda en invierno, en menor medida, la energía eólica se correlaciona con la demanda de calefacción y se puede utilizar para satisfacer esa demanda. Dependiendo de estos factores, más allá de aproximadamente el 20-40% de la generación total, las fuentes intermitentes conectadas a la red, como la energía solar y la energía eólica, tienden a requerir inversiones en interconexiones de red, almacenamiento de energía en la red o gestión de la demanda.
En una red eléctrica sin almacenamiento de energía, la generación que depende de la energía almacenada en combustibles (carbón, biomasa, gas natural, nuclear) debe aumentarse o reducirse para adaptarse al aumento y la caída de la producción eléctrica de fuentes intermitentes (véase la planta de energía que sigue la carga ). Si bien las plantas hidroeléctricas y de gas natural se pueden ampliar o reducir rápidamente para seguir la demanda, las plantas eólicas, de carbón y nucleares tardan un tiempo considerable en responder a la carga. Por lo tanto, las empresas de servicios públicos con menos generación hidroeléctrica o de gas natural dependen más de la gestión de la demanda, las interconexiones a la red o el costoso almacenamiento por bombeo.
El lado de la demanda también puede almacenar electricidad de la red, por ejemplo, cargar una batería de un vehículo eléctrico almacena energía para un vehículo y los calentadores de almacenamiento , el almacenamiento de calefacción urbana o el almacenamiento de hielo proporcionan almacenamiento térmico para edificios. [5] En la actualidad, este almacenamiento solo sirve para trasladar el consumo a las horas de menor demanda del día, no se devuelve electricidad a la red.
La necesidad de almacenamiento en la red para proporcionar energía en horas punta se reduce gracias a la tarificación por tiempo de uso del lado de la demanda , una de las ventajas de los medidores inteligentes . A nivel doméstico, los consumidores pueden elegir horarios de menor consumo, menos costosos, para lavar y secar la ropa, usar lavavajillas, ducharse y cocinar. Asimismo, los usuarios comerciales e industriales aprovecharán los ahorros de costos al posponer algunos procesos a horarios de menor consumo.
Los impactos regionales del funcionamiento impredecible de la energía eólica han creado una nueva necesidad de respuesta interactiva a la demanda , donde la empresa de servicios públicos se comunica con la demanda. Históricamente, esto solo se hacía en cooperación con los grandes consumidores industriales, pero ahora se puede ampliar a redes completas. [6] Por ejemplo, algunos proyectos a gran escala en Europa vinculan las variaciones en la energía eólica con cambios en las cargas de los congeladores industriales de alimentos, lo que causa pequeñas variaciones en la temperatura. Si se comunicaran a escala de toda la red, pequeños cambios en las temperaturas de calefacción/refrigeración cambiarían instantáneamente el consumo en toda la red.
Un informe publicado en diciembre de 2013 por el Departamento de Energía de los Estados Unidos describe con más detalle los posibles beneficios del almacenamiento de energía y las tecnologías orientadas a la demanda para la red eléctrica: "La modernización del sistema eléctrico ayudará a la nación a afrontar el desafío de manejar las necesidades energéticas proyectadas, lo que incluye abordar el cambio climático mediante la integración de más energía de fuentes renovables y la mejora de la eficiencia de los procesos de energía no renovable. Los avances en la red eléctrica deben mantener un sistema de suministro de electricidad sólido y resistente, y el almacenamiento de energía puede desempeñar un papel importante para afrontar estos desafíos mejorando las capacidades operativas de la red, reduciendo los costos y asegurando una alta confiabilidad, así como aplazando y reduciendo las inversiones en infraestructura. Finalmente, el almacenamiento de energía puede ser fundamental para la preparación ante emergencias debido a su capacidad para proporcionar energía de respaldo, así como servicios de estabilización de la red". [7]
Los activos de almacenamiento de energía son un activo valioso para la red eléctrica . [8] Pueden proporcionar beneficios y servicios como gestión de carga , calidad de energía y suministro de energía ininterrumpida para aumentar la eficiencia y la seguridad del suministro. Esto se vuelve cada vez más importante en relación con la transición energética y la necesidad de un sistema energético más eficiente y sostenible.
Existen numerosas tecnologías de almacenamiento de energía ( hidroelectricidad por bombeo , baterías eléctricas , baterías de flujo , almacenamiento de energía con volante de inercia , supercondensadores , etc.) que son adecuadas para aplicaciones a escala de red, aunque sus características difieren. Por ejemplo, una central hidroeléctrica de bombeo es adecuada para aplicaciones de gestión de carga a granel debido a sus grandes capacidades y capacidades energéticas. Sin embargo, las ubicaciones adecuadas son limitadas y su utilidad se desvanece cuando se trata de problemas localizados de calidad de la energía . Por otro lado, los volantes de inercia y los condensadores son más eficaces para mantener la calidad de la energía , pero carecen de capacidades de almacenamiento para ser utilizados en aplicaciones más grandes. Estas restricciones son una limitación natural para la aplicabilidad del almacenamiento.
Varios estudios han desarrollado interés e investigado la idoneidad o selección del almacenamiento de energía óptimo para ciertas aplicaciones. Las encuestas de literatura comprenden la información disponible del estado del arte y comparan los usos del almacenamiento en función de los proyectos existentes actuales. [9] [10] Otros estudios van un paso más allá en la evaluación del almacenamiento de energía entre sí y clasifican su idoneidad en función del análisis de decisiones de múltiples criterios . [11] [12] Otro documento propuso un esquema de evaluación a través de la investigación y modelado del almacenamiento como circuitos equivalentes. [13] [14] También se ha sugerido un enfoque de indexación en algunos estudios, pero todavía está en las etapas novedosas. [15] Para obtener un mayor potencial económico de los sistemas de almacenamiento de energía conectados a la red, es interesante considerar una cartera con varios servicios para una o más aplicaciones para un sistema de almacenamiento de energía. Al hacerlo, se pueden lograr varios flujos de ingresos con un solo almacenamiento y, por lo tanto, también aumentar el grado de utilización. [16] Para mencionar dos ejemplos, en [17] se examina una combinación de respuesta de frecuencia y servicios de reserva, mientras que en [18 ] se considera la reducción de picos de carga junto con la suavización de potencia.
La empresa italiana Energy Dome utiliza CO supercrítico (licuado por compresión)
2Se obtiene energía evaporando y expandiendo el CO2 de un gasómetro atmosférico.
2El gas se devuelve al gasómetro atmosférico hasta el siguiente ciclo de carga. El sistema puede funcionar en circuito cerrado, evitando emisiones. En julio de 2024, la Oficina de Demostraciones de Energía Limpia del Departamento de Energía de EE. UU. otorgó 7 millones de dólares a un proyecto de prueba Energy Dome organizado por el proveedor estadounidense de gas y electricidad Alliant Energy. [19]
El almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) almacena electricidad comprimiendo el aire. El aire comprimido se almacena normalmente en grandes cavernas subterráneas. El aire en expansión se puede utilizar para impulsar turbinas, convirtiendo la energía de nuevo en electricidad. A medida que el aire se enfría al expandirse , es necesario añadir algo de calor en esta etapa para evitar la congelación. Esto se puede proporcionar mediante el calor almacenado de una fuente baja en carbono o, en el caso del CAES avanzado, mediante la reutilización del calor que se libera cuando se comprime el aire. A partir de 2023 [actualizar], hay tres proyectos de CAES avanzados en funcionamiento en China. [20] Las eficiencias típicas de los CAES avanzados están entre el 60% y el 80%. [21]
Otro método de almacenamiento de electricidad es comprimir y enfriar el aire, convirtiéndolo en aire líquido, que puede almacenarse y expandirse cuando sea necesario, haciendo girar una turbina y generando electricidad. Esto se llama almacenamiento de energía de aire líquido (LAES). [22] El aire se enfriaría a temperaturas de -196 °C (-320,8 °F) para volverse líquido. Al igual que con el aire comprimido, se necesita calor para el paso de expansión. En el caso de LAES, se puede utilizar calor industrial de bajo grado para esto. [23] La eficiencia energética para LEAS se encuentra entre el 50% y el 70%. A partir de 2023 [actualizar], LAES está pasando de precomercial a comercial. [24]
Las baterías de iones de litio son las baterías más utilizadas para aplicaciones de red, a partir de 2024 [actualizar], tras la aplicación de baterías en vehículos eléctricos (VE). En comparación con los VE, las baterías de red requieren una menor densidad energética , lo que significa que se puede poner más énfasis en los costos, la capacidad de carga y descarga con frecuencia y la vida útil. Esto ha llevado a un cambio hacia las baterías de fosfato de hierro y litio (baterías LFP), que son más baratas y tienen una vida útil más larga que las baterías de iones de litio tradicionales. [28]
Los costos de las baterías están disminuyendo rápidamente; de 2010 a 2023, los costos cayeron un 90%. [29] A partir de 2024 [actualizar], los sistemas a gran escala representan dos tercios de la capacidad agregada, y las aplicaciones domésticas (detrás del medidor) un tercio. [30] Las baterías de iones de litio son muy adecuadas para el almacenamiento de corta duración (<8 h), pero es poco probable que se conviertan en la forma más barata de almacenamiento de electricidad para el almacenamiento de mayor duración. [28]
La flota de vehículos eléctricos tiene una gran capacidad total de baterías, que potencialmente se puede utilizar para el almacenamiento de energía en la red. Esto podría hacerse en forma de vehículo a red (V2G), donde los automóviles almacenan energía cuando no están en uso, o reutilizando las baterías de los automóviles al final de la vida útil del vehículo. Las baterías de los automóviles suelen tener una capacidad de entre 33 y 100 kWh; [31] a modo de comparación, un hogar típico de clase media alta en España podría utilizar unos 18 kWh al día. [32]
A partir de 2024 [actualizar], ha habido más de 100 proyectos piloto V2G a nivel mundial. [33] El efecto de la carga V2G en la vida útil de la batería puede ser positivo o negativo. El aumento del ciclo de las baterías puede conducir a una degradación más rápida, pero debido a una mejor gestión del estado de carga y una carga y descarga más suaves, V2G podría, en cambio, aumentar la vida útil de las baterías. [33] [34] Las baterías de segunda mano pueden usarse para el almacenamiento estacionario en la red durante aproximadamente 6 años, cuando su capacidad cae de aproximadamente el 80% al 60% de la capacidad inicial. Las baterías LFP son particularmente adecuadas para aplicaciones de segundo uso, ya que se degradan menos que otras baterías de iones de litio y el reciclaje es menos atractivo porque sus materiales no son tan valiosos. [33]
En las baterías de flujo redox , la energía se almacena en líquidos, que se colocan en dos tanques separados. Al cargar o descargar, los líquidos se bombean a una celda con los electrodos. La cantidad de energía almacenada (según lo establecido por el tamaño de los tanques) se puede ajustar por separado de la potencia de salida (según lo establecido por la velocidad de las bombas). [35] Las baterías de flujo tienen las ventajas de un bajo costo de capital para una duración de carga-descarga de más de 4 h, y de una larga durabilidad (muchos años). Las baterías de flujo son inferiores a las baterías de iones de litio en términos de eficiencia energética , con eficiencias promedio de entre el 60% y el 75%. Las baterías redox de vanadio son el tipo de batería de flujo más avanzado comercialmente, con aproximadamente 40 empresas que las fabrican a partir de 2022. [actualizar][ 36]
Las baterías de iones de sodio son una posible alternativa a las baterías de iones de litio, ya que dependen de materiales más baratos y menos de materiales críticos. Tienen una densidad energética menor y posiblemente una vida útil más corta. Si se producen a la misma escala que las baterías de iones de litio, pueden llegar a ser entre un 20% y un 30% más baratas. [35] Las baterías de hierro-aire pueden ser adecuadas para un almacenamiento de duración incluso más larga que las baterías de flujo (semanas), pero la tecnología aún no está madura. [37]
Los volantes de inercia almacenan energía en forma de energía mecánica. Son adecuados para suministrar altos niveles de electricidad en cuestión de minutos y también se pueden cargar rápidamente. Tienen una larga vida útil y se pueden utilizar en entornos con temperaturas muy variables. La tecnología es madura, pero más cara que las baterías y los supercondensadores y no se utiliza con frecuencia. [23]
Powercorp, en Australia, ha estado desarrollando aplicaciones que utilizan turbinas eólicas, volantes de inercia y tecnología diésel de baja carga (LLD) para maximizar la entrada de energía eólica a las pequeñas redes. Un sistema instalado en Coral Bay, Australia Occidental, utiliza turbinas eólicas acopladas a un sistema de control basado en volantes de inercia y LLD. La tecnología de volantes de inercia permite que las turbinas eólicas suministren hasta el 95 por ciento del suministro de energía de Coral Bay en ciertos momentos, con una penetración eólica anual total del 45 por ciento. [38]
Existen diversas tecnologías de conversión de electricidad en gas que pueden convertir el exceso de electricidad en una sustancia química más fácil de almacenar. La más económica y eficiente es el hidrógeno . Sin embargo, es más fácil utilizar metano sintético con la infraestructura y los aparatos existentes, ya que es muy similar al gas natural. [39]
A partir de 2024 [actualizar], se han creado varias plantas de demostración en las que se quema hidrógeno en turbinas de gas , ya sea en combustión conjunta con gas natural o por sí solo. De manera similar, varias plantas de carbón han demostrado que es posible quemar amoníaco al quemar carbón. En 2022, también se realizó un pequeño proyecto piloto para quemar amoníaco puro en una turbina de gas. [40] Una parte de las turbinas de gas existentes son capaces de quemar hidrógeno de manera conjunta, lo que significa que hay, según una estimación más baja, 80 GW de capacidad listos para quemar hidrógeno. [41]
El hidrógeno se puede utilizar como medio de almacenamiento a largo plazo. [42] El hidrógeno verde se produce a partir de la electrólisis del agua y se convierte nuevamente en electricidad en un motor de combustión interna o una celda de combustible , con una eficiencia de ida y vuelta de aproximadamente el 41%. [43] Junto con el almacenamiento térmico, se espera que sea más adecuado para el almacenamiento de energía estacional. [44]
Para que el sistema sea rentable, la relación de precios entre la compra y la venta de electricidad debe ser al menos proporcional a la eficiencia. La posibilidad de que el hidrógeno utilice infraestructura de gas natural depende de los materiales de construcción de la red, de las normas de las uniones y de la presión de almacenamiento. [45]
El hidrógeno se puede almacenar en la superficie en tanques o bajo tierra en grandes cantidades. El almacenamiento subterráneo es más fácil en cavernas de sal , pero solo un cierto número de lugares tienen una geología adecuada. [46] El almacenamiento en rocas porosas, por ejemplo en campos de gas vacíos y algunos acuíferos , puede almacenar hidrógeno a mayor escala, pero este tipo de almacenamiento puede tener algunos inconvenientes. Por ejemplo, parte del hidrógeno puede filtrarse o reaccionar en H2S o metano . [47]
El hidrógeno se puede convertir en amoniaco en una reacción con nitrógeno en el proceso Haber-Bosch . El amoniaco, un gas a temperatura ambiente, es más caro de producir que el hidrógeno. Sin embargo, se puede almacenar de forma más barata que el hidrógeno. El almacenamiento en tanques se realiza normalmente entre una y diez veces la presión atmosférica y a una temperatura de −30 °C (−22 °F), en forma líquida. [48] El amoniaco se puede quemar de forma limpia: se libera agua y nitrógeno, pero no CO2 y poco o nada de óxidos de nitrógeno. El amoniaco tiene múltiples usos además de ser un portador de energía: es la base para la producción de muchos productos químicos; el uso más común es como fertilizante. [49] Al igual que el gas natural, el amoniaco almacenado se puede utilizar como combustible térmico para el transporte y la generación de electricidad o se puede utilizar en una pila de combustible. [50]
Es posible convertir hidrógeno en metano mediante la reacción de Sabatier , una reacción química que combina CO2 y H2 . Si bien la reacción que convierte el CO del carbón gasificado en CH4 es madura, el proceso para formar metano a partir del CO2 lo es menos. Se pueden lograr eficiencias de alrededor del 80% en un solo sentido , es decir, alrededor del 20% de la energía del hidrógeno se pierde en la reacción. [51]
En 2023, el almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHS) del mundo fue la tecnología de almacenamiento más grande, con una capacidad de 181 GW , en comparación con unos 55 GW de almacenamiento en baterías a escala de servicios públicos y 33 GW de baterías detrás del medidor. [52] PHS es muy adecuado para equilibrar las variaciones diarias, bombeando agua a un depósito de almacenamiento alto durante las horas de menor demanda y utilizando esta agua durante las horas pico para la generación hidroeléctrica . [53] La eficiencia de PHS varía entre el 75% y el 85%, y el tiempo de respuesta es rápido, entre segundos y minutos. [54]
Los sistemas de almacenamiento por bombeo de energía hidroeléctrica solo se pueden construir en lugares limitados. También se pueden construir sistemas de almacenamiento por bombeo mediante el uso de cavernas de sal profundas o la construcción de un depósito hueco en el lecho marino , y utilizando el propio mar como depósito superior. [53] La construcción de sistemas de almacenamiento por bombeo de energía hidroeléctrica puede ser costosa, lleva relativamente mucho tiempo y puede ser perjudicial para el medio ambiente y las personas que viven cerca. [53] La eficiencia de la energía hidroeléctrica por bombeo se puede aumentar colocando paneles solares flotantes en la parte superior, que evitan la evaporación. Esto también mejora la eficiencia de los paneles solares, ya que se enfrían constantemente. [55]
Las represas hidroeléctricas con grandes embalses también pueden utilizarse para generar energía en momentos de máxima demanda. El agua se almacena en el embalse durante períodos de baja demanda y se libera a través de la planta cuando la demanda es mayor. Si bien técnicamente no se almacena electricidad, el efecto neto es similar al del almacenamiento por bombeo. La cantidad de almacenamiento disponible en las represas hidroeléctricas es mucho mayor que en el almacenamiento por bombeo. Es posible que se necesiten mejoras para que estas represas puedan responder a la demanda variable. Por ejemplo, puede ser necesaria una inversión adicional en líneas de transmisión o puede ser necesario instalar turbinas adicionales para aumentar la producción máxima de la represa. [56]
Las represas suelen tener múltiples propósitos. Además de generar energía, a menudo desempeñan un papel en la defensa contra inundaciones y la protección de los ecosistemas, la recreación y el suministro de agua para riego . Esto significa que no siempre es posible cambiar mucho su funcionamiento, pero incluso con poca flexibilidad, aún pueden desempeñar un papel importante en la respuesta a los cambios en la producción eólica y solar. [57]
En Dinamarca, el almacenamiento directo de electricidad se considera demasiado caro para un uso a gran escala, aunque se hace un uso significativo de la energía hidroeléctrica existente en Noruega. En su lugar, se considera preferible el uso de tanques de almacenamiento de agua caliente conectados a sistemas de calefacción urbana, calentados por calderas de electrodos o bombas de calor. El calor almacenado se transmite luego a las viviendas mediante tuberías de calefacción urbana .
La sal fundida se utiliza para almacenar el calor recogido por una torre de energía solar, de modo que pueda utilizarse para generar electricidad cuando hace mal tiempo o por la noche. [58]
Los sistemas de calefacción y refrigeración de los edificios se pueden controlar para almacenar energía térmica en los tanques de almacenamiento térmico dedicados o en la masa del edificio. Este almacenamiento térmico puede proporcionar servicios auxiliares de cambio de carga o incluso más complejos al aumentar el consumo de energía (cargando el almacenamiento) durante las horas de menor demanda y reducir el consumo de energía (descargando el almacenamiento) durante las horas punta de mayor precio. [59] Por ejemplo, la electricidad fuera de las horas punta se puede utilizar para hacer hielo a partir de agua, y el hielo se puede almacenar. El hielo almacenado se puede utilizar para enfriar el aire en un edificio grande que normalmente habría utilizado aire acondicionado eléctrico, desplazando así la carga eléctrica a las horas de menor demanda. En otros sistemas, el hielo almacenado se utiliza para enfriar el aire de admisión de un generador de turbina de gas , aumentando así la capacidad de generación en horas punta y la eficiencia en horas punta.
Un sistema de almacenamiento de electricidad por bombeo de calor utiliza un motor térmico/bomba de calor altamente reversible para bombear calor entre dos recipientes de almacenamiento, calentando uno y enfriando el otro. La empresa de ingeniería Isentropic, con sede en el Reino Unido, que está desarrollando el sistema afirma que la eficiencia potencial de ida y vuelta entre la electricidad de entrada y la electricidad de salida es del 72-80%. [60]
Una batería de Carnot es un tipo de sistema de almacenamiento de energía que almacena electricidad en un depósito de calor y convierte el calor almacenado en electricidad mediante ciclos termodinámicos. Este concepto ha sido investigado y desarrollado en muchos proyectos de investigación recientemente. [61] Una de las ventajas de este tipo de sistema es que el costo a gran escala y durante un período prolongado del almacenamiento térmico podría ser mucho menor que el de otras tecnologías de almacenamiento.
Las alternativas incluyen el almacenamiento de energía moviendo grandes masas sólidas hacia arriba contra la gravedad. Esto se puede lograr dentro de viejos pozos de minas [62] o en torres especialmente construidas donde se levantan pesos pesados para almacenar energía y se permite un descenso controlado para liberarla. [63] [64]
El costo nivelado de almacenar electricidad depende en gran medida del tipo y el propósito del almacenamiento; como regulación de frecuencia a escala de subsegundos , plantas de pico a escala de minutos/horas o almacenamiento estacional a escala de días/semanas. [65] [66] [67] Se dice que el uso de almacenamiento en baterías tiene un costo nivelado de $120 [68] a $170 [69] por MWh. Esto se compara con las turbinas de gas de ciclo abierto que, a partir de 2020, tienen un costo de alrededor de $151–198 por MWh. [70]
En términos generales, el almacenamiento de energía es económico cuando el costo marginal de la electricidad varía más que los costos de almacenar y recuperar la energía más el precio de la energía perdida en el proceso. Por ejemplo, supongamos que un embalse de almacenamiento por bombeo puede bombear a su embalse superior un volumen de agua capaz de producir 1.200 MW·h después de tener en cuenta todas las pérdidas (evaporación y filtración en el embalse, pérdidas de eficiencia, etc.). Si el costo marginal de la electricidad durante las horas de menor demanda es de 15 dólares por MW·h, y el embalse funciona con una eficiencia del 80% (es decir, se consumen 1.500 MW·h y se recuperan 1.200 MW·h de energía), entonces el costo total de llenar el embalse es de 22.500 dólares. Si toda la energía almacenada se vende al día siguiente durante las horas pico por un promedio de 40 dólares por MW·h, entonces el embalse tendrá ingresos de 48.000 dólares por día, lo que da una ganancia bruta de 25.500 dólares.
Sin embargo, el costo marginal de la electricidad varía debido a los distintos costos operativos y de combustible de las diferentes clases de generadores. [71] En un extremo, las centrales eléctricas de carga base , como las centrales eléctricas a carbón y las centrales nucleares, son generadores de bajo costo marginal, ya que tienen altos costos de capital y mantenimiento, pero bajos costos de combustible. En el otro extremo, las centrales eléctricas de pico , como las centrales a gas con turbinas de gas, queman combustible costoso, pero son más baratas de construir, operar y mantener. Para minimizar el costo operativo total de la generación de energía, los generadores de carga base se despachan la mayor parte del tiempo, mientras que los generadores de potencia pico se despachan solo cuando es necesario, generalmente cuando la demanda de energía alcanza su pico. Esto se llama "despacho económico".
La demanda de electricidad de las distintas redes del mundo varía a lo largo del día y de una estación a otra. En la mayoría de los casos, la variación de la demanda eléctrica se satisface modificando la cantidad de energía eléctrica suministrada desde fuentes primarias. Sin embargo, cada vez más, los operadores almacenan energía de menor costo producida por la noche y luego la liberan a la red durante los períodos pico del día, cuando es más valiosa. [72] En las zonas donde existen represas hidroeléctricas, la liberación se puede retrasar hasta que la demanda sea mayor; esta forma de almacenamiento es común y puede hacer uso de los embalses existentes. No se trata de almacenar energía "excedente" producida en otro lugar, pero el efecto neto es el mismo, aunque sin las pérdidas de eficiencia. Los suministros renovables con producción variable, como la energía eólica y solar , tienden a aumentar la variación neta de la carga eléctrica, lo que aumenta la oportunidad de almacenamiento de energía en la red.
Puede resultar más económico encontrar un mercado alternativo para la electricidad no utilizada, en lugar de intentar almacenarla. La corriente continua de alto voltaje permite la transmisión de electricidad, con una pérdida de solo el 3 % cada 1000 km.
La demanda de electricidad por parte de los consumidores y la industria cambia constantemente, en líneas generales dentro de las siguientes categorías:
Actualmente existen tres métodos principales para abordar la demanda cambiante:
El problema de las turbinas de gas de reserva es que tienen un coste mayor; los costosos equipos de generación no se utilizan durante gran parte del tiempo. La reserva en funcionamiento también tiene un coste; las plantas que funcionan por debajo de su capacidad máxima suelen ser menos eficientes. El almacenamiento de energía en la red se utiliza para trasladar la generación de los momentos de máxima demanda a las horas de menor demanda. Las centrales eléctricas pueden funcionar a su máxima eficiencia durante las noches y los fines de semana.
Las estrategias de nivelación de la oferta y la demanda pueden tener como objetivo reducir el costo de suministro de energía máxima o compensar la generación intermitente de energía eólica y solar.
