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 las épocas en que la electricidad es abundante y barata (especialmente proveniente de fuentes de energía intermitentes , como la electricidad renovable proveniente de la energía eólica , la energía mareomotriz 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 2020 [actualizar], la mayor forma de almacenamiento de energía de la red es la hidroelectricidad represada , tanto con generación hidroeléctrica convencional como con hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo . [1] [2]
Los avances en el almacenamiento de baterías han permitido proyectos comercialmente viables para almacenar energía durante los picos de producción y liberarla durante los picos de demanda, y para usarla cuando la producción cae inesperadamente, dando tiempo para que se pongan en funcionamiento recursos de respuesta más lenta. El hidrógeno verde , que se genera a partir de la electrólisis del agua a través de electricidad generada por energías renovables o fuentes de emisiones de carbono relativamente bajas, es un medio más económico de almacenamiento de energía renovable a largo plazo en términos de gastos de capital que la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo o las baterías. [3] [4]
Dos alternativas al almacenamiento en red son el uso de plantas de energía en horas punta para llenar los vacíos de suministro y la respuesta de la demanda para trasladar la carga a otros momentos.
Cualquier red eléctrica debe adaptar la producción de electricidad al consumo, los cuales varían drásticamente con el tiempo. Cualquier combinación de almacenamiento de energía y respuesta a la demanda tiene estas ventajas:
La energía derivada de fuentes solares, mareomotrices y eólicas 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 empresas eléctricas. Si bien conectar muchas fuentes eólicas separadas puede reducir la variabilidad general, la energía solar no está disponible de manera confiable durante la noche y la energía de las mareas cambia con la luna, por lo que las mareas tranquilas ocurren cuatro veces al día.
El grado en que esto afecta a una determinada empresa de servicios públicos varía significativamente. En un pico de servicios públicos de verano, generalmente se puede absorber más energía solar y adaptarla a la demanda. En los picos de servicios públicos de invierno, en menor grado, el viento se correlaciona con la demanda de calefacción y puede usarse para satisfacer esa demanda. Dependiendo de estos factores, más allá de alrededor del 20% al 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 la red, almacenamiento de energía en la red o gestión del lado 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, energía nuclear) debe ampliarse y reducirse para igualar el aumento y la caída de la producción eléctrica a partir de fuentes intermitentes (ver carga después de la planta de energía). ). Mientras que las plantas hidroeléctricas y de gas natural pueden ampliarse o reducirse rápidamente para seguir el viento, las plantas 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 de red o el costoso almacenamiento por bombeo.
La consultora francesa Yole Développement estima que el mercado del "almacenamiento estacionario" podría representar una oportunidad de 13.500 millones de dólares para 2023, en comparación con menos de 1.000 millones de dólares en 2015. [5]
El lado de la demanda también puede almacenar electricidad de la red; por ejemplo, la carga de 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 los edificios. [6] En la actualidad, este almacenamiento sólo sirve para trasladar el consumo a las horas de menor actividad del día y no se devuelve electricidad a la red.
La necesidad de almacenamiento en la red para proporcionar energía máxima se reduce mediante la fijación de precios por tiempo de uso del lado de la demanda , uno de los beneficios de los medidores inteligentes . A nivel del hogar, los consumidores pueden elegir horas menos costosas de menor actividad para lavar y secar la ropa, usar lavavajillas, ducharse y cocinar. Además, los usuarios comerciales e industriales aprovecharán el ahorro de costos al aplazar algunos procesos hasta las horas de menor actividad.
Los impactos regionales del funcionamiento impredecible de la energía eólica han creado una nueva necesidad de una respuesta interactiva a la demanda , donde la empresa de servicios públicos se comunica con la demanda. Históricamente esto sólo se hacía en cooperación con grandes consumidores industriales, pero ahora puede ampliarse a redes enteras. [7] Por ejemplo, algunos proyectos a gran escala en Europa vinculan variaciones en la energía eólica para cambiar las cargas de los congeladores de alimentos industriales, provocando pequeñas variaciones en la temperatura. Si se comunican 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 beneficios potenciales del almacenamiento de energía y las tecnologías del lado de la demanda para la red eléctrica: "Modernizar el sistema eléctrico ayudará a la nación a enfrentar el desafío de manejar las necesidades energéticas proyectadas, incluido abordar cambio climático mediante la integración de más energía procedente de fuentes renovables y la mejora de la eficiencia de los procesos energéticos no renovables. Los avances en la red eléctrica deben mantener un sistema de suministro de electricidad robusto y resiliente, y el almacenamiento de energía puede desempeñar un papel importante para afrontar estos desafíos mejorando el funcionamiento capacidades de la red, reduciendo costos y asegurando una alta confiabilidad, así como aplazando y reduciendo las inversiones en infraestructura. Finalmente, el almacenamiento de energía puede ser instrumental para la preparación para emergencias debido a su capacidad para proporcionar energía de respaldo, así como servicios de estabilización de la red". [8] El informe fue escrito por un grupo central de desarrolladores que representan a la Oficina de Suministro de Electricidad y Confiabilidad Energética , ARPA-E , la Oficina de Ciencias , la Oficina de Eficiencia Energética y Energía Renovable , los Laboratorios Nacionales Sandia y el Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico ; todos los cuales participan en el desarrollo del almacenamiento de energía en la red. [8]
Los activos de almacenamiento de energía son un activo valioso para la red eléctrica . [9] Pueden proporcionar beneficios y servicios como gestión de carga , calidad de la energía y suministro ininterrumpido de energía para aumentar la eficiencia y la seguridad del suministro. Esto se vuelve cada vez más importante en lo que respecta a la transición energética y la necesidad de un sistema energético más eficiente y sostenible.
Numerosas tecnologías de almacenamiento de energía ( hidroelectricidad con almacenamiento por bombeo , batería eléctrica , batería de flujo , almacenamiento de energía en volante , supercondensador , etc.) son adecuadas para aplicaciones a escala de red, aunque sus características difieren. Por ejemplo, una estación hidroeléctrica de bombeo es muy adecuada para aplicaciones de gestión de cargas masivas debido a sus grandes capacidades y capacidades de energía. 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 y los condensadores son más eficaces para mantener la calidad de la energía , pero carecen de capacidad de almacenamiento para usarse en aplicaciones más grandes. Estas restricciones son una limitación natural a la aplicabilidad del almacenamiento.
Varios estudios han despertado interés e investigado la idoneidad o selección del almacenamiento de energía óptimo para determinadas aplicaciones. Los estudios de literatura comprenden la información disponible del estado del arte y comparan los usos del almacenamiento con base en los proyectos existentes actualmente. [10] [11] Otros estudios van un paso más allá al evaluar el almacenamiento de energía entre sí y clasifican su idoneidad basándose en análisis de decisiones de criterios múltiples . [12] [13] Otro artículo propuso un esquema de evaluación a través de la investigación y modelado de almacenamiento como circuitos equivalentes. [14] [15] Algunos estudios también han sugerido un enfoque de indexación, pero aún se encuentra en etapas novedosas. [16] 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 de un sistema de almacenamiento de energía. De este modo se pueden conseguir varios flujos de ingresos con un único almacenamiento y, por tanto, aumentar también el grado de utilización. [17] Para mencionar dos ejemplos, en [18] 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 el suavizado de potencia. [19]
Un método de almacenamiento de energía de la red es utilizar electricidad fuera de las horas pico o generada de manera renovable para comprimir aire , que generalmente se almacena en una antigua mina o algún otro tipo de característica geológica. Cuando la demanda de electricidad es alta, el aire comprimido se calienta con una pequeña cantidad de gas natural y luego pasa por turboexpansores para generar electricidad. [20]
El almacenamiento de aire comprimido suele tener una eficiencia de entre un 60% y un 90%. [21]
Otro método de almacenamiento de electricidad es comprimir y enfriar el aire, convirtiéndolo en aire líquido, [22] que puede almacenarse y expandirse cuando sea necesario, haciendo girar una turbina, generando electricidad, con una eficiencia de almacenamiento de hasta el 70%. [23]
Se está construyendo una planta comercial de almacenamiento de energía de aire líquido en el norte de Inglaterra, [24] [25] [26] [27] cuya operación comercial está prevista para 2022. [28] La capacidad de almacenamiento de energía de 250 MWh de la planta será casi el doble de la capacidad de la batería de iones de litio más grande del mundo, la Hornsdale Power Reserve en Australia del Sur. [29]
El dióxido de carbono gaseoso se puede comprimir para almacenar energía a escala de red. El gas es muy adecuado para esta función porque, a diferencia del aire, se licua a temperatura ambiente. El CO 2 líquido se puede almacenar indefinidamente en cilindros de alta presión, para utilizarlo cuando sea necesario. [30] [31]
El principal defensor de esta tecnología es la nueva empresa Energy Dome, que en 2022 construyó una planta demostradora de 2,5MW/4MWh en Cerdeña. La empresa afirma tener una eficiencia de ida y vuelta del 75 % y un coste previsto de 220 EUR/kWh de capacidad de almacenamiento, que es la mitad que el de las baterías de iones de litio.[32] [33] [34]
El almacenamiento en baterías se utilizó en los primeros días de la energía eléctrica de corriente continua . Cuando no había energía de red de CA disponible, plantas de iluminación aisladas operadas por turbinas eólicas o motores de combustión interna proporcionaban iluminación y energía a motores pequeños. El sistema de batería se podía utilizar para hacer funcionar la carga sin arrancar el motor o cuando el viento estaba en calma. Un banco de baterías de plomo-ácido en frascos de vidrio suministraba energía para iluminar las lámparas y para arrancar un motor para recargar las baterías. La tecnología de almacenamiento de baterías suele tener una eficiencia de entre el 80% y más del 90% para los dispositivos de iones de litio más nuevos. [38] [39]
Se han utilizado sistemas de baterías conectados a grandes convertidores de estado sólido para estabilizar las redes de distribución de energía. Algunas baterías de red se ubican junto con plantas de energía renovable, ya sea para suavizar la energía suministrada por la producción eólica o solar intermitente, o para cambiar la producción de energía a otras horas del día cuando la planta renovable no puede producir energía directamente (consulte Ejemplos de instalación). ). Estos sistemas híbridos (generación y almacenamiento) pueden aliviar la presión sobre la red al conectar fuentes renovables o utilizarse para alcanzar la autosuficiencia y trabajar "fuera de la red" (ver Sistema eléctrico autónomo ).
A diferencia de las aplicaciones de vehículos eléctricos, las baterías para almacenamiento estacionario no sufren restricciones de masa o volumen. Sin embargo, debido a las grandes cantidades de energía y potencia implicadas, el coste por potencia o unidad de energía es crucial. La métrica relevante para evaluar el interés de una tecnología para el almacenamiento a escala de red es el $/Wh (o $/W) en lugar del Wh/kg (o W/kg). El almacenamiento electroquímico en red fue posible gracias al desarrollo del vehículo eléctrico, que indujo una rápida disminución de los costes de producción de baterías por debajo de 300 dólares/kWh. Al optimizar la cadena de producción, las principales industrias aspiraban a alcanzar los 150 dólares/kWh para finales de 2020, pero en realidad alcanzaron los 140 dólares/kWh. La tasa de caída de los precios de las baterías ha superado sistemáticamente la mayoría de las estimaciones, alcanzando los 132 dólares/kWh en 2021. [40] Estas baterías se basan en una tecnología de iones de litio , que es adecuada para aplicaciones móviles (alto costo, alta densidad). Las tecnologías optimizadas para la red deberían centrarse en el bajo coste por kWh. Las baterías de fosfato de hierro y litio se utilizan cada vez más tanto en vehículos como en almacenamiento en red debido a su bajo costo, escala y densidad de energía aceptable para muchas aplicaciones. [41]
Las baterías de iones de sodio son una alternativa barata y sostenible a las de iones de litio, porque el sodio es mucho más abundante y más barato que el litio, pero tiene una densidad de potencia menor. Sin embargo, todavía se encuentran en las primeras etapas de su desarrollo.
Las tecnologías orientadas a la automoción se basan en electrodos sólidos, que presentan una alta densidad de energía pero requieren un proceso de fabricación costoso. Los electrodos líquidos representan una alternativa más económica y menos densa ya que no necesitan ningún procesamiento.
Estas baterías están compuestas por dos aleaciones de metales fundidos separadas por un electrolito. Son sencillos de fabricar pero requieren una temperatura de varios cientos de grados Celsius para mantener las aleaciones en estado líquido. Esta tecnología incluye ZEBRA , baterías de sodio-azufre y metal líquido . [42] Las baterías de azufre de sodio se están utilizando para el almacenamiento en red en Japón y Estados Unidos. [43] El electrolito está compuesto de beta alúmina sólida. La batería de metal líquido, desarrollada por el grupo del Pr. Donald Sadoway , utiliza aleaciones fundidas de magnesio y antimonio separadas por una sal fundida eléctricamente aislante. Lo está lanzando al mercado la empresa derivada del MIT, Ambri , que actualmente tiene un contrato para instalar un primer sistema de 250 MWh para la empresa de centros de datos TerraScale cerca de Reno, Nevada. [44] [45]
En las baterías de flujo recargables , que almacenan energía en líquidos, se utilizan soluciones de iones de metales de transición en agua a temperatura ambiente. Las baterías de flujo tienen las ventajas de un bajo costo de capital para una duración de carga y descarga de más de 2 a 4 horas y una larga durabilidad (muchos años). Las baterías de flujo son inferiores a las de iones de litio en términos de eficiencia energética . [46] Actualmente se utilizan baterías de flujo para almacenar energía procedente de fuentes renovables intermitentes, como la eólica y la solar. [47]
Las baterías redox de vanadio son el tipo de batería de flujo más avanzado tecnológica y comercialmente. [48] [49] Actualmente hay docenas de baterías de Vanadio Redox Flow instaladas en diferentes sitios, entre ellos; Parque eólico de Huxley Hill (Australia), Tomari Wind Hills en Hokkaidō (Japón), así como en aplicaciones no eólicas. En el parque eólico de Sorne Hill ( Irlanda ) se iba a instalar una batería de flujo de 12 MW·h . [50] [ necesita actualización ] Estos sistemas de almacenamiento están diseñados para suavizar las fluctuaciones transitorias del viento.
En Puerto Rico un sistema [ se necesita más explicación ] con una capacidad de 20 megavatios durante 15 minutos (5 megavatios hora) estabiliza la frecuencia de la energía eléctrica producida en la isla. En 2003 se instaló en Fairbanks Alaska un banco de baterías de níquel-cadmio de 27 megavatios y 15 minutos (6,75 megavatios hora) para estabilizar el voltaje al final de una larga línea de transmisión. [51]
En 2014, Southern California Edison encargó el proyecto de almacenamiento de energía de Tehachapi . [52]
En 2016, se propuso una batería de iones de zinc para su uso en aplicaciones de almacenamiento en red. [53]
En 2017, la Comisión de Servicios Públicos de California instaló 396 pilas de baterías Tesla del tamaño de un refrigerador en la subestación Mira Loma en Ontario, California . Las pilas se despliegan en dos módulos de 10 MW cada uno (20 MW en total), cada uno capaz de funcionar durante 4 horas, sumando así 80 MWh de almacenamiento. La matriz es capaz de alimentar a 15.000 hogares durante más de cuatro horas. [54]
BYD propone utilizar tecnologías de baterías de consumo convencionales, como la batería de fosfato de hierro y litio (LiFePO4) , conectando muchas baterías en paralelo.
Las baterías de almacenamiento de red más grandes de los Estados Unidos incluyen la batería de 31,5 MW en la planta Grand Ridge Power en Illinois y la batería de 31,5 MW en Beech Ridge, Virginia Occidental. [55] Dos baterías en construcción en 2015 incluyen el proyecto Edison del sur de California de 400 MWh (100 MW durante 4 horas) y el proyecto de 52 MWh en Kauai, Hawaii para desplazar por completo la producción de un parque solar de 13 MW a la noche. [56] Hay dos baterías en Fairbanks, Alaska (40 MW durante 7 minutos usando celdas de Ni-Cd ), [57] y en Notrees, Texas (36 MW durante 40 minutos usando baterías de plomo-ácido ). [58] [59] En Lünen , Alemania, se está construyendo una batería de 13 MWh hecha con baterías usadas de los automóviles eléctricos Smart de Daimler , con una segunda vida útil prevista de 10 años. [60]
En 2015, se instaló una batería de almacenamiento de 221 MW en EE. UU. y se espera que la capacidad total alcance 1,7 GW en 2020. [61]
El Reino Unido tenía una batería de red de iones de litio de 50 MW instalada en Hertfordshire en 2018. [62] En febrero de 2021, comenzó la construcción de un desarrollo de almacenamiento de baterías de 50 MW en Burwell, Cambridgeshire y un sitio de 40 MW en Barnsley, South Yorkshire. [63]
En noviembre de 2017, Tesla instaló un sistema de baterías de 100 MW y 129 MWh en el sur de Australia. [64] El Operador del Mercado de la Energía de Australia afirmó que esto "es a la vez rápido y preciso, en comparación con el servicio que suele prestar una unidad de generación síncrona convencional". [65] [66]
Las empresas están investigando el posible uso de vehículos eléctricos para cubrir los picos de demanda. Un vehículo eléctrico estacionado y enchufado podría vender la electricidad de la batería durante las cargas pico y cargarla durante la noche (en casa) o fuera de las horas pico. [69]
Se podrían utilizar coches híbridos o eléctricos enchufables [70] [71] [72] por sus capacidades de almacenamiento de energía. Se puede emplear la tecnología de vehículo a red , convirtiendo cada vehículo con su paquete de baterías de 20 a 50 kWh en un dispositivo de equilibrio de carga distribuido o una fuente de energía de emergencia. Esto representa de dos a cinco días por vehículo con necesidades domésticas promedio de 10 kWh por día, suponiendo un consumo anual de 3.650 kWh. Esta cantidad de energía equivale a entre 60 y 480 kilómetros (40 y 300 millas) de autonomía en dichos vehículos que consumen de 0,1 a 0,3 kilovatios-hora por kilómetro (0,16 a 0,5 kWh/mi). Estas cifras se pueden conseguir incluso en conversiones caseras de vehículos eléctricos . Algunas empresas de servicios eléctricos planean usar baterías viejas de vehículos enchufables (que a veces dan como resultado una batería gigante) para almacenar electricidad [73] [74] Sin embargo, una gran desventaja de usar el almacenamiento de energía del vehículo a la red sería que cada ciclo de almacenamiento sobrecargara la batería. con un ciclo completo de carga-descarga. [70] Sin embargo, un importante estudio demostró que, si se utiliza de forma inteligente, el almacenamiento desde el vehículo a la red en realidad mejora la longevidad de las baterías. [75] Las baterías de iones de litio convencionales (a base de cobalto) se descomponen con el número de ciclos; las baterías de iones de litio más nuevas no se descomponen significativamente con cada ciclo y, por lo tanto, tienen una vida útil mucho más larga. Un enfoque consiste en reutilizar las baterías de vehículos poco fiables en un almacenamiento exclusivo en la red [76] , ya que se espera que cumplan esta función durante diez años. [77] Si dicho almacenamiento se realiza a gran escala, resulta mucho más fácil garantizar el reemplazo de la batería de un vehículo degradada en el uso móvil, ya que la batería vieja tiene valor y uso inmediato.
La inercia mecánica es la base de este método de almacenamiento. Cuando la energía eléctrica fluye hacia el dispositivo, un motor eléctrico acelera un pesado disco giratorio. El motor actúa como generador cuando se invierte el flujo de energía, desacelerando el disco y produciendo electricidad. La electricidad se almacena como energía cinética del disco. La fricción debe mantenerse al mínimo para prolongar el tiempo de almacenamiento. Esto a menudo se logra colocando el volante en el vacío y utilizando cojinetes magnéticos , lo que tiende a encarecer el método. Mayores velocidades del volante permiten una mayor capacidad de almacenamiento, pero requieren materiales fuertes como acero o materiales compuestos para resistir las fuerzas centrífugas . Sin embargo, los rangos de energía y tecnología de almacenamiento de energía que hacen que este método sea económico tienden a hacer que los volantes sean inadecuados para aplicaciones generales de sistemas de energía; probablemente sean más adecuados para aplicaciones de nivelación de carga en sistemas de energía ferroviaria y para mejorar la calidad de la energía en sistemas de energía renovable como el sistema de 20 MW en Irlanda. [78] [79]
Las aplicaciones que utilizan almacenamiento en volante son aquellas que requieren ráfagas de energía muy altas durante períodos muy cortos, como tokamak [80] y experimentos con láser en los que un motor generador se hace girar hasta alcanzar la velocidad de funcionamiento y se desacelera parcialmente durante la descarga.
El almacenamiento mediante volante de inercia también se utiliza actualmente en forma de sistema de suministro de energía ininterrumpible rotativo diésel para proporcionar sistemas de suministro de energía ininterrumpible (como los de los grandes centros de datos ) para la energía necesaria durante la transferencia [81] , es decir, la cantidad relativamente breve de Tiempo entre una pérdida de energía a la red eléctrica y el calentamiento de una fuente alternativa, como un generador diesel .
Esta posible solución ha sido implementada por EDA [82] [ se necesita una mejor fuente ] en las Azores , en las islas de Graciosa y Flores . Este sistema utiliza un volante de inercia de 18 megavatios-segundo para mejorar la calidad de la energía y así permitir un mayor uso de energía renovable. Como sugiere la descripción, estos sistemas nuevamente están diseñados para suavizar las fluctuaciones transitorias en el suministro y nunca podrían usarse para hacer frente a una interrupción que exceda un par de días.
Powercorp en Australia ha estado desarrollando aplicaciones utilizando turbinas eólicas, volantes de inercia y tecnología diésel de baja carga (LLD) para maximizar la entrada de viento a redes pequeñas. Un sistema instalado en Coral Bay, Australia Occidental, utiliza turbinas eólicas junto con un sistema de control basado en volante y LLD. La tecnología de volante permite que las turbinas eólicas suministren en ocasiones hasta el 95 por ciento del suministro de energía de Coral Bay, con una penetración eólica total anual del 45 por ciento. [83]
El hidrógeno se está desarrollando como medio de almacenamiento de energía eléctrica. [70] [84] El hidrógeno se produce, luego se comprime o se licua, se almacena criogénicamente a -252,882 °C y luego se vuelve a convertir en energía eléctrica o calor. El hidrógeno se puede utilizar como combustible para la generación de energía portátil (vehículos) o estacionaria. En comparación con el almacenamiento de agua por bombeo y las baterías, el hidrógeno tiene la ventaja de que es un combustible de alta densidad energética. [84] El hidrógeno verde , procedente de la electrólisis del agua , es un medio más económico de almacenamiento de energía renovable a largo plazo en términos de gastos de capital que la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo o las baterías . [3] [4]
El hidrógeno se puede producir reformando gas natural con vapor o mediante electrólisis de agua en hidrógeno y oxígeno (ver producción de hidrógeno ). La reforma del gas natural produce dióxido de carbono como subproducto. La electrólisis a alta temperatura y la electrólisis a alta presión son dos técnicas mediante las cuales se puede aumentar la eficiencia de la producción de hidrógeno. Luego, el hidrógeno se convierte nuevamente en electricidad en un motor de combustión interna o una celda de combustible .
Se ha demostrado que la eficiencia CA a CA del almacenamiento de hidrógeno es del orden del 20 al 45 %, lo que impone limitaciones económicas. [84] [85] La relación de precios entre la compra y la venta de electricidad debe ser al menos proporcional a la eficiencia para que el sistema sea económico. Las pilas de combustible de hidrógeno pueden responder con la suficiente rapidez para corregir fluctuaciones rápidas en la demanda o el suministro de electricidad y regular la frecuencia. Que el hidrógeno pueda utilizar la infraestructura de gas natural depende de los materiales de construcción de la red, los estándares en las uniones y la presión de almacenamiento. [86]
El equipo necesario para el almacenamiento de energía del hidrógeno incluye una planta de electrólisis, compresores o licuadores de hidrógeno y tanques de almacenamiento.
El biohidrógeno es un proceso que se está investigando para producir hidrógeno utilizando biomasa.
La microcombinación de calor y energía (microCHP) puede utilizar hidrógeno como combustible.
Algunas centrales nucleares podrían beneficiarse de una simbiosis con la producción de hidrógeno. Los reactores de generación nuclear IV de alta temperatura (950 a 1000 °C) refrigerados por gas tienen el potencial de electrolizar el hidrógeno del agua por medios termoquímicos utilizando calor nuclear como en el ciclo azufre-yodo . Los primeros reactores comerciales se esperan para 2030.
En 2007 se inició un programa piloto comunitario que utiliza turbinas eólicas y generadores de hidrógeno en la remota comunidad de Ramea, Terranova y Labrador . [87] Desde 2004 se lleva a cabo un proyecto similar en Utsira , un pequeño municipio insular noruego.
El almacenamiento subterráneo de hidrógeno es la práctica de almacenamiento de hidrógeno en cavernas , domos de sal y campos de petróleo y gas agotados. [70] [88] Imperial Chemical Industries (ICI) lleva muchos años almacenando sin dificultades grandes cantidades de hidrógeno gaseoso en cavernas. [89] El proyecto europeo Hyunder [90] indicó en 2013 que para el almacenamiento de energía eólica y solar se necesitan 85 cavernas adicionales, ya que no pueden ser cubiertas por los sistemas PHES y CAES . [91]
Power to gas es una tecnología que convierte la energía eléctrica en gas combustible . Existen 2 métodos, el primero es utilizar la electricidad para descomponer el agua e inyectar el hidrógeno resultante en la red de gas natural. El segundo método menos eficiente se utiliza para convertir dióxido de carbono y agua en metano , (ver gas natural ) mediante electrólisis y la reacción de Sabatier . El exceso de energía o la energía de temporada baja generada por los generadores eólicos o los paneles solares se utiliza para equilibrar la carga en la red energética. Utilizando el sistema de gas natural existente para hidrógeno, el fabricante de pilas de combustible Hydrogenics y el distribuidor de gas natural Enbridge se han asociado para desarrollar un sistema de energía a gas en Canadá. [85]
Almacenamiento de hidrógeno por tuberías donde se utiliza una red de gas natural para el almacenamiento de hidrógeno. Antes de pasar al gas natural , las redes de gas alemanas funcionaban con gas urbano , que en su mayor parte estaba compuesto por hidrógeno. La capacidad de almacenamiento de la red alemana de gas natural es de más de 200.000 GW·h, suficiente para cubrir las necesidades energéticas de varios meses. En comparación, la capacidad de todas las centrales eléctricas alemanas de almacenamiento por bombeo asciende a sólo unos 40 GW·h. El transporte de energía a través de una red de gas se realiza con muchas menos pérdidas (<0,1%) que en una red eléctrica (8%) [ se necesita aclaración ] . NaturalHy estudió el uso de los gasoductos de gas natural existentes para el hidrógeno [92]
El concepto de conversión de energía en amoníaco ofrece una ruta de almacenamiento de energía libre de carbono con una paleta de aplicaciones diversificada. En momentos en que hay un excedente de energía baja en carbono , se puede utilizar para crear combustible de amoníaco. El amoníaco se puede producir dividiendo el agua en hidrógeno y oxígeno con electricidad, luego se utilizan altas temperaturas y presión para combinar el nitrógeno del aire con el hidrógeno, creando amoníaco. Como líquido, es similar al propano, a diferencia del hidrógeno solo, que es difícil de almacenar como gas bajo presión o de licuar criogénicamente y almacenar a -253 °C.
Al igual que el gas natural, el amoníaco almacenado se puede utilizar como combustible térmico para el transporte y la generación de electricidad o en una pila de combustible. [93] Un tanque estándar de 60.000 m³ de amoníaco líquido contiene alrededor de 211 GWh de energía, equivalente a la producción anual de aproximadamente 30 turbinas eólicas. El amoníaco se puede quemar limpiamente: se libera agua y nitrógeno, pero nada de CO 2 y pocos o ningún óxido de nitrógeno. El amoníaco 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. [94] Dada esta flexibilidad de uso, y dado que la infraestructura para el transporte, la distribución y el uso seguros del amoníaco ya está en funcionamiento, esto convierte al amoníaco en un buen candidato para ser un vector energético a gran escala, sin carbono, del futuro.
En 2008, la capacidad mundial de generación de almacenamiento por bombeo era de 104 GW , [95] mientras que otras fuentes afirman que 127 GW, que comprende la gran mayoría de todos los tipos de almacenamiento eléctrico de la red; todos los demás tipos combinados suman unos cientos de MW. [96]
En muchos lugares, la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo se utiliza para igualar la carga de generación diaria, bombeando agua a un depósito de alto almacenamiento durante las horas de menor actividad y los fines de semana, utilizando el exceso de capacidad de carga base procedente de fuentes de carbón o nucleares. Durante las horas pico, esta agua se puede utilizar para la generación hidroeléctrica , a menudo como una reserva de respuesta rápida de alto valor para cubrir picos transitorios de demanda. El almacenamiento por bombeo recupera entre el 70% y el 85% de la energía consumida y actualmente es la forma más rentable de almacenamiento masivo de energía. [97] El principal problema con el almacenamiento por bombeo es que generalmente requiere dos embalses cercanos a alturas considerablemente diferentes y, a menudo, requiere un gasto de capital considerable. [98]
Los sistemas de bombeo de agua tienen una alta capacidad de despacho , lo que significa que pueden conectarse muy rápidamente, generalmente en 15 segundos, [99] lo que hace que estos sistemas sean muy eficientes para absorber la variabilidad en la demanda eléctrica de los consumidores. Hay más de 90 GW de almacenamiento por bombeo en funcionamiento en todo el mundo, lo que representa aproximadamente el 3% de la capacidad de generación global instantánea . Los sistemas de almacenamiento de agua por bombeo, como el sistema de almacenamiento de Dinorwig en Gran Bretaña, tienen cinco o seis horas de capacidad de generación [99] y se utilizan para suavizar las variaciones de la demanda.
Otro ejemplo es la planta hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo Tianhuangping de 1836 MW en China, que tiene una capacidad de embalse de ocho millones de metros cúbicos (2,1 mil millones de galones estadounidenses o el volumen de agua sobre las Cataratas del Niágara en 25 minutos) con una distancia vertical de 600 m ( 1970 pies). El embalse puede proporcionar alrededor de 13 GW·h de energía potencial gravitacional almacenada (convertible en electricidad con aproximadamente un 80% de eficiencia), o alrededor del 2% del consumo eléctrico diario de China. [100]
Un nuevo concepto en almacenamiento por bombeo es utilizar energía eólica o solar para bombear agua. Las turbinas eólicas o las células solares que impulsan bombas de agua directas para una presa eólica o solar que almacena energía pueden hacer que este sea un proceso más eficiente, pero son limitadas. Estos sistemas sólo pueden aumentar el volumen de agua cinética durante los períodos de viento y de luz diurna. Un estudio publicado en 2013 mostró que la energía solar en los tejados, junto con el almacenamiento por bombeo existente, podría reemplazar los reactores perdidos en Fukushima con un factor de capacidad equivalente. [101]
También se pueden operar represas hidroeléctricas con grandes embalses para proporcionar generación máxima en momentos de máxima demanda. El agua se almacena en el embalse durante los períodos de baja demanda y se libera a través de la planta cuando la demanda es mayor. El efecto neto es el mismo que el del almacenamiento por bombeo, pero sin la pérdida por bombeo. Dependiendo de la capacidad del embalse, la planta puede proporcionar seguimiento de carga diaria, semanal o estacional.
Muchas represas hidroeléctricas existentes son bastante antiguas (por ejemplo, la presa Hoover se construyó en la década de 1930) y su diseño original es anterior en décadas a las nuevas fuentes de energía intermitente, como la eólica y la solar. Una presa hidroeléctrica construida originalmente para proporcionar energía de carga básica tendrá sus generadores dimensionados de acuerdo con el flujo promedio de agua hacia el embalse. La mejora de una presa de este tipo con generadores adicionales aumenta su capacidad máxima de producción de energía, aumentando así su capacidad para operar como una unidad de almacenamiento de energía de red virtual. [102] [103] La Oficina de Recuperación de los Estados Unidos informa un costo de inversión de 69 dólares por kilovatio de capacidad para mejorar una presa existente, [102] en comparación con más de 400 dólares por kilovatio para los generadores de pico alimentados con petróleo. Si bien una represa hidroeléctrica mejorada no almacena directamente el exceso de energía de otras unidades generadoras, se comporta de manera equivalente al acumular su propio combustible (agua entrante del río) durante períodos de alta producción de otras unidades generadoras. Al funcionar de esta manera como una unidad de almacenamiento de red virtual, la presa mejorada es una de las formas más eficientes de almacenamiento de energía, porque no tiene pérdidas por bombeo para llenar su depósito, solo mayores pérdidas por evaporación y fugas.
Una presa que embalsa un gran embalse puede almacenar y liberar una cantidad correspondientemente grande de energía, controlando el flujo de salida del río y elevando o bajando el nivel del embalse unos pocos metros. Se aplican limitaciones al funcionamiento de las represas; sus descargas suelen estar sujetas a derechos de agua regulados por el gobierno para limitar el efecto aguas abajo sobre los ríos. Por ejemplo, hay situaciones de red en las que plantas térmicas de carga básica, turbinas nucleares o eólicas ya están produciendo un exceso de energía por la noche, y todavía se necesitan represas para liberar suficiente agua para mantener niveles adecuados de los ríos, ya sea que se genere electricidad o no. Por el contrario, existe un límite para la capacidad máxima, que si es excesiva podría causar que un río se inunde durante algunas horas cada día. [104]
Los sistemas de almacenamiento de energía magnética superconductora (SMES) almacenan energía en el campo magnético creado por el flujo de corriente continua en una bobina superconductora que ha sido enfriada criogénicamente a una temperatura inferior a su temperatura crítica superconductora. Un sistema SMES típico incluye tres partes: bobina superconductora, sistema de acondicionamiento de energía y refrigerador enfriado criogénicamente. Una vez cargada la bobina superconductora, la corriente no decaerá y la energía magnética podrá almacenarse indefinidamente. La energía almacenada se puede liberar a la red descargando la bobina. El sistema de acondicionamiento de energía utiliza un inversor / rectificador para transformar la energía de corriente alterna (CA) en corriente directa o convertir CC nuevamente en energía CA. El inversor/rectificador representa aproximadamente entre un 2% y un 3% de pérdida de energía en cada dirección. Las PYMES pierden la menor cantidad de electricidad en el proceso de almacenamiento de energía en comparación con otros métodos de almacenamiento de energía. Los sistemas PYMES son muy eficientes; la eficiencia de ida y vuelta es superior al 95%. El alto coste de los superconductores es la principal limitación para el uso comercial de este método de almacenamiento de energía.
Debido a los requisitos energéticos de la refrigeración y a los límites en la energía total que se puede almacenar, actualmente se utiliza SMES para el almacenamiento de energía de corta duración. Por lo tanto, las PYMES se dedican más comúnmente a mejorar la calidad de la energía . Si las SMES se utilizaran para servicios públicos , sería un dispositivo de almacenamiento diurno , que se cargaría con la energía de carga base durante la noche y cubriría las cargas máximas durante el día.
Aún quedan importantes desafíos técnicos por resolver para que el almacenamiento de energía magnética superconductora sea práctico.
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 ya existente Norwegian Hydro. En cambio, se considera preferible el uso de tanques de almacenamiento de agua caliente existentes conectados a sistemas de calefacción urbana, calentados mediante 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 para poder utilizarlo para generar electricidad en caso de mal tiempo o de noche. [105]
Los sistemas de calefacción y refrigeración de edificios se pueden controlar para almacenar energía térmica en la masa del edificio o en tanques de almacenamiento térmico dedicados. Este almacenamiento térmico puede proporcionar cambios de carga o incluso servicios auxiliares más complejos al aumentar el consumo de energía (cargar el almacenamiento) durante las horas de menor actividad y reducir el consumo de energía (descargar el almacenamiento) durante las horas pico de mayor precio. [106] Por ejemplo, se puede utilizar electricidad fuera de las horas pico para fabricar 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 actividad. 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 pico y la eficiencia en horas pico.
Un sistema de almacenamiento de electricidad por calor bombeado 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 tener una eficiencia potencial de ida y vuelta de entrada y salida de electricidad del 72% al 80%. [107]
Una batería de Carnot es un tipo de sistema de almacenamiento de energía que almacena electricidad en un almacenamiento de calor y convierte el calor almacenado nuevamente en electricidad mediante ciclos termodinámicos. Este concepto ha sido investigado y desarrollado recientemente en muchos proyectos de investigación. [108] Una de las ventajas de este tipo de sistema es que el costo a gran escala y de larga duración del almacenamiento térmico podría ser mucho menor que el de otras tecnologías de almacenamiento.
Las alternativas incluyen almacenar energía moviendo grandes masas sólidas hacia arriba en contra de la gravedad. Esto se puede lograr dentro de antiguos pozos mineros [109] o en torres especialmente construidas donde se elevan pesos pesados para almacenar energía y se permite un descenso controlado para liberarla. [110] [111] En el almacenamiento de energía ferroviaria , los vagones que transportan grandes pesos se mueven hacia arriba o hacia abajo en una sección de vía inclinada, almacenando o liberando energía como resultado; [112] En el almacenamiento potencial de energía de un pozo petrolero en desuso, se suben o bajan pesos en un pozo petrolero profundo y fuera de servicio.
El costo nivelado del almacenamiento de electricidad depende en gran medida del tipo y propósito del almacenamiento; como regulación de frecuencia en escala subsegundo , plantas pico en escala de minutos/horas o almacenamiento estacional en escala de días/semanas. [113] [114] [115]
Se dice que el uso de almacenamiento en baterías tiene un costo nivelado de $120 [116] a $170 [117] 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 a 198 dólares por MWh. [118]
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 depósito de almacenamiento por bombeo puede bombear a su depósito superior un volumen de agua capaz de producir 1.200 MW·h después de tener en cuenta todas las pérdidas (evaporación y filtraciones en el depósito, pérdidas de eficiencia, etc.). Si el costo marginal de la electricidad durante las horas de menor actividad es de $15 por MW·h, y el embalse opera con una eficiencia del 75% (es decir, se consumen 1.500 MW·h y se recuperan 1.200 MW·h de energía), entonces el costo total de llenar el depósito es de $22,500. Si toda la energía almacenada se vende al día siguiente durante las horas pico a un promedio de $40 por MW·h, entonces el embalse obtendrá ingresos de $48 000 por día, para una ganancia bruta de $25 500.
Sin embargo, el costo marginal de la electricidad varía debido a los diferentes costos operativos y de combustible de las diferentes clases de generadores. [119] En un extremo, las centrales eléctricas de carga base, como las centrales alimentadas con carbón y las centrales nucleares, son generadoras 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 plantas de gas natural con turbinas de gas , queman combustible caro pero son más baratas de construir, operar y mantener. Para minimizar el costo operativo total de generar energía, los generadores de carga base se envían la mayor parte del tiempo, mientras que los generadores de energía pico se envían sólo cuando es necesario, generalmente cuando la demanda de energía alcanza su punto máximo. A esto se le 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 su mayor parte, la variación de la demanda eléctrica se satisface variando la cantidad de energía eléctrica suministrada por fuentes primarias. Sin embargo, cada vez más los operadores almacenan energía de menor costo producida durante la noche y luego la liberan a la red durante los períodos pico del día, cuando es más valiosa. [120] En áreas donde existen represas hidroeléctricas, la liberación puede retrasarse hasta que la demanda sea mayor; esta forma de almacenamiento es común y puede aprovechar los embalses existentes. No se trata de almacenar energía "excedente" producida en otros lugares, pero el efecto neto es el mismo, aunque sin pérdidas de eficiencia. Los suministros renovables con producción variable, como la energía eólica y solar , tienden a aumentar la variación neta en la carga eléctrica, aumentando 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, perdiendo sólo el 3% cada 1000 km.
La base de datos internacional de almacenamiento de energía del Departamento de Energía de los Estados Unidos proporciona una lista gratuita de proyectos de almacenamiento de energía en la red, muchos de los cuales muestran fuentes y montos de financiamiento. [121]
La demanda de electricidad por parte de los consumidores y la industria cambia constantemente, en términos generales dentro de las siguientes categorías:
Actualmente existen tres métodos principales para hacer frente a la demanda cambiante:
El problema de las turbinas de gas de reserva son los mayores costos; Los costosos equipos de generación no se utilizan la mayor parte del tiempo. La reserva giratoria también tiene un costo; Las plantas que funcionan por debajo de la producción máxima suelen ser menos eficientes. El almacenamiento de energía en la red se utiliza para cambiar la generación de las horas de máxima carga a las horas de menor actividad. Las centrales eléctricas pueden funcionar con 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 del suministro de energía máxima o compensar la generación intermitente de energía eólica y solar.
Ésta es el área de mayor éxito de las tecnologías actuales de almacenamiento de energía. Las baterías recargables y de un solo uso son omnipresentes y proporcionan energía para dispositivos con demandas tan variadas como relojes digitales y automóviles. Sin embargo, los avances en la tecnología de baterías han sido generalmente lentos, y gran parte del avance en la duración de la batería que los consumidores consideran atribuible a una gestión eficiente de la energía más que a una mayor capacidad de almacenamiento. La electrónica de consumo portátil se ha beneficiado enormemente de las reducciones de tamaño y potencia asociadas con la ley de Moore . Desafortunadamente, la ley de Moore no se aplica al transporte de personas ni de carga; Las necesidades energéticas subyacentes para el transporte siguen siendo mucho más altas que para las aplicaciones de información y entretenimiento. La capacidad de las baterías se ha convertido en un problema a medida que crece la presión por alternativas a los motores de combustión interna en automóviles, camiones, autobuses, trenes, barcos y aviones. Estos usos requieren mucha más densidad de energía (la cantidad de energía almacenada en un volumen o peso determinado) de la que puede ofrecer la tecnología de baterías actual. Los combustibles de hidrocarburos líquidos (como gasolina y diésel ), así como los alcoholes ( metanol , etanol y butanol ) y los lípidos ( aceite vegetal puro , biodiésel ) tienen densidades energéticas mucho mayores.
Existen vías sintéticas para utilizar la electricidad para reducir el dióxido de carbono y el agua a combustibles líquidos de hidrocarburos o alcohol. [123] Estas vías comienzan con la electrólisis del agua para generar hidrógeno y luego reducen el dióxido de carbono con un exceso de hidrógeno en variaciones de la reacción inversa de cambio de gas de agua . Las fuentes no fósiles de dióxido de carbono incluyen plantas de fermentación y plantas de tratamiento de aguas residuales . La conversión de energía eléctrica en combustible líquido a base de carbono tiene el potencial de proporcionar almacenamiento de energía portátil utilizable por el gran parque existente de vehículos de motor y otros equipos impulsados por motores, sin las dificultades de lidiar con hidrógeno u otro portador de energía exótico . Estas vías sintéticas pueden atraer atención en relación con los intentos de mejorar la seguridad energética en naciones que dependen del petróleo importado, pero que tienen o pueden desarrollar grandes fuentes de electricidad nuclear o renovable, así como para hacer frente a posibles disminuciones futuras en la cantidad de petróleo disponible. importar.
Debido a que el sector del transporte utiliza la energía del petróleo de manera muy ineficiente, reemplazar el petróleo con electricidad para obtener energía móvil no requerirá grandes inversiones durante muchos años. [ cita necesaria ]
Prácticamente todos los dispositivos que funcionan con electricidad se ven afectados negativamente por la interrupción repentina de su suministro eléctrico. Existen soluciones como UPS ( sistemas de alimentación ininterrumpida ) o generadores de respaldo, pero son costosas. Los métodos eficientes de almacenamiento de energía permitirían que los dispositivos tuvieran un respaldo incorporado para cortes de energía y también reducirían el impacto de una falla en una estación generadora. Actualmente se encuentran disponibles ejemplos de esto utilizando pilas de combustible y volantes de inercia.
Se enfrenta a una dura competencia, pero la batería de CO
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tiene algunas ventajas únicas que podrían acelerar la transición a la energía limpia.
