La energía hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo ( PSH ), o almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo ( PHES ), es un tipo de almacenamiento de energía hidroeléctrica que utilizan los sistemas de energía eléctrica para equilibrar la carga . Un sistema PHS almacena energía en forma de energía potencial gravitatoria del agua, bombeada desde un depósito de menor elevación a uno de mayor elevación. El excedente de energía eléctrica de bajo costo fuera de horas pico se usa típicamente 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.
La hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo permite guardar energía de fuentes intermitentes (como la solar , la eólica y otras renovables) o el exceso de electricidad 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 contraste con los lagos de las plantas hidroeléctricas convencionales de capacidad energética similar, y los períodos de generación suelen ser inferiores a medio día.
La eficiencia de ida y vuelta de la PSH varía entre el 70% y el 80%. Aunque las pérdidas del proceso de bombeo convierten a la planta en un consumidor neto de energía en general, el sistema aumenta los ingresos vendiendo más electricidad durante los períodos de demanda máxima , cuando los precios de la electricidad son más altos. Si el lago superior recoge una cantidad significativa de lluvia o está alimentado por un río, entonces la planta puede ser un productor neto de energía a la manera de una planta hidroeléctrica tradicional.
El almacenamiento por bombeo es, con diferencia, la forma de almacenamiento de energía en red de mayor capacidad disponible y, a partir de 2020 [actualizar], representa alrededor del 95% de todas las instalaciones de almacenamiento activas en todo el mundo, con una capacidad total instalada de más de 181 GW y una capacidad total instalada de almacenamiento de más de 1,6 TWh . [3]
Una central hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo generalmente consta de dos reservorios de agua a diferentes alturas, conectados entre sí. En momentos de baja demanda eléctrica, se utiliza el exceso de capacidad de generación para bombear agua al reservorio superior. Cuando hay mayor demanda, el agua se libera nuevamente al reservorio inferior a través de una turbina , generando electricidad. Las plantas de almacenamiento por bombeo generalmente utilizan conjuntos de turbina/generador reversibles, que pueden actuar tanto como bomba como generador de turbina (generalmente diseños de turbina Francis ). [4] La operación de velocidad variable optimiza aún más la eficiencia de ida y vuelta en plantas de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo. [5] [6] En aplicaciones micro-PSH, se podría implementar un grupo de bombas y Pump As Turbine (PAT) respectivamente para las fases de bombeo y generación. [7] La misma bomba podría usarse en ambos modos cambiando la dirección de rotación y la velocidad: [7] el punto de operación en el bombeo generalmente difiere del punto de operación en el modo PAT.
En los sistemas de circuito cerrado, las plantas de almacenamiento por bombeo puro almacenan agua en un depósito superior sin entradas 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 entradas naturales de un arroyo o río. Las plantas que no utilizan almacenamiento por bombeo se denominan plantas hidroeléctricas convencionales; las plantas hidroeléctricas convencionales que tienen una capacidad de almacenamiento significativa pueden desempeñar un papel similar en la red eléctrica al del almacenamiento por bombeo si están equipadas adecuadamente.
Teniendo en cuenta las pérdidas de 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. [8] [9] [10] [11] [12] 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 apropiada son factores de decisión críticos al seleccionar los sitios de las plantas de almacenamiento por bombeo.
La densidad energética relativamente baja de los sistemas de almacenamiento por bombeo requiere grandes caudales 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 arriba posible, de una segunda masa de agua. En algunos lugares esto ocurre de forma natural, en otros una o ambas masas de agua son artificiales. Los proyectos en los que ambos embalses son artificiales y en los que no hay aportes naturales de agua en ninguno de ellos se denominan sistemas de "circuito cerrado". [13]
Estos sistemas pueden ser económicos porque nivelan las variaciones de carga en la red eléctrica, permitiendo que las centrales térmicas como las plantas de carbón y las plantas de energía nuclear que proporcionan electricidad de carga base sigan operando con máxima eficiencia, al tiempo que reducen la necesidad de plantas de energía de "pico" que utilizan los mismos combustibles que muchas plantas térmicas de carga base, gas y petróleo, pero que han sido diseñadas para la flexibilidad en lugar de la máxima eficiencia. Por lo tanto, los sistemas de almacenamiento por bombeo son cruciales para coordinar grandes grupos de generadores heterogéneos . Los costos de capital para las plantas de almacenamiento por bombeo son relativamente altos, aunque esto se mitiga en cierta medida por su probada larga vida útil de décadas -y en algunos casos más de un siglo-, [14] [15] que es de tres a cinco veces más larga que las baterías a escala de servicios públicos. 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 en un momento posterior cuando los precios son altos.
Además de la gestión energética, los sistemas de almacenamiento por bombeo ayudan a estabilizar la frecuencia de la red eléctrica y proporcionan generación de reserva. Las plantas térmicas tienen mucha menos capacidad de respuesta a cambios repentinos en la demanda eléctrica que pueden causar 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 de la energía de almacenamiento por bombeo ha sido tradicionalmente equilibrar la carga base de las centrales eléctricas, pero también puede utilizarse para reducir la producción fluctuante de fuentes de energía intermitentes . La energía de 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 ciertas jurisdicciones, los precios de la electricidad pueden ser cercanos a cero o, en ocasiones, 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 ocurran esos eventos. [ cita requerida ]
Es particularmente probable que el almacenamiento por bombeo se vuelva especialmente importante como contrapeso para la generación fotovoltaica y eólica a gran escala. [16] 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. [17] La alta penetración de electricidad renovable no firme en algunas regiones suministra el 40% de la producción anual, pero puede alcanzarse el 60% antes de que sea necesario un almacenamiento adicional. [18] [19] [20]
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 edificios, aunque aún no son económicas. [21] Además, es difícil adaptar grandes embalses al paisaje urbano (y el nivel fluctuante del agua puede hacerlos inadecuados para uso recreativo). [21] Sin embargo, algunos autores defienden la simplicidad tecnológica y la seguridad del suministro de agua como externalidades importantes . [21]
El principal requisito para la energía hidroeléctrica de bombeo es el terreno montañoso. El atlas global de energía hidroeléctrica de bombeo en áreas verdes [22] 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 la electricidad renovable. La mayoría son sistemas de circuito cerrado alejados de los ríos. Las áreas de belleza natural y las nuevas represas en los ríos se pueden evitar debido a la gran cantidad de sitios potenciales. Algunos proyectos utilizan embalses existentes (denominados "campos azules"), como el proyecto Snowy 2.0 de 350 gigavatios-hora [23] que se está construyendo en Australia. Algunos proyectos propuestos recientemente proponen aprovechar ubicaciones "abandonadas" , como minas en desuso, como el proyecto Kidston [24] que se está construyendo en Australia. [25]
Los requerimientos de agua para la PSH son pequeños: [26] alrededor de 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 las lluvias y cualquier aporte de los cursos de agua locales) deben ser reemplazadas. Los requerimientos de tierra también son pequeños: alrededor de 10 hectáreas por gigavatio-hora de almacenamiento, [26] que es mucho más pequeño que el terreno ocupado por los parques solares y eólicos que el almacenamiento podría sustentar. El almacenamiento hidroeléctrico bombeado en circuito cerrado (fuera del río) tiene las emisiones de carbono más bajas [27] por unidad de almacenamiento de todos los candidatos para el almacenamiento de energía a gran escala.
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. [28] Inaugurada en 1966, la central maremotriz de 240 MW de Rance en Francia puede funcionar parcialmente como una central de almacenamiento por bombeo. Cuando se producen mareas altas en horas de baja demanda, las turbinas se pueden utilizar 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 su 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 desmantelado. Se consideró un proyecto de almacenamiento por bombeo de agua de mar de 300 MW en Lanai, Hawai, y se han propuesto proyectos basados en agua de mar en Irlanda. [29] 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 el agua de mar 600 metros (2.000 pies) hasta un acantilado costero. [30] [31]
El agua dulce de las crecidas de los ríos se almacena en la zona del mar, reemplazando el 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 dique y centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo con el fin de almacenar energía, irrigación, uso industrial, municipal, rejuvenecimiento de ríos sobreexplotados, etc. Estos proyectos de embalses costeros multipropósito ofrecen un potencial hidroeléctrico de almacenamiento por bombeo masivo para utilizar energía solar y eólica variable e intermitente que son fuentes de energía limpias, renovables y neutrales en carbono. [32]
Se ha investigado el uso de depósitos subterráneos. [33] 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 Callio en Pyhäjärvi ( Finlandia ) utilizaría la mina de metal base más profunda de Europa, con una diferencia de elevación de 1.450 metros (4.760 pies). [34] Se han propuesto varios nuevos proyectos de almacenamiento subterráneo por bombeo. Las estimaciones de costo por kilovatio para estos proyectos pueden ser inferiores a las de los proyectos de superficie si utilizan el espacio de la mina subterránea existente. Hay oportunidades limitadas que involucran espacio subterráneo adecuado, pero el número de oportunidades de almacenamiento subterráneo por bombeo puede aumentar si las minas de carbón abandonadas resultan adecuadas. [35]
En Bendigo , Victoria, Australia, el Grupo de Sostenibilidad de Bendigo ha propuesto el uso de las antiguas minas de oro bajo Bendigo para el almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo. [36] Bendigo tiene la mayor concentración de minas de roca dura de pozo profundo en cualquier parte del mundo con más de 5.000 pozos excavados bajo Bendigo en la segunda mitad del siglo XIX. El pozo más profundo se extiende 1.406 metros verticalmente bajo tierra. Un estudio de prefactibilidad reciente 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 columna de agua de más de 750 metros.
La start-up estadounidense Quidnet Energy está explorando el uso de pozos de petróleo y gas abandonados para el almacenamiento por bombeo. Si tiene éxito, esperan ampliar su escala utilizando algunos de los 3 millones de pozos abandonados que hay en Estados Unidos. [37] [38]
Mediante la fracturación hidráulica se puede almacenar presión subterránea en estratos impermeables como el esquisto. [39] El esquisto utilizado no contiene hidrocarburos. [40]
Se podrían construir pequeñas (o micro) aplicaciones para el almacenamiento por bombeo en arroyos y dentro de infraestructuras, como redes de agua potable [41] e infraestructuras para la producción de nieve artificial. En este sentido, se ha implementado concretamente una cuenca de aguas pluviales como una solución rentable para un reservorio de agua en un almacenamiento de energía hidroeléctrica por microbombeo. [7] Estas plantas proporcionan almacenamiento de energía distribuida y producción de electricidad flexible distribuida y pueden contribuir a la integración descentralizada de tecnologías de energía renovable intermitente , como la energía eólica y la energía solar . Los reservorios que se pueden utilizar para pequeñas plantas hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo podrían incluir [42] lagos naturales o artificiales, reservorios dentro de otras estructuras como irrigación, o porciones no utilizadas de minas o instalaciones militares subterráneas. En Suiza, un estudio sugirió que la capacidad total instalada de pequeñas plantas hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo en 2011 podría aumentarse entre 3 y 9 veces si se proporcionaran instrumentos de política adecuados . [42]
Mediante el uso de un sistema de almacenamiento por bombeo de cisternas y pequeños generadores, la energía picohidráulica también puede ser eficaz para sistemas de generación de energía doméstica de "circuito cerrado". [43] [44]
En marzo de 2017, el proyecto de investigación StEnSea (Almacenamiento de energía en el mar) anunció la finalización con éxito 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 la masa de agua que lo encierra. La electricidad se genera al introducir 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 de nuevo hacia el exterior, utilizando la electricidad "excedente" de la red.
La cantidad de energía que se crea cuando se introduce agua aumenta proporcionalmente a la altura de la columna de agua sobre la esfera. En otras palabras: cuanto más profunda se encuentre la esfera, más densamente podrá almacenar energía. Por tanto, la capacidad de almacenamiento de energía del depósito sumergido no está determinada por la energía gravitatoria en el sentido tradicional, sino por la variación de la presión vertical .
RheEnergise [45] tiene como objetivo mejorar la eficiencia del almacenamiento por bombeo mediante el uso de un fluido 2,5 veces más denso que el agua ("un sólido suspendido finamente molido en agua" [46] ), de modo que "los proyectos pueden ser 2,5 veces más pequeños para la misma energía". [47]
El primer uso de almacenamiento por bombeo fue en 1907 en Suiza , en la instalación de almacenamiento por bombeo de Engeweiher cerca de Schaffhausen, Suiza. [48] [49] En la década de 1930 se pusieron a disposición turbinas hidroeléctricas reversibles. Este aparato podía funcionar tanto como generadores de turbina como en sentido inverso como bombas impulsadas por motor eléctrico. 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 asincrónica (independientemente de la frecuencia de la red) cuando bombean.
El primer uso de almacenamiento por bombeo en los Estados Unidos fue en 1930 por parte de la Connecticut Electric and Power Company, que utilizó un gran depósito ubicado cerca de New Milford, Connecticut, para bombear agua desde el río Housatonic hasta el depósito de almacenamiento 70 metros (230 pies) más arriba. [50]
En 2009, la capacidad mundial de generación de almacenamiento por bombeo fue de 104 GW , [51] mientras que otras fuentes afirman que es de 127 GW, lo que comprende la gran mayoría de todos los tipos de almacenamiento eléctrico de grado de servicio público. [52] La Unión Europea tenía una capacidad neta de 38,3 GW (36,8% de la capacidad mundial) de un total de 140 GW de energía hidroeléctrica y representa el 5% de la capacidad eléctrica neta total en la UE. Japón tenía una capacidad neta de 25,5 GW (24,5% de la capacidad mundial). [51]
A continuación se enumeran las seis mayores centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo en funcionamiento (para 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. Algunos ejemplos son:
En junio de 2018, el gobierno federal australiano anunció que se habían identificado 14 sitios en Tasmania para almacenamiento hidroeléctrico por bombeo, con el potencial de agregar 4,8 GW a la red nacional si se construía un segundo interconector debajo del estrecho de Bass.
El proyecto Snowy 2.0 conectará 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. [67]
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.
China tiene la mayor capacidad de energía hidroeléctrica por bombeo del mundo.
En enero de 2019, la State Grid Corporation de China anunció sus planes de invertir 5.700 millones de dólares en cinco plantas de almacenamiento de energía hidroeléctrica 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 pretende construir 40 GW de capacidad hidroeléctrica por bombeo instalada para 2020. [68]
Existen 9 centrales eléctricas capaces de bombear con una capacidad instalada total de 1344 MW y una producción anual media de 2247 GWh. La energía hidroeléctrica de bombeo en Noruega se construye de forma un poco diferente al resto del mundo. Están diseñadas para el bombeo estacional. La mayoría de ellas tampoco pueden reciclar el agua de forma indefinida, sino que solo pueden bombear y reutilizar 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 río hasta un embalse.
El mayor de ellos, Saurdal, que forma parte del complejo Ulla-Førre , tiene cuatro turbinas Francis de 160 MW , pero solo dos son reversibles. El embalse inferior está a una altura mayor que la propia central, por lo que el agua extraída solo se puede utilizar una vez antes de que tenga que fluir hacia la siguiente central, Kvilldal, situada más abajo en el sistema de túneles. Además del embalse inferior, recibirá agua que se puede bombear desde 23 tomas de ríos/arroyos y pequeños embalses. Algunas de las cuales ya habrán pasado por una central eléctrica más pequeña en su camino.
En 2010, Estados Unidos tenía 21,5 GW de capacidad de generación de almacenamiento por bombeo (20,6% de la capacidad mundial). [69] PSH contribuyó con 21.073 GWh de energía en 2020 en Estados Unidos, pero −5.321 GWh (netos) porque se consume más energía en el bombeo de la que se genera. [70] La capacidad nominal de almacenamiento por bombeo había crecido a 21,6 GW en 2014, y el almacenamiento por bombeo representaba el 97% del almacenamiento de energía a escala de red en Estados Unidos. A fines de 2014, había 51 propuestas de proyectos activos con un total de 39 GW de nueva capacidad nominal en todas las etapas del proceso de licencias de la FERC para nuevas plantas hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo en Estados Unidos, pero no había nuevas plantas en construcción en Estados Unidos en ese momento. [71] [72]
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 el agua bombeada de regreso al embalse desde abajo de la represa. La represa Grand Coulee en los Estados Unidos se amplió con un sistema de bombeo de retorno en 1973. [73] Las represas existentes pueden ser repotenciadas con turbinas reversibles, lo que extiende el tiempo en que la planta puede operar a plena capacidad. Opcionalmente, se puede agregar una central de bombeo de retorno como la represa Russell (1992) a una represa para aumentar la capacidad de generación. Hacer uso del embalse superior y el sistema de transmisión de una represa existente puede acelerar los proyectos y reducir los costos.
Schucht afirma que, en la región en la que opera, el 42 % del suministro de energía (en términos de producción, no de capacidad) provino de la energía eólica y solar, aproximadamente lo mismo que en Australia del Sur. Schucht cree que la integración de entre el 60 y el 70 % de energía renovable variable (solo eólica y solar) podría adaptarse al mercado alemán sin necesidad de almacenamiento adicional. Más allá de eso, se necesitará almacenamiento.
Existen varios 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 bien encaminados para tener un sistema que pueda acomodar entre un 70 y un 80 % de energía renovable sin la necesidad de más opciones de flexibilidad.
