Por Maya Posh – 05 de abril de 2022 (Hackaday)
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Aunque toda red eléctrica comienza con la producción de electricidad, hay ocasiones en las que almacenar esta energía de alguna forma en lugar de usarla de inmediato es muy conveniente. Los dispositivos que funcionan con baterías de hoy en día son un ejemplo obvio de ese cambio de tiempo, pero el almacenamiento de energía también juega un papel importante en la red misma, ya sea electroquímica, mecánica o de alguna otra forma.
El almacenamiento de energía a nivel de servicios públicos es esencial no solo para estabilizar la red, sino también para cambiar el exceso de energía y proporcionar una forma de lidiar con picos repentinos en la demanda (recorte de picos) más caídas de demanda al absorber el exceso de energía. La salud de la red se puede considerar esencialmente como una función de su frecuencia de corriente alterna (CA), con fuertes desviaciones que pueden conducir al colapso de la red.
Naturalmente, dicho almacenamiento de energía no es gratuito, y los beneficios de agregarlo a la red deben sopesarse frente al gasto, así como las posibles alternativas. Con el rápido aumento de generadores eléctricos altamente volátiles en la red en forma de energía renovable variable no distribuible, por ejemplo, turbinas eólicas y energía solar fotovoltaica, ha habido un impulso para almacenar más energía excedente en lugar de reducirla, además de usar energía almacenamiento para el estado general de la red.
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Como se mencionó, la mayor amenaza para la estabilidad de la red se presenta en forma de pérdida de frecuencia de la red, ya que esto indica una situación en la que los generadores conectados y otras entradas ya no pueden sincronizarse. El resultado de esto es generalmente un apagón por falla en cascada que requiere un reinicio lento y doloroso del sistema para recuperarse. Por esta razón, es esencial que haya almacenamiento en la red disponible que pueda responder a picos y caídas en la demanda para que la oferta y la demanda puedan ajustarse constantemente.
Estos aumentos y caídas en la demanda son muy dinámicos y, a menudo, requieren una respuesta de un sistema de almacenamiento de energía en cuestión de milisegundos, mientras que otros cambios en la demanda son más graduales y espaciados en el transcurso de minutos a horas. Para obtener la respuesta más rápida posible, el almacenamiento de volante y batería son muy adecuados, mientras que el almacenamiento de hidroelectricidad bombeada ( PHS ) y el almacenamiento de energía de aire comprimido ( CAES ) son adecuados para un aumento más gradual de la absorción y liberación de energía durante períodos de tiempo más prolongados.
Cuando se trata de estos sistemas de estabilización de red, el costo real de la energía es de importancia secundaria, ya que su función principal es evitar que la red colapse. En ese sentido, tales sistemas de almacenamiento son una parte integral de la red. Esto es diferente de la forma en que el ‘almacenamiento en red’ ha entrado en la lengua vernácula pública, en el sentido de cambiar en el tiempo grandes cantidades de energía producida por fuentes de energía renovables como turbinas eólicas y paneles solares fotovoltaicos.
En su forma más extrema, se prevé una red nacional que utiliza nada más que energía renovable variable, así como hidroelectricidad, mientras almacena el exceso de energía en el almacenamiento de la red para permitir el cambio de tiempo y la liberación en el lapso de semanas a meses a medida que fluctúa el suministro. Naturalmente, en este escenario donde los generadores despachables como las centrales térmicas se reemplazan con fuentes en su mayoría no despachables y almacenamiento en la red, una serie de factores son esenciales. Primero está el costo del sistema, seguido del costo operativo, ya que estos determinan el precio agregado a cualquier energía liberada por estas soluciones de almacenamiento.
Para escalar el almacenamiento de energía a los niveles requeridos para este escenario, se requieren tecnologías que puedan igualar PHS y CAES en términos de sistema y costo operativo. Durante décadas, las baterías de flujo de reflujo se han desarrollado como una posible solución.
Una batería de flujo redox (de reducción-oxidación), o RFB , es un tipo de batería electroquímica que utiliza un ánodo líquido y/o un electrolito de cátodo líquido. En la mayoría de las implementaciones, los líquidos para el cátodo y el ánodo están separados por una membrana que permite el intercambio de cargas. Teóricamente, este tipo de sistema permitiría una gran capacidad de almacenamiento de energía junto con la mayoría de los beneficios de las baterías sin flujo, como tiempos de respuesta rápidos de carga y descarga.
Desafortunadamente, a pesar de décadas de investigación, incluso el tipo más prometedor de batería de flujo, vanadio-vanadio , tiene una energía específica muy baja de ~20 Wh/kg de electrolito, mientras que las celdas de plomo-ácido de la vieja escuela manejan 25-50 Wh/kg y litio. -Baterías de iones de más de 200 Wh/kg. Esto significa que los tanques de electrolito deben ser bastante grandes para adaptarse a la capacidad de energía de, por ejemplo, un sistema de almacenamiento de batería basado en iones de litio o plomo-ácido. El límite de densidad aquí está establecido por la capacidad de disolver los compuestos redox en el solvente, que para las baterías de flujo de vanadio es generalmente ácido sulfúrico (H 2 SO 4 ).
Estos y otros problemas con las baterías de flujo en general fueron tratados por Clemente et al. (2020) . Entre los temas tratados también se encuentran la longevidad, particularmente con el material de la membrana, pero también con el propio electrolito debido a las reacciones no deseadas con el hidrógeno y el oxígeno. Como las baterías de flujo dependen del flujo de electrolito, las características de flujo del electrolito, así como la energía gastada en bombear este electrolito y obtener el caudal óptimo, agregan complicaciones de ingeniería a lo que a primera vista parecería ser un sistema sencillo.
Otra complicación de este tipo se refiere a la dificultad para determinar el estado de carga. Dado que el voltaje en los electrodos de la celda no corresponde a la cantidad de especies de pareja redox que se ha convertido al estado de carga/descarga. Con las baterías de flujo de vanadio, una opción aquí es estimar utilizando el color del electrolito, ya que el proceso redox cambia las propiedades físicas de las especies de vanadio. Para un control de carga completamente automático, estas son solo muchas de las preguntas de ingeniería.
Como señalaron Xu et al. (2018) , la eficiencia del sistema de una batería de flujo es >60 %, con ~82 % posible con mejoras en baterías totalmente de vanadio. Un aspecto desafortunado de las baterías de flujo son las pérdidas parásitas debidas a las bombas eléctricas, además de las pérdidas óhmicas y las pérdidas por resistencia al flujo. Como la reacción redox es exotérmica, inevitablemente se perderá algo de energía durante la operación.
La carga completa de una batería de flujo implica que todas las especies de pareja redox se sometan a la operación redox deseada. Debido a que esto implica interacciones en la superficie de la membrana que separa los dos flujos de electrolitos, la probabilidad de que esto ocurra disminuye con el estado de carga, ya que interactuarán menos pares redox. El aumento del flujo de electrolitos compensa esto hasta cierto punto, pero es probable que esto aumente las pérdidas parásitas y hace que simplemente ampliar el sistema aumentando el tamaño del tanque no sea atractivo.
En comparación con la eficiencia de ida y vuelta mucho más alta y la menor complejidad de, por ejemplo, las baterías de iones de litio (> 90 %), no debería sorprender que la mayoría de las soluciones de baterías a nivel de red a gran escala en operación comercial hoy en día empleen tales baterías de iones de litio. células.
En las aplicaciones actuales de almacenamiento en red, no se necesita una enorme cantidad de capacidad. Con unos pocos megavatios de sistemas basados en baterías y volantes ubicados estratégicamente, debería haber suficiente capacidad disponible para responder a los cambios en la demanda con algunos cambios de tiempo limitados.
Para el almacenamiento de larga duración (~4 horas), CAES y PHS son los preferidos cuando el entorno permite su uso. Un uso común de estos sistemas de almacenamiento de larga duración consiste en almacenar la energía producida por las centrales térmicas en momentos de baja demanda. Las plantas térmicas a menudo tienen niveles operativos óptimos, lo que hace que sea rentable cambiar el exceso de energía para su posterior descarga.
Con la adición de más fuentes no gestionables a la red, se debe aumentar la capacidad de almacenamiento para el cambio de hora como nunca antes se había visto, junto con todo el modelo de negocio del mercado eléctrico. Mientras que las centrales térmicas y las centrales hidroeléctricas venden la electricidad que producen en el mercado de capacidad mediante contratos plurianuales, las instalaciones de energías renovables variables venden la electricidad producida en el mercado de la energía, lo que significa que la energía que producen es oportunista e impredecible. Básicamente, la electricidad se vende a la red cuando está disponible, independientemente de si se necesita en ese momento o no.
Lo que esto significa es que para una integración exitosa de la red, estos sistemas requieren cantidades significativas de reserva giratoria para compensar las caídas en el suministro y el almacenamiento del exceso de energía como se detalla, por ejemplo, en la proyección del escenario Net Zero de la AIE, que ve los 10 GW actuales de el almacenamiento a nivel de servicios públicos (además de 7 GW detrás del medidor) aumente a 600 GW para 2030.
En un análisis de 2013 realizado por el State Utility Forecasting Group de Purdue University, se comparó el costo proyectado de varias soluciones de almacenamiento. Se destaca como punto esencial los costes del sistema a lo largo del tiempo, que tanto en el caso de PHS como de CAES son bastante mínimos, ya que estos sistemas suelen requerir relativamente poco mantenimiento y duran muchos ciclos de carga/descarga. En ese momento, las baterías de iones de litio no eran un gran jugador en el mercado de almacenamiento de energía.
En un análisis más reciente de Sandia National Laboratories de 2018, podemos ver que la gran mayoría del almacenamiento en red es PHS (>183 GW). Del almacenamiento de batería en los EE. UU. en ese año, el ion de litio ya representaba el 78 % del almacenamiento de batería instalado, una cifra que ha crecido en varios GW desde que, por ejemplo, con la instalación de ion de litio de 1,2 GWh (300 MW) de Vistra en Moss Landing, condado de Monterey, California, y su posterior extensión de la Fase II. Aunque ambas instalaciones están actualmente fuera de línea, habiéndose incendiado , lo que muestra un riesgo inherente con el almacenamiento de la batería.
Según la Agencia de Información Energética de EE. UU. (EIA), el uso de energía en EE. UU. alcanzará alrededor de 4000 TWh en 2023, lo que da una idea del desafío si una parte significativa de las necesidades de electricidad del mundo se van a satisfacer con el almacenamiento en la red a nivel de servicios públicos. Tomando como ejemplo el almacenamiento de Vistra Moss Landing, para cubrir 1 TWh (0,025% de la demanda de EE. UU.), se requerirían 625 de estas instalaciones de 1,6 GWh, suficientes para cubrir las demandas de la nación por un breve período. Esta falta de almacenamiento a gran escala y de larga duración también se observa en el informe de los Laboratorios Nacionales Sandia.
EL IMPACTO AMBIENTAL
Parece claro que, al menos por ahora, los sistemas de baterías de iones de litio se están llevando el botín con el almacenamiento en la red, ya que tanto PHS como CAES no pueden expandirse razonablemente debido a sus limitaciones con respecto a la geología y similares. Además de los costos más altos de Li-ion, una consideración importante se convierte en el costo ambiental de estas baterías, ya que la fabricación de baterías consume mucha energía y produce cantidades significativas de gases de efecto invernadero ( Baumann et al., 2016 ).
Con la adición de tales sistemas de baterías, las emisiones efectivas de carbono de la electricidad renovable variable pueden alcanzar niveles de alrededor de 100 gCO2e/kWh cuando se tienen en cuenta las emisiones de por vida. Al considerar el costo económico y el impacto ambiental de las emisiones de carbono, esto parecería bastante contraproducente desde el punto de vista ambiental, por no mencionar costoso.
Mediante el uso de energía hidroeléctrica, carbón, gas y uranio gestionables, la conversión del potencial de gravedad, el carbono o la materia fisionable en electricidad se realiza según la demanda. En comparación, el uso de fuentes principalmente intermitentes para alimentar la red de una nación parecería ser un problema sin resolver, ya que requiere almacenar electricidad en cantidades enormes. Aunque se puede encontrar una solución razonable en el futuro, al menos en este momento no existe una tecnología madura y escalable que pueda realizar esta función de una manera que pueda considerarse económica.
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