En un nuevo estudio de Sandia National Laboratories; The Value of Long-Duration Energy Storage: Policy and Perception , los investigadores han publicado detalles sobre las políticas relacionadas con el almacenamiento de energía de larga duración (LDES), incluidos los comentarios de alrededor de 500 partes interesadas. Los encuestados incluyeron representantes de servicios públicos, gobiernos, industria, academia, organizaciones sin fines de lucro y laboratorios nacionales.

Si bien, por ahora, las baterías son suficientes, la necesidad de almacenamiento a escala de red durante períodos más prolongados, de más de 6 a 10 horas, será crucial a medida que las energías renovables intermitentes se acerquen a los niveles de ambición de 2030 o 2040 para cumplir con los objetivos climáticos de muchos estados.

En marzo de 2021 se llevó a cabo un taller LDES patrocinado por el Departamento de Energía de EE. UU. que Sandia organizó junto con el Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico y el Laboratorio Nacional de Oak Ridge.

Los participantes citaron casos de uso de interés que incluyeron la consolidación de energías renovables intermitentes y el desplazamiento de activos de combustibles fósiles existentes, seguidos por almacenamiento estacional, infraestructura crítica, respuesta a emergencias y comunidades remotas. Pero para desarrollar un almacenamiento rentable para duraciones más largas, las brechas en las políticas persisten tanto en los mercados federales como estatales.

Almacenamiento de energía térmica en la planta CSP de ACWA Power en Bokpoort IMAGE@EE Publishing

Falta de políticas

Sin apoyo de políticas, no hay una forma clara para que este componente crucial gane dinero y, por lo tanto, atraiga inversiones. No existe un mercado diseñado para compensar el almacenamiento de energía de larga duración comparable al pago por capacidad obtenido por los activos de carbón y gas natural que se pagan simplemente para esperar hasta que se necesite suministrar energía en un momento crítico.

El estudio evaluó los requisitos clave para superar estos obstáculos. En general, en los estados con un mercado regulado, LDES deberá ser confiable, de bajo riesgo y resolver un problema de la red al proporcionar servicios de red: arbitraje de energía, alivio de la congestión de la red, aplazamiento de inversiones, cambio de demanda, reducción de picos, rotación y no rotación. reservas, apoyo para el reemplazo de unidades pico y/o cambio de energía estacional.

En los mercados desregulados, LDES también tendría que ser de bajo costo y ganar dinero, pero hubo poco consenso sobre cómo o quién paga por servicios como diferir las actualizaciones o cambiar el tiempo de carga.

Las tecnologías de almacenamiento de energía identificadas por las partes interesadas incluyeron algunas que se probaron comercialmente, como la hidroeléctrica por bombeo, el almacenamiento térmico (en plantas de CSP) o el almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) en cavernas con las que las empresas de servicios públicos están familiarizadas. Las partes interesadas calificaron más alto el almacenamiento hidroeléctrico y electroquímico por bombeo, seguido del hidrógeno, la energía térmica y CAES como las tecnologías más adecuadas para LDES.

La complacencia en torno a las baterías retrasa la acción

Actualmente, el almacenamiento de la batería se utiliza para satisfacer las necesidades de almacenamiento de corta duración de 4 horas o menos. Pero el autor principal de Sandia, Cliff Ho, cuestiona la noción de que las baterías podrían implementarse de manera segura y económica para cubrir duraciones más largas. “Para aumentar la capacidad de almacenamiento con baterías de iones de litio, hay que aumentar la cantidad y, económicamente, eso se vuelve muy costoso”, dijo. «No obtiene ningún beneficio de las economías de escala, como con algunas de las tecnologías de almacenamiento masivo».

Explicó que, a diferencia de las baterías, con el almacenamiento en materiales a granel, simplemente puede aumentar el volumen para aumentar la capacidad.

“Ya sea hidroeléctrica o térmica, para duplicar la capacidad; no estás contando. Está aumentando el volumen del material a granel; la sal fundida o partículas sólidas o lo que sea”, explicó. “Su contención se hace más grande, pero no es como duplicar el número de baterías. Lo bueno del almacenamiento térmico es que su rendimiento también debería mejorar a medida que el sistema crece. Tiene menos área de superficie por volumen cuanto más grande sea su tanque. Esa es una superficie relativamente menor para la pérdida de calor. Entonces, cuanto más grande se vuelve, su rendimiento relativo también mejora. Por lo tanto, obtiene economías de escala tanto en términos de costo como de rendimiento”.

Pero con varios enfoques de tecnologías novedosas como el almacenamiento térmico independiente, la necesidad de demostración a escala es imperativa. Hubo consenso sobre la necesidad de plantas de demostración, con más del 30% de los encuestados citando esta necesidad para abordar los desafíos que enfrenta LDES.

La necesidad de plantas de demostración es ahora

Existe cierta urgencia, especialmente para los estados líderes en energía solar y eólica como California.
“Un estudio realizado por Strategen en 2020 para California básicamente dijo que para 2030, aproximadamente dentro de ocho años, se necesitará esta inmensa cantidad de almacenamiento: 45 a 55 GW de almacenamiento de energía de larga duración”, dijo. “Y la generación total en California es de unos 80 GW; ¡entonces de 45 a 55 GW de almacenamiento de 80 GW! Eso es sustancial”.

El resultado es que para cumplir con el tiempo estimado en el que este LDES será crucial para consolidar las energías renovables intermitentes, los proyectos de demostración deberían haberse adjudicado unos diez años antes para eliminar el riesgo de la tecnología a escala.

“Es una buena oportunidad y, de hecho, un buen momento para que las tecnologías de almacenamiento de larga duración se demuestren y prueben en los próximos años y, con suerte, las empresas de servicios públicos las adopten según sea necesario”, señaló Ho.

El papel enumera:

– Se incluye una inversión total de $119 millones en almacenamiento de energía a escala de la red en la solicitud de presupuesto del presidente Biden para el año fiscal 2022 para la Oficina de Electricidad
-La Ley de Infraestructura Bipartidista incluye una inversión significativa en tecnologías y demostraciones de almacenamiento de energía
-Gran Desafío de Almacenamiento de Energía – Desarrollo de energía de fabricación nacional tecnologías de almacenamiento que puedan satisfacer todas las demandas del mercado estadounidense para 2030.

Se ha establecido una sucursal del DOE de EE. UU. como una nueva oficina de demostraciones de energía limpia. Dijo que la necesidad de financiación para estas demostraciones podría oscilar entre decenas y cientos de millones de dólares para demostrarlas a escala piloto. En cuanto a la escala de aproximadamente 10-100 MWh que se necesitaría para eliminar realmente el riesgo de estas nuevas tecnologías, cada demostración necesitaría almacenar energía capaz de producir de 1 MW a 10 MW durante diez horas.

“Una de las conclusiones de los comentarios fue que necesitamos más demostraciones de tecnología para reducir el riesgo de adopción. Eso salió bastante fuerte y claro”, señaló.

La financiación estadounidense de demostraciones oportunas a gran escala también debería resolver otros desafíos clave en la adopción al responder preguntas sobre incertidumbres sobre costos, pérdidas por degradación y la confiabilidad de los materiales. Pero, ¿cómo podrían las políticas habilitar LDES al crear un mercado para ellos?

¿Qué políticas se necesitan?

Aunque Sandia Labs no está en el negocio de prescribir políticas, el estudio determinó que hay pocas políticas que definan cómo se puede monetizar el almacenamiento de energía de larga duración. Dependiendo de cómo se valore y monetice su valor para la red, las políticas específicas afectarán la capacidad de adoptar almacenamiento de energía de larga duración. Las pólizas podrían valorar LDES ya sea dentro del mercado de energía o el mercado de capacidad, y podrían pagar por la gestión de cargas y activos de transmisión, prevención de sobrecargas térmicas y resiliencia. Pero estas políticas no existen.

Susan Kraemer