Que é o almacenamento de enerxía-a escala da rede?

En febreiro de 2021, estaba nunha chamada cun operador de almacenamento en Texas cando os prezos da electricidade por xunto alcanzou os 9.000 dólares por megawatt-hora. Nove mil dólares. Para o contexto, os prezos normais roldan os 30 $-50. O seu sistema de batería imprimía diñeiro, descargando á rede durante a tormenta de inverno Uri mentres as plantas de gas natural conxelaban. "Para iso é para o que a construímos", dixo, pero a súa voz tiña esta vantaxe. Case reivindicado. Como se levase anos esperando para demostrar que os escépticos estaban equivocados.

Ese momento - ao ver que os prezos aumentaban nas pantallas de negociación mentres os tubos estalaban polo estado - cristalizou algo que levaba un tempo dando voltas. O almacenamento a escala-grid xa non se trata realmente de tecnoloxía. Trátase de se estamos dispostos a admitir que a forma en que levamos un século coas redes eléctricas xa non funciona.

Volvamos. 2000 e en 2001, California tivo apagóns continuos. Nin unha ou dúas veces - ducias de veces. A xente perdeu enerxía, os semáforos escurecéronse, os hospitais cambiaron a xeradores. As investigacións oficiais culpaban da manipulación do mercado de Enron, o que era certo, pero esa non era toda a historia. O problema real foi máis profundo. A rede de California foi deseñada arredor de plantas de combustibles fósiles que podías controlar. Necesitas máis potencia? Queimar máis gas. A demanda baixa? Acelerador cara atrás. Simple.

Excepto que deixou de ser sinxelo no momento en que a xeración renovable comezou a importar. E non me refiro aos paneis solares simbólicos que se instalaron para PR nos anos 90. Capacidade real. Gigavatios.

Estiven nunha conferencia en San Diego - debeu ser en 2014 ou 2015 - na que un enxeñeiro ISO de California mostrou o que chamaron a "curva do pato". A habitación quedou en silencio. O gráfico mostraba que a carga neta (demanda total menos solar) caía ao mediodía cando a luz solar alcanzaba o pico, para despois dispararse ao pór do sol. Esa taxa de rampla - que pasou de mínimo a máximo en quizais 3 horas - rompeu o funcionamento das operacións da rede. Necesitarías manter as plantas de gas en espera durante toda a tarde só para soportar o aumento da noite. Caro, ineficiente e fundamentalmente estúpido.

Un rapaz de atrás preguntou: "Non podemos limitar o solar?" O enxeñeiro fixo unha pausa. "Poderíamos. Ou poderiamos descubrir o almacenamento".

Almacenamento. Certo.

Barra lateral rápida - que é incluso o almacenamento a escala-grid? Pregunta a cinco persoas, obtén seis respostas. O consenso vago é de máis de 1 megavatio, pero estiven sentado en paneis de conferencias onde a xente discutiu sobre isto durante vinte minutos. Importa a aplicación máis que a capacidade? Se tes 500 kilovatios dando servizo a unha subestación crítica, isto conta?

Agora hai unha instalación en California - Moss Landing, creo que - ten máis de 400 MW. Poden ser 450. Quizais 420. O punto é que agrupar que xunto cun proxecto de 1 MW parece mal, pero a industria non se decidiu cunha terminoloxía mellor. Estamos a falar de almacenamento que realmente afecta ás operacións da rede. Non é o Tesla Powerwall do teu veciño.

Aquí está o que é divertido. Todo o mundo fala de baterías agora, pero a hidroeléctrica bombeada aínda domina a capacidade de almacenamento global. Nin sequera preto. Bombea auga costa arriba cando a electricidade é barata, deixa que volva a través das turbinas cando os prezos suban. O condado de Bath en Virginia leva facendo isto desde 1985. Máis de 3.000 MW. A eficiencia é decente dun - 70-80% de ida e volta - e o "combustible" é auga que reutilizas de forma indefinida.

O problema é a xeografía. Necesitas montañas, lugares de encoros axeitados, lugares onde a construción de presas non inunde nada que lle importe á xente. A maioría dos bos sitios estadounidenses desenvolvéronse a principios dos 90. As novas propostas aparecen ocasionalmente, pero o permiso leva tanto tempo que os desenvolvedores adoitan renunciar. Hai un proxecto en Montana que leva 15 anos en planificación. Aínda non construído.

O aire comprimido tamén existe, apenas. Dúas plantas no mundo: Huntorf en Alemaña (1978) e McIntosh, Alabama (1991). Iso é. A tecnoloxía funciona ben - bombea aire a cavernas subterráneas, lévase máis tarde a través de turbinas - pero precisas xeoloxía específica. Cúpulas de sal ou depósitos de gas esgotado coas propiedades adecuadas. As dúas plantas existentes queiman gas natural durante a expansión, o que limita os beneficios ambientais. Os deseños "adiabáticos" máis novos afirman que poden eliminar a queima de gas. Ningún escalou comercialmente.

Así que pilas. Agora todo o mundo está entusiasmado coas baterías, pero non sempre foi así. Os custos foron prohibitivos ata quizais 2012-2015. No 2012 houbo unha pequena instalación no parque eólico de Notree en Australia, unha proba-de concepto máis que unha economía viable.

Despois, Tesla construíu Hornsdale. 2017, Australia Meridional, 100 MW/129 MWh. Elon fixo esa aposta de Twitter por construílo en 100 días - Elon típico - e fixérono en 63 días. A xente concentrouse na velocidade de construción, pero a verdadeira historia era o rendemento. A batería gañou diñeiro moito máis rápido que as proxeccións a través dos servizos de regulación de frecuencia.

De feito, visitei un centro de control de rede fóra de Adelaida quizais 6 meses despois de que Hornsdale entrara en funcionamento. Os enxeñeiros seguían zumbando por iso. Un rapaz mostroume gráficos de resposta en frecuencia. Cando a frecuencia da rede se desviaba de 50 Hz, a batería corrixíase en milisegundos. Os xeradores convencionais tardaron segundos porque literalmente estás facendo girar turbinas. "É como comparar un coche deportivo cun tren de mercadorías", dixo.

Ese tempo de resposta en milisegundos importa enormemente para certos servizos de rede. Unha vez que as empresas de servizos públicos entenderon que as baterías podían facer cousas que a xeración convencional fisicamente non podía, as actitudes cambiaron rapidamente. Dentro dun ano comezaches a ver moitos máis anuncios de proxectos.

A situación da química é máis desordenada do que suxiren as publicacións comerciais. O "-ión de litio" non é unha cousa. Múltiples químicas se agrupan. Para as aplicacións de rede, gañou basicamente o fosfato de ferro de litio. LFP, LiFePO4,batería de iones de litio fosfato- nomes diferentes dependendo de quen o comercialice.

Esta química representa agora quizais o 60-65 % das novas instalacións estadounidenses e europeas. Os números varían dependendo de quen estea contando e do que inclúen. O motivo é práctico: LFP manexa o ciclo de carga-descarga mellor que alternativas como NMC (níquel manganeso cobalto). Tamén reduce o risco de incendio, o que importa cando estás amontoando contedores cheos de baterías en zonas residenciais. Xa chegaremos aos incendios máis tarde.

A densidade de enerxía é menor que a NMC, pero para o almacenamento estacionario iso non importa. Non o estás colocando debaixo dos asentos do coche. Apila os recipientes ata acadar os obxectivos de capacidade.

As baterías Flow seguen tendo cobertura. Os sistemas redox de vanadio separan o almacenamento de enerxía (tamaño do tanque) da enerxía (tamaño da pila). Instalación de Dalian en China, posta en servizo en 2022, 100 MW / 400 MWh, actualmente a maior. Os custos son superiores aos do litio, pero a vida útil do ciclo pode superar os 20.000 ciclos sen unha gran degradación.

En teoría, iso é importante para as empresas que planifican operacións de 20+ anos. Na práctica, os custos do litio caen máis rápido que as baterías de fluxo pechan a brecha. As baterías de fluxo estiveron "a piques de avanzar" durante polo menos unha década. Comeza a soar como enerxía de fusión.

Alemaña descubriu o problema do almacenamento do xeito máis difícil. Ao redor de 2011-2012 tiveron de súpeto gigavatios de enerxía solar no tellado do seu impulso Energiewende. Mediodía nos días de sol, a xeración repuntou. As nubes pasaron, caeron por gigavatios. Rápido.

Os operadores de rede que levaban carreiras enteiras xestionando curvas de demanda previsibles agora trataban con curvas de oferta que se movían máis rápido do que podían reaccionar. Cambio de paradigma completo. Un operador co que falei nunha conferencia de Berlín - foi 2016 quizais - dixo que a primeira vez que viu que a xeración baixaba 5 GW en 20 minutos, pensou que o seu sistema de vixilancia estaba roto.

O vento fai cousas similares pero con diferentes escalas de tempo. Os sistemas de alta-presión estacionan sobre os parques eólicos e a xeración cae a case nada. Queda alí durante días. Non podes chamar a un parque eólico ás 18:00 e dicirlle que xere máis porque a xente está a cear na casa. Non funciona así.

O tempo de resposta é fundamental para algunhas aplicacións. California ISO require que os servizos de regulación de frecuencia alcancen a máxima potencia en 10 minutos. Pode ser de 8 minutos, tería que comprobar as especificacións. Algúns servizos precisan de resposta en menos de-segundos. As baterías destacan aquí - As reaccións electroquímicas son basicamente instantáneas desde a perspectiva do operador da rede.

A hidráulica bombeada necesita de 10 a 15 segundos para que o fluxo de auga se acelere a través das turbinas, ademais das operacións das válvulas. Esa brecha é importante para a regulación da frecuencia. Non importa moito para o afeitado máximo onde estás descargando durante horas.

A eficiencia determina se os proxectos gañan cartos. Matemáticas básicas: almacena 100 MWh, recupera 90 MWh, perdeches un 10% en cada ciclo. O litio chega ao 85-95% dependendo da configuración e do duro que o presione. As baterías de fluxo son máis do 65-75%. Parece pequeno, pero andando en bicicleta diariamente durante 15 anos, ese delta de eficiencia supón millóns de diferenza de ingresos. Quizais decenas de millóns para proxectos máis grandes.

A vida do ciclo complícase. A maioría dos sistemas de litio da rede operan nun estado de carga do 20-80 % en lugar de realizar un ciclo completo. Sacrifica o 40 % da capacidade da placa de identificación para duplicar ou triplicar a vida útil operativa. A economía funciona porque substituír as baterías a mediados do proxecto é moi caro. Mellor sobredimensionar inicialmente.

grid-scale energy storage

A Lei de Redución da Inflación de 2022 cambiou realmente os mercados estadounidenses. Deixamos que o almacenamento autónomo reclame un 30 % de créditos fiscais sobre investimento. Antes ese almacenamento só se cualificaba combinado con solar ou eólico, que era unha política estúpida pero así estaba escrito.

Despois da aprobación do IRA, chegaron os anuncios do proxecto. A cola de interconexión tiña 85+ GW de almacenamento a mediados de 2023. Calquera persoa familiarizada coas colas de interconexión sabe que a maioría dos proxectos nunca se constrúen. As taxas de finalización históricas son do 20-30% no mellor dos casos.

Estiven nunha conferencia de desenvolvedores en Houston o ano pasado - un dos grandes fabricantes chineses dixo que non podían seguir coa demanda dos Estados Unidos. "Estamos engadindo liñas de produción, pero hai un prazo de entrega de 18 meses nos equipos". Restricións da cadea de subministración en todas partes.

O almacenamento global alcanzou uns 27-28 GW en 2023, dependendo de como contas. 90% do crecemento ocorreu desde 2018. Só en 2022, EE. UU. engadiron 4,8 GW, podería ser de 5,2, estou sen memoria. California e Texas dominan o despregamento por razóns completamente diferentes. California ten mandatos políticos que impulsan a integración das enerxías renovables. Texas ten o único mercado-enerxético de ERCOT que crea unha gran volatilidade dos prezos. Aos operadores de almacenamento encántanlle a volatilidade: aproveita esas variacións de prezos.

Os custos colapsaron de máis de 500 USD/kWh en 2015 a 150-200 USD/kWh en 2023 para os sistemas completos. Algunhas persoas afirman que son aínda máis baixas, pero 150-200 dólares son o que vin para proxectos reais. A escala de fabricación principalmente, a competencia brutal entre os fabricantes de células chineses e coreanos.

Os modelos de ingresos varían moito segundo o mercado. Texas ERCOT permite que o almacenamento poxa directamente nos mercados de enerxía. Ese exemplo de Winter Storm Uri desde o principio - algúns operadores liquidaron 10+ millóns de dólares, quizais 12 millóns de dólares, escoitei números diferentes. Non é normal aínda.

As operacións típicas implican a acumulación de fluxos de ingresos: arbitraxe enerxético (cargo barato, descarga caro), pagos de capacidade, regulación de frecuencias, ocasionalmente aprazamento da actualización da transmisión. O SGIP de California ofrece incentivos por adiantado, especialmente para instalacións críticas.

Un operador díxome - sen rexistro nun bar durante unha conferencia - que a metade dos seus ingresos previstos proceden de servizos que non existían hai cinco anos. "Estamos inventando isto a medida que avanzamos. Os operadores de rede están descubrindo o que as baterías poden facer en tempo real".

A duración segue sendo a limitación obvia e é frustrante. A maioría dos sistemas descargan 2-4 horas coa potencia nominal. Perfecto para picos nocturnos cando cae o sol. Completamente inútil para almacenar varios días durante eventos meteorolóxicos prolongados.

As tecnoloxías de maior duración seguen sendo anunciadas con grandes comunicados de prensa. Aire comprimido, sistemas de gravidade, almacenamento térmico. A implantación comercial segue sendo esquiva. Todo o mundo quere 8+ horas de almacenamento, algúns queren 12 ou 24. Ninguén descubriu aínda a economía a escala.

Hai literalmente startups que levantan bloques de formigón con guindastres para almacenar enerxía. Parece ridículo pero a física funciona. Non obstante, ningún escalou. O mesmo co almacenamento térmico.

A degradación da batería baixo patróns de ciclos reais segue sorprendendo aos operadores, o que me molesta porque pensarías que xa o descubriríamos.

As probas de laboratorio non predicen ben o rendemento no campo. As primeiras instalacións - 2018, período de tempo de 2019 - realizaron un ciclo máis agresivo do previsto, acurtaron a vida operativa moito máis rápido do esperado e obrigaron a revisar as reclamacións de garantía. Agora existen mellores modelos de degradación, pero aínda hai incerteza sobre o rendemento de 10+ anos, especialmente a medida que evolucionan as estratexias de envío.

Non podes probar 15 anos de funcionamento en prazos de desenvolvemento de 2 anos. É imposible. Un enxeñeiro de NREL díxome que están a construír modelos probabilísticos baseados en datos de campo limitados. "Estamos extrapolando a partir de 5 anos de funcionamento para prever 20 anos. É unha suposición educada".

A seguridade contra incendios non desapareceu a pesar da mellora dos estándares. O incendio de McMicken en Arizona - abril 2019 - segue sendo o incidente máis grave. A explosión feriu catro bombeiros, podería ser catastrófica.

Falei cun dos socorristas nunha conferencia de seguridade. Dixo que cando chegaron, os protocolos estándar dicían que pulverizaba auga nos incendios das baterías. Comezou a facelo. Despois estoupou. "Ninguén nos dixo que estas cousas poderían desbocar térmicas mesmo despois de que o lume se apagase".

Ese evento revelou o mal que a industria entendía a propagación térmica desbocada nos sistemas en contenedores. Pensamos que o sabiamos. Resulta que non o fixemos. Os estándares de proba melloraron substancialmente despois. UL 9540A converteuse no punto de referencia ao que todos se refiren.

Pero cada nova química celular necesita unha avaliación desde cero. Non todos os provedores seguen prácticas de deseño idénticas para espazamento celular, arrefriamento e extinción de incendios. Algúns fan requisitos mínimos de código. Outros superenxeñeiro. Non sempre se pode distinguir polo marketing que enfoque utiliza un proxecto. Iso é un problema.

Australia Meridional ofrece unha visión de futuros de alta-penetración. Case 300 MW de almacenamento que atenderán a demanda máxima de aproximadamente 2.000 MW para 2022. Isto é como o 15 % da demanda máxima en capacidade de almacenamento. Substancial.

As operacións da rede modificadas fundamentalmente. Pero un réxime moi diferente ao de Texas ou California onde o almacenamento segue sendo pequena porcentaxe da capacidade total. Podes escalar o enfoque de ERCOT de Australia Meridional? Quizais, quizais non.

Pregunteille a un operador de rede de Australia do Sur sobre isto nunha conferencia. A súa resposta: "Somos o caso de proba. Se rompe aquí, polo menos somos o suficientemente pequenos como para que o fallo estea contido". Non é exactamente unha confianza-inspiradora, senón honesta.

grid-scale energy storage

NREL proxecta algo así como almacenamento de 250+ GW en EE. UU. para 2050 en escenarios de alta enerxía renovable. Ou era de 300 GW? Tería que buscalo. Que iso se materialice depende de moitos factores. Reducións de custos continuadas, obviamente. O apoio das políticas permanecerá no seu lugar, que nunca está garantido. Os operadores de rede están cambiando as prácticas operativas en lugar de só falar diso.

Algunhas proxeccións de hai cinco anos xa parecen conservadoras. O despregamento superou as previsións anteriores. Pero outras proxeccións poden resultar moi optimistas se as suposicións clave non se manteñen ou ocorre algo inesperado. Difícil de dicir.

Seguen xurdindo novas químicas dos laboratorios de investigación. O-ión de sodio promete custos de material máis baixos porque non está a usar litio. O aire de zinc-reclama maior densidade. Algunhas outras cousas que probablemente me esqueza. Desprazará algún-ión de litio para aplicacións de rede? Probablemente non do todo, sería a miña suposición. As tecnoloxías existentes teñen unha escala de fabricación que os recén chegados non poden igualar rapidamente. Leva anos construír fábricas.

É máis probable que as diferentes químicas atopen nichos específicos baseados en puntos fortes particulares. O mercado está a facerse o suficientemente diverso como para admitir múltiples enfoques, asumindo que realmente alcancen a escala comercial e non só permanezan en proxectos piloto para sempre.

O almacenamento comezou como solución de intermitencia renovable pero evolucionou máis. Agora é unha ferramenta para a flexibilidade da rede independentemente da fonte de xeración. Substituír as turbinas de combustión pola regulación de frecuencia. Aplazar as actualizacións de transmisión caras xestionando a conxestión local. Proporcionar-capacidade de inicio negro para a restauración da rede despois de grandes interrupcións.

Estas aplicacións importan se a penetración das renovables alcanza o 80 % ou se mantén atascada no 40 % ou onde acabe.

A economía segue mellorando progresivamente. A escala de fabricación reduce os custos cada ano. Rendemento da batería - densidade de enerxía, ciclo de vida, todo iso - tamén mellora gradualmente. Se o almacenamento se converte na solución de flexibilidade dominante ou só nunha opción entre varias (resposta á demanda, transmisión mellorada, mellor previsión) segue sendo unha pregunta aberta que probablemente non terá resposta durante unha ou dúas décadas.

O que parece claro: as cuadrículas están cambiando de xeito fundamental. As tecnoloxías de almacenamento - calquera que sexan as formas que adopten - están a permitir moitos destes cambios. Iso parece bastante seguro.

Volvemos a ese operador de Texas durante a tormenta de inverno Uri. Despois de que os prezos volveron á normalidade e de pasar a crise, pregunteille que aprendeu. Longa pausa. "Que as baterías poden facer o traballo. Pero tamén que ninguén sabe realmente o que están a facer aínda. Todos imos descubrindo isto xuntos".

Parece ben.

EIA publica estatísticas mensuais de almacenamento. Bastante fiable aínda que sae con atraso. Bloomberg NEF fai perspectivas anuais, necesita unha subscrición cara. NREL mantén bases de datos de rendemento, os datos atrasan a realidade entre 12 e 18 meses. Aínda é útil para fins académicos.

Wood Mackenzie e empresas similares publican previsións. A precisión dos rexistros de seguimento-en escalas de tempo máis longas foi, digamos, mixta. Subestimaron constantemente as taxas de implantación de 2018-2022. Divertido en retrospectiva.

Publicacións comerciais como Utility Dive e Energy Storage News cobren bastante ben os proxectos. Non obstante, tenden a un encadramento optimista. A metade do material que anuncian como "próximamente" nunca chega a operación comercial. Tomar con sal.

Mantivo conversas útiles ao longo dos anos con enxeñeiros de California ISO, ERCOT, South Australia Power Networks, ademais de operadores en varias conferencias (Austin, San Diego, Berlín, Adelaida). A maioría dos contidos informativos proviñan de conversas de bar despois de que remataron os paneis oficiais.

Datos actuales a partir de 2023 ou principios de 2024. O sector cambia o suficientemente rápido que deberías verificar números específicos se os utilizas para algo importante. Non te limites a citar este artigo - Son unha persoa en Internet.