La respuesta corta es sí. Y la respuesta más larga también es sí, pero con unos diecisiete asteriscos adjuntos.
Si ha pasado algún tiempo leyendo documentos de políticas, presentaciones de servicios públicos o artículos de investigación sobre almacenamiento de energía, probablemente haya notado algo extraño: nadie parece estar de acuerdo sobre qué se considera exactamente un "sistema de almacenamiento de energía." La Comisión Federal Reguladora de Energía tiene su versión. El Departamento de Energía tiene otra. California tiene la suya. A Texas no le importa particularmente lo que piense California. Y en algún lugar de una revista académica, hay un profesor que sostiene que todos están equivocados.
Esto no es sólo una crítica semántica. La forma en que se define un sistema de almacenamiento de energía determina quién califica para incentivos fiscales, qué proyectos se permiten, qué aparece en las estadísticas oficiales y si la instalación de baterías de su empresa cuenta para los estándares estatales de cartera de energías renovables. Millones de dólares giran en torno a estas definiciones.
La perspectiva regulatoria
La Orden 841 de la FERC, emitida en 2018, abrió los mercados mayoristas a la participación en el almacenamiento de energía. La orden definió los recursos de almacenamiento eléctrico como recursos capaces de "recibir energía eléctrica de la red y almacenarla para su posterior inyección de energía eléctrica a la red". Bastante simple. Excepto que esta definición excluye intencionalmente ciertas configuraciones-como el almacenamiento detrás-del-medidor que nunca llega a los mercados mayoristas-y crea ambigüedad en torno a los sistemas híbridos.
El IRS adopta un enfoque completamente diferente. A los efectos del Crédito Fiscal a la Inversión, lo que importa es si un dispositivo de almacenamiento se carga predominantemente (más del 80%) a partir de fuentes renovables elegibles. La tecnología física apenas entra en la conversación. Una batería-de iones de litio cargada desde paneles solares recibe un trato muy diferente a la misma batería cargada desde la red, a pesar de que son funcionalmente de hardware idéntico.
La Comisión de Servicios Públicos de California utiliza umbrales basados en la capacidad-. Sus mandatos de adquisición de almacenamiento de energía, establecidos bajo AB 2514, establecen requisitos mínimos de capacidad de energía que las empresas de servicios públicos deben cumplir. La definición incluye energía hidráulica bombeada, aire comprimido, baterías, volantes de inercia y almacenamiento térmico-pero con un tratamiento diferente dependiendo de dónde se conecta el sistema a la red.
El enfoque de Nueva York se centra-en la duración. Su definición de almacenamiento a granel requiere que los sistemas proporcionen al menos dos horas de descarga continua a su capacidad nominal. Esto excluye muchos activos de regulación de frecuencia que realizan ciclos rápidamente pero que no pueden mantener la producción.
Mientras tanto, Texas (porque, por supuesto, Texas es diferente) no exige almacenamiento en absoluto. ERCOT trata las baterías como recursos de generación con ciertas restricciones operativas, sin establecer una categoría definitoria separada.
Definiciones técnicas vs. funcionales
Aquí es donde la cosa se pone realmente complicada.
Los ingenieros tienden a definir el almacenamiento de energía por lo que es: las baterías electroquímicas almacenan carga a través de reacciones químicas, el sistema hidráulico bombeado almacena energía potencial gravitacional, los sistemas de aire comprimido almacenan presión en cavernas subterráneas, los volantes almacenan energía cinética rotacional. Estas son definiciones basadas-en la física. Concreto. Mensurable.
Los operadores de red se preocupan más por lo que hace el almacenamiento. ¿Puede aumentar rápidamente? ¿Proporciona regulación de frecuencia? ¿Puede mantener la producción para lograr un afeitado máximo? Una batería de 100 MW que se descarga durante 15 minutos se ve muy diferente de una batería de 100 MW que se descarga durante 4 horas, aunque comparten la misma potencia nominal.
La EIA recopila datos utilizando ambos enfoques-informando la capacidad de energía nominal en megavatios junto con la capacidad de energía en megavatios hora. Este informe dual es en realidad bastante inteligente, porque captura la tensión fundamental entre las definiciones orientadas al poder-y a la energía-. Pero todavía deja ciertos casos extremos sin resolver.
La cuestión del hidrógeno
¿El hidrógeno es almacenamiento de energía?
Técnicamente, sí. Los electrolizadores utilizan electricidad para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno. Ese hidrógeno luego puede quemarse o pasar por una celda de combustible para regenerar electricidad. Energía que entra, almacena y sale. Almacenamiento clásico.
Pero el hidrógeno rara vez se clasifica junto con las baterías y la energía hidráulica de bombeo en los marcos regulatorios. La eficiencia del viaje de ida y vuelta-es terrible-quizá del 30-40 % en comparación con el 85-90 % de los iones de litio. Los requisitos de infraestructura son completamente diferentes. Los casos de uso a menudo involucran transporte o materia prima industrial en lugar de servicios de red.
El Gran Desafío del Almacenamiento de Energía del DOE incluye el hidrógeno. Los mandatos de almacenamiento de California en gran medida no lo hacen. Las reglas de mercado de la FERC lo tratan... de manera ambigua. Misma tecnología, diferentes definiciones, según a quién le preguntes.
La duración como característica definitoria
Algo interesante sucedió alrededor de 2020. La industria del almacenamiento comenzó a auto-organizarse en torno a categorías de duración:
01.Almacenamiento de corta-duración
02.Almacenamiento-de larga duración
Algunos investigadores ahora defienden una tercera categoría:almacenamiento estacional, capaz de almacenar energía durante semanas o meses. Piense en el hidrógeno producido a partir del exceso de generación eólica primaveral y consumido durante la demanda máxima de verano. O enormes reservorios termales subterráneos. Esta categoría apenas existe comercialmente todavía, pero las definiciones ya se están debatiendo.
Por qué la co-ubicación lo complica todo
El segmento de más rápido-crecimiento del mercado de almacenamiento son los sistemas híbridos-baterías combinadas con generación solar o eólica. Y esto crea dolores de cabeza en términos de definición.
Si una planta solar de 100 MW incluye una batería de 50 MW, es que:
¿Una planta solar con almacenamiento?
¿Una planta de almacenamiento con carga in situ?
¿Una única instalación híbrida?
¿Dos activos separados que comparten interconexión?
La respuesta es importante para las colas de interconexión, el tratamiento fiscal, la acreditación de capacidad y las licitaciones del mercado. Diferentes jurisdicciones han llegado a conclusiones diferentes.
La Orden FERC 2023 intentó aclarar el tratamiento híbrido en los procesos de interconexión, pero la implementación varía según la organización de transmisión regional. Algunos RTO requieren solicitudes de interconexión independientes para los componentes de almacenamiento. Otros permiten un tratamiento unificado. El Noreste está haciendo algo diferente que el Suroeste.
A finales de 2023, aproximadamente el 70% de los nuevos proyectos de baterías en la cola de interconexión de EE. UU. estaban asociados a la generación solar. Los límites entre las definiciones de "generación" y "almacenamiento" se están desdibujando rápidamente y los marcos regulatorios no se han puesto al día por completo.
Divergencia internacional
No asuma que las definiciones estadounidenses se aplican en otros lugares.
El Paquete de Energía Limpia de la Unión Europea trata el almacenamiento como una clase de activo distinta con sus propios códigos de red y reglas de acceso al mercado. Su definición incluye explícitamente tecnologías de energía-a-gas que los marcos estadounidenses a menudo excluyen.
China clasifica el almacenamiento de energía en categorías de inversión más amplias de "nueva infraestructura", agrupándolo con redes 5G, centros de datos y carga de vehículos eléctricos. El marco de definición sirve a objetivos de política industrial más que al diseño del mercado o al funcionamiento de la red.
El Mercado Nacional de Electricidad de Australia creó una categoría de "unidad bidireccional" específicamente para recursos de almacenamiento, enfatizando el flujo bidireccional-de electricidad. Este marco difiere de los enfoques estadounidenses que a menudo parten de modelos-generacionales.
Estas no son sólo diferencias burocráticas. Determinan qué tecnologías reciben inversión, cómo las empresas internacionales estructuran-proyectos transfronterizos y si las comparaciones estadísticas entre países son siquiera significativas.
El problema de la medición
Hay algo de lo que rara vez se habla: las cifras de capacidad que aparecen en los titulares a menudo no son comparables.
La EIA informa la capacidad nominal-la salida nominal máxima según lo especificado por el fabricante. Pero la capacidad operativa real depende de la temperatura, el estado de carga, la degradación y las condiciones de la red. Una batería nominal de 100 MW podría entregar entre 85 y 95 MW en condiciones típicas.
Algunas jurisdicciones informan la capacidad instalada (lo que está físicamente presente), mientras que otras informan la capacidad interconectada (lo que realmente está conectado a la red). Unos pocos informan sobre la capacidad efectiva (ajustada por factores de desempeño). Las diferencias pueden ser sustanciales.
Cuando California informa 5.000 MW de capacidad de almacenamiento y Texas informa 3.000 MW, esas cifras no son directamente comparables sin comprender la metodología de definición subyacente. Los analistas habitualmente se equivocan en esto.
Definiciones corporativas y financieras
Los bancos, las aseguradoras y las agencias de calificación crediticia han desarrollado sus propias definiciones de almacenamiento, a menudo impulsadas por la evaluación de riesgos más que por la precisión técnica.
Los documentos de financiación suelen definir el almacenamiento a través de garantías de rendimiento y curvas de degradación en lugar del tipo de tecnología. A un prestamista le importa si la batería mantendrá el 80% de su capacidad después de 10 años- la química sólo importa en la medida en que afecta esa garantía.
Los marcos ESG incluyen cada vez más el almacenamiento en categorías de energía limpia, pero con diferentes tratamientos. Algunos cuentan las baterías-cargadas en la red como cero-emisiones. Otros requieren carga renovable para calificar. La iniciativa Science Based Targets tiene su propia metodología.
Ninguna de estas definiciones corporativas se alinea perfectamente con las definiciones regulatorias, lo que crea situaciones interesantes cuando un proyecto es "almacenamiento" para fines financieros pero algo más para fines fiscales.
Tecnologías emergentes, definiciones emergentes
La próxima década enfatizará aún más las definiciones existentes.
Almacenamiento por gravedad
(utilizando masas subidas y bajadas en pozos o en pendientes) está entrando en uso comercial. ¿Esto es hidro bombeado sin agua? ¿Una categoría completamente nueva?
01
Almacenamiento de aire líquido
(sistemas criogénicos que comprimen y expanden aire) tiene proyectos de demostración en funcionamiento. Se parece al almacenamiento de aire comprimido pero utiliza una física diferente.
02
Baterías de hierro-airey otros de larga-duración
Las tecnologías electroquímicas están aumentando. Parecen baterías, pero tienen características (tiempos de descarga extremadamente largos, ciclos limitados) que no encajan bien en las clasificaciones de baterías existentes.
03
Sistemas de vehículo-a-red
eventualmente podría proporcionar una capacidad de almacenamiento significativa a través de flotas de vehículos eléctricos. ¿Pero de quién es el almacenamiento? ¿El del propietario del vehículo? ¿La utilidad? ¿El agregador que gestiona la flota?
04
Los marcos de definición existentes asumen categorías que pueden no sobrevivir al contacto con estas tecnologías. Los reguladores se adaptarán. Eventualmente. Probablemente no con gracia.
Entonces, ¿qué significa esto?
Tres conclusiones prácticas:
Primero, cada vez que vea estadísticas de almacenamiento, pregunte qué definición se está utilizando. ¿Placa de identificación versus capacidad efectiva? ¿Clasificación de potencia versus calificación energética? ¿Qué está incluido y excluido? Los números sin contexto definitorio casi no tienen sentido.
En segundo lugar, reconozca que la variación en las definiciones no es sólo confusión-sino que refleja prioridades genuinamente diferentes. Los ingenieros quieren precisión técnica. Los operadores de redes quieren claridad operativa. Los formuladores de políticas quieren categorías administrables. Las instituciones financieras quieren criterios financiables. Estas prioridades no se alinean naturalmente.
En tercer lugar, cabe esperar una fragmentación continua. El mercado de almacenamiento está creciendo demasiado rápido para una armonización regulatoria. California seguirá haciendo cosas de California. La FERC seguirá emitiendo órdenes que otras agencias interpretan de forma creativa. Los enfoques internacionales divergirán aún más.
La pregunta "¿qué es un sistema de almacenamiento de energía?" Resulta que no hay una única respuesta. Eso es frustrante si quieres claridad. Pero también es honesto.