Los operadores de red llevan años invirtiendo dinero en el problema del almacenamiento y los resultados están por todos lados. Algunos mercados ven que las instalaciones crecen más rápido de lo que nadie predijo, mientras que otros no pueden obtener permisos para los proyectos a pesar de las necesidades obvias.
El desajuste entre generación y carga no es nuevo. La energía solar no produce nada por la noche, el viento muere durante los períodos de calma y alguien tiene que mantener las luces encendidas de todos modos. Los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala siguen posicionándose como la solución, pero los patrones de implementación sugieren que los requisitos económicos y técnicos varían enormemente dependiendo de las condiciones locales.
¿Por qué implementar sistemas de almacenamiento de energía a gran escala?
No hay una respuesta. La regulación de frecuencia necesita tiempos de respuesta de milisegundos. El arbitraje energético requiere horas de duración. La reducción de picos exige patrones de ciclo diferentes a los de la energía de respaldo. Los operadores de redes necesitan herramientas que puedan manejar múltiples requisitos, y las plantas de energía tradicionales lo proporcionaron a través de características inherentes que las baterías deben replicar mediante software y controles.
China instaló más de 16 GW de almacenamiento a escala-de nueva red solo en 2023. Esa cifra eclipsa lo que Europa y América del Norte juntas lograron implementar. La brecha refleja ventajas de fabricación, apoyo político agresivo y menores barreras regulatorias para la conexión a la red. Sigue siendo cuestionable si otras regiones pueden cerrar esa brecha, dado lo arraigadas que se han vuelto esas ventajas.
La reserva de energía Hornsdale de Tesla en el sur de Australia entró en funcionamiento en 2017 con una capacidad de 100 MW / 129 MWh y se amortizó en aproximadamente tres años según los informes del operador de https://arena.gov.au. Pero ese proyecto se benefició de condiciones de mercado específicas en Australia del Sur que no existen en todas partes - alta volatilidad de los precios mayoristas, interconectores obsoletos y requisitos de regulación de frecuencia que valoraban los tiempos de respuesta rápidos más que la duración.
Compensaciones entre duración y densidad-
Las baterías-de iones de litio te ofrecen 2-4 horas de descarga a potencia nominal. La densidad de energía se sitúa en torno a 250-340 Wh/kg para las químicas actuales. Esas especificaciones funcionan bien para servicios de frecuencia y ciclos diarios, pero se quedan cortas cuando se necesita almacenamiento estacional o capacidad de respaldo de varios días.
Una eficiencia de ida y vuelta- del 85 % al 95 % suena bien hasta que se tiene en cuenta la degradación a lo largo de una vida útil de los proyectos de 15 a 20 años. La disminución de la capacidad no es lineal, las cargas auxiliares consumen la energía disponible y la gestión térmica consume energía que no aparece en las cifras principales de eficiencia.
La energía hidroeléctrica de bombeo sigue representando más del 90% de la capacidad de almacenamiento global y lo seguirá siendo durante décadas. Estas instalaciones operan durante 50+ años con una degradación mínima, pueden descargar durante 6 a 20 horas dependiendo del tamaño del yacimiento y tienen características de rendimiento predecibles. Sin embargo, la geografía limita el lugar donde se pueden desarrollar nuevos sitios y la obtención de permisos lleva años cuando surgen preocupaciones ambientales.
La dinámica de costos no es sencilla
Los precios de los paquetes de baterías colapsaron desde alrededor de $1100/kWh en 2010 hasta menos de $140/kWh en 2023, según el seguimiento de Bloomberg en https://bnef.com - esa trayectoria transformó la economía de los proyectos en múltiples mercados. Pero los costos de los materiales crean precios mínimos que la escala de fabricación por sí sola no puede superar.
Los precios del litio se dispararon drásticamente en 2022 antes de retroceder ligeramente. Las cadenas de suministro de níquel y cobalto enfrentan sus propias limitaciones. La suposición de que los costos seguirán disminuyendo a tasas históricas no se sostiene cuando la disponibilidad de materia prima se convierte en la limitación vinculante en lugar de la eficiencia de la producción.
Algunos mercados ahora ven que el almacenamiento compite con los picos de gas por razones puramente económicas y sin subsidios. Otros todavía necesitan pagos por capacidad u otros mecanismos para cerrar las brechas de financiamiento. La diferencia entre estos resultados depende de los precios locales de la electricidad, los niveles de penetración de las energías renovables, las limitaciones de la transmisión y la combinación de generación existente en formas que no se reducen a fórmulas simples.
Los códigos de red no fueron diseñados para instalaciones de baterías de 300 MW que pueden activar 600 MW en el sistema en segundos al cambiar de carga a descarga. Los operadores de transmisión tuvieron que reescribir esquemas de protección y procedimientos operativos. Algunas regiones se adaptaron rápidamente. Otros crearon cuellos de botella que retrasaron los proyectos durante años a pesar de que la economía era viable.
El software importa más de lo que la gente cree
Los algoritmos de control hacen o deshacen los proyectos de almacenamiento a escala-de servicios públicos. Optimizar los ciclos de carga/descarga, gestionar la degradación, participar en múltiples servicios del mercado simultáneamente, coordinarse con los operadores de la red - la sofisticación de estos sistemas determina si los proyectos cumplen con las proyecciones financieras. Varias de las primeras instalaciones tuvieron un rendimiento inferior porque las estrategias de control no eran adecuadas para la complejidad que enfrentaban.
La acumulación de ingresos parece sencilla hasta que te encuentras con reglas de mercado que prohíben contar la misma capacidad varias veces o participar en múltiples mercados simultáneamente. Un sistema físicamente capaz de proporcionar varios servicios puede estar limitado contractual o reglamentariamente a monetizar sólo uno o dos. Estas limitaciones varían dramáticamente entre jurisdicciones y cambian a medida que los reguladores descubren cómo manejar los recursos de almacenamiento que no se ajustan a las categorías tradicionales de generación o carga.
Las tecnologías alternativas siguen luchando por ganar terreno
Las baterías de flujo, el almacenamiento de aire comprimido y el almacenamiento de energía en aire líquido - estas alternativas se discuten constantemente como soluciones para una mayor duración a un menor costo por MWh. Sin embargo, las cifras de despliegue siguen siendo pequeñas.
Highview Power puso en marcha una instalación de aire líquido de 50 MW/250 MWh en el Reino Unido durante 2022, como se documenta en https://highviewpower.com, lo que representa una de las pocas alternativas-a escala comercial más allá de los iones de litio-y la energía hidráulica de bombeo. Si esto indica una adopción más amplia o sigue siendo una aplicación de nicho depende de trayectorias de costos que aún no se han materializado.
Existe un desacuerdo fundamental sobre los requisitos de duración. ¿Cuánto almacenamiento de 8+ horas necesita la red en comparación con sistemas de menor-duración más recursos complementarios? Estudios de diferentes organizaciones llegan a conclusiones contradictorias sobre los requisitos de almacenamiento para escenarios de alta penetración de energías renovables, con diferenciales que reflejan suposiciones sobre la flexibilidad de la demanda, la expansión de la transmisión y la capacidad continua de combustibles fósiles más que un análisis técnico.
Los bancos se están sintiendo cómodos con los proyectos de almacenamiento a medida que crecen los historiales operativos, aunque los términos de financiación varían considerablemente. Algunos mercados tienen contratos estandarizados y precedentes establecidos. Otros tratan cada proyecto como una evaluación de riesgos única que requiere una diligencia debida personalizada. Los costos de seguro por riesgo de incendio de baterías disminuyeron a medida que mejoraron los sistemas de seguridad, pero siguen siendo una partida que afecta los cálculos de viabilidad.
La cartera de desarrollo muestra que las instalaciones cada vez más grandes de - 500 MW que habrían parecido poco realistas hace una década son rutinarias ahora, y proyectos de escala de 1 GW-se encuentran en etapas de planificación. Esta ampliación aporta reducciones de costes por-MW a través de la estandarización y la infraestructura compartida, al tiempo que concentra el riesgo de confiabilidad de la red en puntos únicos. Que esa compensación-tenga sentido depende de su visión de la confiabilidad de la tecnología y los requisitos de redundancia de la red.
Las limitaciones del sector manufacturero afectan más de lo esperado
La capacidad de las fábricas de células y sistemas creció sustancialmente, pero las cadenas de suministro siguen tensas durante los aumentos repentinos de la demanda. Los plazos de entrega para los componentes principales se extienden a 12-18 meses. La escasez de materiales provocó retrasos en los proyectos que no tuvieron nada que ver con la preparación tecnológica o la disponibilidad de financiación.
China produce más del 75 % de la producción mundial de células de iones de litio-. Esa concentración crea ventajas de costos a través de la escala y también vulnerabilidades de la cadena de suministro dependiendo de las perspectivas geopolíticas. Otras regiones están invirtiendo capital en la producción nacional, pero ponerse al día lleva tiempo cuando la experiencia en fabricación importa tanto como la inversión de capital.
Las consideraciones de resiliencia climática influyen en el despliegue del almacenamiento más allá de los beneficios de la integración de las energías renovables. La tormenta invernal de Texas de 2021 demostró cómo la generación convencional puede dejar de estar disponible exactamente cuando más se necesita. El almacenamiento proporciona una capacidad de respaldo que es difícil de cuantificar en las métricas de confiabilidad tradicionales, pero que es cada vez más valorada por los reguladores y las empresas de servicios públicos que se enfrentan a aumentos de frecuencia de condiciones climáticas extremas.
La evolución de la tecnología supera la adaptación del marco regulatorio. Lo que tenía sentido para la planificación de la red hace cinco años no refleja las capacidades ni los costos actuales. Esta brecha crea oportunidades para proyectos que pueden avanzar rápidamente mientras las empresas de servicios públicos establecidas trabajan a través de ciclos de planificación y procesos de aprobación más largos que no fueron diseñados para recursos de almacenamiento.
La trayectoria del sector sugiere que el rápido crecimiento continuará, aunque la distribución entre regiones y aplicaciones sigue siendo desigual. Las capacidades técnicas se han puesto al día en gran medida con los requisitos -, la economía y los marcos regulatorios ahora determinan las tasas de implementación más que la preparación tecnológica.
La participación en el mercado se complica rápidamente
Los diferentes mercados mayoristas de electricidad tienen reglas diferentes sobre cómo puede participar el almacenamiento y qué servicios cuentan para las obligaciones de capacidad. PJM trata el almacenamiento de manera diferente a CAISO, que utiliza estructuras diferentes a las de ERCOT. Los proyectos deben comprender el diseño del mercado local antes de finalizar las especificaciones técnicas porque lo que funciona en un mercado puede no ser óptimo en otro.
Los mercados de servicios auxiliares generan ingresos significativos en algunas regiones, pero apenas existen en otras. El valor de la regulación de frecuencia varía según las características de la red, la composición de la flota de generadores existente y los niveles de penetración de energías renovables. Un proyecto que tiene sentido en una interconexión puede tener dificultades para implementarse a 200 millas de distancia bajo un operador de red diferente con reglas de mercado diferentes.
Las colas de interconexión están abarrotadas de proyectos de almacenamiento que esperan estudios de impacto en la red y asignaciones de costos de actualización. Los tiempos de espera se prolongan hasta años en algunas regiones. Mientras tanto, la tecnología sigue mejorando y los costos siguen cayendo, lo que significa que los proyectos que entraron en cola hace dos años pueden necesitar rediseños para incorporar equipos más nuevos y más baratos cuando obtengan la aprobación para interconectarse.
El apoyo a las políticas varía enormemente
Los créditos fiscales a la inversión transformaron la economía de los proyectos en algunas jurisdicciones. Otras regiones dependen de mercados de capacidad o mandatos de energía renovable que incentivan indirectamente el almacenamiento. En unos pocos lugares no se ha hecho casi nada-en materia de políticas, pero todavía se implementa porque los fundamentos del mercado funcionan sin subsidios.
La durabilidad del apoyo político importa tanto como su generosidad. Los inversores necesitan confiar en que los marcos no cambiarán drásticamente a mitad de la vida útil de los proyectos de 20 años. Los cambios de política retroactivos en algunos mercados europeos asustaron a los desarrolladores y ralentizaron el despliegue durante años, incluso después de que finalmente se implementaran marcos más estables.
Las políticas-a nivel estatal en EE. UU. crean un mosaico de requisitos e incentivos que dificultan las estrategias de desarrollo a escala nacional-. Los agresivos mandatos de almacenamiento de California impulsaron la implementación temprana, pero crearon cuellos de botella en la cadena de suministro a medida que los desarrolladores competían por una capacidad de fabricación limitada. Otros estados avanzaron más lentamente y se beneficiaron de las lecciones aprendidas y de una mejor disponibilidad de tecnología.
Los procesos de planificación de la transmisión deben actualizarse para tener en cuenta las capacidades de almacenamiento. La planificación tradicional suponía que los recursos de generación permanecían en ubicaciones fijas, pero las baterías se pueden implementar casi en cualquier lugar con conexión a la red. Esta flexibilidad crea valor que los planificadores de transmisión no han descubierto completamente cómo incorporar en sus modelos y análisis de costos-beneficios.
Las decisiones de implementación detrás{0}}del-medidor frente a-frente-medidor implican diferentes grupos de partes interesadas, estructuras financieras y supervisión regulatoria. Algunas aplicaciones claramente pertenecen a una categoría, pero muchas podrían ir en cualquier dirección dependiendo de los modelos de propiedad y las estrategias de optimización de ingresos. La división entre estos modos de implementación cambia a medida que los mercados evolucionan y las regulaciones cambian.
Los requisitos de seguridad contra incendios siguen revisándose a medida que se acumula más experiencia operativa. Las primeras instalaciones utilizaban sistemas de gestión térmica más simples que resultaron inadecuados en ciertos modos de falla. Los proyectos más nuevos incorporan múltiples sistemas de seguridad redundantes que agregan costos pero reducen las primas de seguros y el escrutinio regulatorio. El punto de equilibrio entre el gasto en seguridad y el riesgo aceptable sigue cambiando a medida que la industria madura.