California y Texas dependen cada vez más del almacenamiento para equilibrar la red. Otros estados seguirán.
La energía eólica y fotovoltaica requieren almacenamiento para garantizar el suministro.
«El futuro ya está aquí, pero no se distribuye de forma muy equitativa». Esa observación, del gran escritor de ciencia ficción William Gibson, a menudo proporciona un marco útil para pensar sobre el cambio tecnológico. Ciertamente parece ser relevante para la actual red eléctrica estadounidense en rápida evolución.
Las baterías de iones de litio se consideran desde hace tiempo una tecnología clave para mantener la estabilidad de las redes eléctricas, cada vez más dependientes de la energía solar y eólica. Pero hasta hace poco, se hablaba de este caso de uso más como una perspectiva futura que como una realidad inmediata.
Este año, sin embargo, las baterías conectadas a la red en partes de EE. UU., particularmente California y Texas, han comenzado a desempeñar un papel importante para ayudar a equilibrar el sistema, trasladando la carga de las horas del día en que la carga neta es más pesada a momentos en que la carga neta es más pesada. la carga neta es más pesada. cuando esté más claro.
En gran parte de Estados Unidos, las baterías aún no realizan esa función crucial de cambio de carga. Pero California y Texas están señalando el camino hacia el futuro para otros mercados energéticos en Estados Unidos y otros países del mundo. A medida que crece la participación de la generación renovable variable en el suministro de electricidad, aumenta el valor del almacenamiento en baterías.
California es donde la contribución de los sistemas de almacenamiento en baterías es mayor. En la red CAISO, que abastece a la mayor parte de California, la producción de almacenamiento en baterías alcanzó la semana pasada un nuevo récord de 7,5 gigavatios durante unos minutos alrededor de las 7:40 p.m. el 16 de mayo. En realidad, esto es más alto que la producción récord de energía eólica de CAISO, que alcanzó un máximo de 6,4 GW hace dos años.
La capacidad de almacenamiento estacionario de California se ha disparado en los últimos años, multiplicándose por 20, de 500 megavatios en 2018 a más de 10,3 GW en la actualidad, y se espera que otros 3,8 GW entren en funcionamiento a finales de 2024, según la comisión de energía estatal.
El aumento de la energía solar, que es más productiva a mitad del día y a primera hora de la tarde, ha creado la famosa “curva de pato” de California, con una carga neta menor durante esas horas y mayor después del atardecer. La carga neta en CAISO suele ser negativa y, a principios de este mes, alcanzó un nuevo mínimo histórico de -5,3 GW alrededor de la 1:20 p. m., hora del Pacífico, en la tarde del 5 de mayo.
En esas circunstancias, tiene mucho sentido cargar las baterías durante los períodos de exceso de suministro y descargarlas por la noche. En esos momentos de pico de exceso de oferta, los precios mayoristas de la energía suelen ser negativos.
Los modelos de negocio para el almacenamiento estacionario generalmente se han basado en la provisión de servicios auxiliares, como la regulación de frecuencia, respondiendo rápidamente a las condiciones fluctuantes para mantener la red estable, en lugar de cambiar la carga a lo largo del día. Ahora eso está cambiando.
«En CAISO, definitivamente hemos pasado del almacenamiento que se justifica principalmente para los servicios de red al arbitraje de energía: suavización de la carga neta», dice Chris DaCosta, gerente de investigación de Wood Mackenzie para CAISO y la región Western Grid. .
Un cambio similar está surgiendo en Texas. Al igual que en California, la producción de almacenamiento de baterías en la red ERCOT de Texas alcanzó un nuevo récord este mes, descargando alrededor de 3,2 GW alrededor de las 8 p.m. hora central el 8 de mayo. Al igual que California, Texas ha ido añadiendo nueva capacidad de almacenamiento estacionario a un ritmo rápido. En 2022, se instalarán en Texas alrededor de 1,17 GW de capacidad de producción de baterías. En 2023, era de unos 2,66 GW y este año esperamos que vuelva a aumentar hasta los 3,56 GW.
El almacenamiento es la segunda tecnología más grande en la cola de interconexión de la red en Texas, con el 37% del total a fines del año pasado, solo ligeramente detrás de la energía solar. La capacidad máxima de gas representó sólo el 1% de la cola, y las plantas de ciclo combinado alimentadas por gas sólo el 3%.
Robert Whaley, director de energía norteamericana de Wood Mackenzie, escribió en una nota el año pasado: “El almacenamiento proporciona características únicas que la capacidad de gas no puede duplicar ante una creciente curva de pato en el sistema [de Texas]”.
Las plantas de ciclo combinado alimentadas con gas no pueden mantenerse en reserva para funcionar sólo por las noches, y es posible que las plantas que alcanzan su punto máximo no puedan encenderse lo suficientemente rápido si la producción eólica cae repentinamente.
En gran parte del resto de Estados Unidos, la economía que respalda el cambio de carga aún no se alinea como lo hace en California y Texas. Pero a medida que otras redes se vuelvan más dependientes de la energía solar y eólica, eso cambiará.
La caída de los costos de las baterías de iones de litio también ayudará a respaldar la economía del almacenamiento estacionario, incluso con el aumento de los aranceles a las importaciones de baterías de China anunciado por el presidente Joe Biden la semana pasada. El precio total del sistema de almacenamiento estacionario en Estados Unidos el año pasado fue de unos 320 dólares por kilovatio hora de capacidad. En 2028, esperamos que sea de unos 265 dólares EE.UU./KWh, incluido el impacto de la tarifa.
Hay más reducciones de costos en el horizonte, gracias a los cambios en la química de las baterías. Se informó que el primer gran sistema de almacenamiento de energía de China que utiliza baterías de iones de sodio entró en funcionamiento hace dos semanas. China Southern Power Grid, propietaria de la nueva instalación, dijo que los costos de las baterías de iones de sodio podrían reducirse entre un 20% y un 30% una vez que entren en producción en masa.
Wood Mackenzie espera que el almacenamiento de baterías en EE.UU. crezca más rápido que la energía eólica o solar durante la próxima década. Creemos que las instalaciones anuales de almacenamiento de baterías en los EE. UU., que fueron un poco menos de 9 GW el año pasado, podrían superar los 20 GW en 2030.
Las baterías de iones de litio y sus primas cercanas, las baterías de iones de sodio, están lejos de ser perfectas para los sistemas de almacenamiento de energía. Por lo general, pueden descargarse sólo durante unas pocas horas y son inadecuados para usos que requieren energía confiable durante más tiempo. Los compradores corporativos como Google y Microsoft saben que no pueden confiar en una combinación de almacenamiento de energía eólica, solar y de iones de litio para proporcionar energía limpia las 24 horas del día, los 7 días de la semana. Están analizando una variedad de otras tecnologías, incluida la geotermia mejorada, la energía nuclear avanzada, el hidrógeno con bajas emisiones de carbono y nuevas químicas de baterías.
En última instancia, existe una buena posibilidad de que alguna otra tecnología desarrollada específicamente para el almacenamiento de larga duración, como las baterías de hierro-aire de Form Energy, se convierta en el estándar de la industria.
Pero si bien es posible que las baterías de iones de litio no sean las adecuadas para siempre, son las mejores baterías por ahora. El rápido crecimiento de la industria, liderado por la demanda de vehículos eléctricos, ha ayudado a reducir los costos y ha convertido a las baterías de iones de litio en una solución viable para el almacenamiento estacionario. Eso les da una ventaja en el mercado que las tecnologías competidoras tardarán en cerrar.
El futuro a largo plazo del almacenamiento todavía puede ser difícil de predecir. Pero el futuro a corto y mediano plazo, con un dominio continuo y ventas crecientes de baterías de iones de litio, parece claro.
