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Tema: Quimera: Almacenamiento de energía a gran escala mediante baterías

  1. #1
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    Predeterminado Quimera: Almacenamiento de energía a gran escala mediante baterías

    Demoledora entrada de Roger Andrews en el blog de Energy Matters sobre el mito del almacenamiento a gran escala mediante baterías. El coste que tendría este sistema sería prohibitivo, es totalmente inviable pese a los profetas que afirman lo contrario.

    http://euanmearns.com/the-holy-grail...ttery-storage/

    The Holy Grail of Battery Storage

    Posted on August 18, 2016 by Roger Andrews

    A recent Telegraph article claims that storage battery technology is now advancing so fast that “we may never again need to build 20th Century power plants in this country, let alone a nuclear white elephant such as Hinkley Point” and that the “Holy Grail of energy policy” that will make this solution economically feasible – a storage battery cost of $100/kWh – will be reached in “relatively short order”. This brief post shines the cold light of reality on these claims by calculating battery storage costs based on the storage requirements for specific cases estimated in previous Energy Matters posts. It is found that installing enough battery storage to convert intermittent wind/solar generation into long-term baseload generation increases total capital costs generally by factors of three or more for wind and by factors of ten or more for solar, even at $100/kWh. Clearly the Holy Grail of energy policy is still a long way off.

    First a simple calculation. $100/kWh = $100,000/MWh = $100 million/GWh = $100 billion/TWh. If everyone is happy with this we can proceed. (Note that all the costs listed in this post are in US dollars unless otherwise specified).

    In the Is large-scale energy storage dead? post I presented this graph:



    The procedures used to estimate these storage requirements are described in these posts:

    - Large scale grid integration of solar power – many problems, few solutions
    - Hinkley Point C or solar, which is cheaper?
    - Estimating storage requirements at high levels of wind penetration

    Multiplying the storage capacities shown in the Figure by $100 billion/TWh gives the following battery installation costs. Wind and solar installed costs (both estimated at $2,000/kW) are from IRENA :

    Battery storage needed to convert Germany’s 2013 solar generation to baseload: $800 billion, about 13 times the $66 billion cost of installing the ~33GW of solar capacity involved.

    Battery storage needed to convert solar generation equal to a year of Hinkley nuclear generation to baseload: $700 billion, about 28 times the ~$25 billion cost of the Hinkley plant.

    Battery storage needed to convert solar + wind generation equal to a year of Hinkley nuclear generation to baseload: $350 billion, about 14 times the cost of the Hinkley nuclear plant.

    Battery storage required to convert one month of UK wind generation to baseload: up to $500 billion, over twice the $200 billion cost of the ~100GW of wind capacity involved.
    (Note 1: storage requirements for a complete year would likely be significantly higher. Note 2: the lower-storage options discussed in the “estimating storage requirements” post are achieved by increasing wind capacity and curtailing large amounts of wind power.)
    I added a small project– Gorona Del Viento – to round the estimates off. During its first year of operation GdV generated only about half the wind energy needed to fill El Hierro annual demand, but had it generated 100% of it then 10GWh of storage would have been required to store the wind surpluses for re-use in windless periods. The cost of installing this much battery storage is $1 billion, approximately ten times the €82 million euro project capital cost.

    And how good are my storage estimates? Well, the late Sir David Mackay, at the time DECC’s Chief Scientific Adviser, confirmed some of them in a comment on the “estimating storage requirements” thread:

    Your calculations agree with my back-of-envelope estimates. In SEWTHA Ch 26 I said “imagine we had 33 GW of wind capacity, delivering on average 10 GW”; I reckoned that ballpark of 1000 GWh of storage would be needed ….
    Mackay’s estimate gives a ballpark battery cost of $100 billion, not quite twice the $66 billion cost of installing his 33MW of wind power but again well in excess of it.

    Clearly large-scale battery storage will remain uneconomic even at the Holy Grail price of $100/kWh. So why do battery companies, research institutes and greens claim the opposite? Because they assume that the intermittency problem can be solved simply by installing enough storage to balance daily load fluctuations. A large amount of storage isn’t necessary to do this, and $100/kWh batteries might indeed be able to supply it without breaking the bank. But they ignore the much larger amounts of storage that are needed to keep the electricity coming during extended windless periods and/or to flatten out seasonal variations in solar output. Why? I see two possible explanations. First, they are being carried along in a wave of visionary enthusiasm and haven’t recognized it as a problem; second, they know about it but don’t want to tell anyone because it might spell the death of large-scale storage battery research, and ultimately maybe the death of intermittent renewables too.
    Última edición por F. Lázaro; 23-ago-2016 a las 00:25
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  2. 1 usuario te da las Gracias por el Mensaje:

    Jonasino (22-ago-2016)

  3. #2
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    Predeterminado

    Que números tan disparatados tomados de proyectos pilotos y en situaciones de mix no combinados. Esto sería como ver proyecciones de la tecnología solar en el año 2000. No borréis el hilo que en el tiempo dará que hablar. A este señor le gusta hacer la cuenta de la vieja. Suponer que el respaldo sólo se hará con almacenamiento de energía a gran escala mediante baterías, es el primer error.

  4. #3
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    Predeterminado

    Como ya se habia comentado, ya podemos empezar a renovar las estimaciones previas:

    El coste de las baterías se reducirá en un 50% en los próximos dos años

    Por Laura Ojea - 05/12/2016

    Uno de los elementos básicos para un cambio de modelo energético es el desarrollo y uso masivo de las baterías. El almacenamiento de la energía es el Santo Grial para la revolución del vehículo eléctrico o para asentar definitivamente la fotovoltaica y otras renovables como fuente principal del mix energético. Sin embargo, su todavía alto coste frena el esperado acelerón.

    Por eso es importante saber cuál es el potencial de reducción de costes de las baterías a medio plazo. La AIE, en su informe Global EV Outlook 2016, señala que desde 2008 el coste de las baterías se ha divido por cuatro, mientras que la densidad de las mismas -para almacenar energía- se ha multiplicado por cinco. Y aún así es insuficiente.

    “La fotovoltaica necesitará del almacenamiento energético y existe un gran potencial de reducción de costes de las baterías, su trayectoria se empieza a parecerse a la de los paneles”, confirma Patricio Peral, director de Desarrollo de Negocio de Albufera Energy Storage, en un debate organizado en el III Foro Solar de UNEF.

    “No hay duda que el almacenamiento sufre mucha presión de costes para ser un sector relativamente nuevo y no solo hay que contar el coste de fabricación, también hay que incluir el de mantenimiento y el de desmantelamiento”, añade Jesús Collantes, presidente de Hydraredox Iberia, “por eso habrá una fuerte reducción de costes a medio plazo, incluso se habla de una reducción del 50% en los próximos años para las baterías entre parámetros de 5kW y 50 MW”.

    “El principal factor para conseguir ese abaratamiento es la economía de escala, cuando las baterías entren en el proceso productivo se reducirán los gastos en mano de obra, se reducirán los consumos energéticos en la fabricación y los precios de los materiales y componentes”, explica David Rivas, técnico del Departamento de Integración en Red de Energías Renovables (IRE) de CENER, “sin embargo, como consecuencia negativa, al aumentar las necesidades de litio para la fabricación, al ser un material no abundante en la naturaleza, podría encarecerse su precio, pero si se ponen en marcha herramientas de reciclaje o se buscan otras alternativas se conseguiría atenuar ese incremento”.

    ¿Por qué se habla solo del ion-litio? Todos los expertos consideran que hasta ahora la tecnología ion-litio es la forma más eficaz de almacenar energía teniendo en cuenta la capacidad, estabilidad y longevidad pero “se están buscando nuevos materiales para nuevas baterías cuyo objetivo es que sean más baratas aunque están en fase de desarrollo, su potencial de desarrollo es todavía muy aventurado y hay saber cuál es el sistema de almacenamiento más adecuado para cada tecnología”, añade David Rivas, “se investigan baterías de hierro, cobre, zinc, de aluminio, de magnesio, de grafeno… e incluso alguna similar a la de ion-litio pero con sodio, con un potencial de reducción enorme porque son materiales más baratos de fabricar”.

    Para el experto, “en una economía de escala, el objetivo de coste es de 200-300 euros por kWh en Capex-Opex, pero se puede optimizar aún más en el uso y también hay que pensar en el coste de la energía que la batería devuelve”. Y a medio-largo plazo será mayor: “en 5 o 10 años se reducirá el coste entre el 80 y el 90%”, concluye Juan Fraga, director de Negocio Internacional de Wynnertech.

    “No cabe duda que comienza ahora otra visión de la fotovoltaica”, señala Ernesto Macías, Country Manager de España de Solarwatt, “es un modelo y un mercado dirigido a clientes que no solo quieran consumir renovables más almacenamiento por una cuestión económica sino por su conciencia del cambio climático y que quieran gestionar su energía de forma inteligente”.
    Referencia: http://elperiodicodelaenergia.com/el...imos-dos-anos/
    Última edición por termopar; 05-dic-2016 a las 12:28

  5. #4
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    Predeterminado

    La ‘Champions’ del almacenamiento se juega en California

    Por José A. Roca - 02/02/2017

    En los últimos días California ha visto cómo cuatro grandes sistemas de almacenamiento se han conectado a la red. En total 77,5 MW, protagonizados por Greensmith, Tesla y AES. Esta última reclama para sí el título del mayor sistema de almacenamiento del mundo de baterías de ion-litio por su sistema de 30 MW en Escondido, en el Sur de California. Los sistemas se han desarrollado para corregir los problemas de Southern California Edison en Aliso Canyon, y todos se han realizado en un tiempo récord.

    Las tres compañías han celebrado esta semana la finalización de sus proyectos de almacenamiento a gran escala con baterías de ion-litio, que se han conectado a la red para hacer frente a la escasez de energía generada tras la fuga de gas de Aliso Canyon, justo seis meses después de que los reguladores emitieran la oferta de almacenamiento de emergencia.

    Tesla ha inaugurado oficialmente un sistema de almacenamiento de 20 MW / 80 MWh en el sur de California, compuesto de 396 sistemas de baterías Powerpack y 24 inversores. Se trata de uno de los mayores sistemas de almacenamiento conectados a la red hasta la fecha.

    Los sistemas Tesla Powerpack se basan en la tecnología de baterías de iones de litio de Panasonic, los cuales son producidos en colaboración con Tesla. Debido a un sistema modular, el proyecto de la batería está conectado a dos circuitos diferentes en la subestación de Mira Loma de la eléctrica Southern California Edison (SCE).

    Este uno de los tres sistemas de almacenamiento que SCE ha contratado como consecuencia de la fuga de gas de Aliso Canyon. La fuga, de meses de duración, durante el invierno de 2015-2016 supuso la pérdida de 97.000 toneladas métricas de metano y diezmó las instalaciones de almacenamiento de gas natural de SCE en Aliso Canyon.

    La situación creada impedía a SCE suministrarse de gas natural durante los períodos de máxima demanda, con el consiguiente riesgo de seguridad y fiabilidad en el suministro eléctrico. En mayo del año pasado el regulador de California ordenó a SCE adquirir rápidamente capacidad de almacenamiento de energía a gran escala.

    Tesla ganó el proyecto de Mira Loma en septiembre y SCE informa de que el sistema de 80 MWh de Tesla se ha realizado en tan solo 88 días. Ni SCE ni tampoco el fabricante de vehículos y la baterías eléctricas han contado cuándo se encargó exactamente el proyecto, pero Greensmith ha afirmado que ellos han conectado a la red el primero de los tres proyectos encargados.

    El proyecto de AES en Escondido es un 50% más grande en capacidad que el sistema desarrollado por Tesla en la subestación de Mira Loma del Sur de California, pero no ha recibido la cobertura infomativa que el de Tesla. Pero este no es el único sistema de baterías que AES ha encargado, ya que la compañía puso en línea una matriz de 7,5 MW en El Cajon. Ambos sistemas se basan en el sistema Advancion AES ‘, que se puede trabajar con múltiples tecnologías de baterías.

    En conjunto, en estos días se han inaugurado 77,5 MW de almacenamiento en el sur de California. Esto equivale a casi el 30% de la totalidad de la capacidad de almacenamiento de energía, que GTM Research estimó que se había desplegado en Estados Unidos en 2016.

    San Diego Gas & Electric Company (SDG & E) es propietaria de los proyectos de Escondido y El Cajon, que AES dice que permitirán no sólo la integración de más energía renovable, sino una red más inteligente y más fiable. Los problemas de fiabilidad han sido altos en California después de la fuga de gas de Aliso Canyon, que afectó el suministro de combustible de la eléctrica Southern California Edison para las plantas utilizadas para satisfacer la demanda pico.

    Como tales, estos arreglos serán una demostración a gran escala de la capacidad de las baterías de almacenamiento para reemplazar las plantas de gas natural para satisfacer la lo picos de demanda eléctrica.
    Referencia: http://elperiodicodelaenergia.com/la...en-california/

    Y según tengo entendido GM ya tiene precios para baterías de automóviles en los 145€/kWh, y Tesla dice que para el 2020 sus baterías estarán en los 80 €/kWh
    Última edición por termopar; 02-feb-2017 a las 18:27

  6. #5
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    Cita Iniciado por termopar Ver Mensaje
    Tesla dice que para el 2020 sus baterías estarán en los 80 €/kW
    ¿kW qué? Porque no es lo mismo 1 mSv/h que 1 mSv/año... a ver si ponemos bien las unidades.

    Si para 2020 el precio de esas baterías es de 80€/KWh, quiere decir que para poder almacenar la producción de Almaraz durante un solo día habría que gastarse en baterías algo más de 4.000 mill. de euros, eso sin sumar el coste del edificio donde estarían alojadas, la instalación eléctrica, el acoplamiento de todas las baterías, reguladores y resto de equipos asociados. Con lo que costarían las baterías para almacenar la producción de dos días, te construyes una central nuclear nueva.

    En fin, que como reza el título del hilo... el almacenamiento de energía a gran escala mediante baterías es pura quimera.
    Última edición por F. Lázaro; 02-feb-2017 a las 17:53
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    Jonasino (02-feb-2017)

  8. #6
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    Predeterminado

    kwh, pero a lo que me refiero es que siguen bajando y bajando y no se quedarán ahí. no creo que los californianos, ingleses o alemanes no hayan hecho ya las cuentas, y son los que están pensando en este tipo de instalaciones.

    Y si hay instalaciones ya en funcionamiento, no son una quimera. Para estabilizar la red, desde luego ya sirven.
    Última edición por termopar; 31-mar-2017 a las 09:56

  9. #7
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    Predeterminado A Tesla le sale un duro rival en Australia: Lyon Group construirá la mayor planta de almacenamiento fotovoltaico del mundo

    Promotor privado, nada de subvenciones, nada de quimeras. Pues parece que le están quitando poco a poco la razón al sr. Andrews y sus acólitos, y como era de esperar, poco han durado sus pronósticos.


    A Tesla le sale un duro rival en Australia: Lyon Group construirá la mayor planta de almacenamiento fotovoltaico del mundo


    Por José A. Roca - 31/03/2017

    El desarrollador de proyectos de energía renovable australiano, Lyon Group, acaba de anunciar que en los próximos meses iniciará la construcción del proyecto Riverland Solar Storage en Australia del Sur, una instalación que será la mayor planta de almacenamiento fotovoltaico del mundo y el mayor parque solar de Australia.

    El desarrollador del proyecto, que supondrá una inversión de 1.000 millones de dólares australianos (algo más de 700 millones de euros), señaló que la planta incluirá 330MW de energía solar fotovoltaica y un sistema de almacenamiento en baterías de 100 MW / 400MWh, comenzará a ser operativo a finales de este año.

    “Riverland Solar Storage será la mayor planta solar de Australia con 3,4 millones de paneles solares y también incluirá 1,1 millones de baterías”, dijo David Green, socio de Lyon Group en el lanzamiento del proyecto.

    Los planes de Lyon para construir una planta solar sin precedentes en Australia del Sur se dieron a conocer por primera vez en septiembre del año pasado, junto con los planes para construir otro proyecto de un mínimo de 100 MW de energía solar fotovoltaica combinada con 100MWh de almacenamiento -suministrado por AES– cerca de Roxby Downs.

    Green dijo que el proyecto, denominado Kingfisher Solar Storage, también iniciará la construcción en 2017, ahora con 120 MW de energía solar y 200 MWh de almacenamiento. Ambos sistemas de almacenamiento serán mayores que cualesquiera de los que ya operan en el mundo.

    Green también subrayó que ambos proyectos se llevarían a cabo, independientemente del resultado de la oferta de almacenamiento a gran escala del gobierno de Australia del Sur, aunque supondría influir en la configuración de almacenamiento final de los proyectos en términos de equilibrio entre la optimización de la seguridad de la red y la obtención de ingresos comerciales.

    Parte de esta confianza radica en el acuerdo que Lyon suscribió en febrero con el grupo inversor estadounidense Magnetar Capital , mediante el cual la empresa con sede en Illinois realizó una inversión en Lyon Group para apoyar el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala en Australia, una cartera de proyectos que incluye más de 1,7 GW de fotovoltaica conectada a la red y de 1 GW de almacenamiento para el año 2020.

    “Nuestros proyectos cuentan con el 100% de financiación, la tecnología y otros acuerdos comerciales están en orden, el análisis de capacidad de la red y las conversaciones con los propietarios de redes están muy avanzadas, y la consulta y las aprobaciones de desarrollo han comenzado”, dijo Green.

    Lyon Group estuvo acompañado en el anuncio por sus socios y aliados energéticos estadounidenses, el gigante del almacenamiento AES Energy Storage, proveedor de almacenamiento de energía a escala mundial, y su contratista EPC Downer.

    “Lyon y sus socios llevan mucho tiempo trabajando con gobiernos, organismos de mercado y compañías eléctricas. Podemos suministrar energía fiable y flexible para satisfacer la punta de la demanda durante el verano en Australia del Sur”, dijo Green.

    “Las energías renovables a gran escala y la tecnología en baterías de almacenamiento a gran escala desempeñarán un papel central para mantener estable nuestro sistema eléctrico, reducir los precios y también las emisiones. En este momento, Australia del Sur está a la vanguardia de una transición energética mundial incontenible”, concluyó Green.
    Referencia: http://elperiodicodelaenergia.com/a-...ico-del-mundo/

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