Para el almacenamiento a corto plazo en una red 100% renovable, el almacenamiento de energía térmica ubicado en plantas de concentración de energía solar podría competir con las baterías, según un nuevo estudio que utiliza un modelo de red idealizado. Las necesidades de almacenamiento estacional podrían satisfacerse mejor con la tecnología power-to-gas-to-power.
La concentración de energía solar(CSP) más el almacenamiento de energía térmica(TES) (CSP+TES) podría ser competitiva en costos con el almacenamiento en baterías para lograr una red 100 % renovable de bajo costo, según descubrieron los investigadores.
Para el almacenamiento estacional, power-to-gas-to-power tuvo costos más bajos que CSP+TES. Los investigadores utilizaron un modelo simple de la red que supuso una transmisión sin pérdidas en todo el territorio de los Estados Unidos. Dijeron que sus resultados podrían guiar estudios futuros utilizando modelos más detallados y esperaban que un modelo que representara la transmisión de manera realista no alteraría fundamentalmente los roles relativos de las tecnologías de generación y almacenamiento que evaluaron. El estudio fue publicado en la revista Advances in Applied Energy.
Con CSP, refleja la luz solar directa en receptores que contienen un fluido de transferencia de calor, y el calor se usa para hacer funcionar una turbina de vapor. Agregar almacenamiento de energía térmica permite generar electricidad más tarde.
La CSP por sí sola cuesta más que la energía solar fotovoltaica, y cuando los investigadores ejecutaron el modelo sin TES, no seleccionaron CSP. Pero TES cuesta menos que el almacenamiento en baterías, y cuando TES se agrega a CSP, la combinación de tecnologías se vuelve competitiva con las baterías, según el estudio. El ahorro de costos del sistema al agregar CSP+TES a un sistema con baterías fue leve, de solo US$0.07/kWh.
Para una mayor aceptación de la tecnología combinada, las reducciones de costos para CSP serían más importantes que las reducciones de costos para TES. Sin embargo, las reducciones de costos en curso para las baterías, según lo proyectado por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), contrarrestarían una mayor adopción de CSP+TES.
Con la tecnología power-to-gas-to-power (PGP), la energía renovable se utiliza para generar hidrógeno a partir del agua mediante electrolizadores. Posteriormente, el hidrógeno se usa para generar electricidad utilizando celdas de combustible, en el enfoque modelado por los investigadores.
Las necesidades de almacenamiento estacional en una red 100% renovable se cubrieron con una capacidad de almacenamiento PGP que alcanzó los 89.000 GWh, mostró el modelo. El almacenamiento a corto plazo, normalmente con ciclos diarios, se cumplió con mucha menos capacidad: 620 GWh de capacidad de almacenamiento de energía térmica, que suministra el 0,6 % del suministro total de electricidad, y 350 GWh de capacidad de almacenamiento de batería.
La respuesta de la demanda se representó en el modelo al permitir que el sistema suministre menos que el perfil de uso histórico “pagando un costo alto”. Los esfuerzos para aumentar la flexibilidad de la demanda “podrían minimizar el valor” de CSP+TES, dijeron los autores.
Cuando se permitieron unidades de gas metano en porcentajes variables de generación, en un análisis de sensibilidad, el modelo seleccionó baterías cuando la generación de gas metano se redujo al 5 %, seleccionó PGP con gas metano al 2 % o menos y seleccionó CSP+TES con gas metano. en o por debajo del 0,1%.
El artículo de acceso abierto presenta todos los elementos de costo para las tecnologías de generación y almacenamiento consideradas. Se titula “El papel de la energía solar concentrada con almacenamiento de energía térmica en sistemas eléctricos altamente confiables y de menor costo totalmente alimentados por energía renovable variable”.
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