Ese momento - viendo cómo los precios subían en las pantallas comerciales mientras las tuberías estallaban en todo el estado - cristalizó algo sobre lo que había estado dando vueltas durante un tiempo. El almacenamiento a escala grid-ya no se trata de tecnología. Se trata de si estamos dispuestos a admitir que la forma en que hemos gestionado las redes eléctricas durante un siglo ya no funciona.
El desastre de California (y cómo lo cambió todo)
Retrocedamos. 2000 y en 2001, California sufrió apagones continuos. Ni una ni dos - docenas de veces. La gente se quedó sin electricidad, los semáforos se apagaron y los hospitales cambiaron a generadores. Las investigaciones oficiales culparon a Enron de la manipulación del mercado, lo cual era cierto, pero esa no era toda la historia. El verdadero problema era más profundo. La red de California se diseñó en torno a plantas de combustibles fósiles que se podían controlar. ¿Necesitas más potencia? Quema más gasolina. ¿Cae la demanda? Moderar la marcha. Simple.
Excepto que dejó de ser simple en el momento en que la generación renovable empezó a importar. Y no me refiero a los paneles solares simbólicos que alguna empresa de servicios públicos instaló para PR en los años 90. Capacidad real. Gigavatios.
Estuve en una conferencia en San Diego - debe haber sido 2014 o 2015 - donde un ingeniero ISO de California mostró lo que llamaron la "curva pato". La habitación quedó en silencio. El gráfico mostraba que la carga neta (demanda total menos la energía solar) caía al mediodía cuando la energía solar alcanzaba su punto máximo y luego se disparaba al atardecer. Esa velocidad de rampa - que pasó del mínimo al máximo en quizás 3 horas - rompió el funcionamiento de las operaciones de la red. Se necesitaría mantener las plantas de gas funcionando en modo de espera toda la tarde sólo para soportar el aumento repentino de la noche. Caro, ineficiente y fundamentalmente estúpido.
Un tipo en la parte de atrás preguntó: "¿No podemos simplemente reducir la energía solar?" El ingeniero hizo una pausa. "Podríamos. O podríamos encontrar el almacenamiento".
Almacenamiento. Bien.
Qué significa realmente "escala-cuadrícula" (nadie está de acuerdo)
Barra lateral rápida - ¿Qué es el almacenamiento a escala de red-? Pregúntele a cinco personas y obtenga seis respuestas. El consenso general es algo superior a 1 megavatio, pero me he sentado en paneles de conferencias donde la gente discutió sobre esto durante veinte minutos. ¿Importa más la aplicación que la capacidad? Si tienes 500 kilovatios dando servicio a una subestación crítica, ¿eso cuenta?
Ahora hay una instalación en California - Moss Landing, creo - que tiene más de 400 MW. Podría ser 450. Quizás 420. El punto es que agrupar eso junto con un proyecto de 1 MW parece incorrecto, pero la industria no se ha decidido por una mejor terminología. Estamos hablando de almacenamiento que realmente afecta las operaciones de la red. No el Tesla Powerwall de tu vecino.
Hidrobombeo: lo que todavía domina
Esto es lo gracioso. Ahora todo el mundo habla de baterías, pero la energía hidráulica de bombeo sigue dominando la capacidad de almacenamiento mundial. Ni siquiera cerca. Bombear agua cuesta arriba cuando la electricidad es barata, dejar que fluya de regreso a través de las turbinas cuando los precios suben. El condado de Bath en Virginia lo viene haciendo desde 1985. Más de 3.000 MW. La eficiencia es decente - 70-80% ida y vuelta - y el "combustible" es agua que reutilizas indefinidamente.
El problema es la geografía. Se necesitan montañas, sitios de embalses adecuados, lugares donde la construcción de represas no inunde nada que le importe a la gente. La mayoría de los buenos sitios estadounidenses se desarrollaron a principios de los años 90. Ocasionalmente surgen nuevas propuestas, pero los permisos tardan tanto que los desarrolladores generalmente se dan por vencidos. Hay un proyecto en Montana que se ha estado planificando durante unos 15 años. Aún no construido.
El aire comprimido también existe, apenas. Dos plantas en todo el mundo: Huntorf en Alemania (1978) y McIntosh, Alabama (1991). Eso es todo. La tecnología funciona bien - bombea aire a cavernas subterráneas y lo libera a través de turbinas más tarde - pero necesita una geología específica. Domos de sal o yacimientos de gas agotados con las propiedades adecuadas. Ambas plantas existentes queman gas natural durante la expansión, lo que limita los beneficios ambientales. Los diseños "adiabáticos" más nuevos afirman que pueden eliminar la quema de gas. Ninguno ha escalado comercialmente.
El asunto de la batería (cómo Tesla cambió las percepciones)
Entonces baterías. Ahora todo el mundo está entusiasmado con las baterías, pero no siempre fue así. Los costos eran prohibitivos hasta quizás 2012-2015. En 2012 hubo una pequeña instalación en el parque eólico Notree en Australia, una prueba-de concepto más que una economía viable.
Luego Tesla construyó Hornsdale. 2017, Australia del Sur, 100 MW / 129 MWh. Elon hizo la apuesta de Twitter de construirlo en 100 días - típico de Elon - y lo hicieron en 63 días. La gente se centró en la velocidad de construcción, pero la verdadera historia fue el rendimiento. La batería generó ingresos mucho más rápido que las proyecciones a través de los servicios de regulación de frecuencia.
De hecho, visité un centro de control de red en las afueras de Adelaide, tal vez 6 meses después de que Hornsdale entrara en funcionamiento. Los ingenieros todavía estaban hablando de ello. Un tipo me mostró gráficos de respuesta de frecuencia. Cuando la frecuencia de la red se desviaba de los 50 Hz, la batería se corregía en milisegundos. Los generadores convencionales tardaron unos segundos porque literalmente estás haciendo girar turbinas. "Es como comparar un coche deportivo con un tren de mercancías", afirmó.
Ese tiempo de respuesta de milisegundos es muy importante para ciertos servicios de red. Una vez que las empresas de servicios públicos se dieron cuenta de que las baterías podían hacer cosas que la generación convencional físicamente no podía hacer, las actitudes cambiaron rápidamente. Al cabo de un año, empezó a ver muchos más anuncios de proyectos.
La química se complica (la LFP ganó pero nadie lo admite)
La situación de la química es más complicada de lo que sugieren las publicaciones comerciales. El "ion-litio" no es una cosa. Se agrupan varias sustancias químicas. Para aplicaciones de red, básicamente ha ganado el fosfato de hierro y litio. LFP, LiFePO4,batería de fosfato de iones de litio- nombres diferentes según quién lo comercialice.
Esta química representa ahora quizás el 60-65% de las nuevas instalaciones estadounidenses y europeas. Los números varían dependiendo de quién cuenta y qué incluyen. La razón es práctica: LFP maneja los ciclos de carga-descarga mejor que alternativas como NMC (níquel manganeso cobalto). También reduce el riesgo de incendio, lo cual es importante cuando se apilan contenedores de envío llenos de baterías en áreas residenciales. Llegaremos a los incendios más tarde.
La densidad de energía es menor que la del NMC, pero para el almacenamiento estacionario eso no importa. No lo colocarás debajo de los asientos del auto. Apila contenedores hasta alcanzar los objetivos de capacidad.
Las baterías de flujo siguen obteniendo cobertura. Los sistemas redox de vanadio separan el almacenamiento de energía (tamaño del tanque) de la energía (tamaño de la pila). Instalación de Dalian en China, puesta en servicio en 2022, 100 MW / 400 MWh, actualmente la más grande. Los costos son más altos que los del litio, pero el ciclo de vida puede exceder los 20.000 ciclos sin una degradación importante.
En teoría, eso es importante para las empresas de servicios públicos que planifican operaciones de 20+ años. En la práctica, los costos del litio caen más rápido de lo que las baterías de flujo cierran la brecha. Las baterías de flujo han estado "a punto de lograr un gran avance" durante al menos una década. Empezando a sonar como energía de fusión.
El problema solar de Alemania (por qué se volvió urgente)
Alemania resolvió el problema del almacenamiento por las malas. Alrededor de 2011-2012, de repente tuvieron gigavatios de energía solar en los tejados gracias a su iniciativa Energiewende. Al mediodía en los días soleados, la generación se disparó. Las nubes avanzaban, cayendo a gigavatios. Rápido.
Los operadores de redes que habían dedicado toda su carrera a gestionar curvas de demanda predecibles ahora se enfrentaban a curvas de oferta que se movían más rápido de lo que podían reaccionar. Cambio de paradigma completo. Un operador con el que hablé en una conferencia de Berlín - esto fue en 2016, tal vez - dijo que la primera vez que vio que la generación caía 5 GW en 20 minutos, pensó que su sistema de monitoreo estaba roto.
El viento hace cosas similares pero en diferentes escalas de tiempo. El sistema de alta-presión se estaciona sobre los parques eólicos y la generación cae a casi nada. Permanece allí durante días. No se puede llamar a un parque eólico a las 6 de la tarde y decirle que genere más porque la gente está cocinando la cena en casa. No funciona de esa manera.
Tiempo de respuesta y eficiencia (lo que realmente importa)
El tiempo de respuesta es crítico para algunas aplicaciones. La norma ISO de California exige que los servicios de regulación de frecuencia alcancen su máxima potencia en 10 minutos. Podrían ser 8 minutos, tendría que comprobar las especificaciones. Algunos servicios necesitan una respuesta de menos-segundos. Las baterías destacan aquí. - Las reacciones electroquímicas son básicamente instantáneas desde la perspectiva del operador de la red.
La hidráulica bombeada necesita entre 10 y 15 segundos para que el flujo de agua se acelere a través de las turbinas, además de las operaciones de las válvulas. Esa brecha es importante para la regulación de frecuencia. No importa mucho para el afeitado máximo en el que estás descargando durante horas.
La eficiencia determina si los proyectos generan dinero. Matemáticas básicas: almacena 100 MWh, recupera 90 MWh, pierdes el 10% en cada ciclo. El litio alcanza el 85-95% dependiendo de la configuración y de qué tan fuerte lo presiones. Las baterías fluyen más como 65-75%. Parece menor, pero durante 15 años, ese delta de eficiencia se ha multiplicado por millones en diferencia de ingresos. Quizás decenas de millones para proyectos más grandes.
La vida del ciclo se complica. La mayoría de los sistemas de litio de red funcionan con un estado de carga del 20-80% en lugar de un ciclo completo. Sacrifique el 40 % de la capacidad nominal para duplicar o triplicar la vida útil operativa. La economía funciona porque reemplazar las baterías a mitad del proyecto es realmente costoso. Es mejor sobredimensionar inicialmente.
El IRA lo cambió todo (más o menos)
La Ley de Reducción de la Inflación de 2022 realmente cambió los mercados estadounidenses. Dejemos que el almacenamiento independiente reclame créditos fiscales a la inversión del 30%. Antes de ese almacenamiento solo calificaba combinado con energía solar o eólica, lo cual era una política estúpida, pero así fue escrito.
Después de que se aprobó el IRA, llovieron los anuncios de proyectos. La cola de interconexión tenía 85+ GW de almacenamiento a mediados de 2023. Cualquiera que esté familiarizado con las colas de interconexión sabe que la mayoría de los proyectos nunca se construyen. Las tasas históricas de finalización son del 20% al 30% en el mejor de los casos.
Estuve en una conferencia de desarrolladores en Houston el año pasado. - un chico de uno de los grandes fabricantes chinos dijo que no podían satisfacer la demanda estadounidense. "Estamos agregando líneas de producción, pero los plazos de entrega de los equipos son de 18 meses". Restricciones en la cadena de suministro en todas partes.
El almacenamiento global alcanzó alrededor de 27-28 GW para 2023, dependiendo de cómo se cuente, el . 90% del crecimiento se produjo desde 2018. EE. UU. agregó 4,8 GW solo en 2022, podría haber sido 5,2, me estoy perdiendo la memoria. California y Texas dominan el despliegue por razones completamente diferentes. California tiene mandatos políticos que impulsan la integración de las energías renovables. Texas tiene el único mercado energético de ERCOT-lo que genera una enorme volatilidad de precios. A los operadores de almacenamiento les encanta la volatilidad: explotan esas oscilaciones de precios.
Los costos se desplomaron de más de 500 dólares/kWh en 2015 a 150-200 dólares/kWh en 2023 para sistemas completos. Algunas personas afirman que es incluso más bajo, pero lo que he visto en proyectos reales es entre 150 y 200 dólares. Escala de fabricación principalmente, competencia brutal entre los fabricantes de células chinos y coreanos.
Modelos de ingresos (Texas frente a cualquier otro lugar)
Los modelos de ingresos varían enormemente según el mercado. Texas ERCOT permite que el almacenamiento oferte directamente en los mercados energéticos. Ese ejemplo de Winter Storm Uri desde el principio - algunos operadores obtuvieron $10+ millones, tal vez $12 millones, escuché números diferentes. Aunque no es normal.
Las operaciones típicas implican acumular flujos de ingresos: arbitraje de energía (cobrar barato, descargar caro), pagos de capacidad, regulación de frecuencia y, ocasionalmente, aplazamiento de la actualización de la transmisión. El SGIP de California ofrece incentivos iniciales, especialmente para instalaciones críticas.
Un operador me dijo - extraoficialmente en un bar durante una conferencia - que la mitad de sus ingresos proyectados provienen de servicios que no existían hace cinco años. "Estamos inventando esto sobre la marcha. Los operadores de la red están descubriendo qué pueden hacer las baterías en tiempo real".
Problema de duración (todos lo quieren, nadie lo ha resuelto)
La duración sigue siendo la limitación obvia y es frustrante. La mayoría de los sistemas descargan 2-4 horas a la potencia nominal. Perfecto para las horas pico de la tarde cuando cae el sol. Completamente inútil para el almacenamiento de varios días durante eventos climáticos prolongados.
Las tecnologías de mayor duración se siguen anunciando en grandes comunicados de prensa. Aire comprimido, sistemas de gravedad, almacenamiento térmico. El despliegue comercial sigue siendo difícil de alcanzar. Todo el mundo quiere almacenamiento de 8+ horas, algunos quieren 12 o 24. Nadie ha descubierto todavía la economía a escala.
Hay literalmente nuevas empresas que levantan bloques de hormigón con grúas para almacenar energía. Suena ridículo pero la física funciona. Sin embargo, ninguno ha escalado. Lo mismo ocurre con el almacenamiento térmico.
Degradación (La sorpresa que sigue sorprendiendo)
La degradación de la batería bajo patrones de ciclos reales continúa sorprendiendo a los operadores, lo que me molesta porque uno pensaría que ya lo habríamos descubierto.
Las pruebas de laboratorio no predicen bien el rendimiento en el campo. Las instalaciones tempranas - 2018, período de tiempo de 2019 - tuvieron ciclos más agresivos de lo planeado, vidas operativas acortadas mucho más rápido de lo esperado y revisiones forzadas de reclamos de garantía. Actualmente existen mejores modelos de degradación, pero persiste la incertidumbre sobre el desempeño de 10+ años, especialmente a medida que evolucionan las estrategias de despacho.
No se pueden probar 15 años de funcionamiento en plazos de desarrollo de 2 años. Es imposible. Un ingeniero del NREL me dijo que están construyendo modelos probabilísticos basados en datos de campo limitados. "Estamos extrapolando cinco años de funcionamiento para predecir 20 años. Es una conjetura fundamentada".
El problema del fuego (McMicken lo cambió todo)
La seguridad contra incendios no ha desaparecido a pesar de la mejora de los estándares. El incendio de McMicken en Arizona el - abril 2019 - sigue siendo el incidente más grave. La explosión hirió a cuatro bomberos, podría haber sido catastrófica.
Hablé con uno de los socorristas en una conferencia de seguridad. Dijo que cuando llegaron, los protocolos estándar decían rociar agua sobre los incendios de las baterías. Empecé a hacer eso. Luego explotó. "Nadie nos dijo que estas cosas podrían descontrolarse térmicamente incluso después de que se extinguiera el incendio".
Ese evento reveló cuán mal entendía la industria la propagación térmica desbocada en sistemas en contenedores. Pensábamos que lo sabíamos. Resulta que no lo hicimos. Los estándares de prueba mejoraron sustancialmente después. UL 9540A se convirtió en el punto de referencia al que todos hacen referencia.
Pero cada nueva química celular necesita una evaluación desde cero. No todos los proveedores siguen prácticas de diseño idénticas para el espaciado de celdas, enfriamiento y extinción de incendios. Algunos cumplen con los requisitos mínimos de código. Otros hacen demasiada ingeniería. No siempre se puede saber por marketing qué enfoque utiliza un proyecto. Eso es un problema.
Australia del Sur (cómo se ve la alta penetración)
Australia del Sur ofrece una visión de futuros de alta-penetración. Casi 300 MW de almacenamiento que atenderán aproximadamente 2000 MW de demanda máxima para 2022. Eso es como el 15% de la demanda máxima en capacidad de almacenamiento. Sustancial.
Operaciones de red modificadas fundamentalmente. Pero un régimen muy diferente al de Texas o California, donde el almacenamiento sigue siendo un pequeño porcentaje de la capacidad total. ¿Puede ampliar el enfoque de Australia del Sur hacia ERCOT? Quizás, quizás no.
Le pregunté sobre esto a un operador de red del sur de Australia en una conferencia. Su respuesta: "Somos el caso de prueba. Si falla aquí, al menos somos lo suficientemente pequeños como para contener la falla". No es exactamente que inspire confianza-pero es honesto.
Lo que viene después (nadie lo sabe realmente)
NREL proyecta algo así como 250+ GW de almacenamiento en EE. UU. para 2050 en escenarios de alta energía renovable. ¿O fueron 300 GW? Tendría que buscarlo. Que eso se materialice depende de muchos factores. Obviamente, las continuas reducciones de costos. El apoyo político se mantiene, lo que nunca está garantizado. Los operadores de la red realmente están cambiando las prácticas operativas en lugar de limitarse a hablar de ello.
Algunas proyecciones de hace cinco años ya parecen conservadoras. El despliegue superó las previsiones anteriores. Pero otras proyecciones podrían resultar tremendamente optimistas si los supuestos clave no se cumplen o si sucede algo inesperado. Es difícil de decir.
Siguen surgiendo nuevas químicas de los laboratorios de investigación. El ion-sodio promete menores costos de material porque no se utiliza litio. El aire-zinc afirma tener una mayor densidad. Algunas otras cosas probablemente me estoy olvidando. ¿Alguno desplazará-los iones de litio para aplicaciones de red? Supongo que probablemente no del todo. Las tecnologías actuales tienen una escala de fabricación que los recién llegados no pueden igualar rápidamente. Se necesitan años para construir fábricas.
Lo más probable es que diferentes químicas encuentren nichos específicos basados en fortalezas particulares. El mercado se está volviendo lo suficientemente diverso como para admitir múltiples enfoques, suponiendo que realmente alcancen una escala comercial y no se queden simplemente en proyectos piloto para siempre.
El panorama más amplio (por qué esto realmente importa)
El almacenamiento comenzó como una solución de intermitencia renovable, pero evolucionó de manera más amplia. Ahora es una herramienta para la flexibilidad de la red independientemente de la fuente de generación. Reemplazar turbinas de combustión para regulación de frecuencia. Aplazar las costosas actualizaciones de transmisión gestionando la congestión local. Proporcionar capacidad de inicio en negro-para la restauración de la red después de cortes importantes.
Estas aplicaciones importan si la penetración de las energías renovables alcanza el 80% o se queda estancada en el 40% o donde sea que termine.
La economía sigue mejorando progresivamente. La escala de fabricación reduce los costos cada año. El rendimiento de la batería -, la densidad de energía, el ciclo de vida, todo eso - también mejora gradualmente. Si el almacenamiento se convierte en una solución de flexibilidad dominante o simplemente en una opción entre varias (respuesta a la demanda, mejor transmisión, mejores pronósticos) sigue siendo una cuestión abierta que probablemente no se responderá hasta dentro de una o dos décadas.
Lo que sí parece claro: las redes están cambiando de manera fundamental. Las tecnologías de almacenamiento - cualquiera que sea la forma que adopten - están permitiendo gran parte de ese cambio. Eso parece bastante seguro.
Volvamos a ese operador de Texas durante la tormenta invernal Uri. Después de que los precios volvieron a la normalidad y pasó la crisis, le pregunté qué había aprendido. Larga pausa. "Que las baterías pueden hacer el trabajo. Pero también que nadie sabe realmente qué están haciendo todavía. Todos estamos descubriendo esto juntos".
Se siente bien.
Si quieres profundizar más
La EIA publica estadísticas mensuales de almacenamiento. Aunque es bastante confiable, presenta retrasos. Bloomberg NEF hace perspectivas anuales, necesita una suscripción costosa. NREL mantiene bases de datos de desempeño, los datos están retrasados con la realidad entre 12 y 18 meses. Sigue siendo útil para fines académicos.
Wood Mackenzie y empresas similares publican pronósticos. La precisión del historial-en términos de escalas de tiempo más largas ha sido, digamos, mixta. Subestimaron constantemente las tasas de despliegue del período 2018-2022. Gracioso en retrospectiva.
Publicaciones comerciales como Utility Dive y Energy Storage News cubren bastante bien los proyectos. Sin embargo, tiende hacia un encuadre optimista. La mitad de las cosas que anuncian como "próximamente" nunca llegan a operar comercialmente. Tomar con sal.
Tuve conversaciones útiles a lo largo de los años con ingenieros de California ISO, ERCOT, South Australia Power Networks, además de operadores en varias conferencias (Austin, San Diego, Berlín, Adelaide). La mayor parte del material informativo provino de conversaciones en los bares después de que terminaron los paneles oficiales.
Datos actualizados a partir de 2023 o principios de 2024. La industria cambia lo suficientemente rápido como para verificar números específicos si los usa para algo importante. No cites simplemente este artículo - Soy una persona en Internet.
