Tendencia en el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía

Ivan Calero

icalero@uwaterloo.ca

Feb. 4, 2021.

Agenda

• Escenario Global • Mercado de Almacenamiento de Energía

• Beneficios y Barreras

• Potencial para el Desarrollo de Sistemas CAES

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Mercado de Almacenamiento de Energía a nivel Mundial[1]

• El mercado de sistemas de almacenamiento de energía (ESS) crecerá en alrededor de 2TWh en2023, comparado con los registros de 2018.

• El mayor crecimiento se da en el sector transporte:

• El mercado EVs podría ser de 2 a 5 veces másgrande que el mercado de ESS estacionarios, incluyendo Pumped Hydro:

• 2 veces con las políticas actulaes.

• 5 veces con políticas que favorezcan la movilidadeléctrica.

• El mercado de ESS ha crecido debido a:

• Electrificación de la movilidad (EVs principalmente).

• Reducción de los precios de baterías.

• Incremento de generación renovable en las redes eléctricas.

3

Mercado global de ESS (capacidad agregada por año) [1]

Mercado de Almacenamiento de Energía a nivel Mundial

• ESS en transporte:• Las baterías de acido-plomo, usadas en todo

tipo de vehículos, representan el mayor porcentaje de almacenamiento de energía en transporte actualmente (SLI).

• El almacenamiento en baterías de Vehículos Eléctricos (EV) superará a SLI en 2023, experimentando un gran crecimiento hasta 2030:

• Vehículos que usan hidrógeno.

• Vehículos eléctricos convencionales (25 millones).

• Vehículos híbridos con capacidad para conectarse a la red (plug-in, 5.8 millones).

4

Capacidad agregada anualmente en sector transporte. Fuente [1]

Mercado de Almacenamiento de Energía a nivel Mundial• Mercado de ESS estacionarios:

• La capacidad agregada anual de aproximadamente 140 GWh en 2018 se duplicará para 2030 alcanzando 330 GWh.

• ESS conectados la red eléctrica:• Crecerán 15 veces, de 10 GWh a 160 GWh en

2030:• EUA 22.2%, China 21.1%, Europa 20.19%, resto

de Asia 7.37% (Japón, Corea), resto del mundo 29.12%.

• Industrial:• UPS, baterías para respaldo en

telecomunicaciones, centros de datos, montacargas, etc.

• EES se duplicarán de 60 GWh a 120 GWh.

• Pumped Hidro:• Sigue siendo la mayor fuente de

almacenamiento a nivel mundial. • 35 GW serán instalados hasta el 2026 en

China.

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Capacidad agregada anualmente en ESS estacionarios. Fuente [1]

Mercado de Almacenamiento de Energía a nivel Mundial• ESS conectados la red eléctrica:

• Sistemas híbridos (PV + ESS) en industrias y comercios (C&I PV) son el mercado de mayor crecimiento en este segmento.

• Otras que experimentan gran crecimiento:• Nivelación de demanda.

• Arbitraje.

• Uso de ESS para abastecer picos de demanda.

• Finalmente residencias con PV + ESS.

• Potencia Instalada:• EUA y China son los países con mayor

crecimiento de potencia instalada en sistemas ESS.

• La mayoría de las instalaciones futuras serán ESS conectados a la red, y no detrás del medidor1.

Fuente: https://about.bnef.com/blog/energy-storage-investments-boom-battery-costs-halve-next-decade/.

1

6

Desafíos y Barreras para el Desarrollo de ESS

7

Co

sto

s co

mp

etit

ivo

s • Precios actuales no permitan competir con tecnologías convencionales.

• Los sistemas de acondicionamiento y servicios auxiliares constituyen más del 50% de los costos de algunos ESS.

• Costos reducidos de gas natural.

Des

arro

llo t

ecn

oló

gico

y d

ifu

sió

n • Aspectos tecnológicos, efectos de ciclos de carga, vida útil, etc., no están bien entendidos por empresas eléctricas e inversionistas.

• Falta de modelamiento detallado y estandarización.

• Empresas eléctricas y desarrolladores deben familiarizarse con los beneficios de ESS.

Falt

a d

e In

cen

tivo

s y

mer

cad

os

par

a ES

S • Altos costos de desarrollo deben ser compensados.

• No existen incentivos concretos para instalación de ESS detrás del medidor.

• Mercados inexistentes para ciertos servicios complementarios.

• Mecanismos de pago por desempeño. Fa

lta

de

regu

laci

ón

esp

ecíf

ica • Falta de definición de

ESS.

• Incertidumbre a inversionistas, usuarios, empresas distribuidoras.

• Alto riesgo y mayor costo de capital que otras tecnologías.

• Especificaciones técnicas para la conexión de ESS.

Elementos Clave para el Desarrollo de ESS

8

Polít

icas

y p

lan

es • Promoción (inversión) de la investigación sobre ESS.

• Compromisos a largo plazo para la adopción de renovables.

• Incentivos económicos para instalación de ESS detrás del medidor.

• Involucrar a todos los actores a descubrir el potencia del ESS.

Reg

ula

ció

n f

lexi

ble • La definición de ESS no

debe estar atada a una tecnología específica.

• ESS deben ser tratados como dispositivos independientes de generación y demanda.

• Considerar la participación de agregadores.

Inve

stig

ació

n y

Des

arro

llo • Desarrollo de nuevas tecnologías.

• Mejorar la eficiencia de los sistemas actuales.

• Proyectos piloto para mostrar a la industria los beneficios de ESS.

• Caída de los precios de las baterías de ion de litio.

Beneficios y Oportunidades • Operadores del sistema:

• Optimización de la infraestructura actual y diferimiento de inversiones para fortalecimiento de las redes.

• Integrar generación intermitente asegurando balance estable entre generación y demanda.

• Reducir los costos y reservas para cubrir los picos de demanda.

• Activos más flexibles para asegurar suministro.

• Empresas eléctricas:• Uso de energía limpia en el mix

energético para cubrir su demanda.• Diferimiento de inversiones.• Mejora de la calidad del servicio.

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Beneficios de BESS conectados a la red. Fuente [4]

Beneficios y Oportunidades

• Generadores convencionales:• Uso de sistemas híbridos para mejorar su

desempeño y reducir emisiones.

• Optimizar su tamaño combinando su producción con ESS.

• Generadores renovables:• Anticipar regulación que obligue a

generación intermitente a contar con almacenamiento.

• Mejorar factor de planta, permitiéndoles incluso ofrecer capacidad firme.

10

Red

Oportunidades

• Clientes comerciales e industriales:• Reducir costos de energía, e.g., usando

ESS para cubrir la demanda pico.

• Reducir emisiones.

• Generar ingresos adicionales con ESS proveyendo servicios a la red eléctrica.

• Mejorar la calidad y la confiabilidad de su suministro eléctrico.

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• Clientes residenciales:• Generar ahorros en costo de energía en

horas pico cuando tarifas horarias son aplicadas.

• Generar ingresos vendiendo servicios a la red eléctrica.

• Participación en programas de respuesta de demanda.

• Optimizar uso de generación PV operando en conjunto con ESS.

• Mejorar la calidad y confiabilidad del suministro.

• Asegurar autosuficiencia.

Potencial para el Desarrollo de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Aire Comprimido

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Almacenamiento de Energía con Aire Comprimido (CAES)• Los sistemas CAES usan en el aire como medio para

almacenar energía en tanques o reservorios naturales como cavernas.

• Puede operar en cuatro modos: • Carga: motor eléctrico, compresor multietapa (HP, LP),

intercooler, aftercooler.• Descarga: generador eléctrico, recuperador, turbinas (HP,

LP):• En sistemas diabáticos (gas): quemadores (HP, LP), turbinas

(HP, LP).

• En vacío: desacoplado de turbina y compresor.• Simultaneo carga y descarga*.

• Caverna: volumen constante o presión constante, temperatura aproximadamente constante.

• Controles:• Compresor: flujo de aire a través de paletas guías.• Turbina: flujo de aire a través de válvula reguladora.• Potencia reactiva: coordinada con las dos máquinas.

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Ventajas de CAES• Junto con PH, son las únicas tecnologías

viables desde el punto de vista técnico y económico para aplicaciones a gran escala.

• Tienen un tiempo de vida muy prolongado.

• La relación potencia/energía es flexible.

• Posee la habilidad de cargar y descargar simultáneamente.

• Tiene una eficiencia superior a una planta de gas equivalente.

• Menos restricciones geográficas que PH.

• 50% menos emisiones que una planta de gas equivalente.

• 30% menos emisiones que una planta de ciclo combinado equivalente.

• Rampas de potencia grandes 25%/min.

• Tiempo de arranque: 10 – 12 min.

14

https://interestingengineering.com/compressed-air-energy-storage-caes-systems

Tipos de Sistemas CAES• Adiabático: • Diabático:

15

Geometría de las Cavernas[6]

16

Límites de Operación de la Caverna[6]

• Problemas de estabilidad asociados a la operación de la caverna:

• Contracción (a):• El volume se reduce debido a la formación de

cristales de sal en las paredes de la caverna(creeping).

• Generalmente ocurre cuando la presión es baja, pero puede dares en casos de alta presióntambién.

• Colapso del techo (b):• Debido a baja relación altura-diametro (1/2

minimo), baja presión minima en la caverna, forma inadecuada de la caverna, techo de sal muydelgado, techo de roca inadecuado.

• Fractura:• De paredes y techo por exceso de presión.• Fisuras previo fracturas pueden producer

filtraciones de aire.• Las fracturas puden extenderse hasta el techo de

roca.• La presión de la caverna no debe exceeder el 75% -

80% de la presión de fractura de roca sobre el estrato de sal.

17

(a)

(b)

Límites de Operación de la Caverna[6]

• Caverna Eminence, Missisipi EUA:• Usada para almacenamiento de gas

natural.

• Presión minima: 40 Mpa.

• Fue operada en un rango de presion de 6 MPa a 8 Mpa.

• Resultado:

• Luego de un año, la caverna redujo suvoluen en 40%.

• La presión (estado de carga) de la cavernadebe ser cuidadosamente monitoreado.

• Operaciones por debajo de la presiónminima podrían considerarse en casos de emergencia.

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Potencial de CAES en Norteamérica

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• Canada posé prominentes formaciones de sal que permiten el desarrollo de cavernas para CAES (a)[7]:• Oeste (Alberta, Saskatchewan, Manitoba).

• Este (Nueva Escocia, New Brunswick, Prince Edwards Isldans).

• Suroeste de Ontario.

• Aproximadamente el 80% del territorio de EUA pude albergar cavernas para sistemas CAES (b)[8]:• Cavernas de sal.

• Cavernas rocosas.

• Acuíferos.

(a)

(b)

Potencial de CAES en Europa[9]

• Distribución no muy uniforme de formaciones de sal.

• La locación más favorable se encuentra al noroeste de Alemania, y noreste de los Países Bajos.

• Regiones como Francia, Italia y la mayoría del sureste de Europa no pose la geología adecuada para CAES.

• Un requisito importante para la construcción de cavernas es el potencial de la regiones para la disposición de grandes cantidades de salmuera.

20

Sistemas CAES Existentes:• Planta Huntorf (Alemania)[10]:

• Operación comercial: 1978.• Descarga: 290 MW:

• Turbina AP (42 bar), BP (11 bar).

• 2h a potencia nominal.

• Carga: 60 MW:• Axial, centrífugo, 3 intercoolers, 1 aftercooler.

• 8h potencial nominal.

• Una sola máquina sincrónica: 341 MVA, 22 kV.• Eficiencia: 45%.• Tipo: diabático.• Aplicación: nivelación de carga.• Caverna:

• Presión variable: la presión es reducida con una válvula antes de la expansión.

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Sistemas CAES Existentes:• Planta Huntorf (Alemania)[10]:

• Volumen total: 300,000 𝑚3:• Caverna 1: 140,000 𝑚3.

• Caverna 2: 170,000 𝑚3.

• Profundidad: • Superficie-caverna: 650 m.

• Superficie-fondo: 800 m.

• Distanciamiento entre pozos: 200 m.

• Operan a una presión entre 43 bar y 70 bar:• Presión mínima (emergencia): 20 bar.

• Caída de presión de 15 bar/h.

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Sistemas CAES Existentes:• Planta McIntosh (Alabama, EUA):

• Operación comercial: 1991.• Descarga: 110 MW:

• Turbina AP (44 bar).

• 24h a potencia nominal.

• Carga: 50 MW:• 4 compresors, 3 intercoolers, 1 aftercooler.

• 38h potencial nominal.

• Una sola máquina sincrónica.• Eficiencia: 54%• Tipo: diabático.• Aplicación: nivelación de carga.• Caverna:

• Presión variable: 45 – 75 bar.

• Volumen: 560,000 𝑚3

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Planta A-CAES en Goderich, ON, Canada

• Características:• Primera en su clase a nivel mundial.• Tipo: adiabática.• Generador/motor: dos máquinas

independientes.• Capacidad: 1.75 MW (descarga), 2.20 MW

(carga).• Energía: más de 10 MWh (7 MWh

contratado).• Aplicación: nivelación de carga (load

leveling), servicios complementarios (regulación voltaje).

• Caverna: sal.• Operación comercial: 2019.• Escalable a +100MW. https://www.hydrostor.ca/wp-content/uploads/2020/01/Hydrostor_Brochure_2020.pdf

24

A-CAES vs otras tecnologías de almacenamiento:

25Fuente: https://www.hydrostor.ca/wp-content/uploads/2020/01/Hydrostor_Brochure_2020.pdf

Sistemas CAES Alternativos• Isotérmico:

• Compresión y expansión a temperatura constante.

• Bajo el Agua (UWCAES):

• Toronto Island Project.

26

Fuente: https://tbdc.com/2015/11/30/hydrostor-inc/.

Fuente: http://euanmearns.com/a-review-of-underwater-compressed-air-storage/.

Nombre Lugar Tipo Propósito Estatus Años activo Potencia [MW]Capacidad

[MWh]

TICC-500 China Adiabática Demostrativo Activa 2014 - 0.5 0.5

Pro. Piloto China Adiabática Demostrativo Activa 2017 - 2.8/10 40

Pro. Piloto Suiza Adiabática Demostrativo Activa 2017 - 0.7 -

ZhongyanJintan

China Adiabática Comercial Comisionado 2017 - 50 – 60 200 – 300

Goderich Canada Adiabática Comercial Activa 2019 - 2.2/1.75 7

Apex Bethel EUA Adiabática Comercial Comisionado 2019 - 324 – 487 16,000

Feicheng China Adiabática Comercial Activa 2019 - 1250 7,500

PG&E EUA Diabática Comercial Comisionado 2020 - 300 -

Angas Australia Adiabática Comercial Comisionado 2022 5 10

Otros Proyectos CAES a nivel Mundial[11]

27

Referencias[1] “Energy Storage Grand Challenge: Energy Storage Market Report,” Tech. Report NREL/TP-5400-78461 DOE/GO-102020-5497, U.S. Department of Energy, Dec. 2020.

[2] IEA (2020), Energy Storage, IEA, Paris https://www.iea.org/reports/energy-storage

[3] “Solving Challenges in Energy Storage, ” Tech. Report, U.S. Department of Energy, July, 2020. Online: https://www.energy.gov/sites/prod/files/2019/07/f64/2018-OTT-Energy-Storage-Spotlight.pdf

[4] “Innovation Landscape Brief: Utility-Scale Batteries”, International Renewable Energy Agency (IRENA), Abu Dhabi, 2019.

[5] “Five Steps to Energy Storage”, World Energy Council, insights brief, 2020.

[6] J. Duhan, “Compressed air energy storage in salt caverns: Geomechanical design workflow, CAES siting study from a geomechanics perspective, and deep brine disposal,” Master's thesis, University of Waterloo, 2018.

[7] L. Fraser, “Identification and Estimation of Greenhouse Gas Reduction Opportunities through the Implementation of CAES in Canada,” Master's thesis, University of Waterloo, 2017.

[8] “EPRI-DOE handbook of energy storage for transmission & distribution applications,” Technical report, EPRI and U.S. Department of Energy, Palo Alto, CA, and Washington, DC, 2003.

28

Referencias[9] F. Crotogino, S. Donadei, U. Bünger, and H. Landinger, “Large-scale hydrogen underground storage for securing future energy

supplies,” in 18th World hydrogen energy conference, vol. 78, pp. 37-45, May 2010.

[10] “Huntorf air storage gas turbine power plant,” Technical report No. D GK 90 202 E, Brown Boveri (BBC), Germany, 1979.

[11] King, M., Jain, A., Bhakar, R., Mathur, J., & Wang, “J. Overview of current compressed air energy storage projects and analysis

of the potential underground storage capacity in India and the UK,” in Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 139, pp.

110705, 2021.

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