Modelo de “menor costo” para el almacenamiento de energía en aire comprimido

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Un grupo de investigación liderado por la Universidad de Stanford ha desarrollado un nuevo modelo para calcular la forma más económica de combinar el almacenamiento de energía mediante aire comprimido (CAES) en sistemas energéticos con grandes porcentajes de energías renovables.

“El CAES puede ser adecuado para cualquier sistema energético, como energías renovables, turbinas de gas/carbón, pilas de combustible y otros sistemas en el futuro”, declaró la investigadora Sarah Ashfaq a pv magazine. “Suele considerarse mejor para sistemas energéticos de mediana y gran escala. La disponibilidad de características geográficas adecuadas para la formación y ubicación de cavernas subterráneas de almacenamiento sigue considerándose una limitación para el ritmo de adopción de la CAES como tecnología de almacenamiento de energía a gran escala.”

Según los académicos, su nuevo modelo evalúa cuánta capacidad de CAES podría ser necesaria para la profunda descarbonización de los sistemas de energía, compensando al mismo tiempo la variabilidad de los sistemas de energía eólica y solar. Presentaron sus conclusiones en “Least-cost analysis of bulk energy storage for deep decarbonized power system with increased share of renewable energy” (Análisis del coste mínimo del almacenamiento de energía a granel para un sistema eléctrico descarbonizado con una mayor cuota de energías renovables), publicado recientemente en Electric Power Systems Research.

Utilizaron California como caso de estudio con distintos niveles de penetración de energías renovables. Utilizaron datos de demanda del portal de datos de la Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) y datos de generación de energía eólica y solar del Modern-Era Retrospective analysis for Research and Applications, versión 2 (MERRA-2) de la NASA.

“Los datos recopilados se actualizaron con los factores de capacidad y el número de años deseados”, explicaron. “Cada tecnología está representada por un coste fijo y un coste variable”.

El equipo de investigación no tuvo en cuenta las restricciones de las fuentes de energía basadas en complicaciones sociales como la aceptación tecnológica
o las preferencias locales. Calcularon el coste nivelado de la electricidad (LCOE) en cada paso temporal horario, basándose en la disponibilidad de capacidad de generación, recursos eólicos y solares, recursos de almacenamiento y demanda.

El estudio contempla cuatro escenarios. Presenta un caso base, con la cuota de renovables que California alcanzó en 2021, así como un escenario en el que la eólica tiene un 50% más de potencial. También contempla un caso en el que la solar tiene un 50% más de potencial, y un escenario en el que ambas tecnologías tienen un 100% más de potencial.

“En caso de aumento del potencial tanto eólico como solar, el recorte del nodo principal se aproxima al aumento de la curva de despacho solar, debido a la disponibilidad y despacho de abundante energía solar”, afirman los investigadores.

Los científicos descubrieron que la combinación de electricidad en el sistema de menor coste sería más o menos independiente de la cantidad de generación eléctrica excedentaria. Pero también comprobaron que esta combinación tendría un fuerte impacto en la capacidad de CAES necesaria.

“Por ejemplo, en caso de un exceso del 100% de energía eólica, la combinación óptima de fuentes renovables es del 68,9% de energía eólica y el 31,1% de energía solar, con una capacidad de CAES de 3,40 TWh, y en caso de un exceso del 100% de energía solar, la combinación óptima es del 35,6% de energía eólica y el 64,4% de energía solar, con una capacidad de CAES de 2,77 TWh”. “En caso de un exceso del 100% de eólica y solar, la combinación óptima es del 52,5% de solar y el 47,5% de eólica con una capacidad de CAES de 3,10 TWh”.

También descubrieron que la demanda anual estimada de California de 277 TWh necesitaría una capacidad CAES de 3,83TWh a un costo de 0,175 dólares/kWh. El cuarto escenario mencionado, con la mayor penetración de energía eólica y solar, supondría una reducción de costos del 14,1%, a un coste de 0,123 dólares/kWh) y una reducción del 7,4% de la capacidad de CAES.

“La CAES es muy competitiva en términos de 0,123 dólares/kWh”, concluye Ashfaq. “El almacenamiento hidráulico por bombeo) y la CAES son las tecnologías de almacenamiento de energía más rentables, ya que ofrecen el coste más bajo en dólares/kWh para el almacenamiento a largo plazo. Sin embargo, para el almacenamiento de corta duración, el ión-litio es la mejor opción”.

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