O que é armazenamento de energia-em escala de rede?

Em fevereiro de 2021, eu estava em uma ligação com uma operadora de armazenamento no Texas quando os preços da eletricidade no atacado atingiram US$ 9.000 por megawatt{3}}hora. Nove mil dólares. Para contextualizar, os preços normais giram em torno de US$ 30-50. Seu sistema de bateria estava imprimindo dinheiro - descarregando na rede durante a tempestade de inverno Uri, enquanto as usinas de gás natural congelavam. “Foi para isso que o construímos”, disse ele, mas sua voz tinha esse tom. Quase justificado. Como se ele tivesse esperado anos para provar que os céticos estavam errados.

Aquele momento - observando os preços subirem nas telas de negociação enquanto os canos estouravam pelo estado - cristalizou algo que eu vinha circulando há algum tempo. O armazenamento-em escala de grade não tem mais a ver com tecnologia. Trata-se de saber se estamos dispostos a admitir que a forma como gerimos as redes eléctricas durante um século já não funciona.

Vamos voltar atrás. 2000 e em 2001, a Califórnia teve apagões contínuos. Nem uma ou duas vezes - dezenas de vezes. As pessoas perderam energia, os semáforos apagaram, os hospitais passaram a usar geradores. As investigações oficiais atribuíram a culpa à manipulação de mercado da Enron, o que era verdade, mas isso não era tudo. O verdadeiro problema era mais profundo. A rede da Califórnia foi projetada em torno de usinas de combustíveis fósseis que você poderia controlar. Precisa de mais potência? Queime mais gás. A demanda cai? Acelere para trás. Simples.

Só que deixou de ser simples no momento em que a geração renovável começou a ter importância. E não me refiro aos painéis solares simbólicos que alguma empresa de serviços públicos instalou para relações públicas nos anos 90. Capacidade real. Gigawatts.

Eu estava em uma conferência em San Diego - deve ter sido em 2014 ou 2015 - onde um engenheiro ISO da Califórnia mostrou o que eles chamaram de "curva de pato". A sala ficou em silêncio. O gráfico mostrou a carga líquida (demanda total menos energia solar) caindo ao meio-dia, quando a energia solar atingiu o pico, e aumentando ao pôr do sol. Essa taxa de aumento - indo do mínimo ao máximo em talvez 3 horas - quebrou o funcionamento das operações da rede. Você precisaria manter as usinas de gás em espera durante toda a tarde apenas para lidar com a onda noturna. Caro, ineficiente e fundamentalmente estúpido.

Um cara atrás perguntou: “Não podemos simplesmente reduzir a energia solar?” O engenheiro fez uma pausa. "Poderíamos. Ou poderíamos descobrir o armazenamento."

Armazenar. Certo.

Barra lateral rápida - o que é armazenamento em-escala de grade? Pergunte a cinco pessoas e obtenha seis respostas. O consenso vago é qualquer coisa acima de 1 megawatt, mas participei de painéis de conferências onde as pessoas discutiram sobre isso durante vinte minutos. A aplicação importa mais do que a capacidade? Se você tem 500 quilowatts servindo uma subestação crítica, isso conta?

Há uma instalação na Califórnia agora - Moss Landing, acho que - tem mais de 400 MW. Pode ser 450. Talvez 420. A questão é que agrupar isso com um projeto de 1 MW parece errado, mas a indústria ainda não decidiu por uma terminologia melhor. Estamos falando de armazenamento que realmente afeta as operações da rede. Não o Tesla Powerwall do seu vizinho.

Aqui está o que é engraçado. Todo mundo fala sobre baterias agora, mas a energia hidrelétrica bombeada ainda domina a capacidade de armazenamento global. Nem perto. Bombeie água morro acima quando a eletricidade for barata, deixe-a fluir de volta pelas turbinas quando os preços dispararem. O condado de Bath, na Virgínia, faz isso desde 1985. Mais de 3.000 MW. A eficiência é decente - 70-80% ida e volta - e o “combustível” é a água que você reutiliza indefinidamente.

O problema é a geografia. Você precisa de montanhas, reservatórios adequados, lugares onde a construção de barragens não inunde nada que seja importante para as pessoas. A maioria dos bons sites dos EUA foi desenvolvida no início dos anos 90. Novas propostas surgem ocasionalmente, mas a permissão demora tanto que os desenvolvedores geralmente desistem. Há um projeto em Montana que está sendo planejado há cerca de 15 anos. Ainda não construído.

O ar comprimido também existe, apenas. Duas fábricas em todo o mundo: Huntorf na Alemanha (1978) e McIntosh, Alabama (1991). É isso. A tecnologia funciona bem - bombear ar para cavernas subterrâneas e liberá-lo através de turbinas mais tarde - mas você precisa de uma geologia específica. Cúpulas de sal ou reservatórios de gás esgotados com as propriedades corretas. Ambas as centrais existentes queimam gás natural durante a expansão, o que limita os benefícios ambientais. Projetos "adiabáticos" mais recentes afirmam que podem eliminar a queima de gás. Nenhum foi escalado comercialmente.

Então baterias. Todo mundo está entusiasmado com as baterias agora, mas nem sempre foi assim. Os custos eram proibitivos até talvez 2012-2015. Houve uma pequena instalação no Parque Eólico Notree, na Austrália, em 2012, mais uma prova-de conceito do que uma economia viável.

Então a Tesla construiu Hornsdale. 2017, Sul da Austrália, 100 MW/129 MWh. Elon fez aquela aposta no Twitter em construí-lo em 100 dias - típico Elon - e eles fizeram isso em 63 dias. As pessoas se concentraram na velocidade da construção, mas a verdadeira história era o desempenho. A bateria rendeu dinheiro muito mais rápido do que as projeções por meio de serviços de regulação de frequência.

Na verdade, visitei um centro de controle de rede fora de Adelaide, talvez 6 meses depois que Hornsdale foi ao ar. Os engenheiros ainda estavam comentando sobre isso. Um cara me mostrou gráficos de resposta de frequência. Quando a frequência da rede se desviava de 50 Hz, a bateria corrigia em milissegundos. Os geradores convencionais levavam segundos porque você estava literalmente girando as turbinas. “É como comparar um carro esporte a um trem de carga”, disse ele.

Esse tempo de resposta em milissegundos é extremamente importante para certos serviços da rede. Depois que as empresas de serviços públicos perceberam que as baterias poderiam fazer coisas que a geração convencional fisicamente não conseguia, as atitudes mudaram rapidamente. Em um ano, você começou a ver muito mais anúncios de projetos.

A situação da química é mais complicada do que sugerem as publicações comerciais. "Íon-de lítio" não é uma coisa. Vários produtos químicos são agrupados. Para aplicações de rede, o fosfato de ferro-lítio basicamente venceu. LFP, LiFePO4,bateria de fosfato de íon de lítio- nomes diferentes dependendo de quem o está comercializando.

Esta química representa agora talvez 60-65% das novas instalações nos EUA e na Europa. Os números variam dependendo de quem está contando e do que incluem. A razão é prática: o LFP lida melhor com o ciclo de carga-descarga do que alternativas como NMC (níquel manganês cobalto). Reduza também o risco de incêndio, o que é importante quando você empilha contêineres cheios de baterias em áreas residenciais. Chegaremos aos incêndios mais tarde.

A densidade de energia é menor que a do NMC, mas para armazenamento estacionário isso não importa. Você não vai colocá-lo sob os assentos do carro. Empilhe contêineres até atingir as metas de capacidade.

As baterias de fluxo continuam recebendo cobertura. Os sistemas redox de vanádio separam o armazenamento de energia (tamanho do tanque) da energia (tamanho da pilha). Instalação de Dalian na China, comissionada em 2022, 100 MW/400 MWh, atualmente a maior. Os custos são mais elevados do que os do lítio, mas o ciclo de vida pode exceder 20.000 ciclos sem grande degradação.

Em teoria, isso é importante para as concessionárias que planejam operações de 20+ anos. Na prática, os custos do lítio caem mais rapidamente do que as baterias de fluxo preenchem a lacuna. As baterias de fluxo estão “prestes a avançar” há pelo menos uma década. Começando a soar como energia de fusão.

A Alemanha resolveu o problema de armazenamento da maneira mais difícil. Por volta de 2011-2012, eles repentinamente tiveram gigawatts de energia solar nos telhados devido ao seu impulso Energiewende. Meio-dia em dias ensolarados, a geração aumentou. Nuvens rolaram, caindo em gigawatts. Rápido.

Os operadores de rede que passaram carreiras inteiras gerenciando curvas de demanda previsíveis agora lidavam com curvas de oferta que se moviam mais rápido do que podiam reagir. Mudança completa de paradigma. Um operador com quem conversei em uma conferência em Berlim - isso foi em 2016, talvez - disse que na primeira vez que viu a geração cair 5 GW em 20 minutos, ele pensou que seu sistema de monitoramento estava quebrado.

O vento faz coisas semelhantes, mas em escalas de tempo diferentes. Sistemas de alta-pressão estacionam sobre parques eólicos e a geração cai para quase nada. Fica lá por dias. Você não pode ligar para um parque eólico às 18h e dizer para ele gerar mais porque as pessoas estão preparando o jantar em casa. Não funciona assim.

O tempo de resposta é crítico para alguns aplicativos. A ISO da Califórnia exige que os serviços de regulação de frequência atinjam potência total em 10 minutos. Pode levar 8 minutos, eu teria que verificar as especificações. Alguns serviços precisam de resposta em menos de{5}}segundos. As baterias se destacam aqui - as reações eletroquímicas são basicamente instantâneas do ponto de vista do operador da rede.

A hidrelétrica bombeada precisa de 10 a 15 segundos para que o fluxo de água acelere através das turbinas, além das operações das válvulas. Essa lacuna é importante para a regulação de frequência. Não importa muito para um barbear de pico, onde você fica descarregando por horas.

A eficiência determina se os projetos geram dinheiro. Matemática básica: armazene 100 MWh, recupere 90 MWh, você perdeu 10% a cada ciclo. O lítio atinge 85-95% dependendo da configuração e do quanto você o pressiona. O fluxo das baterias é mais próximo de 65-75%. Parece pequeno, mas circulando diariamente durante 15 anos, esse delta de eficiência aumenta para milhões em diferenças de receita. Talvez dezenas de milhões para projetos maiores.

O ciclo de vida fica complicado. A maioria dos sistemas de rede de lítio opera com 20{5}}80% do estado de carga, em vez de ciclo completo. Sacrifique 40% da capacidade nominal para duplicar ou triplicar a vida útil operacional. A economia funciona porque substituir as baterias no meio do projeto é muito caro. Melhor superdimensionar inicialmente.

grid-scale energy storage

A Lei de Redução da Inflação em 2022 realmente mudou os mercados dos EUA. Deixe o armazenamento independente reivindicar créditos fiscais de investimento de 30%. Antes disso, o armazenamento só era qualificado em combinação com energia solar ou eólica, o que era uma política estúpida, mas era assim que estava escrita.

Após a aprovação do IRA, surgiram anúncios de projetos. A fila de interconexão tinha 85+ GW de armazenamento em meados de 2023. Qualquer pessoa familiarizada com filas de interconexão sabe que a maioria dos projetos nunca é construída. As taxas de conclusão históricas variam de 20 a 30%, na melhor das hipóteses.

Estive em uma conferência de desenvolvedores em Houston no ano passado. - um cara de um dos grandes fabricantes chineses disse que não conseguia acompanhar a demanda dos EUA. "Estamos adicionando linhas de produção, mas há prazos de entrega de equipamentos de 18 meses." Restrições da cadeia de abastecimento em todos os lugares.

O armazenamento global atingiu cerca de 27-28 GW até 2023, dependendo de como você conta.. 90% do crescimento aconteceu desde 2018. Os EUA adicionaram 4,8 GW somente em 2022, pode ter sido 5,2, estou perdendo a memória. A Califórnia e o Texas dominam a implantação por razões completamente diferentes. A Califórnia tem mandatos políticos que impulsionam a integração das energias renováveis. O Texas tem o mercado exclusivo-de energia da ERCOT, criando uma enorme volatilidade de preços. Os operadores de armazenamento adoram a volatilidade – exploram essas oscilações de preços.

Os custos caíram de mais de 500 dólares/kWh em 2015 para 150-200 dólares/kWh em 2023 para sistemas completos. Algumas pessoas afirmam ainda menos, mas US$ 150-200 é o que vi em projetos reais. Escala de produção principalmente, competição brutal entre fabricantes de células chineses e coreanos.

Os modelos de receita variam muito de acordo com o mercado. Texas ERCOT permite ofertas de armazenamento diretamente nos mercados de energia. Aquele exemplo da tempestade de inverno Uri desde o início - alguns operadores liberaram US$10+ milhões, talvez US$ 12 milhões, ouvi números diferentes. Mas não é normal.

As operações típicas envolvem o empilhamento de fluxos de receitas: arbitragem de energia (cobrança barata, descarga cara), pagamentos de capacidade, regulação de frequência e, ocasionalmente, adiamento de atualização de transmissão. O SGIP da Califórnia acrescenta incentivos iniciais, especialmente para instalações críticas.

Uma operadora me disse - em um bar durante uma conferência - que metade da receita projetada vem de serviços que não existiam há cinco anos. “Estamos inventando isso à medida que avançamos. Os operadores da rede estão descobrindo o que as baterias podem fazer em tempo real.”

A duração continua sendo a restrição óbvia e é frustrante. A maioria dos sistemas descarrega 2-4 horas na potência nominal. Perfeito para picos noturnos quando o sol cai. Completamente inútil para armazenamento de vários dias durante eventos climáticos prolongados.

Tecnologias de maior duração continuam sendo anunciadas em grandes comunicados de imprensa. Ar comprimido, sistemas de gravidade, armazenamento térmico. A implantação comercial permanece indefinida. Todo mundo quer 8+ horas de armazenamento, alguns querem 12 ou 24. Ninguém descobriu a economia em escala ainda.

Existem literalmente startups levantando blocos de concreto com guindastes para armazenar energia. Parece ridículo, mas a física funciona. Porém, nenhum foi escalado. O mesmo acontece com o armazenamento térmico.

A degradação da bateria sob padrões reais de ciclagem continua surpreendendo os operadores, o que me incomoda porque você pensaria que já teríamos descoberto isso.

Os testes de laboratório não prevêem bem o desempenho em campo. As primeiras instalações - 2018, período de 2019 - tiveram um ciclo mais agressivo do que o planejado, reduziram a vida operacional muito mais rápido do que o esperado, forçaram revisões de reivindicação de garantia. Existem melhores modelos de degradação agora, mas a incerteza permanece sobre o desempenho de 10+ anos, especialmente à medida que as estratégias de despacho evoluem.

Você não pode testar 15 anos de operação em cronogramas de desenvolvimento de 2 anos. É impossível. Um engenheiro do NREL me disse que estão construindo modelos probabilísticos baseados em dados de campo limitados. "Estamos extrapolando a partir de 5 anos de operação para prever 20 anos. É uma suposição fundamentada."

A segurança contra incêndio não desapareceu apesar da melhoria dos padrões. O incêndio de McMicken no Arizona em - abril 2019 - continua sendo o incidente mais grave. A explosão feriu quatro bombeiros, poderia ter sido catastrófica.

Conversei com um dos socorristas em uma conferência de segurança. Ele disse que quando eles chegaram, os protocolos padrão diziam borrifar água nos incêndios das baterias. Comecei a fazer isso. Então explodiu. "Ninguém nos disse que essas coisas poderiam se dissipar termicamente mesmo depois que o fogo fosse extinto."

Esse evento revelou quão mal a indústria entendia a propagação de fuga térmica em sistemas conteinerizados. Pensávamos que sabíamos. Acontece que não. Os padrões de teste melhoraram substancialmente depois. A UL 9540A tornou-se a referência referenciada por todos.

Mas toda nova química celular precisa de avaliação desde o início. Nem todos os fornecedores seguem práticas de projeto idênticas para espaçamento de células, resfriamento e supressão de incêndio. Alguns atendem aos requisitos mínimos de código. Outros exageram na engenharia. Nem sempre é possível saber pelo marketing qual abordagem um projeto usa. Isso é um problema.

A Austrália do Sul oferece uma visão de futuros-de alta penetração. Quase 300 MW de armazenamento atendendo aproximadamente 2.000 MW de demanda de pico até 2022. Isso representa cerca de 15% da demanda de pico em capacidade de armazenamento. Substancial.

Operações de rede fundamentalmente alteradas. Mas um regime muito diferente do Texas ou da Califórnia, onde o armazenamento continua a ser uma pequena percentagem da capacidade total. Você pode dimensionar a abordagem da Austrália do Sul ao ERCOT? Talvez, talvez não.

Perguntei a um operador de rede da Austrália do Sul sobre isto numa conferência. Sua resposta: "Somos o caso de teste. Se quebrar aqui, pelo menos somos pequenos o suficiente para conter a falha." Não é exatamente inspirador-de confiança, mas é honesto.

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O NREL projeta algo como 250+ GW de armazenamento nos EUA até 2050 em cenários altamente renováveis. Ou foram 300 GW? Eu teria que pesquisar. Se isso se materializará depende de muitos fatores. Reduções contínuas de custos, obviamente. O apoio político permanece em vigor, o que nunca é garantido. Os operadores da rede estão realmente mudando as práticas operacionais em vez de apenas falar sobre isso.

Algumas projeções de cinco anos atrás já parecem conservadoras. A implantação excedeu as previsões anteriores. Mas outras projecções poderão revelar-se extremamente optimistas se os principais pressupostos não se confirmarem ou se algo inesperado acontecer. Difícil dizer.

Novos produtos químicos continuam surgindo nos laboratórios de pesquisa. O íon-de sódio promete custos de material mais baixos porque você não está usando lítio. O zinco-ar reivindica maior densidade. Algumas outras coisas que provavelmente estou esquecendo. Algum deles substituirá o íon-de lítio nas aplicações de rede? Provavelmente não inteiramente, seria meu palpite. As tecnologias existentes têm uma escala de produção que os recém-chegados não conseguem igualar rapidamente. Leva anos para construir fábricas.

É mais provável que diferentes produtos químicos encontrem nichos específicos com base em pontos fortes específicos. O mercado está a tornar-se suficientemente diversificado para suportar múltiplas abordagens, assumindo que estas realmente alcançam escala comercial e não apenas permanecem em projectos-piloto para sempre.

O armazenamento começou como uma solução de intermitência renovável, mas evoluiu de forma mais ampla. Agora é uma ferramenta para flexibilidade da rede, independentemente da fonte de geração. Substituir turbinas de combustão para regulação de frequência. Adie atualizações de transmissão caras gerenciando o congestionamento local. Fornece capacidade de black{4}start para restauração da rede após grandes interrupções.

Estas aplicações são importantes quer a penetração das energias renováveis atinja os 80% ou permaneça estagnada nos 40% ou onde quer que acabe.

A economia continua melhorando gradativamente. A escala de produção reduz os custos todos os anos. Desempenho da bateria - densidade de energia, ciclo de vida, tudo isso - melhora gradativamente também. Se o armazenamento se tornará uma solução de flexibilidade dominante ou apenas uma opção entre várias (resposta à procura, melhor transmissão, melhor previsão) permanece uma questão em aberto que provavelmente não será respondida durante mais uma ou duas décadas.

O que parece claro: as redes estão a mudar de formas fundamentais. As tecnologias de armazenamento - quaisquer que sejam as formas que assumam - estão permitindo muitas dessas mudanças. Isso parece bastante certo.

De volta àquela operadora do Texas durante a tempestade de inverno Uri. Depois que os preços voltaram ao normal e a crise passou, perguntei-lhe o que ele aprendeu. Longa pausa. "Que as baterias podem fazer o trabalho. Mas também que ninguém sabe realmente o que estão fazendo ainda. Estamos todos descobrindo isso juntos."

Parece certo.

A EIA publica estatísticas mensais de armazenamento. Bastante confiável, porém, sai com atraso. A Bloomberg NEF faz previsões anuais e precisa de assinaturas caras. O NREL mantém bancos de dados de desempenho, os dados estão atrasados em relação à realidade em 12 a 18 meses. Ainda útil para fins acadêmicos.

Wood Mackenzie e empresas similares publicam previsões. A precisão do registro-em prazos mais longos tem sido, digamos, mista. Eles subestimaram consistentemente as taxas de implantação de 2018-2022. Engraçado em retrospecto.

Publicações comerciais como Utility Dive e Energy Storage News cobrem muito bem os projetos. No entanto, tende a um enquadramento otimista. Metade das coisas que anunciam como “em breve” nunca chega à operação comercial. Tome com sal.

Tive conversas úteis ao longo dos anos com engenheiros da California ISO, ERCOT, South Australia Power Networks, além de operadores em diversas conferências (Austin, San Diego, Berlim, Adelaide). A maior parte do material informativo veio de conversas em bares após o término dos painéis oficiais.

Dados atuais de 2023 ou início de 2024. O setor muda com rapidez suficiente, você deve verificar números específicos se usá-los para algo importante. Não cite apenas este artigo - Sou uma pessoa na internet.