Eletricidade e armazenamento de energia

Fonte: world-nuclear.org

O rápido aumento em muitas partes do mundo da capacidade de geração por fontes de energia renováveis ​​intermitentes, notadamente eólica e solar, levou a um forte incentivo para desenvolver o armazenamento de energia para eletricidade em larga escala. Devido à quota anual crescente (desejada ou imposta) de energia elétrica proveniente de tecnologias renováveis ​​sujeitas a fluxos de energia naturalmente flutuantes (como a energia solar fotovoltaica e eólica), caracterizadas por fatores de carga relativamente baixos, as capacidades instaladas combinadas dessas tecnologias no futuro espera-se que sejam muito maiores do que a demanda elétrica de pico típica/convencional.

"O lamentável hábito em alguns círculos de usar cegamente a palavra 'potência' como sinônimo de 'eletricidade' deve ser evitado no contexto de armazenamento. 'Potência' é carregada ou descarregada de um dispositivo de armazenamento, mas é 'energia' que está armazenado." – Custos projetados de geração de eletricidade 2020, Agência Internacional de Energia e Agência de Energia Nuclear.

A medida em que o armazenamento de eletricidade pode ser desenvolvido determinará até que ponto essas fontes renováveis ​​intermitentes podem substituir fontes despacháveis, obtendo energia excedente em ocasiões e preenchendo lacunas de intermitência. Existem questões de escala – potência e capacidade energética – que são indicadas a seguir em casos particulares.

Além disso, parte da energia armazenada geralmente precisa estar disponível como eletricidade ao longo de dias e semanas, embora haja muito espaço para armazenamento de curto prazo em minutos e horas. A relação custo-benefício é fundamental, portanto, tanto o valor quanto o custo devem ser claramente determinados para comparar diferentes tecnologias de armazenamento elétrico em uma variedade de aplicações e serviços.

A eletricidade não pode ser armazenada em qualquer escala, mas pode ser convertida em outras formas de energia que podem ser armazenadas e posteriormente reconvertidas em eletricidade sob demanda. Os sistemas de armazenamento de eletricidade incluem bateria, volante, ar comprimido e armazenamento hidrelétrico bombeado. Todos os sistemas são limitados na quantidade total de energia que podem armazenar. Sua capacidade energética é expressa em megawatts-hora (MWh), e a potência, ou potência máxima em um determinado momento, é expressa em megawatts de energia elétrica (MW ou MWe). Os sistemas de armazenamento de eletricidade podem ser projetados para fornecer serviços auxiliares a um sistema de transmissão, incluindo controle de frequência, e esse é o principal papel das baterias em escala de rede hoje.

Claro, o armazenamento muito eficaz de energia é alcançado em combustíveis fósseis e combustível nuclear, antes que a eletricidade seja gerada a partir deles. Embora o foco aqui seja o armazenamento após a geração, particularmente a partir de fontes renováveis ​​intermitentes, qualquer consideração adequada da questão também precisa abranger o combustível nuclear para geração de energia como uma opção mais econômica com relativamente poucos requisitos de materiais.

O armazenamento bombeado envolve o bombeamento de água morro acima para um reservatório do qual ela pode ser liberada sob demanda para gerar energia hidrelétrica. A eficiência do processo duplo é de cerca de 70%. O armazenamento bombeado compreendia 95% do armazenamento de eletricidade em larga escala do mundo em meados-2016 e 72% da capacidade de armazenamento adicionada em 2014. A hidrelétrica bombeada tem a vantagem de ser de longo prazo, se necessário. O armazenamento em bateria, no entanto, está sendo amplamente implantado e atingiu cerca de 15,5 GW conectados às redes elétricas no final de 2020, segundo a IEA. O armazenamento de energia em escala de construção surgiu em 2014 como uma tendência de definição de tecnologia de energia. Esse mercado cresceu 50% ano a ano, com destaque para as baterias de íon-lítio, mas as baterias de células de fluxo redox são promissoras. Esse armazenamento pode ser para reduzir a demanda na rede, como backup ou para arbitragem de preços.

Projetos e equipamentos de armazenamento bombeado têm uma longa vida útil – nominalmente 50 anos, mas potencialmente mais, em comparação com as baterias – 8 a 15 anos. O armazenamento hidrelétrico bombeado é mais adequado para fornecer energia de pico para um sistema composto principalmente por combustível fóssil e/ou geração nuclear. Não é tão adequado para preencher a geração intermitente, não programada e imprevisível.

Um relatório do Conselho Mundial de Energia em janeiro de 2016 projetou uma queda significativa no custo para a maioria das tecnologias de armazenamento de energia de 2015 a 2030. As tecnologias de bateria mostraram a maior redução de custo, seguidas por térmicas sensíveis, térmicas latentes e supercapacitores. As tecnologias de bateria mostraram uma redução de €100-700/MWh em 2015 para €50-190/MWh em 2030 – uma redução de mais de 70% no limite superior de custo nos próximos 15 anos. As tecnologias de enxofre de sódio, ácido de chumbo e íons de lítio lideram o caminho de acordo com o WEC. O relatório modela o armazenamento relacionado a usinas eólicas e solares, avaliando o custo nivelado de armazenamento (LCOS) resultante em usinas específicas. Ele observa que o fator de carga e o tempo médio de descarga na potência nominal são importantes determinantes do LCOS, sendo a frequência do ciclo um parâmetro secundário. Para o armazenamento relacionado à energia solar, o caso de aplicação foi o armazenamento diário, com tempo de descarga de seis horas na potência nominal. Para armazenamento relacionado ao vento, o caso de aplicação foi para armazenamento de dois dias com descarga de 24 horas na potência nominal. No primeiro caso, a tecnologia de armazenamento mais competitiva tinha LCOS de €50-200/MWh. Neste último caso, os custos nivelados eram maiores e sensíveis ao número de ciclos de descarga por ano, e "poucas tecnologias pareciam atraentes".

Após um estudo de dois anos da Comissão de Serviços Públicos da Califórnia, o estado aprovou em 2010 uma legislação exigindo 1.325 MWe de armazenamento de eletricidade (excluindo o armazenamento bombeado em grande escala) até 2024. Em 2013, antecipou o prazo para 2020, tendo então 35 MW total. A legislação especifica potência, não capacidade de armazenamento (MWh), sugerindo que o objetivo principal é o controle de frequência. O objetivo declarado da legislação é aumentar a confiabilidade da rede, fornecendo energia despachável a partir de uma proporção crescente de entradas solares e eólicas, substituindo a reserva rotativa, fornecendo controle de frequência e reduzindo os requisitos de capacidade de pico (peak shaving). Os sistemas de armazenamento podem ser conectados com sistemas de transmissão ou distribuição, ou estar atrás do medidor. O foco principal são os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). A arbitragem de energia pode aumentar a receita, comprando fora do pico e vendendo para o pico de demanda. Southern California Edison em 2014 anunciou planos para 260 MW de armazenamento de eletricidade para compensar o fechamento da usina nuclear de 2150 MWe San Onofre. Embora 1,3 GW no contexto da demanda de 50 GW do estado não forneça muita energia despachável, foi um grande incentivo para as concessionárias.

O Oregon seguiu a Califórnia e, em 2015, estabeleceu um requisito para as concessionárias maiores (PGE e PacifiCorp) adquirirem pelo menos 5 MWh de armazenamento até 2020, e a PGE propôs 39 GW em vários locais, custando US$ 50 a US$ 100 milhões. Em junho de 2017, Massachusetts emitiu uma meta de armazenamento de 200 MWh até 2020. Em novembro de 2017, Nova York resolveu definir uma meta de armazenamento para 2030.

Nos EUA, há cerca de 30 GW de capacidade de armazenamento bombeado e 900 MW de capacidade de armazenamento de bateria em escala de utilidade foram implantados até março de 2019. Espera-se que isso cresça para 1.000 MW até 2020 e 2.500 MW até 2023, com custos esperados para cair para $ 200/kWh de energia armazenada, metade do custo de 2016. Cerca de 2,5 por cento da energia fornecida nos EUA passa por uma instalação de armazenamento (em comparação com cerca de 10 por cento na Europa e 15 por cento no Japão).

No início de 2016, a National Grid do Reino Unido obteve uma forte resposta a uma licitação para 200 MW de resposta de frequência aprimorada (EFR). Ele oferecia contratos de quatro anos para capacidade capaz de fornecer 100 por cento de saída de energia ativa em um segundo ou menos de registrar um desvio de frequência. Foram oferecidos cerca de 888 MW de capacidade de bateria, 150 MW de interconexão, 100 MW de resposta do lado da demanda e 50 MW de capacidade flywheel. Todos, exceto três, envolviam armazenamento em bateria. Em agosto, as propostas vencedoras foram anunciadas – as oito licitações escolhidas sendo de 10 MW a 49 MW (totalizando 201 MW) e custando £ 66 milhões no total. Os lances vencedores variaram de £ 7 a £ 12 por MW de EFR/h, com uma média de £ 9,44/MW de EFR/h. Espera-se também que as baterias se tornem a principal escolha para uma resposta de frequência firme, um pouco mais lenta que a EFR.

No Reino Unido, o armazenamento é tratado como produção para efeitos de licenciamento, mas na ligação a uma rede de distribuição tem de cumprir duas metodologias diferentes de ligação e tarifação, com uma metade ligada a pedido e a outra metade a produção. Uma metodologia única de conexão de armazenamento é proposta, e o Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial e o regulador de energia Ofgem pretendem definir 'armazenamento de eletricidade' em termos legais e regulatórios para agilizar a implantação. A Rede de Armazenamento de Eletricidade, um órgão da indústria, apóia a mudança.

Sobre a resposta à demanda, o governo do Reino Unido disse que os provedores devem ter acesso mais fácil a uma variedade de mercados para que possam competir de maneira justa com grandes geradores, incluindo o mercado de balanceamento, serviços auxiliares e o mercado de capacidade. Há uma preocupação sobre se os provedores de armazenamento e resposta à demanda devem ser capazes de acessar os mesmos contratos de mercado de capacidade de duração que os novos geradores a diesel. Nesta área, a resposta precisa ser superior a horas e as baterias são menos econômicas.

Em novembro de 2016, a Comissão Europeia reconheceu o armazenamento de energia como um importante instrumento de flexibilidade necessário no futuro. Propôs uma nova definição de armazenamento de eletricidade para incluir "adiar uma quantidade de eletricidade gerada para o momento do uso, seja como energia final ou convertida em outro transportador de energia", como o gás. Isso trouxe os conceitos de energia para gás (P2G) dentro da definição regulatória de armazenamento de energia para que o excesso de energia de renováveis ​​intermitentes possa, por eletrólise, ser transformado em hidrogênio, que pode ser adicionado à rede normal de distribuição de gás (até 20 por cento, embora muito menos permitido na maioria dos países) ou vendidos diretamente. Os eletrolisadores poderiam, assim, fornecer serviços de rede auxiliares pelos quais são pagos. A redefinição do P2G de simplesmente carga para armazenamento tem implicações tanto para as redes elétricas quanto para a redução de CO₂decorrente do gás. Os eletrolisadores P2G podem ser vistos como parte da rede, não apenas como usuários finais.

A ITM Power, que desenvolve eletrolisadores para sistemas P2G, propõe construir uma série de estações de reabastecimento de hidrogênio para carros movidos a células de combustível no Reino Unido, com funções de balanceamento de rede. Em março de 2017 tinha quatro em operação, com produção de hidrogênio programada para absorver o excesso de energia da rede. O governo do Reino Unido quer 65 estações de reabastecimento de hidrogênio até 2020. Cada uma tem capacidade de 200 a 250 kW, portanto, várias delas são necessárias para poder oferecer uma resposta de frequência aprimorada (mínimo de 3 MW).

Os eletrolisadores de membrana de eletrólito de polímero (PEM) estão agora disponíveis por cerca de € 1 milhão por MW, com pegada menor e resposta mais rápida do que alternativas, permitindo o balanceamento da rede e o armazenamento de energia. Cerca de 4,7 TWh de eletricidade renovável foi reduzida na Alemanha em 2015.

O armazenamento de hidrogênio em escala e sua transmissão de longo alcance é considerado por conversão em amônia, que em termos práticos é mais denso em energia.

Consulte o site da Energy Storage Association ou European Association for Storage of Energy (EASE) para obter mais informações.

Armazenamento hidrelétrico bombeado

Em alguns lugares, o armazenamento bombeado é usado para nivelar a carga de geração diária, bombeando água para uma barragem de armazenamento alta fora do horário de pico e fins de semana, usando o excesso de capacidade de carga básica de carvão de baixo custo ou fontes nucleares. Nos horários de pico, essa água pode ser liberada pelas turbinas para um reservatório inferior para geração hidrelétrica, convertendo a energia potencial em eletricidade. Conjuntos bomba-turbina/motor-gerador reversíveis podem atuar como bombas e turbinas*. Os sistemas de armazenamento bombeado podem ser eficazes para atender às mudanças de demanda de pico devido ao rápido aumento ou redução da demanda e lucrativos devido ao diferencial entre os preços de atacado de pico e fora do pico. O principal problema, além da água e da altitude, é a eficiência de ida e volta, que é de cerca de 70 por cento, portanto, para cada MWh de entrada, apenas 0,7 MWh é recuperado. Além disso, relativamente poucos lugares têm espaço para barragens bombeadas perto de onde a energia é necessária.

As turbinas Francis são amplamente utilizadas para armazenamento bombeado, mas têm um limite de carga hidráulica de cerca de 600 m.

A maior parte da capacidade de armazenamento bombeada está associada a barragens hidrelétricas estabelecidas nos rios, onde a água é bombeada de volta para uma barragem de armazenamento alta. Esses esquemas hidrelétricos represados ​​podem ser complementados por hidrelétricas bombeadas fora do rio. Isso requer pares de pequenos reservatórios em terreno acidentado e unidos por um tubo com bomba e turbina.

Este esquema do projeto Gordon Butte é típico de armazenamento bombeado fora do rio (Gordon Butte)

A International Hydropower Association possui uma ferramenta de rastreamento, que mapeia os locais e a capacidade de energia para projetos de armazenamento bombeado existentes e planejados.

O armazenamento bombeado é usado desde a década de 1920 e hoje cerca de 160 GW de armazenamento bombeado está instalado em todo o mundo, incluindo 31 GW nos EUA, 53 GW na Europa e Escandinávia, 27 GW no Japão e 23 GW na China. Isso equivale a cerca de 500 GWh que podem ser armazenados - cerca de 95 por cento do armazenamento de eletricidade em larga escala do mundo em meados de -2016 e 72 por cento dessa capacidade que foi adicionada em 2014. A IRENA relata que 96 TWh foram utilizados de armazenamento bombeado em 2015. A Agência Internacional de EnergiaPanorama Energético Mundial 2016projeta 27 GW de capacidade de armazenamento reversível sendo adicionada até 2040, principalmente na China, EUA e Europa.

Para hidrelétricas bombeadas fora do rio, os reservatórios emparelhados normalmente precisam ter uma diferença de altitude de pelo menos 300 metros. As minas subterrâneas abandonadas têm algum potencial como locais. Na região de Leon, na Espanha, a Navaleo planeja um sistema hidrelétrico bombeado em uma antiga mina de carvão com 710m de queda e 548 MW de produção, alimentando 1 TWh por ano de volta à rede.

Ao contrário das entradas eólica e solar de um sistema de rede, a geração hidrelétrica é síncrona e, portanto, fornece serviços auxiliares na rede de transmissão, como controle de frequência e fornecimento de energia reativa. Um projeto de armazenamento bombeado normalmente tem de 6 a 20 horas de armazenamento em reservatório hidráulico para operação, em comparação com muito menos para baterias. Os sistemas de armazenamento bombeado são tipicamente mais de 100 MWh de energia armazenada.

O armazenamento hidrelétrico bombeado é mais adequado para fornecer energia de pico para um sistema composto principalmente por combustível fóssil e/ou geração nuclear a baixo custo. É muito menos adequado para substituir a geração intermitente e não programada, como a eólica, onde a disponibilidade de energia excedente é irregular e imprevisível.

A maior usina reversível está localizada na Virgínia, EUA, com 3 GW de capacidade e 30 GWh de energia armazenada. No entanto, as instalações úteis podem ser muito pequenas. Eles também não precisam ser complementares aos principais esquemas hidrelétricos, mas podem usar qualquer diferença de elevação entre os reservatórios superior e inferior de mais de 100 metros, se não estiverem muito distantes. Em Okinawa, a água do mar é bombeada para um reservatório no topo de um penhasco. Na Austrália, uma mina subterrânea abandonada foi considerada para um reservatório inferior. Israel planeja o sistema de dois reservatórios Kokhav Hayarden de 344 MW.

Em Montana, EUA, o Projeto Hidrelétrico de Armazenamento Bombeado Gordon Butte de US$ 1 bilhão, 4 x 100 MW, na parte central do estado, usará o excesso de energia das turbinas eólicas de 665 MWe do estado, embora isso seja menos previsível do que a energia fora do pico projetada para fornecer carga de base. A Absaroka Energy construirá o reservatório elevado em uma mesa 312 metros acima do reservatório inferior a partir de 2018. Espera fornecer 1300 GWh por ano para complementar a energia eólica, com serviços auxiliares.

Na Alemanha, espera-se que o projeto eólico e hidrelétrico de Gaildorf perto de Münster esteja operacional em 2018. Ele compreende 13,6 MWe de turbinas eólicas e 16 MWe de capacidade hidrelétrica de armazenamento bombeado.

Sistemas de armazenamento de energia em bateria

As baterias armazenam e liberam energia eletroquimicamente. Os requisitos para armazenamento de bateria são alta densidade de energia, alta potência, longa vida útil (ciclos de carga e descarga), alta eficiência de ida e volta, segurança e custo competitivo. Outras variáveis ​​são a duração da descarga e a taxa de carga. Vários compromissos são feitos entre esses critérios, destacando as limitações dos sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS) em comparação com fontes de geração despacháveis. A questão do retorno de energia sobre a energia investida (EROI) também surge, o que se relaciona de forma aguda com quanto tempo uma bateria está em serviço e como sua eficiência de ida e volta se mantém durante esse período.

As baterias requerem um sistema de conversão de energia (PCS), incluindo inversor para ligar em um sistema CA normal. Isso adiciona cerca de 15% ao custo básico da bateria.

Vários projetos em escala de megawatts provaram que as baterias são adequadas para suavizar a variabilidade da energia dos sistemas eólico e solar em minutos e até horas, para integração de curta duração dessas energias renováveis ​​em uma rede. Eles também mostraram que as baterias podem responder com mais rapidez e precisão do que os recursos convencionais, como reservas giratórias e usinas de pico. Como resultado, grandes conjuntos de baterias estão se tornando a tecnologia de estabilização preferida para a integração de energias renováveis ​​de curta duração. Esta é uma função de poder, não principalmente de armazenamento de energia. A demanda por ele é muito menor do que para armazenamento de energia – a ISO da Califórnia estimou sua demanda de regulação de frequência de pico para 2018 em 2.000 MW de todas as fontes.

Algumas instalações de bateria substituem a reserva giratória para backup de curta duração, portanto, opere como máquinas síncronas virtuais usando inversores formadores de grade.

Redes inteligentes Muita discussão sobre o armazenamento em bateria está relacionada às redes inteligentes. Uma rede inteligente é uma rede elétrica que otimiza o fornecimento de energia usando informações sobre oferta e demanda. Ele faz isso com funções de controle em rede de dispositivos com recursos de comunicação, como medidores inteligentes.

baterias de íon de lítioem 2015 representaram 51 por cento da capacidade do sistema de armazenamento de energia (ESS) recém-anunciado e 86 por cento da capacidade de energia ESS implantada. Estima-se que 1.653 MW de nova capacidade de ESS foram anunciados em todo o mundo em 2015, com pouco mais de um terço vindo da América do Norte. As baterias de íons de lítio são a tecnologia mais popular para sistemas de armazenamento de energia distribuída (Navigant Research). As baterias de íons de lítio têm uma eficiência de corrente contínua de ida e volta de 95%, caindo para 85% quando a corrente é convertida em corrente alternada para a rede. Eles têm um ciclo de 2000-4000 e vida útil de 10-20 anos, dependendo do uso.

A nível doméstico, atrás do contador*, está a ser promovido o armazenamento em bateria. Existe compatibilidade óbvia entre energia solar fotovoltaica e baterias, devido ao fato de serem CC. Na Alemanha, onde a energia solar fotovoltaica tem um fator de capacidade médio de 10,7 por cento, 41 por cento das novas instalações solares fotovoltaicas em 2015 foram equipadas com armazenamento de bateria de backup, em comparação com 14 por cento em 2014. Esse aumento, tanto em casas quanto em sistemas fotovoltaicos conectados à rede sistemas, é incentivado pelo Banco de Desenvolvimento KfW, que organiza empréstimos do governo a juros baixos e assistência de retorno cobrindo até 25 por cento dos gastos de investimento necessários. O KfW exige que eletricidade fotovoltaica suficiente seja usada para consumo e armazenamento no local, de modo que não mais da metade da produção chegue à rede de transmissão. Desta forma, afirma-se que 1,7 a 2,5 vezes a capacidade solar usual pode ser tolerada pela rede sem sobrecarga. Em 2016, 200 MWh de capacidade de armazenamento instalada foram relatados para a Alemanha.

A energia fotovoltaica doméstica e de pequenas empresas não faz parte do sistema de distribuição, mas é essencialmente doméstica nas instalações, com muita energia gerada usada lá e alguma possivelmente exportada para o sistema através do medidor que originalmente media a energia extraída da rede a ser cobrada.

Mais de um terço do 'armazenamento em bateria' de 1,5 GW em 2015 foram baterias de íon-lítio e 22% foram baterias de sódio-enxofre. A Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) estima que o mundo precisa de 150 GW de armazenamento de bateria para atingir a meta desejada da IRENA de 45 por cento da energia gerada a partir de fontes renováveis ​​até 2030. No Reino Unido, cerca de 2 GW são necessários para o controle rápido de frequência em 45 GWe, e a National Grid gasta de £ 160 a £ 170 milhões por ano nisso. Na Alemanha, o armazenamento de bateria em escala de utilidade instalada aumentou de cerca de 120 MW em 2016 para cerca de 225 MW em 2017.

Um grande BESS é um sistema Toshiba de íons de lítio de 40 MW/20 MWh na subestação Nishi-Sendai da Tohoku Electric Power Company no Japão, comissionado no início de 2015, e a San Diego Gas & Electric tem um BESS de íons de lítio de 30 MW/120 MWh em Escondido, Califórnia. Além disso, a STEAG Energy Services iniciou um programa de armazenamento de íons de lítio de 90 MW na Alemanha (veja abaixo) e a Edison está estabelecendo uma instalação de 100 MW em Long Beach, Califórnia.

No sul da Austrália, um sistema de íons de lítio Tesla 100 MW/129 MWh foi instalado próximo ao parque eólico de 309 MWe Hornsdale da Neoen, perto de Jamestown – a Hornsdale Power Reserve (HPR). Cerca de 70 MW da capacidade são contratados com o governo do estado para fornecer estabilidade de rede e segurança do sistema, incluindo serviços auxiliares de controle de frequência (FCAS) por meio da plataforma Autobidder da Tesla em prazos de seis segundos a cinco minutos. Os outros 30 MW de capacidade têm três horas de armazenamento e são usados ​​como deslocamento de carga pela Neoen para o parque eólico adjacente. Ele provou ser capaz de uma resposta muito rápida para o FCAS, fornecendo até 8 MW por cerca de 4 segundos antes do corte do FCAS contraído mais lento quando a frequência caiu abaixo de 49,8 Hz. Em 2020, o projeto foi expandido em 50 MW/64,5 MWh por A$ 79 milhões, de modo que agora fornece cerca de metade da inércia virtual necessária no estado para o FCAS.

Existem vários tipos de bateria de íons de lítio, algumas com alta densidade de energia e carregamento rápido para atender veículos motorizados (EVs), outras como fosfato de ferro e lítio (LiFePO₄, abreviado como LFP), são mais pesados, menos densos em energia e com ciclo de vida mais longo. Os conceitos para armazenamento de longa duração incluem a reutilização de baterias de VE usadas – baterias de segunda vida.

Baterias de sódio-enxofre (NaS)têm sido usados ​​por 25 anos e estão bem estabelecidos, embora caros. Eles também precisam operar a cerca de 300 graus, o que significa algum consumo de eletricidade quando ocioso. O sistema Vaca-Dixon NaS BESS de 2 MW/14 MWh da PG&E custou cerca de US$ 11 milhões (US$ 5.500/kW, em comparação com cerca de US$ 200/kW que a PG&E estimou como custo de equilíbrio em 2015). A vida útil é de cerca de 4500 ciclos. A eficiência de ida e volta em um teste de 18-mês foi de 75 por cento . Uma unidade de 4,4 MW/20 MWh está sendo construída pela EWE em Varel, na Baixa Saxônia, norte da Alemanha, para comissionamento no final de 2018. (É parte de uma configuração com uma bateria de íons de lítio de 7,5 MW/2,5 MWh, toda a planta custando € 24 milhões.)

Baterias de célula de fluxo Redox(RFBs) desenvolvidos na década de 1970 possuem dois eletrólitos líquidos separados por uma membrana para dar meia-células positivas e negativas, cada uma com um eletrodo, geralmente de carbono. O diferencial de tensão está entre 0,5 e 1,6 volts em sistemas aquosos. Eles são carregados e descarregados por uma reação de oxidação-redução reversível através da membrana. Durante o processo de carga, os íons são oxidados no eletrodo positivo (liberação de elétrons) e reduzidos no eletrodo negativo (captação de elétrons). Isso significa que os elétrons se movem do material ativo (eletrólito) do eletrodo positivo para o material ativo do eletrodo negativo. Ao descarregar, o processo se inverte e a energia é liberada. Os materiais ativos são pares redox,i.e.compostos químicos que podem absorver e liberar elétrons.

As baterias de fluxo redox de vanádio (VRFB ou V-flow) usam os múltiplos estados de oxidação do vanádio para armazenar e liberar carga. Eles são adequados para grandes aplicações estacionárias, com longa vida útil (aprox. 15,000 ciclos ou 'infinito'), descarga total e baixo custo por kWh em comparação com íons de lítio quando alternados diariamente ou com mais frequência. As baterias V-flow tornam-se mais econômicas quanto maior a duração do armazenamento – geralmente cerca de quatro horas – e quanto maior for a necessidade de energia e energia. Diz-se que a escala econômica do crossover é de cerca de 400 kWh de capacidade, além da qual eles são mais econômicos que os íons de lítio. Além disso, operam à temperatura ambiente, pelo que são menos propensos a incêndios do que os iões de lítio. Em custo e escala, os VRFBs têm grandes aplicações na rede e na indústria – até projetos de GWh em vez de MWh.

Com RFBs, energia e potência podem ser dimensionadas separadamente. A potência determina o tamanho da célula ou o número de células, e a energia é determinada pela quantidade do meio de armazenamento de energia. Os módulos são de até 250 kW e podem ser montados até 100 MW. Isso permite que as baterias de fluxo redox sejam melhor adaptadas a requisitos específicos do que outras tecnologias. Em teoria, não há limite para a quantidade de energia e, muitas vezes, os custos específicos de investimento diminuem com o aumento da relação energia/potência, pois o meio de armazenamento de energia geralmente tem custos comparativamente baixos.

Um modelo de usina de pico na China tem 100 MWe de energia solar fotovoltaica com um VRFB de 100 MW/500 MWh.

Uma conclusão geral do teste da PG&E foi que, se as baterias forem usadas para arbitragem de energia, elas devem ser co-localizadas com os parques eólicos ou solares – geralmente distantes do centro de carga principal. No entanto, se forem usados ​​para regulação de frequência, é melhor localizá-los perto dos centros de carga urbanos ou industriais. Como o fluxo de receita do controle de frequência é muito melhor do que a arbitragem, as concessionárias normalmente preferem o centro da cidade em vez de locais remotos para os ativos que possuem.

Os custos das baterias de íon-lítio caíram dois terços entre 2000 e 2015, para cerca de US$ 700/kWh, impulsionados pelo mercado de veículos e uma nova redução pela metade do custo está prevista para 2025. Os custos do sistema de conversão de energia (PCS) não caíram no mesma taxa e, em 2015, adicionou cerca de 15% ao custo da bateria para aplicações não veiculares.

As baterias de íons de lítio podem ser categorizadas pela química de seus cátodos. A diferente combinação de minerais dá origem a características de bateria significativamente diferentes:

Bateria de óxido de alumínio (NCA) de níquel-cobalto de lítio – faixa de energia específica (200-250 Wh/kg), alta potência específica, vida útil de 1.000 a 1.500 ciclos completos. Favorito em alguns EVs premium (e.g.Tesla), mas mais caro do que outros produtos químicos.

Bateria de óxido de cobalto de manganês e lítio (NMC) – faixa de energia específica (140-200 Wh/kg), vida útil 1000-2000 ciclos completos. Bateria mais comum usada em veículos elétricos híbridos plug-in e elétricos. Densidade de energia mais baixa que a NCA, mas vida útil mais longa.

Bateria de fosfato de ferro e lítio (LFP) – faixa de energia específica (90-140 Wh/kg), vida útil de 2.000 ciclos completos. Baixa energia específica é uma limitação para uso em EVs de longo alcance. Pode ser indicado para aplicações estacionárias de armazenamento de energia ou veículos onde o tamanho e o peso da bateria são menos importantes. Relatado como menos propenso a fugas térmicas e incêndios.

Bateria de óxido de manganês de lítio (LMO) – faixa de energia específica (100-140 Wh/kg), vida útil 1000-1500 ciclos. Química livre de cobalto vista como uma vantagem. Usado em bicicletas elétricas e alguns veículos comerciais.

Supercapacitores

Um capacitor armazena energia por meio de uma carga estática em oposição a uma reação eletroquímica. Os supercapacitores são muito grandes e são usados ​​para armazenamento de energia passando por frequentes ciclos de carga e descarga em alta corrente e curta duração. Eles evoluíram e passaram para a tecnologia de baterias usando eletrodos e eletrólitos especiais. Eles operam a 2,5-2,7 volts e carregam em menos de dez segundos. A descarga é inferior a 60 segundos e a tensão cai progressivamente. A energia específica dos supercapacitores varia até 30Wh/kg, muito menos do que uma bateria de íons de lítio.

Estabilizadores síncronos rotativos

Para compensar a falta de inércia síncrona na usina geradora quando há alta dependência das fontes eólica e solar, condensadores síncronos (syncons), também conhecidos como estabilizadores rotativos, podem ser adicionados ao sistema. Eles são usados ​​para controle de frequência e tensão onde a estabilidade da rede precisa ser aprimorada devido a uma alta proporção de entrada renovável variável. Eles fornecem inércia síncrona confiável e podem ajudar a estabilizar desvios de frequência gerando e absorvendo energia reativa. Estes não são armazenamento de energia no sentido normal e estão descritos na página de informações sobre Energias Renováveis ​​e Eletricidade.

Sistemas de bateria em todo o mundo

Europa

A capacidade instalada total de armazenamento não hidroelétrico na Europa atingiu 2,7 GWh no final de 2018 e está projetada para 5,5 GWh até o final de 2020, de acordo com a European Energy Storage Association. Isso inclui sistemas domésticos, que compreendem mais de um terço das 2019-20 adições. A EDF planeja ter 10 GW de armazenamento de bateria em toda a Europa até 2035. Em março de 2020, a Total lançou um projeto de bateria de íons de lítio de 25 MW/25 MWh em Mardyck, perto de Dunquerque, para ser "o maior da França".

A primeira das seis unidades planejadas de íon-lítio de 15 MW da STEAG em um programa de € 100 milhões e 90 MW foi energizada em junho de 2016 em seu local a carvão de Lünen, na Alemanha. Para se qualificar para operação comercial, as baterias precisam responder a chamadas automáticas em 30 segundos e serem capazes de alimentar por no mínimo 30 minutos.

Na Alemanha, a RWE investiu € 6 milhões em um sistema de bateria de íon-lítio de 7,8 MW/7 MWh em sua usina de Herdecke perto de Dortmund, onde a concessionária opera uma usina de armazenamento bombeado. Funciona desde 2018.

Na Alemanha, um sistema de armazenamento de bateria de íons de lítio de 10 MW/10,8 MWh foi comissionado em 2015 em Feldheim, Brandenburg. Possui 3360 módulos de íons de lítio da LG Chem na Coréia do Sul. A unidade de bateria de € 13 milhões armazena energia gerada por um parque eólico local de 72 MW e foi construída para estabilizar a rede da TSO 50Hertz Transmission. Também participa da licitação semanal da reserva de controle primário.

A RWE planeja uma bateria de íons de lítio de 45 MW em Lingen e uma de 72 MW em suas usinas de Werne Gerstein até o final de 2022, principalmente para FCAS. A Siemens planeja uma bateria de 200 MW/200 MWh em Wunsiedel, na Baviera, para armazenamento de energia e gerenciamento de pico.

A concessionária holandesa Eneco e a Mitsubishi, como EnspireME, instalaram uma bateria de íons de lítio de 48 MW/50 MWh em Jardelund, norte da Alemanha. A bateria deve fornecer reserva primária para a rede e aumentar a estabilidade da rede em uma região com muitas turbinas eólicas e problemas de congestionamento da rede.

Os operadores alemães de sistemas de bateria que são licitados no mercado de reserva de controle primário semanalmente receberam um preço médio de € 17,8/MWh ao longo de 18 meses até novembro de 2016.

Na Espanha, a Acciona comissionou uma usina eólica com o BESS em 2 de maio017. A usina Acciona está equipada com dois sistemas de bateria de íon-lítio da Samsung, um de 1 MW/390 kWh e outro de 0,7 MW/700 kWh, conectados a uma turbina eólica de 3 MW e à rede. Ambos parecem ter resposta de frequência como parte de seu papel.

Em maio de 2016, a Fortum na Finlândia contratou a empresa francesa de baterias Saft para fornecer um sistema de armazenamento de energia de bateria de íons de lítio em escala de megawatts de € 2 milhões para sua usina de Suomenoja como parte do maior projeto piloto BESS de todos os tempos nos países nórdicos. Terá uma potência nominal de 2 MW e capacidade para armazenar 1 MWh de eletricidade, a ser oferecida ao TSO para regulação de frequência e suavização de saída. É semelhante ao sistema que opera na região de Aube, na França, interligando dois parques eólicos, totalizando 18 MW. A Saft implantou mais de 80 MW de baterias desde 2012.

No Reino Unido, 475 MW de armazenamento em bateria foram relatados como operacionais em agosto de 2019. Neste, 11 projetos variaram de 10 a 87 MW, a maioria com contratos de resposta de frequência aprimorados.

A empresa de energia renovável RES fornece 55 MW de resposta de frequência dinâmica de armazenamento de bateria de íon-lítio para a National Grid. A RES já possui mais de 100 MW/60 MWh de armazenamento em baterias em operação, principalmente na América do Norte.

Em março de 2020, a Wartsila da Finlândia ganhou um contrato para fornecer duas baterias de íon-lítio de 50 MW para a Pivot Power da EDF, ao embarcar em um programa de armazenamento de 2 GW para uma rede de baterias em escala de rede para serviços de rede auxiliares e carregamento de veículos elétricos. Uma terceira bateria de 50 MW em Southampton é da Downing LLP. A EDF Energy Renewables tem um projeto de armazenamento de bateria de 49 MW para a National Grid no local de West Burton da EDF Energy em North Yorkshire.

A subsecretária de estado de energia do Reino Unido, Amber Rudd, visita as instalações de Leighton Buzzard em 2014 (UK Power Networks)

Na Irlanda do Norte, a geradora norte-americana AES concluiu um conjunto de armazenamento de energia de 10 MW/5 MWh em sua usina de Kilroot em Carrickfergus. O sistema consiste em mais de 53000 baterias de íon-lítio dispostas em 136 nós separados com sistema de controle que responde às mudanças da rede em menos de um segundo. É o maior sistema avançado de armazenamento de energia no Reino Unido e na Irlanda, e o único desse tipo em escala de transmissão de acordo com a AES. A empresa quer construir a matriz de armazenamento de até 100 MW, proporcionando £ 8,5 milhões em economia de sistema por ano "deslocando fora do mérito a usina de backup térmico e facilitando a integração mais completa das energias renováveis ​​existentes", afirmou.

No Reino Unido, nas Ilhas Orkney, está em operação um sistema de armazenamento de baterias de íons de lítio de 2 MW/500 kWh. Esta estação elétrica de Kirkwall usa baterias Mitsubishi em dois contêineres de 12,2 m e armazena energia de turbinas eólicas.

Em Somerset, Cranborne Energy Storage tem um sistema de armazenamento de íon de lítio Tesla Powerpack de 250 kW/500 kWh associado a uma instalação solar fotovoltaica de 500 kW. A Tesla afirma que os powerpacks podem ser configurados para fornecer energia e capacidade de energia à rede como um ativo autônomo, oferecendo regulação de frequência, controle de tensão e serviços de reserva giratória. A unidade Tesla Industrial Powerpack padrão é de 50 kW/210 kWh, com 88% de eficiência de ida e volta.

No Reino Unido, a Statoil encomendou o projeto de um sistema de bateria de íon-lítio de 1 MWh, Batwind, como armazenamento onshore para o projeto offshore Hywind de 30 MW em Peterhead, na Escócia. A partir de 2018, é armazenar o excesso de produção, reduzir os custos de balanceamento e permitir que o projeto regule seu próprio fornecimento de energia e capture preços de pico por meio de arbitragem.

América do Norte

Em novembro de 2016, a Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) informou sobre um projeto de demonstração de tecnologia de 18-mês para explorar o desempenho dos sistemas de armazenamento de bateria que participam dos mercados de eletricidade da Califórnia. O projeto começou em 2014 e utilizou os sistemas de armazenamento de bateria de sódio-enxofre de 2 MW/14 MWh da PG&E Vaca-Dixon e 4 MW Yerba Buena para fornecer energia e serviços auxiliares nos mercados de Operador de Sistema Independente da Califórnia (CAISO) e controlados pela CAISO naquele mercado atacadista . O Projeto Piloto Yerba Buena BESS de US$ 18 milhões foi criado pela PG&E em 2013 com o apoio de US$ 3,3 milhões da Comissão de Energia da Califórnia. A Vaca-Dixon BESS está associada a uma usina solar da PG&E no condado de Solano.

O relatório da PG&E mostrou que as baterias ainda estavam longe de serem econômicas, mesmo assumindo uma vida útil de bateria de 20-ano. Usado para arbitragem de energia (carregando quando o preço estava baixo e descarregando quando o preço estava alto), a configuração de 6 MWe mal cobria as despesas operacionais. A margem alcançada na arbitragem de custo de energia foi consumida pelos 25% de energia perdida entre os ciclos devido a ineficiências de carga e descarga e a energia necessária para manter as baterias na temperatura operacional (300 graus). O uso ótimo do BESS foi confirmado como regulação de frequência, com baterias mantidas com meia carga e prontas para carregar ou descarregar conforme necessário para compensar os descompassos entre geração e carga. O tempo de resposta é muito rápido e, portanto, muito valioso para a CAISO (ou qualquer TSO). Quando usado inteiramente para controle de frequência, o armazenamento de 2 MW rendeu quase US$ 35,000 por mês – melhor do que usos alternativos, mas ainda baixo retorno para investimento de US$ 11 milhões. O controle operacional mostrou-se extremamente complexo. A PG&E relatou à Assembléia da Califórnia: "Com o California Assembly Bill 2514 e suas exigências de que as concessionárias adquiram 1,3 gigawatts de armazenamento de energia, os contribuintes da Califórnia podem esperar pagar bilhões de dólares pela implantação e operação desses recursos."

Em 2017, a PG&E utilizará a bateria Yerba Buena para mais uma demonstração de tecnologia envolvendo a coordenação de recursos de energia distribuída (DERs) de terceiros – como solar residencial e comercial – usando inversores inteligentes e armazenamento em bateria, controlados por meio de um sistema de gerenciamento de recursos de energia distribuída (DERMS).

Em agosto de 2015, a GE foi contratada para construir um sistema de armazenamento de baterias de íons de lítio de 30 MW/20 MWh para a Coachella Energy Storage Partners (CESP) na Califórnia, 160 km a leste de San Diego. A instalação de 33 MW foi concluída pela ZGlobal em novembro de 2016 e ajudará na flexibilidade da rede e aumentará a confiabilidade na rede do Distrito de Irrigação Imperial, fornecendo rampa solar, regulação de frequência, balanceamento de energia e capacidade de partida em preto para uma turbina a gás adjacente.

A San Diego Gas & Electric tem um BESS de íons de lítio de 30 MW/120 MWh em Escondido, construído pela AES Energy Storage e composto por 24 contêineres que abrigam 400 baterias000 Samsung em quase 20000 módulos. Ele suprirá a demanda de pico à noite e substituirá parcialmente o armazenamento de gás Aliso Canyon 200 km ao norte, que teve que ser abandonado no início de 2016 devido a um vazamento maciço. (Foi usado para geração de gás de carga de pico.)

Instalação de armazenamento de bateria de 30MW da SDG&E em Escondido, Califórnia. (Foto: San Diego Gas & Electric)

A Southern California Edison está construindo uma instalação de bateria de 100 MW/400 MWh para comissionamento em 2021, compreendendo 80,000 baterias de íons de lítio em contêineres. Outro grande projeto da SCE proposto é um armazenamento de 20 MW/80 MWh para a AltaGas Pomona Energy em sua usina movida a gás natural em San Gabriel.

Um grande projeto é o projeto de armazenamento de bateria de íon-lítio Tehachapi de US$ 50 milhões da Southern California Edison em conjunto com um parque eólico de 4.500 MWe, usando 10.872 módulos de 56 células cada da LG Chem, que podem fornecer 8 MW em quatro horas. Em 2016, a Tesla contratou o fornecimento de um sistema de armazenamento de bateria de íons de lítio de 20 MW/80 MWh para a subestação Mira Loma da Southern California Edison, para ajudar a atender a demanda diária de pico.

Um sistema de bateria muito grande foi aprovado para a usina movida a gás Moss Landing da Vistra em Monterey County, Califórnia. Eventualmente, pode chegar a 1.500 MW/ 6.000 MWh, começando com 182,5 MW/ 730 MWh em 2021. Ele usará 256 unidades Megapack de 3 MWh da Tesla. Além disso, os planos são provisórios. A Vistra está planejando 300 MW/1200 MWh em outro lugar.

A Tesla pretende ter 50 GWh online até o início da década de 2020.

O parque eólico de 98 MW de Laurel Mountain, na Virgínia Ocidental, emprega um BESS multiuso de 32 MW/8 MWh conectado à rede. A planta é responsável pela regulação de frequência e estabilidade da rede no mercado PJM, bem como pela arbitragem. As baterias de íons de lítio foram fabricadas pela A123 Systems e, quando comissionadas em 2011, eram as maiores BESS de íons de lítio do mundo.

Em dezembro de 2015, a EDF Renewable Energy comissionou seu primeiro projeto BESS na América do Norte, com capacidade flexível de 40 MW (placa de identificação de 20 MW) na rede de grade PJM em Illinois para participar dos mercados de regulação e capacidade. As baterias de íons de lítio e a eletrônica de potência foram fornecidas pela BYD America e consistem em 11 unidades em contêineres, totalizando 20 MW. A empresa tem mais de 100 MW de projetos de armazenamento em desenvolvimento na América do Norte.

A E.ON North America está instalando dois sistemas de baterias de íons de lítio de curta duração de 9,9 MW para seus parques eólicos Pyron e Inadale como projetos de armazenamento Texas Waves no oeste do Texas. O objetivo é principalmente para serviços auxiliares. O projeto segue o Iron Horse de 10 MW perto de Tucson, Arizona, adjacente a um painel solar de 2 MWe.

A SolarCity está usando 272 Tesla Powerpacks (sistema de armazenamento de íons de lítio) para seu projeto fotovoltaico solar de 13 MW/ 52 MWh na ilha de Kaua'i no Havaí, para atender à demanda de pico à noite. A energia é fornecida à Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) a 13,9 centavos/kWh por 20 anos. A KIUC também está comissionando um projeto com uma fazenda solar de 28 MWe e um sistema de bateria de 20 MW/100 MWh.

A Toshiba forneceu um grande BESS para Hamilton, Ohio, compreendendo um conjunto de baterias de íons de lítio de 6 MW/2 MWh. A vida útil de mais de 10,000 ciclos de carga-descarga é reivindicada.

A Powin Energy e a Hecate Energy estão construindo dois projetos totalizando 12,8 MW/52,8 MWh em Ontário, para o Independent Electricity System Operator. O conjunto de baterias Stack 140 da Powin de 2 MWh incluirá os sistemas em Kitchener (20 conjuntos) e Stratford (6 conjuntos).

Um grande armazenamento de eletricidade em grande escala é um 4 MWbateria de sódio-enxofre (NaS)para fornecer maior confiabilidade e qualidade de energia para a cidade de Presidio, no Texas. Foi energizado no início de 2010 para fornecer backup rápido para a capacidade eólica na rede ERCOT local. As baterias de sódio-enxofre são amplamente utilizadas em outros lugares para funções semelhantes.

Em Anchorage, Alasca, um sistema de bateria de 2 MW/0,5 MWh é complementado por um volante, para auxiliar no uso da energia eólica.

A Avista Corp no estado de Washington, noroeste dos EUA, está comprando uma usina de 3,6 MWbateria de fluxo redox de vanádio (VRFB)balanceamento de carga com energias renováveis.

A ISO de Ontário contratou uma usina de 2 MWbateria de fluxo redox zinco-ferroda ViZn Energy Systems.

Ásia leste

A Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma da China (NDRC) pediu múltiplos 100 MWbateria de fluxo redox de vanádio (VRFB)instalações até o final de 2020 (bem como um sistema de armazenamento de energia de ar comprimido supercrítico de 10 MW/100 MWh, uma unidade de armazenamento de energia de volante de grau de 10 MW/1000 MJ, sistemas de armazenamento de energia de bateria de íon-lítio de 100 MW e um novo tipo de dispositivo de armazenamento de sal fundido de grande capacidade).

A Rongke Power está instalando um VRFB de 200 MW/800 MWh em Dalian, China, afirmando ser o maior do mundo. É para atender a demanda de pico, reduzir a redução de parques eólicos próximos, aumentar a estabilidade da rede e fornecer capacidade de arranque a partir de meados-2019. A Rongke planeja uma produção industrial de 2 GW/ano na década de 2020. Pu Neng, em Pequim, está planejando a produção em larga escala de VRFBs e recebeu um contrato em novembro de 2017 para construir uma unidade de 400 MWh. A Sumitomo forneceu um VRFB de 15 MW/60 MWh para a Hepco no Japão, comissionado em 2015.

A VRB Energy da China está desenvolvendo vários projetos de baterias de células de fluxo: província de Qinghai, 2 MW/10 MWh para integração eólica; Província de Hubei, 10 MW/50 MWh integração fotovoltaica crescendo para 100 MW/500 MWh; Província de Lianlong, integração de renováveis ​​de 200 MW/800 MWh; Integração eólica offshore de Jiangsu 200 MW/1000 MWh.

A Hokkaido Electric Power contratou a Sumitomo Electric Industries para fornecer um sistema de armazenamento de energia de bateria de fluxo em escala de rede para um parque eólico no norte do Japão. Esta será uma bateria de fluxo redox de vanádio de 17 MW/51 MWh (VRFB) capaz de três horas de armazenamento, com previsão de operação em 2022 na Abira, com vida útil de 20 anos. Hokkaido já opera um VRFB de 15 MW/60 MWh também construído pela Sumitomo Electric, em 2015.

Austrália

No sul da Austrália, o Hornsdale Power Reserve é um sistema de íons de lítio Tesla de 150 MW/194 MWh próximo ao parque eólico de 309 MWe Hornsdale da Neoen, perto de Jamestown. Cerca de 70 MW da capacidade são contratados com o governo estadual para fornecer estabilidade à rede e segurança do sistema, incluindo serviços auxiliares de controle de frequência (FCAS). Detalhes mais completos noSistemas de armazenamento de energia em bateriaseção acima.

Em Victoria, a Neoen está construindo a grande bateria vitoriana de 300 MW/450 MWh perto de Geelong. A Neoen tem um contrato de serviços de rede de 250 MW com o Australian Energy Market Operator (AEMO) para auxiliar na estabilidade da rede e "desbloquear mais energia renovável" com o FCAS. A Tesla foi contratada para fornecer e operar o sistema, que consiste em 210 Tesla Megapacks, esperados online até 2022. Durante os testes iniciais no final de julho de 2021, um dos Tesla Megapacks pegou fogo.

A Neoen construiu uma bateria de 20 MW/34 MWh complementando um parque eólico de 196 MWe em Stawell, em Victoria, para o Bulgana Green Power Hub.

Em Victoria, uma bateria de 30 MW/30 MWh fornecida pela Fluence está perto de Ballarat, e em Gannawarra, perto de Kerang, desde 2018, uma bateria Tesla Powerpack de 25 MW/50 MWh está integrada a uma fazenda solar de 50 MWe.

Na Austrália do Sul, uma usina solar fotovoltaica de 330 MWe é proposta pelo Lyon Group, o esquema Riverland Solar Storage em Morgan, para ser apoiada por uma bateria de 100 MW/400 MWh, com custo estimado em US$ 700 milhões e US$ 300 milhões, respectivamente. Perto da mina Olympic Dam, no norte do estado, o projeto Kingfisher de energia solar fotovoltaica de 120 MW e bateria de 100 MW/200 MWh é proposto pelo Lyon Group, com custos prováveis ​​de US$ 250 milhões e US$ 150 milhões, respectivamente.

A AGL contratou a Wärtsilä para fornecer uma bateria de fosfato de ferro e lítio (LFP) de 250 MW/250 MWh na usina a gás de Torrens Island perto de Adelaide para uso a partir de 2023. Ela pode ser expandida para 1.000 MWh.

A grande bateria Playford de 100 MW/100 MWh está planejada para o sul da Austrália em conjunto com o projeto fotovoltaico solar Cultana 280 MWe para atender a siderúrgica Whyalla da Arrium.

A primeira bateria de fluxo em grande escala da Austrália será construída em Neuroodla, 430 km ao norte de Adelaide. Será fornecido pela Invinity e terá capacidade de 2 MW/8 MWh para fornecer suplementos de pico noturno e serviços auxiliares, sendo cobrado por um painel solar de 6 MW. Os módulos VRFB individuais são de 40 kW.

Em Queensland, em Wandoan South, uma bateria de 100 MW/150 MWh está sendo instalada para a Vena Energy.

Em Queensland, perto de Lakeland, ao sul de Cooktown, uma usina solar fotovoltaica de 10,4 MW será complementada com 1,4 MW/5,3 MWh de bateria de íon-lítio como configuração de borda da rede, com modo ilha durante o pico noturno. Ele usará a planta Conergy Hybrid Energy Storage Solution e deve entrar em operação em 2017. O projeto de A$ 42,5 milhões reduzirá a necessidade de atualização da rede. A BHP Billiton está envolvida com o projeto como possível protótipo para minas remotas. Outros sistemas desse tipo estão nas minas Degrussa e Weipa.

No noroeste da Austrália, uma bateria de íon-lítio Kokam de 35 MW/11,4 MWh está operando desde setembro de 2017 em uma rede privada que atende minas, ao lado de uma usina movida a gás de 178 MWe com resposta lenta. Ajudou no controle de frequência e na estabilização da pequena rede. Com a adição proposta de 60 MWe de capacidade solar, uma segunda bateria está prevista.

Na Tom Price em Pilbara, uma bateria de 45 MW/12 MWh funciona como uma máquina síncrona virtual, substituindo a reserva giratória em turbinas a gás. Uma bateria Hitachi de 50 MW/75 MWh também está sendo instalada. Uma bateria de 35 MW/12 MWh já opera nas proximidades de Mount Newman.

Outros países

Em Ruanda, 2,68 MWh de armazenamento em bateria da alemã Tesvolt foi contratado para fornecer energia de backup para irrigação agrícola, fora da rede, usando células de íon-lítio da Samsung em módulos de 4,8 kWh. Tesvolt reivindica 6.000 ciclos de carga completa com 100 por cento de profundidade de descarga ao longo de 30 anos de vida útil.

Outras tecnologias de bateria (além de íons de lítio)

NB As baterias de fluxo de vanádio e as baterias de sódio-enxofre são descritas na seção Sistemas de armazenamento de energia da bateria acima.

A RedFlow possui uma gama de módulos de bateria de fluxo de brometo de zinco (ZBM) que podem ser instalados em conexão com alimentação intermitente e são capazes de descarga e carga diárias profundas. Eles são mais duráveis ​​do que o tipo de íon-lítio, e a produção de energia esperada para unidades ZBM menores varia de 44 MWh. As unidades de bateria de grande escala (LSB) compreendem 60 baterias ZBM-3 que fornecem 300 kW de pico, 240 kW contínuos, a 400-800 volts e fornecem 660 kWh.

Eos Energy Storage nos EUA usa seu Znythbateria aquosa de zincocom cátodo híbrido de zinco e otimizado para suporte à rede elétrica, fornecendo descarga contínua de 4 a 6 horas. Compreende unidades de 4 kWh compondo subsistemas de 250 kW/1 MWh e um sistema completo de 1 MW/4 MWh. Em setembro de 2019, a Eos e a Holtec International anunciaram a formação da Hi-Power, uma joint venture para produzir em massa baterias aquosas de zinco para armazenamento de energia em escala industrial, incluindo o armazenamento de energia excedente dos pequenos reatores modulares SMR -160 da Holtec, para fornecer energia à rede durante o pico de demanda.

A Duke Energy está testando umarmazenamento híbrido ultracapacitor-bateria(HESS) na Carolina do Norte, perto de uma instalação solar de 1,2 MW. A bateria de 100 kW/300 kWh usa química de íons híbridos aquosos com eletrólito de água salgada e separador de algodão sintético. Os ultracapacitores de resposta rápida suavizam as flutuações de carga.

Custo mais baixobaterias de chumbo-ácidotambém estão em uso generalizado em pequena escala de utilidade, com bancos de até 1 MW sendo usados ​​para estabilizar a geração de energia do parque eólico. Estes são muito mais baratos que os íons de lítio, alguns são capazes de até 4.000 ciclos de descarga profunda e podem ser totalmente reciclados no final de sua vida útil. A Ecoult UltraBattery combina uma bateria de chumbo-ácido regulada por válvula (VRLA) com um ultracapacitor em uma única célula, proporcionando uma operação de estado de carga parcial de alta taxa com longevidade e eficiência. Um sistema UltraBattery de 250 kW/1000 kWh com 1280 baterias Ecoult foi comissionado em setembro de 2011 no PNM Prosperity Energy Storage Project em Albuquerque, Novo México, pela S&C Electric em conexão com um sistema solar fotovoltaico de 500 kW, principalmente para regulação de tensão. O maior sistema de armazenamento de bateria de chumbo-ácido da Austrália é de 3 MW/1,5 MWh em King Island.

A Universidade de Stanford está desenvolvendo umbateria de íon de alumínio, alegando baixo custo, baixa inflamabilidade e capacidade de armazenamento de alta carga em mais de 7500 ciclos. Possui ânodo de alumínio e cátodo de grafite, com eletrólito de sal, mas produz apenas baixa tensão.

BESS em escala doméstica

Em maio de 2015, a Tesla anunciou uma unidade doméstica de armazenamento de bateria de 7 ou 10 kWh para armazenar eletricidade de fontes renováveis, usando baterias de íon-lítio semelhantes às dos carros da Tesla. Ele fornecerá 2 kW e funcionará em 350-450 volts. O sistema Powerwall seria vendido aos instaladores por US$ 3000 para uma unidade de 7 kWh ou US$ 3.500 para 10 kWh, embora a última opção tenha sido prontamente descontinuada e a primeira reduzida para 6,4 kWh de armazenamento e 3,3 kW de potência. Embora isso seja claramente em escala doméstica, se amplamente adotado, terá implicações na rede. A Tesla reivindica 15 c/kWh para utilizar o armazenamento, mais o custo dessa energia renovável inicialmente, com 10-ano, 3650-garantia de ciclo cobrindo a diminuição da produção para 3,8 kWh no quinto ano, 18.000 kWh no total.

No Reino Unido, a Powervault fornece diversas baterias para uso doméstico, principalmente com energia solar fotovoltaica, mas também visando economia com medidores inteligentes. Sua bateria de chumbo-ácido de 4 kWh é o produto mais popular com £ 2.900 instalada, embora as baterias reais precisem ser substituídas a cada cinco anos. Uma unidade de íons de lítio de 4 kWh custa £ 3.900 instalada, e outros produtos variam de 2 a 6 kWh, custando até £ 5.000 instalados.

Em 2017 de abril, a LG Chem estava oferecendo uma variedade de baterias na América do Norte, tanto de baixa como de alta voltagem. Possui baterias de 48-volt com 3,3, 6,5 e 9,8 kWh e baterias de 400-volt com 7,0 e 9,8 kWh.

O BESS de íons de lítio de nível doméstico pode estar sujeito a restrições de incêndio que não permitem que as unidades sejam fixadas nas paredes de uma residência.

Armazenamento de energia de ar comprimido

O armazenamento de energia com ar comprimido (CAES) em cavernas geológicas ou minas antigas está sendo testado como uma tecnologia de armazenamento em escala relativamente grande, usando compressores a gás ou elétricos, o calor adiabático sendo despejado (sendo este o sistema diabático). Quando liberado (com pré-aquecimento para compensar o resfriamento adiabático), ele aciona uma turbina a gás com queima adicional de combustível, sendo o escapamento usado para pré-aquecimento. Se o calor adiabático da compressão for armazenado e usado posteriormente para pré-aquecimento, o sistema é CAES adiabático (A-CAES).

As instalações CAES podem ter até 300 MW, com eficiência geral de cerca de 70%. A capacidade do CAES pode igualar a produção de um parque eólico ou 5-10 MW de capacidade solar fotovoltaica e torná-la parcialmente despachável. Dois sistemas CAES diabáticos estão em operação, no Alabama (110 MW, 2860 MWh) e na Alemanha (290 MW, 580 MWh), e outros testados ou desenvolvidos em outros lugares nos EUA.

As baterias têm melhor eficiência do que CAES (saída como proporção da eletricidade de entrada), mas custam mais por unidade de capacidade, e os sistemas CAES podem ser muito maiores.

A Duke Energy e três outras empresas estão desenvolvendo um projeto de 1.200 MW e US$ 1,5 bilhão em Utah, complementar a um parque eólico de 2.100 MW e outras fontes renováveis. Este é o Projeto Intermountain Energy Storage, usando cavernas de sal. Ele está visando 48-hora de duração para a descarga para preencher as lacunas de intermitência, portanto, aparentemente mais de 50 GWh. O local também pode armazenar energia solar excedente transmitida do sul da Califórnia. Será construída em quatro etapas de 300 MW.

Gaelectric Energy Storage planeja um projeto CAES de 550 GWh/ano em Larne, Irlanda do Norte.

Nos EUA, o projeto Gill Ranch CAES está sendo adaptado para ser uma planta de armazenamento de energia de gás comprimido (CGES), com gás natural em vez de ar sendo armazenado sob pressão. O gás é armazenado a cerca de 2500 psi e 38 graus. A expansão para a pressão da tubulação de 900 psi requer pré-aquecimento para evitar a formação de água líquida e hidratos.

A Toronto Hydro com Hydrostor tem um projeto piloto usando ar comprimido em bexigas 55m debaixo d'água no Lago Ontário para produzir 0,66 MW em uma hora.

armazenamento criogênico

A tecnologia funciona resfriando o ar até -196 graus, ponto em que ele se transforma em líquido para armazenamento em tanques isolados de baixa pressão. A exposição à temperatura ambiente causa regaseificação rápida e 700-expansão de volume, usada para acionar uma turbina e gerar eletricidade sem combustão. A Highview Power no Reino Unido planeja uma instalação de 'ar líquido' de 50 MW/250 MWh em escala comercial em uma usina desativada, com base em uma usina piloto em Slough e uma usina de demonstração perto de Manchester. A energia pode ser armazenada por semanas (em vez de horas como no caso das baterias) a um custo nivelado projetado de £ 110/MWh (US$ 142/MWh) por um sistema de 10-hora de 200 MW/2 GWh.

Armazenamento térmico

Conforme descrito na subseção solar térmica do documento WNA Renewable Energy, algumas usinas CSP usamsal derretidopara armazenar energia durante a noite. A Gemasolar de 20 MWe da Espanha afirma ser a primeira usina CSP do mundo com carga básica, com fator de capacidade de 63%. A planta Andasol de 200 MWe da Espanha também usa armazenamento de calor de sal fundido, assim como a Solana de 280 MWe da Califórnia.

Um desenvolvedor de reator de sal fundido (MSR), Moltex, apresentou um conceito de armazenamento de calor de sal fundido (GridReserve) para complementar as energias renováveis ​​intermitentes. A Moltex sugere um reator de sal estável de 1000 MWe funcionando continuamente, desviando o calor a cerca de 600 graus em períodos de baixa demanda para armazenamento de sal de nitrato (como usado em usinas CSP solares). Durante períodos de alta demanda, a potência pode ser duplicada para 2.000 MWe usando o calor armazenado por até oito horas. Alega-se que o armazenamento de calor adiciona apenas £ 3/MWh ao custo nivelado da eletricidade.

Outra forma de armazenamento de calor está sendo desenvolvida no sul da Austrália, onde a 1414 Company (14D) está usandosilício fundido. O processo pode armazenar 500 kWh em um cubo de 70 cm de silício fundido, cerca de 36 vezes mais do que o Powerwall da Tesla em praticamente o mesmo espaço. Ele descarrega através de um dispositivo de troca de calor, como um motor Stirling ou uma turbina, e recicla o calor. Uma unidade de 10 MWh custaria cerca de A$ 700,000. (1414 graus é o ponto de fusão do silício.) Uma demonstração do TESS deve estar no projeto de energia solar Aurora perto de Port Augusta, no sul da Austrália.

Também na Austrália, um material misturado chamadoliga de folga de misicibilidade (MGA)armazena energia na forma de calor. O MGA compreende pequenos blocos de metais misturados, que recebem energia gerada por fontes renováveis, como solar e eólica, excedente à demanda da rede e a armazenam por até uma semana. É cotado um custo de $ 35/kWh, muito menos do que as baterias de íon-lítio, mas tem um tempo de resposta mais lento do que as baterias - 15 minutos. O calor é liberado para gerar vapor, potencialmente em usinas movidas a carvão reaproveitadas. A empresa MGA Thermal foi desmembrada da Universidade de Newcastle e, usando uma doação federal, está construindo uma fábrica piloto. Possui vários sistemas sendo desenvolvidos para temperaturas de 200 a 1400 graus.

Outra forma de armazenamento de energia é o gelo.energia do gelotem contratos com a Southern California Edison para fornecer 25,6 MW de armazenamento de energia térmica usando seu sistema Ice Bear, conectado a grandes unidades de ar condicionado. Isso faz gelo à noite quando a demanda de energia é baixa e, em seguida, usa-o para fornecer resfriamento durante o dia, em vez dos compressores de ar condicionado, reduzindo assim a demanda de pico.

armazenamento de hidrogênio

Na Alemanha, a Siemens comissionou uma usina de armazenamento de hidrogênio de 6 MW usandomembrana de troca de prótons (PEM)tecnologia para converter o excesso de energia eólica em hidrogênio, para uso em células de combustível ou adicionado ao fornecimento de gás natural. A usina em Mainz é a maior instalação PEM do mundo. Em Ontário, a Hydrogenics fez parceria com a concessionária alemã E.ON para criar uma instalação PEM de 2 MW que entrou em operação em agosto de 2014, transformando água em hidrogênio por eletrólise.

A eficiência da eletrólise para célula de combustível para eletricidade é de cerca de 50 por cento.

A San Diego Gas & Electric está trabalhando com a GenCell israelense para instalar 30 células de combustível de reserva GenCell G5rx em suas subestações. Estas são células de combustível alcalina à base de hidrogênio com saída de 5 kW. Eles são feitos em Israel e usados ​​lá pela Israel Electric Corporation.

Armazenamento cinético

Volantesarmazenam energia cinética e são capazes de dezenas de milhares de ciclos de recarga.

A ISO de Ontário contratou um sistema de volante de armazenamento de 2 MW da NRStor Inc. A Hawaiian Electric Co está instalando um sistema de volante de 80 kW/320 kWh da Amber Kinetics para sua rede de Oahu, sendo este um módulo potencialmente de vários. Normalmente volantes, armazenando energia cinética pronta para se transformar em eletricidade, são usados ​​para controle de frequência em vez de armazenamento de energia, eles fornecem energia em um período relativamente curto e cada um pode fornecer até 150 kWh. A Amber Kinetics reivindica capacidade de descarga de quatro horas.

A Stornetic da Alemanha fabrica unidades DuraStor que têm capacidades de dezenas de quilowatts até cerca de um megawatt. As aplicações variam de frenagem regenerativa para trens a serviços auxiliares de parques eólicos.

O uso principal dos volantes é em configurações de fonte de alimentação ininterrupta rotativa a diesel (DRUPS), com 7-11 função síncrona de passagem secundária durante a inicialização de um gerador a diesel integrado após falha na alimentação principal. Isso dá tempo –e.g.30 segundos – para iniciar o backup diesel normal. O volante está armazenando energia.

O banco de dados Global Energy Storage do Departamento de Energia dos EUA tem mais informações.