Un ritornello spesso ripetuto:il sole non splende sempre, e il vento non sempre soffia, a volte è visto come un impedimento all'energia rinnovabile. Ma è anche un impulso verso la scoperta dei modi migliori per immagazzinare quell'energia fino a quando non è necessaria.

Il calo dei costi nelle tecnologie disponibili ha spinto in avanti l'interesse per lo stoccaggio dell'energia come mai prima d'ora. Il prezzo delle batterie agli ioni di litio è diminuito di circa l'80% negli ultimi cinque anni, consentendo l'integrazione dell'accumulo nei sistemi di energia solare. Oggi, quasi il 18% di tutta l'elettricità prodotta negli Stati Uniti proviene da fonti energetiche rinnovabili, come l'energia idroelettrica e l'eolico, una cifra destinata a salire. E mentre comunità e interi stati spingono verso percentuali più elevate di energia da fonti rinnovabili, non c'è dubbio che lo storage giocherà un ruolo importante.

Rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, gli Stati Uniti hanno registrato un aumento del 93% della quantità di storage distribuito nel terzo trimestre del 2019. Entro il 2024, quel numero dovrebbe superare i 5,4 gigawatt, secondo una previsione della società di ricerche di mercato Wood Mackenzie Power &Renewables. Si prevede che il valore di mercato aumenterà dagli attuali 720 milioni di dollari a 5,1 miliardi di dollari nel 2024. A guidare tale crescita è una maggiore attenzione all'aggiunta di fonti di energia rinnovabile alla rete nazionale.

Solo nell'ultimo decennio l'adozione diffusa di fonti energetiche rinnovabili è diventata una possibilità economica, disse Paul Denholm, un principale analista energetico presso il National Renewable Energy Laboratory (NREL). È entrato a far parte del NREL 15 anni fa e, al tempo, lui e altri analisti erano impegnati a tracciare un percorso verso il 20% dell'approvvigionamento energetico della nazione proveniente da fonti rinnovabili. Ora, stanno puntando molto più in alto.

"Il calo del costo dell'eolico e del solare e ora delle batterie rende plausibile considerare il 100% di fonti rinnovabili, " Egli ha detto.

Il Renewable Electricity Futures Study di NREL ha stimato che entro il 2050 sarebbero necessari 120 gigawatt di stoccaggio negli Stati Uniti continentali, quando lo scenario immaginava un futuro in cui l'80% dell'elettricità proverrà da fonti rinnovabili. Il paese ha attualmente 22 gigawatt di stoccaggio da energia idroelettrica pompata, e un altro gigawatt di batterie.

La distribuzione dello storage è un must alle Hawaii

Hawaii, che deve importare tutti i suoi combustibili fossili e di conseguenza paga un prezzo elevato per l'elettricità, sta sperimentando l'utilizzo dell'accumulatore a batteria per raggiungere i suoi obiettivi energetici. Lo stato punta al 100% di energia pulita entro il 2045, utilizzando sia l'energia rinnovabile che una maggiore efficienza energetica. La società AES, con sede in Virginia, ha installato il più grande sistema di accumulo solare più grande del mondo all'estremità meridionale di Kauai.

I pannelli solari in grado di produrre 28 megawatt di elettricità sono stati abbinati a 18, 304 moduli batteria agli ioni di litio. Le batterie vengono caricate durante il giorno e forniscono energia al mattino presto e alla sera quando i pannelli solari non generano elettricità.

Il sistema immagazzina energia sufficiente per soddisfare il fabbisogno di elettricità per quattro ore ed elimina la necessità di 3,7 milioni di galloni di carburante all'anno, secondo Kauai Island Utility Cooperative, che fornisce energia all'isola. Kauai ora genera circa il 55% della sua energia tramite sistemi fotovoltaici (PV).

I ricercatori del NREL hanno testato il funzionamento di questo sistema di accumulo fotovoltaico installando e valutando una versione ridotta presso il Flatirons Campus.

"Puoi vedere simulazioni e puoi vedere alcuni grafici. Non è niente di così convincente come vedere un dispositivo di dimensioni utilitarie in funzione, " disse Przemek Koralewicz, ricercatore principale del progetto di sperimentazione. "Questo ti dà molta fiducia."

Un secondo impianto di accumulo AES PV-plus attualmente in costruzione presso la base della Marina a Kauai fornirà elettricità ai clienti secondo necessità, ma servirà anche come microrete isolata per i militari in caso di interruzione dell'alimentazione. Quando il nuovo impianto entrerà in funzione il prossimo anno, circa il 60% dell'elettricità a Kauai proverrà da fonti rinnovabili.

"Questi due impianti di AES possono fornire metà dell'energia per l'intera isola, " disse Koralewicz. "Durante la notte, possono fornire piena potenza, in determinati scenari. Ecco perché è importante testarlo. AES non vuole che sia instabile o che abbia problemi."

Lo stoccaggio della batteria fornisce un modo per mantenere stabile la rete, consentendo un equilibrio istantaneo tra domanda e offerta. Lo stoccaggio è anche pronto a sostituire la generazione di energia convenzionale durante i picchi di domanda, eliminando la necessità di ulteriori impianti, ma le limitazioni ostacolano l'uso delle batterie. Una centrale elettrica può rimanere operativa per decenni, ma una batteria deve essere sostituita dopo circa una dozzina di anni. Le batterie soffrono anche di una capacità limitata, il che significa che in genere possono immagazzinare energia sufficiente per fornire energia solo per quattro ore.

Il costo dell'archiviazione non è facile da quantificare

Definire il costo dello storage rimane elusivo. Una metrica utilizzata di frequente chiamata costo dell'energia livellato (LCOE) consente di confrontare il costo per generare elettricità con mezzi diversi. Ma l'LCOE è accurato solo quando le diverse tecnologie forniscono gli stessi servizi.

Un gruppo di ricercatori NREL, tra cui David Feldman e Robert Margolis, ha sviluppato un LCOE per l'accumulo solare più. "Come tutti gli LCOE, ha i suoi limiti di utilizzo, " Feldman ha detto. "Una delle sfide, in particolare per lo stoccaggio, è che ci sono così tanti casi d'uso diversi che il costo non significa molto a meno che tu non stia definendo il valore che il sistema porta."

L'utilizzo dello storage può far risparmiare denaro a un'utenza riducendo la necessità di generare elettricità ed evitando i costi di trasmissione.

Un documento scritto da NREL pubblicato l'anno scorso in Il giornale dell'elettricità ha riscontrato una riduzione dei costi delle utenze per gli edifici commerciali in più della metà delle 17 città esaminate, in alcuni casi fino al 24%. Utilizzo di batterie per la conservazione, le proprietà sono state in grado di compensare le tariffe di un'utilità che richiedono agli utenti di pagare di più durante i periodi di picco della domanda.

Centrali elettriche di picco, alimentati a gas naturale e accesi per soddisfare i picchi di domanda, imbattersi in confronti di costi con batterie in grado di immagazzinare quattro ore di energia. Per quella durata, la bilancia punta a favore delle batterie. Oltre le quattro ore, anche se, la batteria diventa più costosa.

"Il motivo per cui abbiamo così tanti impianti di picco è l'aria condizionata, " ha detto Denholm. "Questo è quando usiamo la maggior parte dell'elettricità. Una cosa che puoi fare è invece di costruire un mucchio di centrali elettriche che funzionano solo 100 ore all'anno quando fa molto caldo, puoi immagazzinare energia fredda sotto forma di ghiaccio o qualcosa del genere. Fai il ghiaccio alle 4 del mattino e poi, quando fa caldo a metà pomeriggio, puoi rilasciare quell'energia immagazzinata dal freddo e raffreddare la tua casa o il tuo edificio."

Le tecnologie comprendono una vasta gamma

"C'è un malinteso. Lo stoccaggio è spesso considerato come stoccaggio elettrochimico o stoccaggio della batteria, " disse Adarsh ​​Nagarajan, il responsabile del gruppo per il Power System Design and Planning di NREL e che lavora a lungo sull'integrazione delle rinnovabili nella rete. "Lo stoccaggio è al di là delle batterie. È al di là dell'elettrochimica. È molto più ampio."

Il Database globale di stoccaggio dell'energia del Dipartimento dell'energia (DOE) conta quasi 700 progetti di stoccaggio annunciati, operativo, o in costruzione negli Stati Uniti che si basano su una miriade di tecnologie. Oltre alle batterie, i metodi di conservazione includono ghiaccio, energia idroelettrica pompata, calore, acqua refrigerata, ed elettrochimico. Ancora altre tecnologie sono in fase di sviluppo.

"Non c'è un vincitore, " Ha detto Nagarajan. "Tutti dovrebbero lavorare insieme per raggiungere un certo obiettivo, che è stabilità e resilienza della rete e soddisfare le esigenze dei clienti".

Ma anche con così tanti modi per immagazzinare energia già disponibili, vengono costantemente proposte nuove o migliorate tecnologie. I ricercatori del NREL hanno sviluppato una tecnica per iniettare gas naturale nei pozzi esauriti, brevettato un metodo per immagazzinare idrogeno pressurizzato all'interno di turbine eoliche appositamente progettate, e migliorato il design delle batterie agli ioni di litio per farle durare più a lungo.

Sono emerse chiare preferenze tra le tecnologie di archiviazione già in uso. Il DOE Energy Storage Technology and Cost Characterization ReportPDF ha calcolato che tra le tecnologie delle batterie, le batterie agli ioni di litio offrono la migliore opzione per la conservazione di quattro ore in termini di costi, prestazione, e maturità della tecnologia. Per un periodo più lungo, l'energia idroelettrica con pompaggio e l'accumulo di energia ad aria compressa sono considerate le migliori opzioni. Tra quei due, l'energia idroelettrica con pompaggio è la tecnologia più matura e ha rappresentato il 98% dello stoccaggio energetico mondiale distribuito nel 2018.

Acqua più comunemente usata nello stoccaggio

L'energia idroelettrica con pompaggio è la spina dorsale della capacità di stoccaggio della nazione. Storicamente, era usato per incorporare grandi, generazione inflessibile sul sistema di alimentazione. Attualmente, lo stoccaggio pompato viene utilizzato per aiutare a integrare grandi quantità di energia rinnovabile nella rete, fungendo da tecnologia abilitante che migliora l'affidabilità e riduce i costi. L'acqua di stoccaggio pompata si basa su due serbatoi situati a diverse altezze. L'elettricità generata ma non immediatamente necessaria viene utilizzata per pompare l'acqua dal serbatoio inferiore a quello superiore. Quando è necessaria la potenza, l'acqua immagazzinata viene rilasciata per scorrere a valle e alimentare una turbina.

"Una delle vere sfide che l'idroelettrico deve affrontare è che possono essere necessari da otto a 10 anni per costruire un impianto, " ha detto Greg Stark, il responsabile tecnico dell'energia idroelettrica presso NREL e il responsabile dell'integrazione della rete idrica del laboratorio. "Data tutta l'incertezza nei mercati dell'energia, le persone esitano a investire in un progetto di 10 anni".

Per aiutare a risolvere questi problemi di time-to-market, il DOE ha istituito la FAST Commissioning Challenge. Tessa Greco, Il nuovo responsabile di progetti innovativi per l'energia idrica di NREL, è in testa alla competizione per l'ufficio Water Power Technologies del dipartimento, con l'obiettivo di dimezzare i tempi di esecuzione del progetto, riducendo al contempo i costi ei rischi associati alla messa in linea dello stoccaggio di pompaggio. Anche la Federal Energy Regulatory Commission ha riconosciuto queste sfide e ha ordinato che le decisioni sulla licenza per i progetti di stoccaggio con pompaggio a ciclo chiuso siano prese entro due anni. Finora, questo tipo di sistema, che non è collegato a un corpo idrico esistente e quindi riduce le preoccupazioni ambientali, deve ancora essere costruito negli Stati Uniti.

Diversi progetti sono in corso, compreso il progetto Gordon Butte nel Montana. Il sistema Gordon Butte, che è stato autorizzato e dovrebbe iniziare la costruzione quest'anno, utilizzerà due serbatoi artificiali e tre turbine per fornire 400 MW di capacità e 8,5 ore di stoccaggio. Lo stoccaggio pompato ha storicamente richiesto un design unico e una strategia di costruzione per ogni nuovo progetto; però, il progetto Gordon Butte presenta un modello replicabile, che potrebbe far risparmiare denaro ai potenziali sviluppatori.

"Lo storage pompato dà il meglio di sé quando hai bisogno di grandi quantità di energia per un lungo periodo di tempo, " Stark ha detto. "Parte di ciò è dovuto al fatto che il costo incrementale per aumentare la durata dello stoccaggio con pompaggio è solo la costruzione di un serbatoio più grande. Sono sempre le stesse turbine e altre infrastrutture, considerando che con l'accumulazione della batteria, ad esempio, se vuoi una durata maggiore, devi comprare più batterie."

Lo stoccaggio stagionale richiede uno studio attento

Lo stoccaggio di energia a lungo termine è approssimativamente definito come da 10 a 100 ore. Tutto ciò che va oltre è considerato stagionale. Il vento soffia di più in primavera, quindi essere in grado di catturare quell'energia fino a quando non può essere utilizzata quando necessario in estate crea opportunità di ricerca. Idrogeno, energia idroelettrica, e l'aria compressa sono le tecnologie più praticabili per immagazzinare energia per lunghi periodi, secondo Omar Guerra e Josh Eichman, ricercatori del NREL che studiano il valore delle tecnologie di stoccaggio dell'energia stagionale.

Lavorando in collaborazione con la Southern California Gas Company, NREL ha installato un bioreattore per testare la tecnologia power-to-gas come modo per immagazzinare energia rinnovabile. Il progetto, una prima negli Stati Uniti, si basa su microrganismi che convertono l'idrogeno e l'anidride carbonica in metano. Il metano può essere stoccato nella condotta aziendale per un utilizzo successivo.

La rete di gasdotti negli Stati Uniti si estende per circa 3 milioni di miglia ed è già utilizzata come veicolo di stoccaggio. "Sta spostando il gas, ma è anche un modo per conservarlo, "ha detto Keith Wipke, manager del programma Fuel Cell and Hydrogen Technologies di NREL.

L'idrogeno può essere aggiunto al gasdotto, fino al 10% circa, o immagazzinato separatamente. Un metodo per immagazzinare l'idrogeno che è stato proposto, ma deve ancora essere ampiamente adottato, è ritagliarsi spazio all'interno delle caverne di sale, ha detto Wipke.

Lo stoccaggio del gas naturale aiuta a proteggersi dalle fluttuazioni dei prezzi e a soddisfare la domanda stagionale, ma il costo delle apparecchiature ha bloccato l'adozione dell'accumulo stagionale di energia elettrica. Lo stoccaggio dell'idrogeno rimane una tecnologia emergente, ma poiché la ricerca porta a miglioramenti, si prevede che alla fine sarà il metodo più conveniente per mantenere e scaricare almeno una settimana di elettricità, ha detto Guerra. Si prevede che l'energia idroelettrica pompata e lo stoccaggio dell'aria compressa della durata di due giorni saranno competitivi in ​​termini di costi rispetto alla generazione di nuova elettricità.

"L'accumulo di energia idroelettrica e ad aria compressa sono tecnologie ben sviluppate, quindi non ci aspettiamo un calo significativo di quei costi di capitale, "Guerra ha detto. "Questi costi possono anche dipendere dalla posizione. In alcuni luoghi potresti avere l'opportunità di sviluppare l'idroelettrico di pompaggio in modo economico. In altri luoghi potresti avere l'opportunità di accumulare energia ad aria compressa."

"Dobbiamo ridurre i costi delle tecnologie di cui disponiamo oggi, e certamente alcune nuove tecnologie che sono migliori e più economiche sarebbero buone, " ha detto Wipke.

Zhiwen Ma sta lavorando proprio su questo. Il ricercatore lavora nel Thermal Systems Group di NREL e concentra i suoi sforzi sulla concentrazione di energia solare, o CSP. La tecnologia utilizza una serie di specchi o lenti per concentrare la luce solare su una piccola area, e l'energia catturata può essere immagazzinata nel sale fuso. Ma i sali sono corrosivi, quindi la ricerca è in corso per la nave di contenimento ideale. Al posto del sale, Ma' usa la sabbia per immagazzinare il calore.

Agenzia per i progetti di ricerca avanzata del DOE-Energia, che finanzia idee futuristiche, ha assegnato a NREL 2,8 milioni di dollari per studiare la fattibilità del sistema di accumulo di energia termica a basso costo di Ma. Quando serve, la sabbia riscaldata riscalderà un fluido che aziona una turbina a gas collegata a un generatore.

"I principali vantaggi rispetto al sale fuso sono il basso costo e le prestazioni, " disse Ma. La sabbia è una frazione del costo del sale ma può essere riscaldata a 1, 200 gradi centigradi rispetto a 600 gradi per il sale nitrato o 800 gradi per il sale cloruro.

Con così tante opzioni per immagazzinare energia, i ricercatori sono determinati a trovare i metodi migliori. Dopotutto, il sole non splende sempre, e il vento non sempre soffia.