Un análisis realizado por investigadores del NREL sugiere que el hidrógeno tiene el mayor potencial entre las tecnologías para el almacenamiento de energía estacional en el futuro.
El hidrógeno tiene el mayor potencial entre las tecnologías para el almacenamiento de energía estacional en el futuro, según un análisis realizado por investigadores del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) https://www.nrel.gov del Dpt. de Energía de los EE.UU:
El almacenamiento de energía estacional puede facilitar el despliegue de cuotas elevadas y ultraelevadas de fuentes de energía eólica y solar, según Omar Guerra, ingeniero de investigación del NREL y autor principal de un nuevo documento, «The value of seasonal energy storage technologies for the integration of wind and solar power
Los coautores de Guerra, todos del NREL, son Jiazi Zhang, Joshua Eichman, Paul Denholm, Jennifer Kurtz y Bri-Mathias Hodge. Desarrollaron un enfoque multimodelo que tiene en cuenta tanto el coste estimado como el valor de las tecnologías de almacenamiento a la hora de determinar la competitividad de los costes. Para ello, analizaron 80 escenarios relacionados con el hidrógeno, la energía hidráulica bombeada y el aire comprimido.
«Esta es quizá la evaluación tecnoeconómica más completa del almacenamiento estacional realizada hasta la fecha», dijo Guerra. «Basándonos en el valor estimado proporcionado a la red, hemos identificado las condiciones específicas, como los costes relacionados con la energía y la potencia, la eficiencia de ida y vuelta y la duración de la descarga, en las que una determinada tecnología de almacenamiento es competitiva en términos de costes».
Su análisis partía de la base de que el 84% de la red eléctrica del oeste de Estados Unidos se genera con fuentes renovables.
El estudio incluía el coste del almacenamiento estacional en función de la capacidad de potencia y de energía. Aunque esto es habitual en los análisis de almacenamiento de energía, los investigadores incluyeron los ingresos potenciales del valor de la capacidad, que es el coste de construir nuevas centrales de pico para abastecer la demanda eléctrica; y, de forma exclusiva, tuvieron en cuenta los costes de funcionamiento de la red evitados. Los estudios anteriores sobre el almacenamiento de energía no tienen en cuenta los beneficios potenciales para la red. A partir de esta información, se realizó un análisis de la relación beneficio-coste para determinar la rentabilidad de las tecnologías de almacenamiento.
El análisis se centró en dos marcos temporales para la evaluación económica: el futuro cercano, de 2025 a 2045, y el futuro, de 2050 a 2070.
Según los investigadores, en un futuro próximo se espera que el almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo y de aire comprimido con un día de electricidad almacenada sea competitivo en cuanto a costes.
En el periodo 2050-2070, se prevé que el hidrógeno, con hasta dos semanas de energía almacenada, sea un método de almacenamiento rentable en función de los costes de capital previstos para la potencia y la capacidad energética. Además, como el hidrógeno puede utilizarse en otros sectores, como el transporte y la agricultura, eso podría proporcionar fuentes de ingresos adicionales. El modelo del NREL no los tiene en cuenta, pero señala que los flujos de ingresos «podrían ser cruciales para la rentabilidad del almacenamiento estacional».
Los investigadores no consideraron las baterías como método de almacenamiento porque la tecnología no ha madurado lo suficiente para las aplicaciones de almacenamiento estacional. Sin embargo, también evaluaron nueve tecnologías genéricas de almacenamiento (combinaciones de tres eficiencias y tres tiempos de vida) con una eficiencia de ida y vuelta del 40%, 60% y 80% y tres posibles tiempos de vida: 18 años, 30 años y 50 años. De este modo, los desarrolladores de tecnología pueden trasladar los resultados a sus tecnologías.