Menores costos de batería, alto valor de la implementación de almacenamiento distribuido de la unidad de energía de respaldo

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El Estudio de futuros de almacenamiento (SFS) fue lanzado en 2020 por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable y cuenta con el apoyo del Gran Desafío de Almacenamiento de Energía del Departamento de Energía de EE. UU. (DOE). El estudio explora cómo el avance de la tecnología de almacenamiento de energía podría afectar la implementación del almacenamiento a escala de servicios públicos y la adopción del almacenamiento distribuido, así como la inversión y las operaciones futuras en la infraestructura del sistema de energía.

Existe un potencial económico de hasta 490 gigavatios por hora de almacenamiento de baterías detrás del medidor en los Estados Unidos para 2050 en los sectores residencial, comercial e industrial, o 300 veces la capacidad instalada actual. Pero solo una pequeña fracción podría ser adoptada por los clientes, según la última fase del Estudio de Futuros de Almacenamiento del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL).

“Al implementar nuevas capacidades de batería en nuestro modelo, pudimos hacer una comparación de escenarios que reveló que el costo de la batería y el valor de la energía de respaldo son impulsores importantes de la implementación del almacenamiento distribuido”, dijo Ashreeta Prasanna, autora principal del informe técnico de NREL, Perspectiva de almacenamiento y energía solar distribuida: Metodología y escenarios.

El estudio proporciona una de las primeras estimaciones publicadas sobre la implementación de almacenamiento distribuido de baterías. El equipo de analistas de NREL, que también incluye a Kevin McCabe, Ben Sigrin y Nate Blair, modeló la adopción por parte de los clientes de los sistemas de almacenamiento de baterías junto con la energía solar fotovoltaica (PV) en los Estados Unidos hasta 2050 en varios escenarios. Los resultados pueden ayudar a informar la planificación de la infraestructura técnica de la red para capturar los beneficios y mitigar los desafíos de la creciente generación de electricidad distribuida.

Escenarios PV-Plus-Battery

El auge del almacenamiento de baterías detrás del medidor

Se está produciendo una transición generalizada a los recursos energéticos distribuidos (DER). Los hogares y las empresas de todo el mundo están adoptando DER para reducir sus facturas de energía y reducir las emisiones de carbono. Los formuladores de políticas locales han establecido ambiciosos objetivos energéticos y climáticos; la resiliencia de la red es una preocupación creciente debido al cambio climático y los desastres climáticos; y más comunidades enfrentan cargas energéticas elevadas.

Además, la Orden 2222 de la Comisión Reguladora de Energía Federal permite a los DER participar junto con los recursos energéticos tradicionales en los mercados mayoristas organizados regionales.

Todos estos factores han contribuido a un aumento en el despliegue de DER, incluidas las baterías. Con la disminución de los costos de almacenamiento de la batería, los clientes están comenzando a emparejar baterías con energía solar distribuida. La capacidad de la batería detrás del metro totalizó casi 1 gigavatio en los Estados Unidos a fines de 2020, según Wood Mackenzie.

Si bien los DER ofrecen muchos beneficios a los clientes y a la red, como el cambio de carga máxima, la integración de estos recursos en el sistema de energía presenta desafíos complejos para las empresas de servicios eléctricos. “El sistema de transmisión no se diseñó pensando en la generación distribuida”, dijo Ben Sigrin, coautor del informe. “El potencial de adopción de DER proyectado puede proporcionar una ventana hacia la generación distribuida y ayudar a informar la planificación futura del sistema de energía”.

Modelado ascendente para la generación ascendente

Código abierto de NREL Modelo de demanda del mercado de generación distribuida (dGen) simula la adopción por parte del cliente de energía solar, eólica y de almacenamiento distribuidos mediante un enfoque ascendente basado en agentes y datos resueltos espacialmente (mira un video inspirado en Super Mario Bros. para obtener más información).

Para esta fase del Storage Futures Study, el modelo se modificó para simular el potencial técnico, económico y de mercado del almacenamiento de baterías detrás del medidor.

dGen interopera con NREL’s Modelo de asesor de sistemas (SAM), que simula el rendimiento y la eficiencia de las tecnologías energéticas, incluido el análisis de flujo de efectivo para calcular los períodos de recuperación, una consideración importante en la decisión de un cliente de adoptar una tecnología.

Al interactuar con SAM, dGen modeló la rentabilidad y la adopción por parte del cliente de los sistemas de almacenamiento fotovoltaico más batería para entidades residenciales, comerciales e industriales en los Estados Unidos con diferentes costos de tecnología, valoración de almacenamiento, incentivos y compensación. Los límites de adopción superior e inferior resultantes revelaron lo que los clientes consideran más en sus decisiones.

Menores costos de batería, alto valor de energía de respaldo impulsa la implementación

En todos los escenarios de 2050, dGen modeló un potencial económico significativo para el almacenamiento distribuido de baterías junto con la energía fotovoltaica. Los escenarios que asumen modestas disminuciones proyectadas en los costos de la batería y un menor valor de la energía de respaldo muestran un potencial económico de 114 gigavatios de capacidad de almacenamiento, un aumento de 90 veces desde hoy. Cuando los costos de la batería se reducen significativamente y el valor de la energía de respaldo se duplica, el potencial económico aumenta a 245 gigavatios.

Sin embargo, los clientes solo adoptan el 7% de la capacidad estimada. La diferencia se debe en gran parte al largo período de recuperación de los sistemas de almacenamiento fotovoltaico distribuido más batería, que en promedio es de 11 años para el sector residencial, 12 años para el sector comercial y 8 años para el sector industrial en 2030.

“El potencial de adopción estimado se traduce en menos del 20% del potencial del mercado”, dijo Prasanna. “Los clientes están menos dispuestos a invertir en un sistema que tarda mucho en ser rentable”.

La implementación modelada varía según la ubicación en función de estructuras de tarifas específicas o programas de incentivos, pero generalmente está impulsado por el costo de la batería y el valor de la energía de respaldo. Se observan tendencias similares a escala nacional, donde los menores costos de batería y el alto valor de la energía de respaldo aumentan la implementación.

La energía fotovoltaica y las baterías impulsan la adopción mutua

Varios hallazgos del estudio demuestran que la energía fotovoltaica y las baterías hacen un emparejamiento económico. Debido a que un sistema de almacenamiento fotovoltaico más batería promedio es más grande que las configuraciones solo fotovoltaicas, el almacenamiento de la batería aumenta la capacidad fotovoltaica y el valor económico del sistema.

Aproximadamente entre el 34% y el 40% del total de instalaciones fotovoltaicas anuales proyectadas en 2050 en el escenario de referencia o de referencia se adoptan conjuntamente con baterías. Esta tasa, nuevamente, es impulsada por un mayor valor de la energía de respaldo y menores costos de tecnología.

Las reducciones de costos combinadas en las tecnologías de almacenamiento de baterías y fotovoltaicas impulsan una adopción adicional en comparación con las reducciones de costos solo en la tecnología de baterías. Cuando los costos disminuyen para ambas tecnologías, más clientes adoptan sistemas fotovoltaicos más batería y la implementación aumenta en un 106% en 2050.

“El proceso de desarrollo e implementación de la tecnología de almacenamiento distribuido dentro de dGen reveló preguntas adicionales y las capacidades de investigación necesarias relacionadas con la adopción del almacenamiento de baterías detrás del medidor”, dijo Prasanna. “Se necesitarán mejoras adicionales de dGen para explorar preguntas de investigación tales como proyectar la adopción de DER a escala comunitaria y capacidad de almacenamiento y su impacto en la red de distribución, exploración de las compensaciones entre el almacenamiento distribuido y a escala de servicios públicos, y el papel de los DER en el apoyo a la transición a una economía descarbonizada “.

Obtenga más información en el seminario web del 10 de agosto

El equipo de estudio de futuros de almacenamiento de NREL organizará un seminario web público gratuito el martes 10 de agosto de 2021, de 9 a 10 a.m. MT. Aprenderá más sobre los impulsores clave del potencial de adopción por parte del cliente del almacenamiento distribuido y cómo los hallazgos del estudio pueden ayudar a informar la planificación futura del sistema de energía. Regístrese para asistir.

Artículo cortesía de NREL.

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