El Departamento de Energía de Estados Unidos está financiando un proyecto piloto para demostrar la viabilidad comercial del almacenamiento de energía en arena calentada, que es capaz de producir 135 MW de energía durante cinco días.
Investigadores del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) del Departamento de Energía de EE. UU. han desarrollado un prototipo de sistema de almacenamiento de energía de varios días utilizando arena calentada, preparando el escenario para un proyecto piloto de demostración.
La arena utilizada en el sistema de almacenamiento de energía térmica (TES) podría calentarse hasta un rango de 1,100 C utilizando energía renovable de bajo coste. El diagrama cercano muestra que cuando se necesita electricidad, el sistema alimentará arena caliente por gravedad a un intercambiador de calor, que calienta un fluido de trabajo, que impulsa un generador de ciclo combinado.
El modelo informático del equipo del NREL ha demostrado que un sistema a escala comercial retendría más del 95% de su calor durante al menos cinco días, afirmó el laboratorio nacional en un comunicado de prensa.
El Departamento de Energía de EE.UU. proporcionará 4 millones de dólares para financiar un proyecto piloto de demostración con una capacidad de descarga de 100 kW y una duración de 10 horas, cuyo inicio de obras está previsto para el próximo año en el campus Flatiron del NREL en las afueras de Boulder, Colorado. El proyecto piloto pretende mostrar el potencial comercial de la tecnología.
A escala comercial, cuando la arena se calienta completamente y se almacena en cinco silos, la tecnología podría producir 135 MW de energía durante cinco días, según un informe del NREL.
Según el informe, se podría lograr un costo nivelado de almacenamiento objetivo de 5¢/kWh en una variedad de escenarios.
NREL dijo que se desarrolló un plan de transición de tecnología al mercado para el sistema TES, pero no se incluyó en el informe disponible públicamente "debido a la sensibilidad comercial de NREL y sus socios".
Babcock & Wilcox, uno de los cinco miembros del equipo del proyecto que respaldan la investigación de NREL, dijo en 2021 que había firmado un acuerdo con NREL, que le otorgaba “derechos exclusivos limitados en el campo” para negociar un acuerdo de licencia que le permitiría comercializar la tecnología.
Varias otras tecnologías de almacenamiento de energía tienen duraciones de almacenamiento superiores al límite típico de cuatro horas para el almacenamiento en batería. Por ejemplo, Hydrostor está desarrollando un proyecto de almacenamiento de energía de aire comprimido de 500 MW/4,000 MWh en California. Un proyecto de almacenamiento por bombeo que se está desarrollando en Montana tendría una capacidad de 400 MW y una generación de energía anual estimada de 1,300 GWh. Y las baterías de flujo tienen un mercado global estimado por una empresa de investigación en 289 millones de dólares en 2023.
Para el almacenamiento de energía estacional, el almacenamiento de hidrógeno en cavernas de sal es una opción. Se espera que un proyecto en Utah tenga una capacidad de almacenamiento de 150 GWh combinada con una central eléctrica de ciclo combinado con turbina de gas con capacidad de hidrógeno de 840 MW.
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Fuente de pv magazine
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