El gobierno de EE. UU. financia un proyecto piloto para el almacenamiento de energía en arena calentada

Los investigadores del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus iniciales en inglés) que trabajan en un sistema de almacenamiento de energía para varios días utilizando arena calentada han desarrollado un prototipo, que se muestra en la imagen destacada de arriba, que ha sentado las bases para un proyecto piloto de demostración.

La arena utilizada en el sistema de almacenamiento de energía térmica (TES) podría calentarse hasta los 1.100 grados centígrados utilizando energía renovable de bajo costo. El diagrama de al lado muestra que, cuando se necesita electricidad, el sistema introduce arena caliente por gravedad en un intercambiador de calor que calienta un fluido de trabajo que acciona un generador de ciclo combinado.

Los modelos informáticos del equipo del NREL han demostrado que un sistema a escala comercial retendría más del 95% de su calor durante al menos cinco días, afirma el laboratorio nacional en un comunicado de prensa.

El DOE aportará 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, cuya puesta en marcha está prevista para el año que viene en el campus Flatiron del NREL, a las afueras de Boulder, estado de Colorado. El proyecto piloto pretende demostrar el potencial comercial de la tecnología.

A escala comercial, cuando la arena esté totalmente calentada y almacenada en cinco silos, la tecnología podría producir 135 MW de energía durante cinco días, según un informe del NREL.

Según el informe, podría alcanzarse un costo nivelado de almacenamiento de 0,05 dólares/kWh en diversos escenarios.

Según el informe, “aprovechar las centrales térmicas existentes” facilitaría la comercialización de la tecnología, mientras que otros factores que mejorarían la rentabilidad económica “podrían ser el pago de la capacidad por parte de las empresas eléctricas, los beneficios comunitarios derivados de la jubilación de centrales térmicas y el descenso continuado del precio de la electricidad renovable”. Además, “diseñar el sistema para un funcionamiento dinámico (por ejemplo, un arranque más rápido, la opción de añadir gas) probablemente aumente los ingresos al aprovechar el funcionamiento diario del almacenamiento”.

El informe del NREL decía que se había desarrollado un plan de transición de la tecnología al mercado para el sistema TES, pero que no se había incluido en el informe a disposición del público “debido a la sensibilidad comercial del NREL y sus socios”.

Babcock & Wilcox, uno de los cinco miembros del equipo del proyecto que apoya la investigación del NREL, anunció en 2021 que había firmado un acuerdo con el NREL, que le otorgaba “derechos exclusivos limitados al campo” para negociar un acuerdo de licencia que le permitiera 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 baterías. Por ejemplo, Hydrostor está desarrollando un proyecto de almacenamiento de energía por 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 mundial estimado por una empresa de investigación en 289 millones de dólares en 2023.

Para el almacenamiento estacional de energía, 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 de ciclo combinado con turbina de gas de 840 MW capaz de producir hidrógeno.