Hidrogênio verde une gás natural em oleodutos australianos

A gigante de gás canadense ATCO revelou seu Hub de Energia Limpa em Jandakot, que irá explorar o potencial do hidrogênio para uso doméstico em aparelhos a gás. No mesmo dia, o governo da Austrália Ocidental lançou uma estratégia de hidrogênio renovável e anunciou a criação de um fundo de hidrogênio verde de US$ 10.

O Hub de Inovação em Energia Limpa irá integrar o hidrogênio “verde” criado pela electrólise da água - utilizando a energia solar para separar as moléculas de hidrogênio da água. Imagem: ARENA

O Clean Energy Innovation Hub, operador de rede de gás de propriedade do Canadá, que investiu US $ 3,6 milhões, encarregado de investigar o papel potencial do hidrogênio no futuro mix energético, foi oficialmente revelado em Jandakot na quinta-feira. No mesmo dia, o governo da Austrália Ocidental lançou uma estratégia para estabelecer rumos para o futuro do hidrogênio renovável do estado.

As instalações da ATCO possuem uma microrrede, compreendendo aproximadamente 1100 painéis solares, capazes de gerar 300kW de potência e 400kWh de baterias. Com o sistema fotovoltaico capaz de produzir dois volumes médios, os requisitos de energia diários das instalações, o excesso de energia solar é parcialmente armazenado em baterias, enquanto o restante é usado para alimentar um eletrolisador e produzir hidrogênio. O hidrogênio é armazenado como combustível para um gerador de reserva ou misturado com gás natural.

Além de testar o uso de hidrogênio em diferentes configurações e aplicações, inclusive em eletrodomésticos, o hub da Jandakot fornecerá insights para otimizar as soluções de armazenamento e distribuição de hidrogênio, misturando hidrogênio com gás natural e usando hidrogênio como combustível de equilíbrio para suportar a rede. O projeto foi sustentado por US$ 1,5 milhão em financiamento da Agência Australiana de Energia Renovável (ARENA).

"É muito encorajador ver o setor investindo em novas tecnologias e auxiliando na pesquisa para um futuro energético mais limpo e mais verde na Austrália Ocidental", disse o ministro da Energia, Bill Johnston. "O governo McGowan está avançando com reformas para modernizar a estrutura e o design do mercado de energia da Austrália Ocidental para fornecer energia mais limpa e mais acessível a todos os consumidores".

Na última medida, o governo da WA lançou sua Estratégia de Hidrogênio Renovável buscando posicionar o estado como um grande produtor e exportador de hidrogênio renovável. Para apoiar projetos em terra, o governo estabeleceu um Fundo de Hidrogênio Renovável de US$ 10 milhões para facilitar o investimento do setor privado na indústria de hidrogênio renovável.

Com suas vastas fontes de energia renovável, incluindo energia solar e eólica, grande massa de terra, um forte setor de exportação de energia existente e proximidade com a Ásia, a WA está bem posicionada para explorar importantes mercados de hidrogênio, como o Japão e a Coréia. A estratégia do governo define quatro áreas de foco estratégico: exportação, aplicações em indústrias localizadas remotamente, mistura de hidrogênio em redes de gás natural e transporte usando veículos elétricos movidos a célula de combustível.

"Este [hidrogênio] é uma grande oportunidade para a WA, mas não ocorrerá sem investimentos significativos e prazos de entrega: essa estratégia e nosso Fundo de Hidrogênio Renovável são os primeiros passos nesse caminho", disse a ministra do Desenvolvimento Regional, Alannah MacTiernan. “Precisamos construir nosso mercado interno de hidrogênio e nossa base de habilidades, para impulsionar a transição para as indústrias existentes e aproveitar essa oportunidade para a economia da WA, apoiando empregos regionais e crescimento.”

A estratégia da WA segue o lançamento de um documento similar em Queensland. Sob sua estratégia de hidrogênio de US$ 19 milhões , o governo estadual disponibilizou recursos para uma linha de novos projetos de hidrogênio em todo o estado. Enquanto isso, a estratégia nacional de hidrogênio do governo federal se aproximou com a divulgação de documentos de consulta.

BlackRock vai atrás do medidor com GE

A startup anteriormente conhecida como GE Solar tornou-se uma empresa de pleno direito, com a GE e a BlackRock anunciando a criação da Distributed Solar Development, uma joint venture solar por trás do medidor.

De Stock: Centro de lei ambiental do sul

Desde 2012, a General Electric tem incubado uma startup conhecida simplesmente como GE Solar. Como você provavelmente pode adivinhar pelo nome, a empresa tem trabalhado desde o seu início para projetar, projetar, financiar, operar e manter soluções solares e de armazenamento, navegando pelas águas dos mercados solares residenciais e de C&I. A startup completou sua primeira instalação em 2015 e alcançou 125 projetos concluídos, totalizando mais de 3GW de desenvolvimento coletivo.

No entanto, hoje marca o maior dia da curta história da GE Solar. Como um filhote de passarinho abandonando o ninho, a empresa superou sua denominação inicial. Esta manhã, a GE e a BlackRock anunciaram a criação do Distributed Solar Development (DSD), um GE Renewable Energy Venture e a nova forma da GE Solar.

A empresa será 80% controlada por um fundo administrado pela BlackRock Real Assets e 20% pela GE Renewable Energy. Para ambas as empresas, este anúncio representa o próximo passo evolucionário em seus impérios energéticos.

“Tudo o que realizamos como uma pequena equipe até agora tem trabalhado para esse momento, e estou animado com o significado dessa transação para a próxima fase do nosso crescimento”, disse Erik Schiemann, CEO da Distributed Solar Development. "A parceria com a BlackRock, líder em investimento sustentável, fornece o suporte de que precisamos para levar a empresa ao próximo nível e se tornar líder em desenvolvimento solar comercial e industrial".

A GE já é muito ativa tanto na energia eólica quanto na nuclear, mas não tem muita presença na propriedade de ativos solares. A BlackRock, por outro lado, tem US$ 5 bilhões investidos no valor de geração de 5,2 GW, em mais de 250 projetos de energia renovável - incluindo grandes volumes de energia solar em larga escala. No início deste ano, a empresa fez sua primeira incursão fora do mundo da energia solar em escala de serviços públicos, com um investimento de US$ 300 milhões em Capital Limpo .

Para a GE, o acordo também representa mais emagrecimento dos interesses da empresa, algo em que o CEO Larry Culp tem trabalhado diligentemente, já que a empresa teve um importante milênio até agora financeiramente. No entanto, a GE ainda fabrica inversores e painéis de distribuição, bem como outros vários equipamentos solares, que, sem dúvida, o DSD criará um suprimento. Falando de finanças, os detalhes financeiros do acordo não foram divulgados, como frequentemente não são.

Autor: Tim Sylvia

Toray do Japão para fabricar componentes de bateria na Europa

A empresa japonesa de materiais Toray anunciou planos para abrir uma instalação para fabricação de filmes separadores de bateria para uso em baterias de íons de lítio. A fábrica deverá iniciar as operações em julho de 2021 e aumentará o material de produção da Toray para o componente em cerca de 20%.

Sede da Toray Industries, Inc. em Osaka, Japão. Imagem: Jo / Wikimedia

A Toray Industries, Inc. anunciou planos para abrir uma nova fábrica na Hungria para a produção de filmes separadores de bateria (BSF) para uso em baterias de íons de lítio. A nova fábrica está programada para entrar em operação em julho de 2021 e ficará localizada a aproximadamente 60 km ao norte de Budapeste, na fronteira com a Eslováquia, na cidade de Nyergesújfalu, onde a Toray já opera uma base de fabricação de outros materiais plásticos.

A empresa diz que vai investir cerca de € 200 milhões na nova fábrica, e que está solicitando um subsídio do governo húngaro para apoiar o seu desenvolvimento.

O filme separador é uma camada de polímero que separa o ânodo e o cátodo dentro de uma célula de bateria, evitando curto-circuito sem bloquear os íons que se movem através da célula enquanto carrega e descarrega.

Segundo Toray, a fábrica adicionará aproximadamente 20% à sua capacidade de produção de BSF proveniente de fábricas existentes no Japão e na Coréia do Sul. A empresa descreve a fabricação de BSF como "a maior prioridade" em seus negócios de filmes, afirmando que espera que a demanda por materiais se expanda rapidamente com base nas tendências de armazenamento de energia, veículos elétricos e eletrônicos de consumo.

O movimento europeu poderia ser mais uma prova do continente que está construindo uma forte cadeia de suprimentos para a fabricação de baterias de íons de lítio, que inclui a fabricação de componentes menores. Em julho, a fabricante chinesa Contemporary Amperex Technology Ltd (CATL) anunciou planos de investir até € 1,8 bilhão para uma fábrica de células de bateria na Alemanha.

A CATL espera fornecer a maior parte das células de bateria fabricadas nesta instalação para as montadoras europeias - tendo assinado um contrato de longo prazo de 4 bilhões de euros com a BMW. Toray também identifica o mercado europeu de veículos elétricos como chave para sua estratégia. “Na Europa em particular, onde a consciência ambiental está aumentando, prevê-se que os veículos EV ecológicos se espalhem rapidamente, e os fabricantes de baterias também estão entrando ativamente nos mercados europeus”, diz o comunicado da empresa.

10 GW de armazenamento PV + em escala de utilidade pública até 2023

Em 2019, os Estados Unidos tornar-se-ão o maior mercado mundial de armazenamento de energia de baterias conectadas à rede, escreve Camron Barati, da IHS Markit, à medida que os requisitos de capacidade de armazenamento e peaking de energia solar aumentam o suprimento.

Instalação de baterias operada pela EDF em Illinois. Imagem: EDF

Departamento de armazenamento de energia conectada à rede nos Estados Unidos deverão ascender a 712 MW neste ano. Isso representa uma quase duplicação de 376 MW em 2018. Com a força desse desempenho, os Estados Unidos ultrapassarão a Coréia do Sul, que verá o mercado cair abaixo de 600 MW, ou até mesmo significativamente menor.

A crescente atividade de mercado nos Estados Unidos está sendo impulsionada por significativos desenvolvimentos regulatórios e políticos, como a Ordem 841 da Comissão Federal de Regulamentação Energética - que determinou que os operadores de redes regionais estabelecessem regras que permitissem o armazenamento de energia participar dos mercados de energia, capacidade e serviços auxiliares. bem como vários mandatos de políticas estaduais e a diversificação de aplicações de mercado e atividade geográfica.

Armazenamento solar + escala de utilidade

O IHS Markit espera que mais de 2 GW de armazenamento de energia sejam emparelhados com sistemas fotovoltaicos de escala pública de 2019 a 2023 nos Estados Unidos. Os projetos de armazenamento solar-plus serão responsáveis ​​por mais de 40% de todas as adições de capacidade de armazenamento de energia da bateria nos Estados Unidos durante esse período.

A disponibilidade do Crédito Fiscal de Investimento (ITC) até 2023 para sistemas de armazenamento de bateria acoplados a energia solar fotovoltaica estimulou o desenvolvimento no ano passado e será o principal impulsionador da co-localização de energia elétrica em escala de utilidade pública com armazenamento de energia. Prevê-se que a maioria desses sistemas seja implantada em mercados no oeste dos Estados Unidos, incluindo o Havaí, a Califórnia e o Arizona, permitindo uma maior integração do PV em mercados relativamente saturados.

Em termos de capacidade fotovoltaica instalada, prevê-se que 10 GW de instalações solares à escala das concessionárias estejam emparelhadas com armazenamento de energia de 2019 a 2023, representando 16% das instalações fotovoltaicas de grande escala durante o período. A demanda será mais forte nos mercados ocidentais, como o Havaí, Califórnia e Arizona. Enquanto isso, os mercados fora do oeste dos Estados Unidos, que estão igualmente posicionados para um forte crescimento de energia fotovoltaica em escala pública, como Flórida, Virgínia e Geórgia, têm uma necessidade imediata significativamente menor de co-locar o PV com armazenamento de energia.

Custo-benefício e flexibilidade

As sinergias de custos e as eficiências operacionais para o pareamento das duas tecnologias podem fornecer um valor significativo, mas são ofuscadas quando se compara a oportunidade de reduzir os custos de capital do armazenamento de energia em até 30% com o ITC. Com a criação de suporte para um ITC separado que se aplicaria ao armazenamento de energia autônomo, o IHS Markit reconhece que tal política poderia reduzir significativamente a demanda por projetos de co-localização nos Estados Unidos.

Os sistemas acoplados a CC podem ter uma vantagem de custo pequena, mas significativa em relação ao acoplamento CA, dependendo do tamanho e das características do sistema, com os principais benefícios, incluindo a redução do equipamento de conversão de energia e a capacidade de recapturar a energia CC que seria cortada pela inversores. Os sistemas acoplados por CA geralmente são mais adequados para participar de forma flexível de uma ampla variedade de serviços auxiliares, enquanto os dois tipos de sistemas podem alavancar o ITC e se beneficiar dos custos operacionais e de instalação compartilhados.

A maioria dos projetos de armazenamento solar em escala de serviço públicos monitorados pelo IHS Markit estão associados a razões PV para armazenamento maiores que 2: 1 - por exemplo, 100 MW de PV emparelhados com 25 MW de armazenamento de energia - embora um crescente Uma porção de projetos no pipeline de desenvolvimento está sendo projetada com proporções relativamente próximas de 1: 1. A demanda por taxas mais estritas de PV para armazenamento é especialmente crescente em mercados com alta penetração de energia solar, a fim de limitar a entrega de energia durante o meio-dia e atender a demanda de pico à medida que ela muda para períodos posteriores entre 16h e 18h.

Em termos do custo nivelado de energia de 30 anos (LCOE), a IHS Markit estima que a adição de 25 MW / 100 MWh de armazenamento de energia a um sistema fotovoltaico de monitoramento de eixo único de 100 MW (AC) em 2019 poderia aumentar o custo pré-ITC de energia em 35 a 40%, assumindo que o sistema de bateria é substituído após 15 anos. Depois de contabilizar as sinergias de instalação e operação do acoplamento de CC e aplicar o ITC ao custo de armazenamento de energia solar e de energia, um LCOE abaixo de $ 40 / MWh pode ser alcançado.

Até 2023, a IHS Markit prevê que novos recursos de armazenamento solar de escala maior nos Estados Unidos serão capazes de gerar eletricidade a taxas competitivas com novas usinas de gás natural. Essa realidade econômica, aliada ao crescente número de iniciativas em nível estadual para alcançar 100% de penetração renovável, ilustra a oportunidade de longo prazo para as duas tecnologias atenderem aos requisitos de um sistema de energia em transição.

Baterias adequadas para desempenhar um papel valioso na gestão da rede na transição energética da Nova Zelândia

Um relatório publicado pela Transpower, operadora estatal de redes de transmissão da Nova Zelândia, descobriu que a absorção generalizada de armazenamento distribuído de baterias pode desempenhar um papel importante no apoio ao sistema de energia, uma vez que os veículos elétricos e de PV estão cada vez mais adotados.

A nação já atende quase 90% de sua demanda de eletricidade a partir de energia renovável.

Imagem: Ketan Kumawat / pexels

A crescente adoção de veículos elétricos e de painéis solares na cobertura fez com que a Transpower da Nova Zelândia se preparasse para desafios em termos de gerenciamento de tensão e frequência. Em um relatório recente, a operadora estatal de redes de transmissão analisa o impacto operacional da absorção disseminada de armazenamento distribuído e descobre que os avanços na tecnologia de baterias podem desempenhar um papel importante na garantia da segurança e confiabilidade do sistema de energia.

Embora o país já use energia renovável para quase 90% de sua demanda de eletricidade, de acordo com dados de transmissão ao vivo no site da Transpower, o PV não é sequer listado entre as tecnologias de energia limpa em operação. É responsável por menos de 1% do mix de energia do país, com cerca de 97 MW de capacidade instalada. A energia solar residencial representa 80% da participação do leão, quase metade da qual foi instalada nos últimos dois anos, de acordo com os dados da Autoridade de Eletricidade da Nova Zelândia.

À medida que o sistema de energia da Nova Zelândia transita para uma maior eletrificação, mais capacidade será necessária e a energia solar barata está entre os principais concorrentes. Em um relatório divulgado no início deste ano, a Transpower identificou um potencial de 11 GW para energia solar residencial e alertou que as instalações solares sem armazenamento amplificariam os picos de demanda no início da noite.

Em um estudo divulgado em 2017, o operador da rede descobriu que o sistema de energia NZ poderia permitir até 2 GW de geração fotovoltaica com impacto mínimo, mas que 4 GW representariam um desafio em termos de gerenciamento de tensão e frequência. Suas descobertas mais recentes sugerem que a adição de baterias distribuídas pode ajudar a resolver esse problema, especialmente se os sistemas forem grandes o suficiente para serem carregados no meio do dia.

O relatório Sistemas de Armazenamento de Energia de Baterias Distribuídas da Nova Zelândia constatou que as baterias por trás do medidor podem melhorar o uso da rede e da geração pelo operador, suavizando o perfil de carga diário e adiando o investimento em atualizações de rede. Além disso, a distribuição em larga escala do BESS pode ajudar a gerenciar os eventos de subfrequência do sistema de energia e substituir a inércia do sistema perdida quando grandes geradores convencionais são deslocados.

Para explorar esse potencial, a NZ já deu passos importantes na orquestração do armazenamento distribuído de baterias em usinas virtuais (VPPs). Em dezembro, o Ministro da Mudança Climática, James Shaw, lançou o que é considerado o maior VPP do mundo. O sistema entregue pela empresa local Solarcity como parte do programa de resposta à demanda da Transpower conecta 3.000 sistemas residenciais de armazenamento solar, que podem armazenar coletivamente 18 MWh.

O último relatório também descobriu que o atual sistema de energia da NZ pode acomodar aumentos na carga do sistema associados com a carga de EV. Uma baixa absorção de 64.000 EVs não apresentaria desafios para a operação do sistema de potência, e até 2 milhões de EVs poderiam ser acomodados na maioria das condições. “Hipoteticamente, a cobrança de 2 milhões de VEs na Nova Zelândia no final do dia de trabalho, sem qualquer incentivo para adiar a cobrança para o final da tarde, acrescentaria 25% à demanda de pico da noite de inverno de hoje. Isso exigiria maior capacidade de geração de transmissão e pico, o que podemos evitar ”, afirma o relatório.

Performance superior

John Clarke, gerente geral de operações da Transpower, disse que as descobertas do relatório destacaram a importância de desenvolver padrões, códigos e arranjos de mercado adequados para garantir que os benefícios potenciais do armazenamento distribuído de baterias sejam realizados.

“O acréscimo potencial à combinação de requisitos significativos de cobrança de EV reforça a necessidade de sinais de mercado que permitam a coordenação, inclusive da BESS instalada em residências. Isso gerenciará os impactos do fluxo de energia em toda a rede e evitará a necessidade de investimentos dispendiosos na rede ”, disse Clarke. "Ao alcançar este resultado, evitaremos as conseqüências da integração mal gerenciada vista em outros sistemas de energia globalmente".

Com três a cinco grandes eventos de subfreqüência a cada ano devido à perda repentina de um grande gerador ou do link HVDC, os estudos de desempenho de frequência da Transpower com a BESS demonstraram 'desempenho superior' em comparação às reservas nas quais a rede opera hoje, reduzindo os impactos nos consumidores.

No entanto, o estudo também descobriu que o BESS também poderia ajudar, mas não resolver totalmente, os problemas de gerenciamento de tensão do sistema criados pela injeção de energia solar fotovoltaica na rede, especialmente no meio do dia. "Vamos fazer mais trabalhos sobre impactos regionais de voltagem com diferentes hipóteses sobre o BESS e incluir o impacto do carregamento de EV nesses estudos", disse Clarke.

Segundo a Associação de Energia Sustentável da Nova Zelândia, um sistema fotovoltaico é instalado no país a cada 25 minutos. Cerca de 30% dos agregados familiares da Nova Zelândia com um sistema solar têm armazenamento de bateria, de 24% em 2017 e 16% em 2016.

Os Estados Unidos estão caminhando para um avanço da bateria

Um novo relatório da Energy Information Administration projeta que a capacidade instalada de armazenamento de baterias dos EUA chegará a 2,5 GW até 2023. A Flórida e Nova York devem abrir o caminho, já que grandes projetos em cada estado responderão por quase metade da capacidade futura.

O armazenamento está pronto para decolar em grande estilo. Imagem: Tesla

A simbiose é um dos fenômenos mais bonitos da vida. Certas coisas simplesmente funcionam perfeitamente juntas e a revolução da energia não é diferente, pois os recursos de energia renovável e o armazenamento de bateria se combinam como ervilhas em uma cápsula.

No entanto, os Estados Unidos têm uma capacidade operacional de armazenamento de bateria de apenas 899 MW até o momento. E embora esse número deva atingir 1 GW este ano, isso ainda representaria apenas 1/67 da capacidade cumulativa de geração solar do país e uma porcentagem ainda menor da capacidade total de fontes renováveis.

No entanto, tudo isso pode mudar drasticamente, pois a Administração de Informações Energéticas dos EUA (EIA) divulgou um relatório prevendo que a capacidade de armazenamento de baterias quase triplicará até 2023, para 2,5 GW.Níveis de capacidade de armazenamento de bateria anteriores, atuais e previstos nos EUA.

Imagem: EIA

As projeções foram feitas com base em projetos de armazenamento de bateria em escala de utilidades, programados para operação comercial inicial dentro de cinco anos. O EIA rastreia os dados com sua pesquisa preliminar de inventário mensal de geradores elétricos, que atualiza o status dos projetos programados para ficar online dentro de 12 meses.

Por mais drástica que seja a previsão de 2,5 GW, existe um precedente. Entre o final de 2014 e março, a capacidade instalada de armazenamento de bateria aumentou mais de quatro vezes, de 214 para 889 MW.

Uma olhada nos estados que levaram os EUA à sua realidade atual de armazenamento oferece resultados surpreendentes. Liderando o caminho estava a Califórnia, sem surpresa. No entanto, dos seis estados que a revista PV possui mandatos de armazenamento de energia, a Califórnia é o único no top 10 em capacidade instalada. Os outros: Arizona, Nevada, Nova York, Massachusetts e Oregon; cada um possui menos de 50 MW de capacidade instalada de armazenamento de bateria.

Os 10 principais estados em termos de capacidade instalada atual de armazenamento de bateria. Imagem: EIA

Texas, Illinois e Havaí são pioneiros de armazenamento relativamente surpreendentes, pois todos os três estados têm fortes indústrias solares e o Havaí, em especial, vem impulsionando a implantação de armazenamento de baterias. No entanto, imediatamente, os nomes que se destacam na lista são Virgínia Ocidental, Pensilvânia e Ohio. Nada disso é conhecido como pioneiro solar; eles têm pouco menos de 650 MW de capacidade de geração instalada entre eles. Um reconhecimento especial vai para a Virgínia Ocidental nesse quesito, com seus 8,5 MW.

Então, o que há com todo o armazenamento? Independentemente das energias renováveis, West Virginia, Pensilvânia e Ohio - além de Nova Jersey, o sétimo estado da lista - são todos membros da PJM Interconnection. O PJM foi o primeiro grande mercado para armazenamento de baterias e usa a tecnologia para regulação de frequência.

Essa lista provavelmente parecerá diferente até 2023, no entanto. Dos 1.623 MW previstos para entrar em operação em 2024, 725 MW serão cortesia de dois projetos - ambos em estados fora do top 10 atual.

Dois projetos gigantescos

O primeiro deles é o sistema de baterias planejadas da Florida Power and Light (FPL) para o Manatee Solar Energy Center em Parrish. A bateria está programada para atingir 409 MW, o que tornaria o maior sistema de bateria movido a energia solar do mundo.

À sombra do projeto, porém considerável, está a instalação Helix Ravenswood, planejada em Queens, Nova York. Quase mais impressionante do que a capacidade prevista de 316 MW do projeto é a ideia de ter um projeto de armazenamento de tal magnitude em Nova York.

Prevê-se que a bateria de peixes-boi da FPL entre em operação comercial em 2021, como é o primeiro estágio da Helix Ravenswood. Essa fase inicial em Nova York representará 129 MW de capacidade, com os 187 MW restantes seguindo uma segunda fase de 98 MW e uma fase final de 89 MW. As datas previstas para operação comercial dessas expansões ainda não foram anunciadas.

Vimos o futuro e há baterias, muitas delas, demonstrando que a simbiose se estende além do mundo natural.

Por Tim Sylvia

Taxas de reciclagem de íons de lítio muito mais altas do que algumas estatísticas sugerem

Embora muitas vezes se afirme que apenas 5% das baterias de íons de lítio são recicladas, uma revisão da pesquisa sobre a segunda vida e a reciclagem de baterias de íons de lítio sugere que isso é uma subestimação grosseira. Um novo estudo descobriu que quase 100.000 toneladas de resíduos de baterias foram recicladas no ano passado - cerca de metade do que chegou ao final da vida.

As taxas de reciclagem de baterias de íons de lítio são muito mais altas do que se acredita frequentemente. De Stock: Armazenamento de energia circular

Há uma série de estatísticas enganosas sobre a reciclagem de baterias de lítio e a China e a Coréia do Sul já emergiram como centros globais onde a maioria das baterias acaba no final de suas vidas, segundo um novo relatório encomendado pela Agência Sueca de Energia.

O estudo declara que uma das razões pelas quais as taxas de reciclagem de íons de lítio são consistentemente subnotificadas é que muitos pesquisadores estão usando dados antigos e secundários e raramente conferem referências.

Por exemplo, um número muito citado de que “5% das baterias de íons de lítio são recicladas”, foi tirado originalmente de um relatório da Friends of the Earth emitido em 2010. Essa alegação, ironicamente, tem sido extensivamente reciclada e foi citada em um editorial na Nature Energy em abril.

A divulgação de dados não confiáveis ​​ou obsoletos é possível porque não há estatísticas oficiais disponíveis. No entanto, o grupo de pesquisa e consultoria Circular Energy Storage, de Londres, coletou informações de aproximadamente 50 empresas globais de reciclagem de íons de lítio e descobriu que 97.000 toneladas foram recicladas no ano passado, 67.000 na China e 18.000 na Coréia do Sul.

"Sabemos de nossos dados que cerca de 100.000 toneladas de resíduos de baterias foram recicladas no ano passado, o que representa cerca de 50% do que foi atingido no fim da vida útil", disse Hans Eric Melin, diretor da Circular Energy Storage, à revista pv . “No entanto, muitas dessas baterias têm mais de três anos, que é a linha de base que a UE está usando para calcular a taxa de coleta. Isso significa que o material que muitos acreditam ter sido perdido em aterros sanitários ou exportação ilegal pode ter estado nos dispositivos por mais tempo do que o esperado e depois legalmente exportado, seja como parte dos dispositivos ou como baterias para recicladores na Ásia, com maior eficiência e capacidade de pagar mais. preços. As baterias são recicladas, mas não aqui.

Lances mais altos

O relatório também descobriu excesso de capacidade na indústria de reciclagem de praticamente todos os mercados - incluindo a China, com mais de 30 empresas - principalmente por causa da falta de soluções para coletar baterias de forma eficiente. Quando se trata de EVs e armazenamento de bateria, muitos sistemas ainda não entraram nas estatísticas devido à longa vida útil do produto ou porque estão sendo reutilizados em novos aplicativos.

Existem mais de 50 empresas em todo o mundo que reciclam baterias de íons de lítio em alguma escala, desde pequenas fábricas de laboratório até fábricas completas. A maioria está na China, com números significativos também na Coréia do Sul, UE, Japão, Canadá e EUA. A China e a Coréia do Sul surgiram como destinos preferenciais para resíduos de baterias, pois as empresas pagam preços muito mais altos do que as empresas na Europa ou nos EUA.

“Hoje existem vários recicladores com processos eficientes através dos quais as baterias são recicladas para novos materiais de bateria - completamente de acordo com o que é desejável em uma economia circular”, afirmou o relatório Circular Energy Storage. “O que falta, no entanto - especialmente na Europa - são as baterias para reciclar”.

Melin disse que o motivo é claro: o maior lance recebe as baterias. “O que pode impedir isso é proibições de exportação e importação, transporte e ignorância muito caros ou complicados. O último pode explicar por que todo mundo não fala muito sobre por que muito mais baterias são recicladas do que acreditamos ”, disse ele, acrescentando:“ Você pode pagar mais se for reutilizar as baterias do que se as reciclar ”.

Um loop fechado?

Uma economia circular para as baterias de íons de lítio não apenas garantiria o descarte responsável de resíduos perigosos, mas também reduziria a dependência dos fabricantes de baterias das tradicionais cadeias de suprimento de matérias-primas, que muitas vezes estão expostas a picos de preços.

Para os recicladores de bateria que usam um processo de fundição - como a Belgian Recycler e a fornecedora de cobalto Umicore e a britânica Glencore, é bastante fácil recuperar mais de 90% do cobalto, níquel e cobre das baterias, mas as coisas ficam mais complicado com lítio. Na Ásia, os processos hidrometalúrgicos são o método de reciclagem preferido. O cobre é separado e, juntamente com o alumínio, processado com eficiência. As taxas de recuperação de outros materiais são consideradas muito altas, a partir de 98%. Taxa de recuperação, hPor outro lado, não é o mesmo que pureza. No caso do níquel e do cobalto, a pureza é geralmente muito alta, pois os materiais são recuperados como sulfatos. Para o lítio ser vendido como grau da bateria, os requisitos de pureza são muito altos e, de acordo com o Melin da Circular Energy Storage, nem todos conseguem vender o material como tal, mesmo que muitos possam.

“A maioria dos recicladores chineses e sul-coreanos tem a capacidade de recuperar o lítio através de processos hidrometalúrgicos muitas vezes com a pirólise como um pré-passo, mas isso não significa que todos estão reciclando o lítio”, acrescentou o diretor. “Tudo depende de quais são seus principais produtos finais e quais são os preços atuais. No entanto, o interesse pelo lítio está aumentando com vários players concentrando-se apenas no lítio, não apenas com um número crescente de baterias de LFP [fosfato de ferro de lítio] no fluxo ”.

Em sua visão geral da pesquisa disponível sobre reciclagem, a consultoria descobriu que mais de 300 estudos foram realizados para separar materiais em baterias usadas e reproduzir materiais de cátodo ou seus precursores. Mais de 75% dos estudos consideraram processos hidrometalúrgicos e 70% foram realizados por cientistas na China ou na Coréia do Sul. A maioria deles se concentrava no tratamento de baterias LCO [cobalto de lítio] e NCM [níquel, cobalto, manganês] e somente em baterias LFP, LMO [óxido de manganês iônico de lítio] e NCA [óxido de níquel-cobalto-alumínio]. Os resultados mostraram que todos os materiais ativos, incluindo o lítio, podem ser reciclados com alta eficiência.

Os Estados Unidos estão indo para um avanço de bateria

Um novo relatório da Energy Information Administration prevê que a capacidade instalada de armazenamento de baterias dos EUA chegará a 2,5 GW até 2023. A Flórida e Nova York deverão abrir o caminho, já que projetos massivos em cada estado serão responsáveis ​​por quase metade da capacidade futura.

O armazenamento está pronto para decolar em grande escala. Imagem: Tesla

A simbiose é um dos fenômenos mais belos da vida. Certas coisas funcionam perfeitamente em conjunto e a revolução energética não é diferente, uma vez que os recursos energéticos renováveis ​​e o armazenamento de baterias vão juntos como ervilhas em um casulo.

No entanto, os Estados Unidos têm uma capacidade operacional de armazenamento de bateria de apenas 899 MW até o momento. E, embora esse número deva chegar a 1 GW este ano, isso ainda representa apenas 1/67 da capacidade de geração solar acumulada do país, e uma porcentagem ainda menor da capacidade total de energia renovável.

Isso tudo pode estar prestes a mudar drasticamente, já que a Administração de Informações sobre Energia (EIA) dos EUA divulgou um relatório prevendo que a capacidade de armazenamento de bateria quase triplicará até 2023, para 2,5 GW.

Passado, atual e previsto nos níveis de capacidade de armazenamento de bateria dos EUA. 

Imagem: EIA

As projeções foram feitas com base em projetos de armazenamento de baterias em escala de serviços públicos, programados para operação comercial inicial dentro de cinco anos. O EIA rastreia dados com sua pesquisa preliminar de Inventário de Geradores Elétricos Mensais, que atualiza o status dos projetos programados para entrar em operação em até 12 meses.

Por mais drástica que seja a previsão de 2,5 GW, há um precedente. Entre o final de 2014 e março, a capacidade de armazenamento da bateria instalada aumentou mais de quatro vezes, de 214 para 889 MW.

Uma olhada nos estados que trouxeram os EUA para sua atual realidade de armazenamento oferece resultados surpreendentes. Liderando o caminho estava a Califórnia, sem surpresa. No entanto, dos seis estados conhecidos pela revista pv para ter mandatos de armazenamento de energia, a Califórnia é a única no top 10 para capacidade instalada. Os outros: Arizona, Nevada, Nova York, Massachusetts e Oregon; cada um tem menos de 50 MW de capacidade de armazenamento de bateria instalada.

Os 10 principais estados em termos de capacidade atual de armazenamento da bateria instalada. Imagem: EIA

Texas, Illinois e Havaí são pioneiros de armazenamento relativamente sem surpresas, já que todos os três estados têm fortes indústrias de energia solar, e o Havaí, especialmente, vem promovendo a implantação de armazenamento de baterias. Logo, no entanto, os nomes que se destacam na lista são Virgínia Ocidental, Pensilvânia e Ohio. Nenhum desses é conhecido como um pioneiro solar; eles têm pouco menos de 650 MW de capacidade de geração instalada entre eles. O reconhecimento especial vai para a Virgínia Ocidental, com seus 8,5 MW.

Então, o que há com todo o armazenamento? Independentemente das renováveis, West Virginia, Pensilvânia e Ohio - além de Nova Jersey, o sétimo estado da lista - são todos membros da Interconexão PJM. A PJM foi o primeiro grande mercado de armazenamento de baterias e usa a tecnologia para regulação de freqüência.

Essa lista provavelmente parecerá diferente em 2023, no entanto. Dos 1.623 MW previstos para entrar em operação em 2024, 725 MW serão cortesia de dois projetos - ambos em estados fora do atual top 10.

Dois gigantescos projetos

O primeiro deles é o sistema de baterias planejadas da Florida Power and Light (FPL) para o Centro de Energia Solar Manatee em Parrish. A bateria está configurada para 409 MW, o que a transformaria no maior sistema de bateria movido a energia solar do mundo.

Na sombra desse projeto, mas considerável é a instalação Helix Ravenswood, planejada em Queens, Nova York. Quase mais impressionante do que os 316 MW de capacidade previstos do projeto é a ideia de ter um projeto de armazenamento de tal magnitude em Nova York.

A bateria do Manatee da FPL está prevista para começar a operação comercial em 2021, assim como a primeira etapa da Helix Ravenswood. Essa fase inicial em Nova York representará 129 MW de capacidade, com os 187 MW restantes seguindo-se uma segunda fase de 98 MW e um estágio final de 89 MW. As datas previstas de operação comercial dessas expansões ainda não foram anunciadas.

Nós vimos o futuro e há baterias, muitas delas, demonstrando que a simbiose se estende além do mundo natural.

Por Tim Sylvia

A Austrália precisará de 15 GW de armazenamento em escala de utilidade até o início da década de 2040

Será necessário um maior armazenamento e desenvolvimento de transmissão estratégica para garantir a transição mais econômica e de menor risco do sistema de energia da Austrália, disse o Australian Energy Market Operator em seu mais recente estudo. Em 20 anos, a necessidade de armazenamento será em uma escala nunca antes vista no mercado nacional de eletricidade, e a usina hidrelétrica e a armazenagem distribuída devem desempenhar um papel importante na redução dos preços da eletricidade e na construção de um sistema de energia confiável e resiliente.

A previsão de armazenamento retornou números previstos impressionantes para o 2040 Down Under. Imagem: Anesco

Volumes crescentes de energia renovável intermitente na rede e a confiabilidade decrescente dos ativos de geração herdados estão mudando a maneira como o sistema de energia será operado.

O Operador Australiano do Mercado de Energia (AEMO) está liderando o caminho para renováveis ​​fornecendo 60% do mix de energia dentro de 20 anos e destacou a importância de otimizar o investimento em novas capacidades de geração e redes enquanto adota tecnologias como energia solar em telhados, resposta à demanda e eletricidade. veículos .

No primeiro de uma série de artigos sobre insights que precederão a segunda versão de seu Plano de Sistema Integrado (ISP) - com lançamento previsto para meados de 2020, a AEMO forneceu uma análise mais profunda do papel do armazenamento. O estudo presumiu que 4,1 GW de capacidade de armazenamento seriam instalados até 2030 e descobriu que a necessidade associada de armazenamento para ajudar a mudança de energia atingiria um nível sem precedentes uma década depois.

O operador do mercado de energia previu que a necessidade de armazenamento em escala de utilidades atingiria 15 GW no início da década de 2040, com oportunidades para instalações de armazenamento de seis e 12 horas para complementar as soluções de escala mais profundas, como o projeto hidroelétrico de 2 GW bombeado e a bateria de Tasmânia. a nação.

"A análise aprofundada da AEMO confirma o importante papel do armazenamento de energia para construir a resiliência do sistema de energia, melhorar a confiabilidade e reduzir a pressão no custo de atacado", disse a executiva-chefe da AEMO, Audrey Zibelman. “Um exemplo no artigo descreve que o armazenamento de uma semana no Snowy 2.0 em 2030-31 economiza aproximadamente US$ 86 milhões (US$ 59,8 milhões) a mais, em média, em custos de combustível em comparação à capacidade equivalente de armazenamento com apenas seis horas de armazenamento.”

Com o Snowy 2.0 comprometido, espera-se que os incentivos para instalações de armazenamento sazonais adicionais enfraqueçam até que novos fechamentos de geração de carvão significativos ocorram no final dos anos 2020 até meados da década de 2030, descobriu o estudo.

Embora o armazenamento a longo prazo possa proporcionar maiores economias de custo de combustível, os desenvolvimentos superficiais com capacidade de armazenamento de seis a oito horas - como Wivenhoe e Shoalhaven - são os mais valiosos para a troca de energia entre dia e dia, complementando a geração de escala solar e sistemas solares no telhado. O armazenamento distribuído com tempos de descarga mais curtos também desempenhará um papel crítico, fornecendo valor através da consolidação da capacidade para suportar a rede nos horários de pico, acrescentou a AEMO.

“O NEM [mercado nacional de eletricidade] tem que gerenciar a crescente variabilidade tanto da oferta quanto da demanda de mudanças nos padrões climáticos, comportamentos dos consumidores, crescimento da geração renovável variável e confiabilidade decrescente dos geradores existentes”, observou Zibelman.

Novas linhas

O papel do insight Construindo a resiliência do sistema de energia com o armazenamento de energia hidrelétrica bombeada, assumiu um mix diversificado de geração dominado pela crescente integração de renováveis, consistente com o cenário 'neutro' apresentado no documento de estratégia do ISP preparado pela AEMO no ano passado. Até 2042, a geração eólica e solar, incluindo a PV no último piso, deverá representar cerca de 62% da capacidade instalada de geração e armazenamento do NEM e gerar mais de 60% da energia consumida. Fontes de geração intermitentes e variáveis ​​seriam complementadas pelo crescente desenvolvimento de soluções de armazenamento com uma variedade de recursos, como mostrado no gráfico abaixo.

“Até 2030, os geradores eólicos e solares, incluindo os sistemas de cobertura no consumidor, deverão representar aproximadamente 50% da capacidade instalada de geração e armazenamento do NEM, gerando mais de 40% da energia consumida”, disse Zibelman. "É fundamental avançarmos com a infraestrutura de transmissão necessária para apoiar a integração desses novos recursos para, finalmente, fornecer energia segura, confiável e acessível para os australianos".

No estudo mais recente, a AEMO identificou os investimentos em transmissão intra e inter-regionais necessários para conectar o armazenamento de hidrocarbonetos bombeados com os consumidores. Após o fechamento da Liddell Power Station em 2022, um aumento na capacidade de transferência da rede entre a região de Snowy e Sydney (HumeLink) aumentaria a confiabilidade ao menor custo para os consumidores de New South Wales. Inter-regionalmente, o fortalecimento da capacidade de transferência entre a área de Snowy e noroeste de Victoria e Melbourne (KerangLink), bem como entre a Tasmânia e Victoria (o Link Marinus através do Estreito de Bass) também poderia trazer benefícios, relatou a AEMO.

Outro insight do estudo foi que, com mais de 20% de chance de o gerador de carvão marrom Yallourn fechar mais cedo do que o planejado 2028-29 data do obturador - ou no caso de uma redução de oferta equivalente no edifício Victoria - KerangLink antes do data de encerramento seria a melhor estratégia. “[O] Marinus Link também aumentaria a resiliência do sistema em caso de fechamento antecipado da planta”, acrescentou o estudo da AEMO.

A KerangLink e/ou Marinus Link proporcionariam benefícios adicionais de mercado para os consumidores. A AEMO declarou que os novos interconectores reduziriam os custos de transmissão envolvidos na integração da geração renovável, reduziriam o declínio nos fatores de perda marginal e aumentariam a segurança do sistema de energia.

“Os aumentos de transmissão requerem planejamento significativo, consulta à comunidade e análise econômica de custo-benefício na forma do teste de investimento regulatório para transmissão (RIT-T), para assegurar que os investimentos sejam do melhor interesse de todos os consumidores”, disse o executivo chefe Zibelman. “No entanto, uma recente análise independente realizada pela Aurora Energy Research concluiu uma redução potencial de US$ 3,8 bilhões nas contas de energia se os empreendimentos propostos no ISP da AEMO fossem implementados, predominantemente através de aumentos na competição e eficiência de mercado via investimento adicional em interconexão.”

AEMO está trabalhando com o Conselho de Segurança Energética e outros órgãos de mercado para desenvolver um pacote de mudanças nas Regras Nacionais de Eletricidade para converter o ISP em um plano estratégico nacional acionável. “Um dos principais objetivos é permitir que os projetos identificados no ISP passem por um processo racionalizado de aprovação RIT-T e regulatória, que se baseie na análise detalhada de custo-benefício realizada como parte do ISP”, acrescentou Zibelman.

Pagamentos de serviço de rede são a chave para desbloquear o potencial de armazenamento de energia da China

O maior mercado de energia solar do mundo pode estar prestes a replicar esse feito no armazenamento de energia, desde que consiga reformar o sistema de pagamento para recompensar os serviços de rede oferecidos pelas baterias.

A China entrará no caminho para a liderança regional do mercado de armazenamento a partir do próximo ano, de acordo com a WoodMac. Imagem: Eelpower

Embora o armazenamento de energia em escala de serviços públicos tenha sido impulsionado por projetos estatais até agora na China, uma evolução na forma como os serviços de rede auxiliar são recompensados ​​abrirá o caminho para o crescimento exponencial da capacidade de armazenamento no próximo ano.

A consultoria britânica Wood Mackenzie citou anúncios da Administração Nacional de Energia da China de que a compensação pelo equilíbrio da rede e outros serviços oferecidos pelo armazenamento de energia mudariam até o ano que vem.

O atual sistema de pagamento fixo irá, segundo a WoodMac, mudar “para um mercado integrado com preços spot de energia até 2020” e essa mudança, juntamente com avanços tecnológicos e reduções de custos, abrirá caminho para a China suplantar a Coréia do Sul como a maior energia. mercado de armazenamento na região Ásia-Pacífico.

O consultor previu que os 489 MW / 843 MWh de armazenamento de energia instalada na China há dois anos subiriam para 12,5 GW / 32,1 GWh em 2024.

A WoodMac destacou o papel que o estado desempenhou na implantação de armazenamento de energia no ano passado com a utilidade pública da State Grid Corporation of China, de 452 MWh dos 1,14 GWh / 580 MW de capacidade agregada, para responder por 83% do crescimento do armazenamento . Os projectos-piloto de armazenamento estatais em causa foram apoiados por subvenções de investigação do governo.

Serviços de grade seguram a chave

Nos níveis de custo atuais e sob o sistema de pagamento existente para serviços de rede, não há nenhum caso de negócio para armazenamento em escala de utilidade, particularmente no que diz respeito aos desenvolvedores de projetos solares, com o estado reduzindo os subsídios solares públicos em uma tentativa de 'paridade de rede' PV .

Com a China no ano passado atingindo um acumulado de 1,07 GW / 1,98 GWh de armazenamento de energia - a maior parte da capacidade de rede conectada à rede, é a rede que a tecnologia oferece, que impulsionará sua adoção mais ampla.

WoodMac afirmou, em um comunicado de imprensa ontem, 60% das instalações auxiliares de armazenamento de energia direcionadas ao serviço implantadas no ano passado foram projetos independentes, 14% foram instalados ao lado de usinas a carvão e 19% foram desenvolvidos com geração de energia híbrida solar ou solar-eólica ativos na província de Qinghai para reduzir o contingenciamento do excesso de energia.

Embora a frente do metro tenha dominado a implantação de armazenamento do ano passado na China, a WoodMac adicionou instalações "atrás do medidor" no local que desempenharam um papel para consumidores de energia comercial e industrial, para operações intensivas de energia e para pequenos clientes comerciais em áreas densamente povoadas. Comercial e industrial por trás da implantação do medidor foi de 513 MWh no ano passado, segundo o consultor.

A transparência dos dados da grade é vital para defender as energias renováveis ​​no Vietnã

Com um excesso de capacidade solar entrando em operação este ano, um financiamento mais barato ajudaria a manter parte desse momento, mas os formuladores de políticas não podem ser convencidos dos benefícios econômicos da energia limpa, a menos que a empresa estatal EVN se abra.

O Vietnã deve se beneficiar mais dos fluxos de capital provenientes dos fabricantes de energia solar chineses. Imagem: NASA / Wikimedia Commons

Com o Vietnã se tornando um mercado solar significativo quase da noite para o dia, o Carbon Tracker, sem fins lucrativos, com sede em Londres, diz que a transparência dos dados é crucial para manter seu impulso de descarbonização - e a adesão da concessionária estatal EVN é a chave.

Em uma postagem no blog sobre uma recente viagem ao Vietnã, Matt Gray, do thinktank, enfatizou que os benefícios econômicos da instalação de fontes renováveis ​​e armazenamento de energia em vez de carvão e gás não poderiam ser demonstrados sem que mais dados fossem divulgados sobre os preços da energia e o desempenho da transmissão e distribuição rede operada pela EVN.

Gray disse que os formuladores de políticas locais expressaram temores sobre o custo e a dificuldade de integrar fontes renováveis ​​intermitentes à rede vietnamita, o que espelhava preocupações semelhantes sobre a implantação de energia eólica na Irlanda há uma década. A energia eólica agora fornece 20% da geração anual de energia da Irlanda e a segurança do fornecimento se fortaleceu, escreveu o chefe de energia e serviços públicos da organização sem fins lucrativos.

O Vietnã viu uma quantidade impressionante de nova capacidade de geração solar ser adicionada a partir de meados de abril, em um esforço para superar o vencimento de uma tarifa generosa de alimentação no final do mês passado.

Beneficiário da guerra comercial

Gray acrescentou que o país deve ser um beneficiário da guerra comercial solar entre os EUA e a China , com os fluxos de capital deste último com o objetivo de estabelecer capacidade de produção para contornar as tarifas comerciais da Seção 201 do presidente Trump. Esse influxo de capital deve permitir que os formuladores de políticas nacionais obtenham financiamento mais barato do que o custo anual de 8 a 10% do financiamento da capacidade de energias renováveis ​​aplicado pelos bancos estatais, disse o blogueiro, mas essa vantagem não seria aproveitada a menos que a EVN abrisse dados sobre a grade.

Sem essa transparência de dados, disse Gray, o país poderia continuar acumulando barreiras contra energias renováveis ​​mais baratas em favor da geração de carvão e gás, o que exigiria mais subsídios. Isso pode não apenas pôr em risco as finanças da empresa estatal, mas também a nação em geral, como aconteceu na África do Sul com a empresa de energia elétrica Eskom, que está com dívidas.

Para ilustrar o ponto, Gray apontou como os contratos de compra de energia de carvão e gás gozam de mais segurança do que contratos semelhantes para renováveis. A EVN pode reduzir o excesso de energia solar e eólica sem pagar uma compensação, escreveu Gray, enquanto que a energia térmica não pode. O governo vietnamita não oferece garantia em caso de inadimplência da EVN, mas tradicionalmente oferece segurança para parte de projetos de carvão e gás.

Os geradores de energia renovável também são responsáveis ​​pelos riscos de transmissão e interconexão, acrescentou Gray, enquanto esses acordos são normalmente alcançados em negociações entre a concessionária e os geradores de energia térmica.

Pagamentos em serviço de rede são a chave para liberar o potencial de armazenamento de energia da China

O maior mercado solar do mundo poderia estar prestes a replicar esse feito no armazenamento de energia, desde que consiga reformar o sistema de pagamento para recompensar os serviços de rede oferecidos pelas baterias.

A China embarcará no caminho para a liderança regional do mercado de armazenamento a partir do próximo ano, de acordo com a WoodMac. Imagem: Eelpower

Embora o armazenamento de energia em escala de utilidade pública tenha sido impulsionado por projetos estatais até agora na China, uma evolução na forma como os serviços de rede auxiliar são recompensados ​​abrirá o caminho para um crescimento exponencial da capacidade de armazenamento no próximo ano.

A consultoria britânica Wood Mackenzie citou anúncios da Administração Nacional de Energia da China de que a compensação pelo equilíbrio da rede e outros serviços oferecidos pelo armazenamento de energia mudaria no próximo ano.

De acordo com o WoodMac, o atual sistema de pagamento fixo mudará “para um mercado integrado aos preços da energia spot até 2020” e essa mudança, juntamente com os avanços da tecnologia e as reduções de custos, abrirá o caminho para a China suplantar a Coréia do Sul como a maior energia. mercado de armazenamento na região Ásia-Pacífico.

O consultor previu que os 489 MW / 843 MWh de armazenamento de energia instalado na China há dois anos aumentariam para 12,5 GW / 32,1 GWh em 2024.

A WoodMac destacou o papel que o estado desempenhou na implantação do armazenamento de energia no ano passado com a concessionária pública estatal Corporation of China, que implantou 452 MWh dos 1,14 GWh / 580 MW de capacidade adicionada, responsável por 83% do crescimento do armazenamento na escala de utilidades do ano . Os projetos-piloto de armazenamento administrados pelo estado em questão foram apoiados por subsídios governamentais de pesquisa.

Os serviços de grade mantêm a chave

Nos atuais níveis de custo e sob o sistema de pagamento existente para serviços de rede, não há argumento comercial para armazenamento em escala de utilidades, principalmente no que diz respeito aos desenvolvedores de projetos solares, com o estado diminuindo os subsídios públicos à energia solar, pressionando a "paridade da rede" PV.

Com a China no ano passado atingindo um acumulado de 1,07 GW / 1,98 GWh de armazenamento de energia - a maioria com capacidade conectada à rede, é o serviço de rede que a tecnologia oferece que impulsionará sua adoção mais ampla.

A WoodMac declarou, em comunicado à imprensa ontem, 60% das instalações de armazenamento de energia direcionadas a serviços auxiliares da rede implantadas no ano passado eram projetos independentes, 14% foram instalados ao lado de usinas de carvão e 19% foram desenvolvidos com geração híbrida de energia solar ou eólica e solar eólica ativos na província de Qinghai para reduzir o corte do excesso de energia.

Embora a frente do medidor tenha dominado a implantação de armazenamento do ano passado na China, a WoodMac acrescentou no local, as instalações 'por trás do medidor' desempenharam um papel para os consumidores comerciais e industriais de energia, para operações de fabricação intensivas em energia e para pequenos clientes comerciais em áreas densamente povoadas. A implantação comercial e industrial por trás do medidor totalizou 513 MWh no ano passado, segundo o consultor.

Quando a bateria é um edifício ... ou vice-versa

A AES anunciou o início da construção de seu Centro de Energia Alamito, uma bateria de 100 MW / 400 MWh para a concessionária de energia elétrica SoCalEdison, que está sendo construída como um edifício completo - muito parecido com um data center.

Contêineres podem se tornar coisa do passado quando se trata de armazenamento de energia em larga escala. Imagem: Vattenfall

Vamos tomar um momento e fingir que a terra era uma criatura viva. Precisaria de um sistema nervoso - muito parecido com uma rede elétrica. Isso exigiria maneiras de comer, para absorver energia do ambiente - como o vento e a energia solar. Precisaria de células cerebrais e memória - pense em centros de dados. Mas também precisaria de uma maneira de armazenar energia, através de grandes baterias, e talvez nos referíssemos a lugares como a “casa de força do planeta”.

Sistema de armazenamento Advancion da AES

A empresa americana de energia AES entrou em operação em um sistema de armazenamento de baterias de 100 MW / 400 MWh em Long Beach, Califórnia, que alimentará a região Edison do sul da Califórnia sob um contrato de compra de energia de 20 anos. A instalação foi adquirida para fornecer energia nos horários de pico do dia e oferecer capacidade local, além de serviços de rampa e serviços auxiliares. Espera-se que a construção seja concluída no próximo ano e o projeto complementará uma nova instalação de gás de 1 GW refrigerado a ar para substituir um antigo sistema de resfriamento oceânico.

Enquanto a revista pv EUA não leu a documentação referente ao processo de aquisição da instalação para entender o que a planta estava enfrentando, John Zahurancik, diretor de operações da Fluence, observou:

"O armazenamento de energia da Alamitos será o primeiro de uma nova geração de armazenamento de energia adquirida como alternativas independentes para novas plantas de gás."

A instalação abrigará a série de baterias Advancion 5, fornecida pela Fluence. O hardware, de acordo com os requisitos de código estabelecidos, deve ser construído de maneira “semelhante ao campus”, como Stephen O'Kane, vice-presidente da AES Southland, disse à revista USA . Conforme observado nas imagens e renderizações fornecidas pela AES acima, uma antiga fábrica de gás desaparecerá à medida que um edifício corporativo com aparência regular surgir.

O'Kane observou que a AES estava ciente de que a instalação seria construída como um edifício e que a bateria é de um tamanho que possa sustentar financeiramente a infraestrutura mais cara de tal edifício. Foi sugerido que em outros locais, baterias de escala similar podem ter fachadas construídas em torno delas, em vez de o contêiner de transporte industrial parecer visível acima.

Não foram fornecidas imagens de como será o interior da estrutura - embora possa parecer com a imagem perto do topo deste artigo ou com o Avancion disparado abaixo - um tweet referente ao projeto de armazenamento solar de 28 MW e 100 MWh do Havaí dá uma idéia de algo Isso pode ser confundido com racks de computadores quando os contêineres de armazenamento de energia são abertos.

A estrutura será separada em três ou quatro zonas de firewall. Sugeriu-se que sistemas de segurança como ventilação e sprinklers podem ser mais eficazes em uma estrutura como essa - projetada a partir do zero - do que em uma situação em que o hardware tinha que ser espremido dentro das dimensões fixas de um contêiner de transporte.

O'Kane acrescentou:

"Quando você constrói um data center, está pensando em salvar o hardware e seus dados. Mas não queremos promulgação de problemas térmicos, eles querem salvar seus centros de dados, as mesmas coisas com nossas baterias. Você tem sistemas com todos os nós que podem ser desligados, com ainda mais sistemas de segurança para garantir que ele não se espalhe."

Conversando com O'Kane, chegamos a filosofar sobre a evolução dos sistemas de energia e a hipótese de Gaia no início deste artigo foi mencionada. O vice-presidente da AES Southland disse que há uma inteligência emergente em sistemas de energia,

"Está evoluindo para muito mais inteligência, usando inteligência artificial e sistemas para gerenciar nossa rede elétrica, implantando sistemas de armazenamento para ser mais flexível, por trás do medidor, com o gerenciamento do lado da demanda, intermitente e sua necessidade dos sistemas de controle, e Claro, usando big data e AI [inteligência artificial] para gerenciar tudo."

Se descobrirmos que podemos implantar instalações de armazenamento de energia em áreas urbanas e derrubar plantas de gás, devemos esperar ver muitas outras instalações de baterias como essa - especialmente se houver 728 GWh de armazenamento esperando para entrar em operação. Também podemos esperar curvas de aprendizado muito parecidas com as experiências do data center, uma vez que passaram da otimização de processadores e discos rígidos para edifícios inteiros.

Poderíamos um dia ver pisos de edifícios personalizados para lidar com o armazenamento de energia? O arrefecimento da bateria irá substituir as necessidades de aquecimento do edifício? Quanta integração na vida diária pode fazer o armazenamento de energia, acelerando as soluções sem fio que poderiam nos salvar bilhões?

Abaixo está um vídeo do sistema Encondido de 30 MW / 120 MWh que está em construção - começando com o concreto despejado. A carne da construção que todos nós gostaríamos de ver - as baterias sendo instaladas - é muito chata porque tudo o que vemos são contêineres chegando. Contêineres montados em um piso de fábrica.

Anúncios de veículos elétricos apontam muito à frente para o transporte no Reino Unido - com ou sem o apoio do governo

Dois dos maiores operadores de frotas comerciais do país se comprometeram a tornar-se totalmente elétricos até 2030, superando a ambição do governo em uma década, e a montadora Jaguar Land Rover fez um grande anúncio de eletrificação - mas insistiu que os políticos precisam mostrar uma ambição similar.

Com os VEs crescendo em popularidade, o novo PM britânico responderá ao chamado da indústria por uma indústria de fabricação de baterias? Imagem: Stadtwerke Heidelberg

A montadora de prestígio indiana Jaguar Land Rover convocou nesta sexta-feira o governo do Reino Unido a levar uma produção de baterias de grande escala ao país para ajudar sua ambiciosa estratégia de produção de veículos elétricos, outro sinal da marcha da eletromobilidade que surgiu hoje. no Reino Unido

Sem fins lucrativos com sede nos EUA,O The Climate Group anunciou hoje que duas das maiores operadoras de veículos comerciais do Reino Unido assinaram sua iniciativa EV100 para tornarem-se totalmente elétricas até 2030.

A organização revelou as empresas de energia Centrica - proprietária da British Gas - e a SSE se comprometeu a eletrificar suas frotas de veículos dez anos antes de uma proibição governamental de novas vendas de veículos a gasolina e a diesel no Reino Unido.

Os 12.500 veículos da Centrica constituem a terceira maior frota comercial do Reino Unido e os 3.500 da SSE são o sétimo maior do país. A SSE, de acordo com o The Climate Group, também se comprometeu com a campanha EP100 da organização para dobrar a produtividade de energia até 2030, usando o desempenho de 2010 como uma linha de base.

Anúncio JLR

Com ambas as empresas também prometendo implantar a infraestrutura de carregamento para apoiar a transição, a empresa de serviços profissionais e de gerenciamento de instalações Mitie prometeu eletrificar 5.300 veículos em sua frota até 2030 - embora sujeita a “acessibilidade” e a disponibilidade de pontos de carregamento. No curto prazo, a Mitie também se comprometeu a eletrificar 700 veículos em sua pequena van e frota de automóveis e a instalar 800 pontos de carregamento até o final do próximo ano.

A Jaguar Land Rover (JLR) anunciou na semana passada planos de oferecer uma versão elétrica de seu modelo XJ em Castle Bromwich, Birmingham, e oferece versões elétricas de todos os modelos Jaguar e Land Rover a partir do ano que vem.

O anúncio, que a JLR, de propriedade da Tata Motor, disse que "salvaguardar vários milhares de empregos no Reino Unido" também envolveria a fábrica de montagem de baterias que está sendo desenvolvida pela empresa na vizinha Hams Hall. A JLR disse que a instalação, que deve ser operacional no próximo ano, será a “mais inovadora e tecnologicamente avançada do Reino Unido” e terá uma capacidade de produção anual de 150.000 unidades.

Fábricas de bateria de escala Giga necessárias

O anúncio da JLR foi acompanhado por um apelo ao governo do Reino Unido para se unir à corrida global para estabelecer capacidade de produção de baterias, com a China e a UE já tendo uma vantagem inicial na participação de mercado no armazenamento de energia e com a Índia anunciando manufatura ambiciosa. planos.

O executivo-chefe da JLR, Ralf Speth, anunciando a estratégia de eletrificação da empresa, alertou: "A acessibilidade só será alcançada se fabricarmos baterias aqui no Reino Unido, próximas à produção de veículos, para evitar o custo e risco de segurança de importação do exterior".

Grandes marcas de automóveis em todo o mundo estão tentando aproveitar a transição para os veículos elétricos impulsionados por startups rivais como a Tesla e por uma queda global nas vendas de carros novos em geral.

Somente hoje, a montadora chinesa Geely Auto divulgou um alerta de lucro para a bolsa de Hong Kong, anunciando que a queda nas vendas garantiria lucros líquidos no primeiro semestre do ano 40% menores do que os 6,67 bilhões de RMB (US$ 969 milhões) registrados no mercado. no mesmo período do ano passado.

A Geely é proprietária das marcas Proton, Volvo e Lotus, entre outras, e também produz versões elétricas dos táxis pretos de Londres através de sua unidade de negócios London Electric Vehicle Company.