Fortum Expande Instalação de Reciclagem de Baterias

Investimento de 24 milhões de euros para aumentar a capacidade de reciclagem hidrometalúrgica da Fortum e permitir a produção de produtos químicos sustentáveis ​​para baterias.

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A Fortum tomou a decisão de investimento para expandir sua capacidade de reciclagem de baterias de íon-lítio, construindo uma nova planta hidrometalúrgica de última geração em Harjavalta, Finlândia. O investimento, marcado em ca. 24 milhões de euros, será um passo importante para aumentar a capacidade de reciclagem hidrometalúrgica da Fortum e permitir a produção de produtos químicos para baterias sustentáveis. A nova instalação será capaz de recuperar com eficiência metais escassos de velhas baterias de íon-lítio de veículos elétricos, ao mesmo tempo em que reciclará várias frações de resíduos derivadas de toda a cadeia de abastecimento da bateria.

As baterias de íon-lítio desempenham um papel fundamental ao permitir a transição para a energia limpa e o crescimento da mobilidade eletrônica. Com a rápida eletrificação do transporte e a mudança para fontes de energia renováveis, espera-se que a demanda por baterias de íon-lítio cresça mais de dez vezes até 2030, aumentando significativamente a necessidade de metais essenciais usados ​​na produção de baterias de íon-lítio. A nova instalação de Harjavalta da Fortum ajudará a atender à crescente demanda por materiais reciclados de baterias e permitirá a recuperação sustentável de lítio, níquel, cobalto e manganês, que são essenciais na fabricação de novas baterias de veículos elétricos.

“A Fortum está investindo em um futuro mais verde, investindo ainda mais em suas instalações de reciclagem hidrometalúrgica. A nova instalação em Harjavalta criará aproximadamente trinta empregos em um futuro próximo, mas seu impacto será sentido em toda a Europa, pois será a maior instalação no mercado de seu tipo, uma vez concluída ”, disse Kalle Saarimaa, vice-presidente, Fortum Recycling & Desperdício. “Nossa oferta sólida cobre vários segmentos-chave da cadeia de valor da bateria e esperamos nossa colaboração com os principais participantes nessas áreas. À medida que a eletrificação do transporte ganha velocidade, a lacuna de matéria-prima enfrentada pela indústria automotiva se torna cada vez mais um sério desafio. Nossa nova instalação apoiará fortemente os ecossistemas de fabricação de baterias finlandeses e europeus existentes,

Fortum usa uma combinação de tecnologias mecânicas e hidrometalúrgicas de baixo CO2 para reciclar as baterias da forma mais sustentável possível e com a menor pegada de carbono. As baterias de íon-lítio são primeiro desmontadas e tratadas durante um processo mecânico na fábrica da Fortum em Ikaalinen. A massa negra da bateria, contendo metais essenciais, é coletada e levada para Harjavalta para processamento hidrometalúrgico.

A Fortum está operando atualmente uma planta piloto hidrometalúrgica em escala industrial em Harjavalta. A nova instalação a ser construída, que deverá estar operando em 2023, permitirá um aumento significativo na capacidade de processamento e reciclagem da Fortum. A nova fábrica permitirá à Fortum reciclar a maior parte das baterias EV que estão chegando ao fim de sua vida útil na Europa ”.

Em março, as operações de reciclagem de baterias hidrometalúrgicas da Fortum foram identificadas como um dos quatro projetos da Fortum a serem selecionados para o Fundo de Inovação da UE para tecnologias de baixo carbono. Os quatro projetos Fortum chegaram a uma lista restrita de 70 candidatos para financiamento do primeiro Fundo de Inovação da UE de 1 bilhão de euros. A Fortum também recebeu doações do IPCEI (Projeto Importante de Interesse Europeu Comum) da Business Finland em conjunto com o projeto European Battery Innovation da Comissão Europeia. As bolsas foram concedidas em conjunto com o desenvolvimento da planta de reciclagem mecânica da Fortum em Ikaalinen, Finlândia, e a planta de reciclagem hidrometalúrgica em Harjavalta.

Setor de energia renovável puxa retomada de crescimento, diz KPMG

Práticas ESG, retomada dos leilões e custos em declínio e aumento da competitividade do armazenamento de baterias estão ajudando na recuperando a economia

Um levantamento feito pela KPMG analisando padrões de retomada dos 40 principais setores da economia brasileira após um ano da pandemia da covid-19 mostrou que o setor de energia renovável está retornando à normalidade e vai se recuperar mais rapidamente à medida que a demanda do consumidor retornar em volumes semelhantes ao de antes da pandemia.

Entre as tendências, estão o alto volume de transações de fusões e aquisições especialmente de private equities e empresas do setor de óleo e gás, as práticas ESG impulsionando investimento em energias renováveis e outras tecnologias limpas.

Com relação à nova realidade para o setor de energia renovável, o relatório apontou a retomada dos leilões de Energia Nova, custos em declínio e aumento da competitividade do armazenamento de baterias e alternativas de investimentos em ativos.

DA AGÊNCIA CANAL ENERGIA

Pesquisadores descobriram um jeito de "rejuvenescer" as baterias de lítio

Sabe aquela sensação de que a bateria do celular está morrendo e que, a cada dia que passa, ela perde um pouco da capacidade de armazenar energia? Isso acontece porque o lítio contido nelas se torna inativo com o tempo, reduzindo sua vida útil e prejudicando o desempenho a longo prazo.

Agora, pesquisadores da Universidade Zhejiang, na China, e do Laboratório Argonne, nos EUA, criaram uma nova técnica capaz de "rejuvenescer" esse lítio “morto”. A estratégia testada pela equipe é baseada em uma reação química conhecida como redox de iodo, quando redução e oxidação ocorrem juntas, transferindo elétrons entre as substâncias.

A química explica

Durante os primeiros ciclos de carregamento, as baterias de íons de lítio produzem uma camada em seus ânodos conhecida como interfase de eletrólito sólido, que garante a eficiência, estabilidade e a segurança das células de energia.

Em uma bateria comum, como as usadas em celulares, a interfase é composta de fluoreto de lítio combinado com carbonato de lítio e carbonato de alquila. Nessas baterias, a variação constante do lítio compromete a integridade física e mecânica dos componentes, o que acaba “matando” boa parte do elemento.

Esquema de restauração do lítio "morto" (Imagem: Reprodução/Argonne Lab)

Com a nova técnica usada pelos cientistas, é possível estimar a quantidade de óxido de lítio na camada de interfase para saber qual o papel dos componentes inativos na produção do lítio isolado eletricamente, o que causa perda gradual de desempenho.

"Uma solução fundamental para recuperar o lítio morto é urgentemente necessária para estabilizar as baterias de metal de lítio”, explica o professor Chengbin Jin.

Rejuvenescimento

Em testes em laboratório, os pesquisadores descobriram que a perda de lítio na interfase e os detritos gerados nesse processo são a principal causa da queda de desempenho das baterias.

A partir destes resultados, eles apresentaram o novo método de restauração usando oxirredução de iodo para compensar a perda de lítio que ocorre entre os intervalos de carga e descarga.

Nos experimentos, os cientistas conseguiram criar uma célula de energia com uma quantidade mínima de lítio no ânodo e uma vida útil de aproximadamente mil ciclos. Com a nova técnica, a eficiência energética da bateria foi de 99,9%, provando que o iodo é capaz de recuperar a maior parte do lítio que se degrada com o tempo.

Lítio recuperado chega a 99,9% (Imagem: Reprodução/Argonne Lab)

Longa duração

Para o futuro, os pesquisadores esperam que a estratégia descoberta pela equipe do professor Jin possa ajudar no desenvolvimento de baterias mais eficientes e com uma vida útil muito superior aos 500 ou 600 ciclos que temos atualmente.

A combinação do lítio com a oxirredução de iodo pode ser o caminho para produção de células de energia que não percam a capacidade de reter carga e não precisem ser substituídas a cada dois ou três anos.

É bom para o nosso bolso e melhor ainda para o meio ambiente. Se pudesse “reviver” a bateria que não segura mais carga, você trocaria de celular com menos frequência?

Fonte: Nature Energy

Panasonic lança novo sistema de armazenamento para instalações residenciais

O fabricante japonês de produtos eletrônicos disse que o sistema de armazenamento EverVolt está disponível no mercado dos EUA em versões acopladas a CA e CC. A capacidade de armazenamento pode variar de 5,7 a 34,2 kWh, dependendo do modelo escolhido.

Pokarin / Wikimedia Commons

A Panasonic lançou uma solução de armazenamento de íons de lítio para instalações solares residenciais na feira Solar Power International 2019, realizada em Salt Lake City, nos Estados Unidos.

A empresa disse que seu sistema de armazenamento EverVolt está disponível nos EUA. UU. nas versões acopladas a CA e CC e possui uma capacidade de armazenamento que varia de 5,7 kWh a 34,2 kWh.

A gigante eletrônica japonesa acrescentou que o sistema é compatível com todos os tipos de tecnologias de painéis e inversores fotovoltaicos e pode ser adaptado às necessidades dos proprietários. A Panasonic disse que pode monitorar seus sistemas com software personalizado e um aplicativo fácil de usar.

"O produto é apoiado por uma garantia de 10 anos e desempenho", afirmou a Panasonic em um comunicado à imprensa no qual não forneceu mais detalhes técnicos. "Com o EverVolt, os proprietários estarão um passo mais perto da independência da rede e terão um retorno mais rápido de seu investimento em energia solar", acrescentou Mukesh Sethi, gerente de grupo da Panasonic Solar.

Segundo o site da empresa, a versão “mini” do sistema de armazenamento de 5,7 kWh tem capacidade média de backup de três horas, enquanto para as opções “padrão” de 11,4 kWh e de 17,1 kWh, a capacidade é de respectivamente seis e nove horas.

Os dispositivos possuem as certificações UL 1741SA, UL 1973, UL 1642, enquanto a certificação UL 9540 ainda está pendente.

A Panasonic ofereceu anteriormente as baterias residenciais Harbor Plus e LJ-SK84A.

O revestimento pode levar a baterias de lítio metálicas comerciais

Um novo revestimento desenvolvido pelos cientistas de Stanford promete aproximar as baterias de lítio da realidade, prolongando significativamente sua vida útil e limitando a ocorrência de dendritos no ânodo, o que pode causar curto-circuitos e incêndios.

O SLAC National Accelerator Laboratory em Menlo Park, Califórnia.

Imagem: Departamento de Energia dos Estados Unidos

Cientistas da Universidade de Stanford e do Laboratório Nacional de Aceleradores SLAC do Departamento de Energia dos EUA, na Califórnia, desenvolveram um revestimento para baterias metálicas de lítio que, segundo eles, poderiam superar os problemas de segurança e desempenho que impedem a tecnologia promissora.

As baterias de lítio metálico poderiam oferecer uma densidade de energia muito melhor e um peso muito menor do que a atual tecnologia de íons de lítio, uma vez que substituem a grafite mais pesada por lítio metálico como material de ânodo. No entanto, os metais de lítio não funcionam bem com eletrólitos convencionais, forçando os cientistas a encontrar uma maneira de melhorar a baixa eficiência e mitigar sérios problemas de segurança para permitir o desenvolvimento da tecnologia.

Enquanto outras abordagens se basearam na engenharia de eletrólitos para serem compatíveis com o lítio metálico, os pesquisadores de Stanford optaram por se concentrar no próprio lítio metálico. Eles desenvolveram um revestimento que fornece íons de lítio ao eletrodo uniformemente, reduzindo a formação de dendritos e o acúmulo de produtos químicos nocivos para o desempenho do ânodo.

Revestimento processado em solução

O revestimento, descrito em um artigo publicado em Joule , é uma solução processada e aplicada ao ânodo metálico de lítio. O ânodo foi combinado com outros componentes disponíveis no mercado para criar uma bateria operacional. No dispositivo, verificou-se que o revestimento "dificulta simultaneamente a penetração do eletrólito, atenua as reações laterais entre lítio e eletrólito, mantém baixa impedância interfacial e permite uma deposição homogênea de lítio", conforme o resumo do artigo publicado em Joule .

A bateria manteve 85% de sua energia inicial após 160 ciclos. Embora esse número seja muito menor do que o das baterias convencionais de íons de lítio, o grupo Stanford observou que as baterias de lítio metálicas “normais” só podem fornecer cerca de 30% após 160 ciclos, ou seja, aquelas que não explodiram.

"Nosso novo design de revestimento torna as baterias de lítio metálicas estáveis ​​e promissoras para desenvolvimento", disse Zhiao Yu, estudante de Stanford.

O grupo agora se concentrará em refinar o design do revestimento para aumentar ainda mais a retenção da capacidade e aumentar o número de ciclos em testes de bateria.

"Embora o uso em veículos elétricos possa ser o objetivo final", disse Yi Cui, professor de ciência dos materiais e engenharia e ciência de fótons do SLAC, "a comercialização provavelmente começaria com eletrônicos de consumo, para demonstrar segurança. da bateria ”.

“Armazenamento de energia não é suficiente, uma rede de energia renovável precisa de uma reserva flexível de gás”

O diretor geral da empresa de infraestrutura de energia Statera, com sede em Londres, falou com a revista pv. Segundo ele, uma rede de energia limpa no Reino Unido exigirá uma capacidade de usina de gás tão flexível quanto o armazenamento de baterias.

O aumento da energia renovável não significa o fim do uso de gás, segundo o diretor executivo da Statera. - Imagem: Roy Luck / Flickr

A importância do armazenamento de energia no fornecimento de energia de reserva da rede foi demonstrada durante um amplo blecaute no Reino Unido neste mês, quando 100 MW de capacidade da bateria foram ativados em 0,1 segundos para ajudar a manter as luzes em diante.

A capacidade da bateria, operada pelo negócio de infraestrutura elétrica flexível da Statera, forneceu "100% do nosso desempenho para mitigar os efeitos" do apagão, disse o CEO Tom Vernon à revista pv.

No entanto, apesar do excelente desempenho da capacidade de bateria em larga escala da Statera, Vernon disse que a ambição do Reino Unido de ser neutra em carbono até 2050 será impossível sem a implantação extensiva de instalações flexíveis de geração de gás backup Outros acreditam, com o apoio de numerosos estudos, que a geração de combustíveis fósseis não é necessária em um sistema de energia 100% renovável ou para alcançar um balanço energético neutro em carbono.

Quando um raio ativou duas usinas em 9 de agosto passado para iluminar uma grande parte da rede do Reino Unido em Londres e no sudeste da Inglaterra por 15 minutos, "a necessidade de resiliência na rede foi revelada", disse Vernon. .

Gás flexível

Além da capacidade de armazenamento da Statera, a planta flexível de gás da empresa foi rapidamente lançada para ajudar a aliviar um blecaute que afetava de 10 a 15% da rede nacional e deixava os passageiros presos nos trens já há nove horas as infraestruturas em estado crítico, incluindo hospitais que sofreram apagões.

"Tínhamos um projeto flexível de gás que, como entendemos, impedia que cerca de 100.000 famílias na área de Hull sofressem um blecaute", disse Vernon, referindo-se à cidade no nordeste da Inglaterra. "É uma unidade geradora de gás de alta eficiência que liga apenas por um número limitado de horas a cada ano, mas, quando usada, é crítica".

Vernon disse à revista pv que o armazenamento de baterias por si só não será suficiente para garantir a segurança do suprimento, uma vez que a penetração de energia renovável aumenta no mix de energia.

"Energias renováveis ​​liderarão a carga e as baterias equilibrarão a rede", disse o diretor executivo da Statera. “Mas não será possível equilibrar a rede sem uma reserva flexível de gás. Mesmo se a quantidade de geração [renovável] necessária for muito grande, seria necessária uma bateria tão grande que seria inviável. Você não pode explicar os dias em que, no meio do inverno, o vento não sopra por uma semana. Uma bateria que muda de carga durante um mês de cada vez faz apenas três a quatro ciclos por ano; portanto, isso deve ser invulgarmente grande e muito barato, e estamos muito, muito longe disso. ”

Backup de emissão de carbono

Como a energia nuclear não é adequada para fornecer nada além de uma carga básica devido ao tempo e às despesas necessárias para iniciar um reator, Vernon disse que o gás combustível fóssil oferece a melhor alternativa para um futuro de carbono neutro para o Reino. Unidos. "No sistema atualmente em operação", disse Vernon, "a Rede Nacional precisa de grandes usinas termelétricas em reserva, girando e emitindo carbono, mas não gerando eletricidade". Pelo contrário, ele disse, as usinas flexíveis Statera podem ser lançadas em 2 a 5 minutos.

Citando um cenário futuro de energia previsto pela National Grid, Vernon disse que, em geral, quantidades iguais de armazenamento de bateria e instalações flexíveis de gás seriam necessárias para apoiar uma rede elétrica movida a energia renovável, acrescentando: “Estamos apenas caminhando para um futuro mais eletrificado. . ”

Relatório de energia

A questão agora, em uma nação que aparentemente ainda está paralisada pelo problema interminável do Brexit, é se o novo governo de Boris Johnson agirá com rapidez suficiente para garantir a infraestrutura necessária e responder ao que Vernon descreveu como o "sinal de alerta" ”E o“ alerta ”do apagão ocorreu este mês.

"Estamos aguardando o livro branco da energia", disse o chefe da Statera. “Deveríamos ter recebido algo no início do verão, mas nos encontraremos com o BEIS [Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial] em duas semanas para discutir questões relacionadas ao white paper. É verdade que o governo não está trabalhando tão rápido quanto seria de esperar, porque o Brexit estava em primeiro plano a maior parte do tempo. Em 9 de agosto, foi destacada a necessidade de flexibilidade. Temos certeza de que é necessária uma capacidade mais flexível para equilibrar o sistema, manter a segurança do suprimento e reduzir os custos para o consumidor. ”

Agora, todos os olhos estarão voltados para esse Livro Branco.

"Propriedades novas e estranhas" aumentam o armazenamento de energia

Os cientistas do MIT desenvolveram um tipo de eletrólito líquido com propriedades que, segundo eles, poderiam abrir novas possibilidades para melhorar o desempenho e a estabilidade das baterias e supercapacitores de lítio.

Xianwen Mao / MIT

"Este trabalho de prova de conceito representa um novo paradigma para o armazenamento de energia eletroquímica", pode ser lido em um artigo publicado esta semana na Nature Materials por cientistas do Instituto de Tecnologia de Massachusetts (MIT).

Os autores do artigo desenvolveram um novo tipo de eletrólito líquido que, segundo eles, poderia melhorar significativamente o desempenho de baterias e supercapacitores de íon de lítio, que são usados ​​em alguns casos para melhorar o desempenho e prolongar a vida útil do as baterias

O eletrólito é baseado em uma classe de materiais conhecidos como líquidos iônicos, que o MIT descreveu como "sais essencialmente líquidos". Os cientistas adicionaram um composto que se dizia ser semelhante a um surfactante que seria usado para dispersar um derramamento de óleo no líquido, e descobriram que ele produzia "novas e estranhas propriedades" no líquido que poderiam ter várias aplicações para armazenamento de energia e outras. indústrias.

Melhor desempenho

Os pesquisadores descobriram que a densidade de energia do material excedeu a de muitos outros eletrólitos e permaneceu altamente viscosa mesmo em altas temperaturas, contribuindo para maior segurança e estabilidade. T. Alan Hatton, professor de engenharia química do MIT, explicou que foi graças à maneira como as moléculas foram montadas em uma estrutura altamente ordenada quando entraram em contato com outro material, como um eletrodo.

A estrutura ordenada, de acordo com o MIT, ajudou a evitar um problema conhecido como overscreening , onde uma distribuição mais dispersa de íons na superfície do eletrodo ou uma camada mais espessa de íons afeta negativamente a eficiência do armazenamento de energia.

As aplicações prováveis ​​da tecnologia incluem armazenamento de energia em alta temperatura, e os pesquisadores apontam que seu eletrólito funcionou ainda melhor em altas temperaturas e era mais seguro e menos inflamável do que outros usados ​​em baterias de lítio e supercapacitores. Os pesquisadores também especularam que seu eletrólito poderia aumentar a densidade de energia quatro ou cinco vezes, o que poderia até permitir a substituição de baterias em veículos elétricos, armazenamento estacionário e eletrônicos de consumo.

Mais por vir

A equipe agora trabalhará em outros compostos que estejam em conformidade com a nova classe de materiais, que eles chamam de líquidos iônicos de superfície ativos: SAIL.

"As possibilidades são quase ilimitadas", disse o pesquisador do MIT Xianwen Mao, principal autor do artigo. “Pode levar alguns meses ou anos”, disse ele, “mas trabalhar em uma nova classe de materiais é muito empolgante. Existem muitas possibilidades de otimização adicional. ”

Remova o hidrogênio para obter melhor desempenho da bateria

Cientistas da Universidade de Santa Barbara, na Califórnia, descobriram, enquanto trabalhavam com baterias de íon sódio, que a presença involuntária de hidrogênio é a raiz de muitos defeitos da tecnologia em termos de degradação e perda de desempenho. Ao impedir que o hidrogênio acesse materiais durante a produção, as baterias de íons de sódio podem atingir níveis de desempenho comparáveis ​​aos de seus equivalentes de íons de lítio.

Potência do RCT

À medida que a fabricação de baterias de íon-lítio continua a crescer exponencialmente, os problemas em potencial com o fornecimento de materiais, como o lítio, estão se tornando cada vez mais importantes.

E embora a reciclagem provavelmente reduza o impacto de uma possível escassez, as baterias feitas de materiais mais abundantes podem ser mais baratas e mais ecológicas.

A substituição do lítio pelo sódio é uma opção frequente entre muitos pesquisadores. E, embora tentativas de comercializar essa tecnologia estejam em andamento, as baterias de sódio tendem a se degradar e perder sua capacidade ainda mais rapidamente do que as tecnologias de lítio. Como a tecnologia de íons de lítio já apresenta um problema de degradação e perda de desempenho, pode ser difícil mudar para uma química conhecida para obter níveis de degradação ainda mais rápidos.

Em um novo artigo publicado na revista Chemistry of Materials, cientistas da Universidade da Califórnia em Santa Barbara (UCSB) acreditam que grande parte da degradação do óxido de sódio e manganês, um material catódico comum, é causada pela presença de hidrogênio nos materiais.

Eles também teorizam que mecanismos semelhantes podem afetar adversamente o desempenho das baterias de íon-lítio, embora sejam necessárias mais pesquisas para comprová-lo.

Como o elemento mais abundante no universo conhecido, o hidrogênio pode penetrar nos materiais em muitos estágios de fabricação e seus efeitos em vários materiais usados ​​em energia renovável são uma importante área de pesquisa. Os cálculos do UCSB mostram que a presença de hidrogênio na camada de óxido de manganês reduz a quantidade de energia necessária para que os átomos de manganês se quebrem e se dissolvam.

"Os átomos de hidrogênio e o hidrogênio muito pequenos e reativos são um contaminante comum nos materiais", disse Chris Van de Walle, cientista da computação da Universidade da Califórnia em Santa Barbara. "Agora que seu impacto negativo é conhecido, medidas podem ser tomadas na fabricação e encapsulamento de baterias para eliminar a incorporação de hidrogênio, o que deve levar a um melhor desempenho".

A instalação fv de autoconsumo da Texas Tech University, na Costa Rica, entra em operação

O sistema de geração de energia solar TTU-CR possui 141 painéis solares que podem fornecer 15% do consumo de energia de todo o edifício. Ele também possui baterias de armazenamento.

Instalação fotovoltaica da Texas Tech University Costa Rica. - Foto: Luz do sol

A Texas Tech University Costa Rica (TTU-CR) anunciou na semana passada que possui uma interconexão entre seu sistema de painéis solares e a National Force and Light Company (CNFL), com a qual seu sistema de geração de energia solar já entrou em operação

O sistema de geração de energia solar do TTU-CR possui 141 painéis solares, com capacidade para suprir 15% do consumo de energia de todo o edifício. Essa energia será usada para fornecer eletricidade a áreas comuns, como os laboratórios de bibliotecas, auditórios, química e robótica, escritórios da equipe da universidade e salas de estudo para os alunos.

O sistema também possui baterias de armazenamento, embora a Sunshine, empresa responsável pela instalação, não tenha divulgado mais informações sobre o assunto. “Nosso sistema de painéis tem uma curva de carga; isto é, a energia gerada é distribuída para uso ao longo do dia, com uma porção usada imediatamente à medida que é gerada e outra porção que é armazenada na rede para uso noturno. Além disso, nos dias em que a universidade não consome toda a energia gerada, ela é redirecionada e vendida para a rede elétrica nacional ”, afirmou Ellen Rose, diretora do TTU-CR.

Elimine o hidrogênio para melhorar o desempenho da bateria, dizem os cientistas

Cientistas da Universidade da Califórnia, em Santa Bárbara, que estão trabalhando com baterias de íons de sódio, descobriram que a presença não intencional de hidrogênio é responsável por muitas das deficiências da tecnologia em termos de degradação e perda de desempenho. Manter o hidrogênio fora dos materiais durante a produção pode permitir que as baterias de íons de sódio atinjam níveis de desempenho que competem com as contrapartes de íons de lítio.

Fábrica de baterias na China. Tomar medidas para evitar a adição de hidrogênio aos materiais das baterias durante a produção pode melhorar seu desempenho a longo prazo, de acordo com cálculos baseados na tecnologia de íons de sódio. Imagem: RCT Power

Como a fabricação de baterias de íons de lítio continua a crescer exponencialmente, os problemas potenciais com o fornecimento dos materiais necessários para as baterias, incluindo o próprio lítio, tornam-se mais proeminentes. E, embora a reciclagem provavelmente diminua o impacto, as baterias feitas de materiais mais abundantes poderiam ser mais baratas e mais ecológicas.

Substituir o lítio por sódio é uma opção favorecida por muitos na comunidade de pesquisa. E enquanto tentativas tentativas de comercializar esta tecnologia estão em andamento, as baterias de sódio tendem a degradar e perdem sua capacidade ainda mais rapidamente que as tecnologias de lítio. Como a degradação e a perda de desempenho já são um problema na tecnologia de lítio-íon, mudar para uma química que se degrada ainda mais rapidamente pode se tornar uma venda difícil.

Em um novo artigo publicado na revista Chemistry of Materials, cientistas da Universidade da Califórnia, Santa Bárbara (UCSB) calculam que grande parte da degradação do óxido de manganês sódico, um material comum do cátodo, é causada pela presença de hidrogênio nos materiais. . Eles também teorizam que mecanismos semelhantes poderiam afetar negativamente o desempenho das baterias de íons de lítio, embora mais pesquisas sejam necessárias para provar isso.

Como o elemento mais abundante no universo conhecido, o hidrogênio pode entrar nos materiais em muitos estágios de fabricação, e seus efeitos em vários materiais usados ​​em fontes renováveis ​​são uma importante área de pesquisa. Os cálculos da UCSB mostram que a presença de hidrogênio na camada de óxido de manganês reduz a quantidade de energia necessária para que os átomos de manganês se soltem e se dissolvam.

“Como os átomos de hidrogênio são tão pequenos e reativos, o hidrogênio é um contaminante comum nos materiais. explicou Chris Van de Walle, um cientista de materiais computacionais da UC Santa Barbara. "Agora que seu impacto negativo foi sinalizado, medidas podem ser tomadas durante a fabricação e o encapsulamento das baterias para suprimir a incorporação de hidrogênio, o que deve levar a um melhor desempenho".

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.

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

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.

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.