Animación que compara el almacenamiento de energía por gravedad de Gravitricity en comparación con baterías de iones de litio. Un singular sistema que usa la gravedad para almacenar energía que después puede ser usada con mayor o menor demanda.
Los sistemas de bombeo aguas arriba de muchos pantanos hacen precisamente esto, sin infraestructuras complejas (como el tener que hacer un agujero de decenas o cientos de metros en el suelo).
#1 Para comparar. Cortes-La Muela tiene 2.000MW de potencia y una capacidad de acumulación de 5.000MWh. ¿Os acordais del megaproyecto de baterias de Australia de Tesla? El mayor del mundo. Tenía una capacidad de 129MWh.
El coste fue de 1.200 millones de €. O sea, 240€/kWh. Un coste baratísimo comparado con una batería y que nunca podrán batir estas, teniendo en cuenta que Cortes-La Muela va a estar operativa al 100% durante infinitos ciclos, cosa que nunca podrá hacer una batería.
#8 Estará operativa hasta que haya un terremoto y se vaya todo a fer la má. Hace unos pocos años ya hubo un desprendimiento que dejo el pueblo incomunicado durante meses por su carretera de acceso, justo debajo de donde está embalse.
#9 Por lo que veo el desprendimiento que cortó la carretera no tuvo nada que ver con el embalse. Hubieron lluvias copiosas en la Comunidad Valenciana y no solo quedó corrada por desprendimientos esta carretera, sino otras dos más bastante lejanas a esta.
#9 Por lo que veo el desprendimiento que cortó la carretera no tuvo nada que ver con la hidroeléctrica. Hubieron lluvias copiosas en la Comunidad Valenciana y no solo quedo cortada esta carretera, sino dos más en puntos bastante distantes a la hidroeléctrica como consecuencia de las lluvias.
#10 No siempre en el caso de los bombeos. El motivo de la acumulación de lodos es que los arrastran los rios. Pero en el caso de bombeo te llevas agua hacia un embalse superior al que a veces no hay ningún rio. En el caso que comento el embalse superior no tiene ningún rio que lleve lodos.
#15 Si podría tener pérdidas por evaporación entiendo. Aunque no deben ser tan significativas porque lo cierto es que el almacenamiento por bombeo es un sistema muy eficiente y aprovechable.
#8 Y cuantos sitios tienes para hacer eso? Porque en España ya e usan todos los que se pueden. Si todos sabemos que la energía hidroeléctrica es cojonuda, pero necesitas la geología adecuada
El concepto es interesante pero es económicamente inviable y técnicamente muy complejo... perforar el suelo no es coger un taladro y hacer el agujero donde me sale de las narices... el suelo pude tener acuíferos, terreno muy blando o terreno muy duro... vale mucho dinero solo la parte de hacer el agujero.
Además ahi se han echo trampas... comparan el litio pero ponen las de ion-litio que no son interesantes para este tipo de cosas... las LiFePO o la LTO tienen mucho mejor desempeño ya a dia de hoy porque tienen más de 5000 ciclos de cargar/descarga de vida util... de echo la LTO tienen más de 25.000 ciclos de vida útil que son 68.5 años si se cargan y descargan una vez al día.
A día de hoy o se apuesta por sistemas de bombeo o esperamos un poco a que las químicas de las baterías mejoren... sino estamos haciendo el tonto a nivel de almacenamiento.
#4 O baterías de flujo tipo Redox. Son aplicaciones donde es más interesante el coste por ciclo que el tamaño. En una planta solar me da igual meter algo al lado que ocupa 100m3 o 200m3 si consigo que salga el de 200m3 a la mitad de precio.
#7 Con las baterías de flujo he buscado y tiene un coste de 200 €/KWh y la vida útil no es mala pero estamos hablando de solo 10.000 ciclos.
Voy a hacer un par de números:
- LTO----------------------- 434 €/KWh --- 25.000 Ciclos -> 0.0173 €/kWh por ciclo
- FLUJO REDOX --------- 200 €/KWh --- 10.000 Ciclos -> 0.0200 €/kWh por ciclo
- LiFePO Tesla PW ---- 610 €/KWh --- 7000 Ciclos -> 0.0870 €/kWh por ciclo
- Li-ion Tesla ------------ 165 €/KWh --- 1500 Ciclos -> 0.1100 €/kWh por ciclo
- Li-ion c. comercial --- 270 €/KWh --- 1500 Ciclos -> 0.1800 €/kWh por ciclo
- Plomo GEL -------------- 111€/KWh --- 600 Ciclos -> 0.1850 €/kWh por ciclo
Las LiFePO son las que actualmente están más extendidas para excedentes en FV y se usan en los PowerWall pero como se puede ver las LTO están por encima incluso de las de Flujo Redox cuyo principal inconveniente es que no se pueden usar a pequeña escala... son escalables pero a lo grande.
Es de esperar en un par de años que estos costes y estas tecnologías de litio mejoren lo suficiente como para que el coste por kWh por ciclo sea los suficientemente interesante pero en las Redox lo desconozco.
De echo las Li-ion se usan en vehículos eléctricos por tema de densidad energética, no por durabilidad o coste por ciclo ya que el elevado coste del petroleo compensa usar esas baterías frente a un vehículo de combustión.
Para que te hagas una idea cada vez que cargas completamente los 100 kWh de la batería de un Tesla hablamos de que la carga te puede costar con una tarifa nocturna y contando solo la energía (0.05€/kWh+iva) eso son 6€ que te da para 500Km pero si tenemos en cuenta la degradación de la batería en realidad son 17€ puesto que la batería cuando haya sido cargada entre 1000-1500 veces te va a empezar a dar problemas y la vas a tener que cambiar y acoquinar más de 15.000€
Y aun así pese a que el coste de moverte se triplica hablamos de hacer 100Km por 3.4€ mientras que el gasolina no baja de entre 6-10€ y encima tiene mantenimiento a parte.
#14 Yo no tengo tan claro que las LTO vayan a ser superiores a las de flujo para usos de equilibrio de red.
Es cierto que las de flujo parecen por ahora restringidas a instalaciones de gran tamaño pero respecto a la diferencia de ciclos que señalas no lo veo claro.
En primer lugar el tema de los ciclos y más en las baterías construidas para estabilizar la red, el almacenamiento a gran escala no está aun bien medida la degradación. No hay tantos proyectos grandes de baterías como para haber recabado datos significativos. Precisamente por eso se están construyendo instalaciones modelo de distintas tecnologías. Todas ellas se espera que bajen de precio en los próximos años, las redox también así que los precios de referencia actuales no durarán mucho tiempo. Donde hay que decir que las LTO aún son bastante más caras que las Redox. Eso podría cambiar en un futuro próximo eso sí.
Una de las virtudes precisamente de las baterías de flujo es su durabilidad sin degradación. Normalmente de las de Vanadio se suele leer que ofrecen más de 10.000 ciclos sin degradación y 20 años de durabilidad garantizada. Bueno eso no significa que no puedan durar más sino que hasta ahí se sabe que funcionan bien. Como las placas solares y los molinos. Además normalmente dada la incertidumbre se ofrecen rangos de ciclos. El IRENA ahora mismo a las redox de Vanadio les da un rango de 12.000 a 14.000 ciclos mientras que a las LTO de 5.000 a 20.000 con lo que la cosa ya no está tan clara como la pintas, aunque sí prevé una gran mejora a futuro en su durabilidad. https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2017/Oct/IRENA_Electricity_Storage_Costs_2017.pdf#page=124
Lo que quiero decir es que hoy por hoy no está tan claro que las LTO sean claramente superiores en durabilidad a las redox de Vanadio. Ambas son muy buenas tecnologías que deben seguir testándose en usos de almacenamiento a gran escala para ir analizando sus ventajas y desventajas.
Otra virtud que se suele minusvalorar es que las baterías de Vanadio es muy fácil añadirles capacidad. Son muy modulares y escalables en eso. Y en muchos sistemas lo que nos interesa no es tanto que nos entreguen mucha potencia sino que puedan entregarla durante muchas horas, tal vez incluso días para compensar períodos de baja generación renovable. Y en ese campo las redox de Vanadio parecen ser superiores.
Tener que hacer agujeros en la tierra siempre me parece costoso le veo más futuro a la ya testada tecnología de aire comprimido en lo de meter instalaciones bajo tierra y probablemente más versátil a la hora de instalarse y que también se está mejorando para acercar su eficiencia al 70%.
Además antes que hacer agujeros hay muchos túneles de servicio excavados en montañas o minas y pozos de perforación en desuso donde podrían instalarse sistemas de aire comprimido.
Comentarios
Los sistemas de bombeo aguas arriba de muchos pantanos hacen precisamente esto, sin infraestructuras complejas (como el tener que hacer un agujero de decenas o cientos de metros en el suelo).
#1 Eso sólo tiene una pega... que tienes que tener un embalse con una caída suficientemente rentable para montar una central hidroeléctrica
#1 sin infraestructuras complejas Si es que vamos sobraos.
#1 Para comparar. Cortes-La Muela tiene 2.000MW de potencia y una capacidad de acumulación de 5.000MWh. ¿Os acordais del megaproyecto de baterias de Australia de Tesla? El mayor del mundo. Tenía una capacidad de 129MWh.
El coste fue de 1.200 millones de €. O sea, 240€/kWh. Un coste baratísimo comparado con una batería y que nunca podrán batir estas, teniendo en cuenta que Cortes-La Muela va a estar operativa al 100% durante infinitos ciclos, cosa que nunca podrá hacer una batería.
#8 Estará operativa hasta que haya un terremoto y se vaya todo a fer la má. Hace unos pocos años ya hubo un desprendimiento que dejo el pueblo incomunicado durante meses por su carretera de acceso, justo debajo de donde está embalse.
#9 Por lo que veo el desprendimiento que cortó la carretera no tuvo nada que ver con el embalse. Hubieron lluvias copiosas en la Comunidad Valenciana y no solo quedó corrada por desprendimientos esta carretera, sino otras dos más bastante lejanas a esta.
#9 Por lo que veo el desprendimiento que cortó la carretera no tuvo nada que ver con la hidroeléctrica. Hubieron lluvias copiosas en la Comunidad Valenciana y no solo quedo cortada esta carretera, sino dos más en puntos bastante distantes a la hidroeléctrica como consecuencia de las lluvias.
#8 ¿Los embalses no van perdiendo capacidad por acumulación de lodos?
#10 No siempre en el caso de los bombeos. El motivo de la acumulación de lodos es que los arrastran los rios. Pero en el caso de bombeo te llevas agua hacia un embalse superior al que a veces no hay ningún rio. En el caso que comento el embalse superior no tiene ningún rio que lleve lodos.
#15 Si podría tener pérdidas por evaporación entiendo. Aunque no deben ser tan significativas porque lo cierto es que el almacenamiento por bombeo es un sistema muy eficiente y aprovechable.
#8 Y cuantos sitios tienes para hacer eso? Porque en España ya e usan todos los que se pueden. Si todos sabemos que la energía hidroeléctrica es cojonuda, pero necesitas la geología adecuada
#1 Ni siquiera han hecho un proyecto demo ni un prototipo. Es prácticamente una idea sobre papel.
El concepto es interesante pero es económicamente inviable y técnicamente muy complejo... perforar el suelo no es coger un taladro y hacer el agujero donde me sale de las narices... el suelo pude tener acuíferos, terreno muy blando o terreno muy duro... vale mucho dinero solo la parte de hacer el agujero.
Además ahi se han echo trampas... comparan el litio pero ponen las de ion-litio que no son interesantes para este tipo de cosas... las LiFePO o la LTO tienen mucho mejor desempeño ya a dia de hoy porque tienen más de 5000 ciclos de cargar/descarga de vida util... de echo la LTO tienen más de 25.000 ciclos de vida útil que son 68.5 años si se cargan y descargan una vez al día.
A día de hoy o se apuesta por sistemas de bombeo o esperamos un poco a que las químicas de las baterías mejoren... sino estamos haciendo el tonto a nivel de almacenamiento.
#4 O baterías de flujo tipo Redox. Son aplicaciones donde es más interesante el coste por ciclo que el tamaño. En una planta solar me da igual meter algo al lado que ocupa 100m3 o 200m3 si consigo que salga el de 200m3 a la mitad de precio.
#7 Con las baterías de flujo he buscado y tiene un coste de 200 €/KWh y la vida útil no es mala pero estamos hablando de solo 10.000 ciclos.
Voy a hacer un par de números:
- LTO----------------------- 434 €/KWh --- 25.000 Ciclos -> 0.0173 €/kWh por ciclo
- FLUJO REDOX --------- 200 €/KWh --- 10.000 Ciclos -> 0.0200 €/kWh por ciclo
- LiFePO Tesla PW ---- 610 €/KWh --- 7000 Ciclos -> 0.0870 €/kWh por ciclo
- Li-ion Tesla ------------ 165 €/KWh --- 1500 Ciclos -> 0.1100 €/kWh por ciclo
- Li-ion c. comercial --- 270 €/KWh --- 1500 Ciclos -> 0.1800 €/kWh por ciclo
- Plomo GEL -------------- 111€/KWh --- 600 Ciclos -> 0.1850 €/kWh por ciclo
Las LiFePO son las que actualmente están más extendidas para excedentes en FV y se usan en los PowerWall pero como se puede ver las LTO están por encima incluso de las de Flujo Redox cuyo principal inconveniente es que no se pueden usar a pequeña escala... son escalables pero a lo grande.
Es de esperar en un par de años que estos costes y estas tecnologías de litio mejoren lo suficiente como para que el coste por kWh por ciclo sea los suficientemente interesante pero en las Redox lo desconozco.
De echo las Li-ion se usan en vehículos eléctricos por tema de densidad energética, no por durabilidad o coste por ciclo ya que el elevado coste del petroleo compensa usar esas baterías frente a un vehículo de combustión.
Para que te hagas una idea cada vez que cargas completamente los 100 kWh de la batería de un Tesla hablamos de que la carga te puede costar con una tarifa nocturna y contando solo la energía (0.05€/kWh+iva) eso son 6€ que te da para 500Km pero si tenemos en cuenta la degradación de la batería en realidad son 17€ puesto que la batería cuando haya sido cargada entre 1000-1500 veces te va a empezar a dar problemas y la vas a tener que cambiar y acoquinar más de 15.000€
Y aun así pese a que el coste de moverte se triplica hablamos de hacer 100Km por 3.4€ mientras que el gasolina no baja de entre 6-10€ y encima tiene mantenimiento a parte.
#14 Yo no tengo tan claro que las LTO vayan a ser superiores a las de flujo para usos de equilibrio de red.
Es cierto que las de flujo parecen por ahora restringidas a instalaciones de gran tamaño pero respecto a la diferencia de ciclos que señalas no lo veo claro.
En primer lugar el tema de los ciclos y más en las baterías construidas para estabilizar la red, el almacenamiento a gran escala no está aun bien medida la degradación. No hay tantos proyectos grandes de baterías como para haber recabado datos significativos. Precisamente por eso se están construyendo instalaciones modelo de distintas tecnologías. Todas ellas se espera que bajen de precio en los próximos años, las redox también así que los precios de referencia actuales no durarán mucho tiempo. Donde hay que decir que las LTO aún son bastante más caras que las Redox. Eso podría cambiar en un futuro próximo eso sí.
Una de las virtudes precisamente de las baterías de flujo es su durabilidad sin degradación. Normalmente de las de Vanadio se suele leer que ofrecen más de 10.000 ciclos sin degradación y 20 años de durabilidad garantizada. Bueno eso no significa que no puedan durar más sino que hasta ahí se sabe que funcionan bien. Como las placas solares y los molinos. Además normalmente dada la incertidumbre se ofrecen rangos de ciclos. El IRENA ahora mismo a las redox de Vanadio les da un rango de 12.000 a 14.000 ciclos mientras que a las LTO de 5.000 a 20.000 con lo que la cosa ya no está tan clara como la pintas, aunque sí prevé una gran mejora a futuro en su durabilidad.
https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2017/Oct/IRENA_Electricity_Storage_Costs_2017.pdf#page=124
Lo que quiero decir es que hoy por hoy no está tan claro que las LTO sean claramente superiores en durabilidad a las redox de Vanadio. Ambas son muy buenas tecnologías que deben seguir testándose en usos de almacenamiento a gran escala para ir analizando sus ventajas y desventajas.
Otra virtud que se suele minusvalorar es que las baterías de Vanadio es muy fácil añadirles capacidad. Son muy modulares y escalables en eso. Y en muchos sistemas lo que nos interesa no es tanto que nos entreguen mucha potencia sino que puedan entregarla durante muchas horas, tal vez incluso días para compensar períodos de baja generación renovable. Y en ese campo las redox de Vanadio parecen ser superiores.
#0 aquí ya de discutió hace unos días:
Almacenar energía renovable con gravedad, la posible salvación de la humanidad
Almacenar energía renovable con gravedad, la posib...
puentesdigitales.comTener que hacer agujeros en la tierra siempre me parece costoso le veo más futuro a la ya testada tecnología de aire comprimido en lo de meter instalaciones bajo tierra y probablemente más versátil a la hora de instalarse y que también se está mejorando para acercar su eficiencia al 70%.
Además antes que hacer agujeros hay muchos túneles de servicio excavados en montañas o minas y pozos de perforación en desuso donde podrían instalarse sistemas de aire comprimido.
#0 ya salió el video Almacenar energía renovable con gravedad, la posible salvación de la humanidad
Almacenar energía renovable con gravedad, la posib...
puentesdigitales.com#2 sorry
Te hace falta un agujero profundo. No sé yo si es mas costoso hacer ese tipo de pozo que invertir en baterías.