Maggio 19, 2022

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Previsioni di archiviazione NREL per il 2050 – Rivista di America Latina pv

Il rapporto finale del National Renewable Energy Laboratory (NREL) sul futuro dello stoccaggio presenta “lezioni apprese” da una serie di sei studi approfonditi.

a partire dal Rivista PV USA

NREL ha fornito otto “informazioni chiave” in a Rapporto appena pubblicato, spesso sotto forma di proiezioni. Di seguito è mostrata una versione abbreviata.

La distribuzione delle batterie negli Stati Uniti aumenterà la capacità di stoccaggio a 200 GWh e 1.200 GWh nel 2050 nel caso di riferimento, come mostrato nell’immagine sopra. La capacità di accumulo dell’energia dell’acqua pompata non aumenterà.

Le batterie agli ioni di litio continueranno ad avere la quota di mercato maggiore “per un po’ di tempo” poiché i costi per un sistema di accumulo di quattro ore, inclusi tutti i componenti del sistema e dell’installazione, scenderanno a $ 200/kWh nel 2030 e continueranno a diminuire. Altre tecnologie “potrebbero avere nuove opportunità” se potessero competere con i prezzi delle batterie.

La capacità dell’impresa, il valore più grande per lo stoccaggio, dipende dall’adeguamento tra la durata dello stoccaggio e la durata massima del carico netto dell’area. La capacità costante di accumulo consente di soddisfare la domanda durante le ore di punta del sistema e di sostituire le turbine a gas.

Il cambio di tempo, o la fornitura di energia da scaricare in periodi di forte domanda, consente di risparmiare una porzione minore ma comunque significativa del valore di accumulo. La dotazione di riserve operative aggiunge un valore minimo, dovuto alla “saturazione” del fabbisogno di riserva per lo stoccaggio sparso per altri motivi. Il ritardo di trasmissione non è stato valutato aggiungendo spazio di archiviazione perché è “difficile da isolare e molto specifico a livello regionale”.

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Data la “potenzialmente ampia elasticità non sfruttata nella domanda di elettricità per uso finale”, lo stoccaggio deve affrontare la concorrenza delle opzioni di resilienza della rete come i tassi di hash variabili nel tempo e la risposta alla domanda industriale.

L’accumulo e l’energia solare sono complementari l’uno all’altro, poiché una maggiore diffusione solare riduce il periodo di carica di picco netto, quindi è possibile combinare costi inferiori e uno stoccaggio di durata inferiore con il fotovoltaico per risparmiare capacità. Costi inferiori per fornire capacità stabile si traducono in una maggiore distribuzione dello storage.

Al contrario, con l’aumento delle implementazioni dello storage, le altezze di carico nette stanno diventando più ampie, richiedendo uno storage di maggiore durata per fornire lo stesso livello di capacità aziendale. Pertanto, i tempi di archiviazione “probabilmente aumenteranno” con l’aumento delle distribuzioni di volume. Come mostrato nell’immagine sopra, la distribuzione della batteria di sei ore inizierà intorno al 2034 in uno stato di riferimento e la distribuzione della batteria di otto ore inizierà intorno al 2040. Questo “dinamismo” presenta opportunità per le tecnologie emergenti che sono in grado di durare più a lungo, ” o anche per la prossima generazione. Avanti dalle tecnologie esistenti”, come il pompaggio idroelettrico.

L’adozione da parte dei clienti dello storage a livello di edificio aumenterà man mano che i costi di storage diminuiranno e il valore della capacità inutilizzata diventerà maggiore. In generale, la probabilità di adozione da parte del cliente sarà inferiore al potenziale economico a causa dei lunghi periodi di ammortamento. Con minori costi della batteria e minori costi del fotovoltaico, lo storage distribuito potrebbe raggiungere gli 82 gigawattora entro il 2050.

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Le tecnologie di accumulo stagionale sono “particolarmente importanti” per i sistemi di energia pulita al 100%, per immagazzinare il surplus di generazione in primavera e in autunno e spostare le forniture di energia in estate e in inverno. Per ottenere il 100% di energia pulita saranno necessari più di 400 gigawatt di capacità di accumulo stagionale, come le turbine a combustione alimentate da idrogeno rinnovabile.

Il rapporto si conclude elencando le restanti incertezze che “potrebbero alterare l’evoluzione delle traiettorie di stoccaggio e crescita”. Il rapporto descrive brevemente ciascuno dei sei precedenti studi NREL su cui si basa.

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