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Los científicos del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) han dicho que la combinación de energía solar flotante con energía hidroeléctrica podría tener muchos beneficios.

Los científicos de NREL han tratado de cuantificar los beneficios operativos de combinar la generación fotovoltaica flotante con plantas hidroeléctricas.

En “Habilitación del despliegue fotovoltaico solar flotante (FPV)“, los investigadores consideraron la combinación a largo y corto plazo de las dos fuentes de energía. En su configuración de sistema propuesta, la instalación hidroeléctrica dependería de una capacidad de interconexión a la red que iguale su capacidad instalada. Mientras tanto, la matriz fotovoltaica flotante sería el 50% de la capacidad nominal, con su ángulo de inclinación establecido en 11 grados.

Los científicos consideraron la reducción de la energía fotovoltaica por hora, por día y por temporada. Dijeron que la hibridación de las dos fuentes de energía podría proporcionar beneficios desde el nivel de la planta hasta el nivel del sistema.

“La flexibilidad real de la planta hidroeléctrica puede variar significativamente según el tamaño del embalse, la cantidad de unidades generadoras y sus características, las limitaciones ambientales y las estaciones”, explicaron. “Para el propósito de nuestro estudio, asumimos que la energía hidroeléctrica solo estaba limitada por el agua disponible y una tasa de rampa”.

Descubrieron que la combinación de energía fotovoltaica flotante e hidroeléctrica podría reducir la restricción solar. “A nivel de sistema, la decisión operativa de costo óptimo es utilizar al máximo los recursos de costo marginal de bajo a cero mediante el envío de energía solar y la conservación de los recursos hidroeléctricos para más adelante en el año si la energía hidroeléctrica es lo suficientemente flexible para hacerlo”, dijeron.

Los conjuntos flotantes conectados a las instalaciones hidroeléctricas también podrían generar más electricidad, gracias a la reducción de restricciones.

“A escala diurna, los resultados sugieren que la hibridación completa podría reducir el generador
los costos de operación y mantenimiento y reducir los ciclos para la generación a gas aprovechando una mayor flexibilidad de la energía hidroeléctrica”, dijeron. “A escala estacional, los resultados sugieren que la hibridación de FPV conduce a un uso más óptimo de los recursos hídricos con una generación de energía hidroeléctrica reducida en la estación húmeda para conservar el agua para su uso durante la estación seca”.

De cara al futuro, los investigadores de NREL dijeron que se necesita más trabajo para evaluar los costos del sistema.

“Este tipo de análisis requeriría más datos resueltos espacial y temporalmente, así como un modelo de costos de producción que pueda modelar en una escala de tiempo inferior a la hora”, dijeron.

Un estudio similar fue publicado el año pasado por un grupo de investigación de la Universidad Islámica de Tecnología, en Bangladesh. Demostraron que las dos fuentes de energía podrían optimizarse perfectamente y que la energía fotovoltaica podría compensar la escasez de agua durante el invierno, mientras que la energía hidroeléctrica podría compensar los bajos rendimientos de la matriz flotante durante la temporada del monzón.

Los científicos han realizado varios estudios en los últimos años sobre la combinación de las dos tecnologías. Investigaciones anteriores de NREL mostraron que vincular la energía solar con la hidroeléctrica en una configuración de sistema híbrido completo en todas las instalaciones hidroeléctricas del mundo podría resultar en el despliegue de 7593 GW de capacidad de generación combinada.

Desarrollada por la empresa emergente canadiense Salient Energy, la batería de iones de zinc tiene una capacidad nominal de 60 Ah, un voltaje nominal de 1,3 V y una densidad de energía volumétrica de 100 Wh/L. El dispositivo mide 26 cm x 24 cm x 1,2 cm y pesa 1,3 kg.

Salient Energy, con sede en Canadá, ha desarrollado una batería de iones de zinc para el almacenamiento de energía estacionario en aplicaciones residenciales.

“Actualmente, las baterías se fabrican en nuestras instalaciones en Dartmouth, Nueva Escocia, Canadá, con una capacidad de 100 baterías por mes”, dijo un portavoz de la compañía. “Actualmente, estamos en proceso de aumentar la producción en esta misma instalación a escala piloto para apoyar proyectos piloto en el espacio residencial. También estamos desarrollando nuestro primer diseño de planta de gigafábrica, que se ubicará en EE. UU. o Canadá”.

Según el fabricante, su batería de iones de zinc actúa de la misma manera que los sistemas de almacenamiento de iones de litio existentes. “La batería puede responder casi instantáneamente para almacenar o entregar energía limpia según sea necesario. Dado que tiene capacidades de energía similares a las de Li-ion, también es adecuado para el almacenamiento de corta duración, que es un término para los sistemas de almacenamiento de energía que pueden cargarse o descargarse por completo en solo unas pocas horas”, explicó el portavoz.

“En general, los sistemas de almacenamiento de energía de iones de zinc funcionan igual que los de iones de litio, con las diferencias importantes entre los dos en el costo, la seguridad y la abundancia de la cadena de suministro en lugar del rendimiento. Además, su química a base de agua elimina el riesgo de incendio, lo que la convierte en una alternativa segura a los sistemas existentes”.

La batería mide 26 cm x 24 cm x 1,2 cm y pesa 1,3 kg. Su capacidad nominal es de 60 Ah y la tensión nominal es de 1,3 V. La densidad de energía volumétrica es de 100 Wh/L y la densidad de energía gravimétrica es de 60 Wh/kg. La vida útil de dos semanas es del 100% y la de seis meses es del 95%.

“Nuestro enfoque inicial está en el mercado residencial, comenzando específicamente con los constructores de viviendas que están desarrollando viviendas y comunidades netas cero”, continuó el portavoz. “Comenzamos con el sector residencial debido a la importancia de la seguridad para este mercado; sabemos que nuestros sistemas de cero riesgo de incendio simplificarán en gran medida la instalación y brindarán tranquilidad a los propietarios. Planeamos expandirnos de sistemas residenciales a industriales de almacenamiento de energía y escala de servicios públicos construidos para la red”.

Los iones de zinc se han quedado rezagados con respecto a otras tecnologías de almacenamiento debido a los desafíos para controlar las reacciones secundarias que limitan la carga reversible en el ánodo y hacen que el cátodo se deshaga. El zinc-ion, sin embargo, todavía tiene el potencial para un buen rendimiento de almacenamiento de energía a partir de materiales baratos y abundantes.

Según un estudio reciente de la Universidad de Bremen en Alemania, los dos principales obstáculos que deben superar las baterías de iones de zinc en futuras investigaciones son el aumento de la energía específica de la celda de iones de Zn completa.

Desarrollada por la empresa holandesa AquaBattery, se afirma que la tecnología de almacenamiento modifica de forma independiente la potencia y la capacidad energética. El sistema de batería utiliza tres tanques de almacenamiento, uno con agua dulce, uno con agua salada concentrada y otro con agua salada diluida, y también se basa en pilas de membranas.

AquaBattery ha recibido 2,5 millones de euros en fondos del Acelerador del Consejo Europeo de Innovación (EIC) para desarrollar su tecnología de almacenamiento de energía de larga duración basada en agua salada.

La tecnología de almacenamiento patentada de la compañía utiliza solo agua salada como medio de almacenamiento y se describe como una batería de flujo que puede modificar de forma independiente la capacidad de potencia (kW) y energía (kWh). También se dice que la solución propuesta es de bajo costo, altamente escalable y sostenible, ya que solo usa agua y sal de mesa, y su capacidad de almacenamiento se puede expandir simplemente agregando depósitos de agua o usando tanques más grandes.

El sistema de batería utiliza tres tanques de almacenamiento, uno con agua dulce, uno con agua salada concentrada y otro con agua salada diluida, y también se basa en pilas de membranas. Durante la fase de carga, el agua salada diluida se divide en agua salada concentrada y agua dulce en la pila de membranas y se almacena por separado. La separación se logra mediante electrodiálisis (ED), que es un proceso de separación en el que se utilizan membranas cargadas y diferencias de potencial eléctrico para separar las especies iónicas de una solución acuosa y otros componentes sin carga.

En la fase de descarga, las dos corrientes se combinan y la energía resultante se convierte en electricidad con la ayuda de la pila de membranas mediante electrodiálisis inversa (RED), que es una tecnología para generar electricidad a partir de la diferencia de salinidad entre dos soluciones, por ejemplo, agua de mar y agua de río.

“La solución de AquaBattery podría proporcionar una capacidad de almacenamiento prácticamente ilimitada desde ocho horas hasta días, semanas o incluso estacionalmente”, se lee en un comunicado del Imperial College London, con el que coopera la empresa holandesa. “El fondo proporcionará alrededor de 2,5 millones de euros en subvenciones a AquaBattery, con opciones de inversión directa de capital de hasta 15 millones de euros en función de sus necesidades. La subvención permitirá al equipo acelerar la I+D y el desarrollo de productos y adelantar la comercialización de AquaBattery hasta 2025 o antes”.

De acuerdo con una nueva investigación de Suecia, la energía solar fotovoltaica podría ser competitiva en términos de costos para alimentar el enfriamiento eléctrico con un costo de inversión que oscila entre US$165/kW y US$480/kW en países de clima cálido como Brasil, España, India y China, entre otros. El estudio se centró en la demanda de refrigeración del sector residencial, donde se espera que se origine la mayor parte.

La energía solar fotovoltaica podría ser la tecnología de generación de energía más competitiva para satisfacer la creciente demanda de refrigeración debido a la correlación positiva entre la serie temporal de la demanda de refrigeración y la producción de los generadores de energía fotovoltaica.

Esta es la principal conclusión de una investigación reciente realizada por científicos de la Universidad Tecnológica de Chalmers en Suecia y la Europa-Universität Flensburg en Alemania, en la que sus autores propusieron un modelo de expansión de capacidad para evaluar si la energía fotovoltaica puede ser rentable para satisfacer la demanda de refrigeración. para siete regiones diferentes bajo varios objetivos de emisiones de CO2.

“En nuestro estudio, mostramos que la energía solar fotovoltaica podría ser competitiva en cuanto a costos para alimentar el enfriamiento eléctrico con un costo de inversión que oscila entre US$165/kW y US$480/kW”, dijo el autor correspondiente de la investigación, Xiaoming Kan. Según él, si el costo de la energía fotovoltaica y el almacenamiento en batería continúa disminuyendo a una velocidad similar a la de la última década, podría ser rentable alimentar la refrigeración eléctrica con energía fotovoltaica en países con bajos costos para la tecnología como China e India, en las próximas décadas. “Por supuesto, el tiempo puede variar de una región a otra dependiendo de la reducción de costos regionales para la energía fotovoltaica, las infraestructuras de generación de electricidad existentes y la política climática implementada”, también enfatizó.

El estudio se centró en la demanda de refrigeración del sector residencial, donde se espera que se origine la mayor parte. “Para cada región, se modela el sistema eléctrico con y sin enfriamiento eléctrico para el sector residencial en 2050 para un año con resolución horaria”, explicaron los investigadores.

Los científicos implementaron un análisis de sensibilidad basado en diferentes costos de la energía solar, eólica y de almacenamiento para explorar las incertidumbres que pueden rodear a estas tecnologías en el futuro. Se asignaron tres niveles de costos (bajo, medio y alto) a cada una de las tres tecnologías. “La variación de estos tres parámetros nos permite comprender si la rentabilidad de invertir en energía solar fotovoltaica debido a la demanda de refrigeración eléctrica se ve socavada por la costosa energía solar y de almacenamiento, o por la energía eólica barata”, especificaron.

Las regiones de clima cálido seleccionadas son el este de Brasil, España, el norte de Nigeria, el oeste de Arabia Saudita, el sur de India, el sur de China y Malasia. El costo promedio de enfriamiento para estas áreas se estima entre US$24 y US$52/MWh y el costo promedio del sistema eléctrico se indica entre US$40 y US$65/MWh.

A través de su análisis, los científicos descubrieron que la participación de la energía solar fotovoltaica en la combinación de capacidad óptima puede aumentar hasta un 4% en el este de Brasil, hasta un 2% en España y hasta un 12% en el norte de Nigeria. Se dice que este último logra el porcentaje más alto gracias a la mayor demanda de refrigeración entre las regiones modeladas.

Sus hallazgos se presentaron en el artículo Hacia un futuro más frío con electricidad generada a partir de energía solar fotovoltaica, publicado en Science. “Gracias al largo tiempo de utilización y al costo cero de funcionamiento de la energía solar fotovoltaica, el costo promedio del sistema eléctrico disminuye cuando se instala energía solar fotovoltaica para satisfacer la mayor demanda de electricidad debido a la refrigeración. En conjunto, esto indica que la energía solar fotovoltaica podría ser una solución adecuada para mantener una temperatura interior confortable en países con climas cálidos”, concluyeron los científicos.

Investigadores en México han analizado la integración de Energía a Gas a Energía(P2G2P) basada en hidrógeno en una microrred rural existente. Dijeron que esta solución podría volverse competitiva si los costos del electrolizador, la celda de combustible y el tanque de hidrógeno se reducen a la mitad, o si los precios del diésel siguen aumentando.

Científicos del Instituto Nacional de Electricidad y Energía Limpia de México han llevado a cabo un estudio de factibilidad tecnoeconómica para evaluar la factibilidad de integrar P2G2P basada en hidrógeno en una microrred rural que atiende a la comunidad de Puertecitos en el estado de Baja California.

“El diseño del sistema propuesto se puede replicar en diferentes regiones de México y otras latitudes”, dijo a PV Magazine la investigadora Tatiana Romero Castañón.

La incorporación de hidrógeno utilizaría el exceso de energía renovable en invierno para el almacenamiento a largo plazo, y la instalación de hidrógeno constaría de un electrolizador, un tanque de hidrógeno y un sistema de pila de combustible.

“El invierno, en cambio, es muy templado en esta región del país. Por lo tanto, no hay necesidad de usar ningún dispositivo de calefacción”, dijeron los científicos.

En la configuración del sistema propuesto, que fue modelado con el software Homer Pro, la electricidad generada por las instalaciones fotovoltaicas y eólicas de la microrred se utiliza para la demanda de carga de la microrred y la generación de hidrógeno a través del electrolizador. La microrred consta de un sistema fotovoltaico de 54,4kW, un generador diésel de 60kW, un aerogenerador de 5kW y un sistema de almacenamiento de 522kWh.

El análisis económico se realizó mediante el cálculo del coste nivelado de la energía (LCOE) de la microrred antes y después de la incorporación de la instalación de hidrógeno.

“Con LCOE, se puede analizar la incorporación del sistema de almacenamiento de Hidrógeno (P2G2P) a la microrred como una alternativa para reducir, y eventualmente sustituir, el diésel, almacenando hidrógeno a lo largo de las estaciones”, dijeron los científicos. “Puertecitos podría ser una región óptima para aplicaciones de hidrógeno porque no tiene acceso a la red eléctrica, pero además, la microrred depende (en verano) de la generación diésel”.

En el modelado se consideraron diferentes escenarios, basados ​​en dos escenarios de referencia principales: un sistema con celdas de combustible con capacidades que van de 3kW a 12kW, una capacidad de electrolizador de entre 6kW y 22kW, y un tanque con una capacidad de almacenamiento de entre 2 kg y 8 kg. También consideraron un sistema con capacidades de combustible entre 5kW y 18kW, una capacidad de electrolizador de 10kW a 38kW y un tanque de hidrógeno con capacidad que oscila entre 10 kg y 40 kg.

A través de su análisis, los académicos encontraron que el escenario más competitivo en costos lo ofrece una combinación de una celda de combustible de 6kW, un electrolizador de 6kW y un tanque de hidrógeno de 2kg. Asumieron un gasto de capital de $1250/kW para la celda de combustible, $1250/kW para el electrolizador y $500/kg para el tanque.

“La pregunta que queda es si el rango considerado de tecnología Capex se hará realidad”, dijeron los científicos. “El modelo mostró que al reducir a la mitad el costo de capital actual de electrolizadores, celdas de combustible y tanques de hidrógeno, el P2G2P se vuelve competitivo. Para este escenario, la producción en masa y las adopciones de tecnologías H2 a corto plazo pueden reducir el tiempo para ser competitivos en costos. Otra forma de acelerar la adopción de H2 podría ser un aumento en los precios del diésel”.

Describieron el diseño del sistema en “Un estudio técnico-económico para un sistema de almacenamiento de hidrógeno en una microrred ubicada en baja California, México. Costo nivelado de energía para escenarios de energía a gas a energía”, que se publicó recientemente en el International Journal of Hydrogen Energy.

Desarrollado por la start-up francesa EODev, el sistema de 100 kVa está equipado con pilas de combustible fabricadas por Toyota. El generador tiene una potencia de 110 kVA y su vida útil está garantizada por 15.000 horas.

La empresa francesa EODev ha lanzado un nuevo generador de energía de hidrógeno que se dice que es adecuado para sitios aislados, aplicaciones de emergencia, áreas protegidas, entornos sensibles, eventos y sitios de construcción.

Apodado GEH2, el sistema de hidrógeno tiene un tamaño de 1150 × 2200 × 3350 mm y pesa 3.5 toneladas. Cuenta con protección de ingreso IP43 y puede operar a temperaturas entre -5 y 45 grados Celsius. Su voltaje de salida está entre 230 y 400 V.

El generador tiene una potencia de 110 kVA y su vida útil está garantizada por dos años o 15.000 horas. Su autonomía al 50% de la potencia de funcionamiento principal es de unas ocho horas. Se puede poner en marcha instantáneamente y también cuenta con un sistema de doble aducción que permite un funcionamiento continuo.

El sistema está equipado con pilas de combustible proporcionadas por el gigante automotriz japonés Toyota, que se convirtió en el mayor accionista de EODev en abril. El calor disipado por la pila de combustible también se puede utilizar para la cogeneración, dijo el fabricante.

El GEH2 es producido por EODev en Montlhéry, en el departamento de Essonne en Île-de-France, en el norte de Francia, en el sitio de su socio industrial Eneria, que es una subsidiaria del Grupo Monnoyeur.

EODev anunció recientemente que proporcionará a GL events, un actor global con sede en Francia en la industria de eventos, cuatro generadores GEH2. Los sistemas deberían entregarse a mediados de 2022.

Múltiples factores pueden afectar la vida útil de un sistema de almacenamiento de energía de batería residencial.

El almacenamiento de energía residencial se ha convertido en una característica cada vez más popular de la energía solar doméstica. Una encuesta reciente de SunPower de más de 1,500 hogares mostró que alrededor del 40% de los estadounidenses se preocupan por los cortes de energía de forma regular. De los encuestados que están considerando activamente la energía solar para sus hogares, el 70% dijo que planea incluir un sistema de almacenamiento de energía de batería.

Además de proporcionar energía de respaldo durante los cortes, muchas baterías están integradas con tecnología que permite la programación inteligente de la importación y exportación de energía. La idea aquí es maximizar el valor del sistema solar de la casa. Y algunas baterías están optimizadas para integrar un cargador de vehículo eléctrico.

Aunque el despliegue del almacenamiento de energía va en aumento, las tasas de conexión de las baterías siguen siendo bajas. En 2020, solo el 8,1% de los sistemas solares residenciales incluían baterías conectadas, según el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley (LBL).

Existen muchas opciones con múltiples químicas de batería disponibles para el almacenamiento de energía en el hogar. Sin embargo, la conclusión es que en los Estados Unidos, dos marcas dominan el espacio. Más del 90% del mercado es atendido por LG Chem y Tesla Powerwall, que son baterías de iones de litio, según LBL. Tesla controla más del 60% de todo el mercado norteamericano.

El Tesla PowerWall tiene una garantía limitada que dice que el dispositivo estará libre de defectos durante 10 años después de la instalación. También garantiza que PowerWall comenzará su vida útil con una capacidad de 13,5 kWh y retendrá la capacidad energética según un programa de degradación.

LG afirma que su sistema conservará al menos el 60% de su capacidad energética nominal (9,8 kWh) durante 10 años. La batería debe funcionar entre -10 C y 45 C para permanecer cubierta por la garantía. El rendimiento total de energía dentro de la garantía está limitado a 27,4 MWh.

Duración de la batería

El instalador solar Sunrun dijo que las baterías pueden durar entre cinco y 15 años. Eso significa que probablemente se necesitará un reemplazo durante los 20 a 30 años de vida de un sistema solar.

La vida útil de la batería depende principalmente de los ciclos de uso. Como lo demuestran las garantías de los productos LG y Tesla, los umbrales del 60% o el 70% de la capacidad están garantizados a través de un cierto número de ciclos de carga.

Dos escenarios de uso impulsan esta degradación: sobrecarga y cargo por goteo, dijo el Instituto Faraday. La sobrecarga es el acto de introducir corriente en una batería que está completamente cargada. Hacer esto puede hacer que se sobrecaliente o incluso que se incendie.

La carga lenta implica un proceso en el que la batería se carga continuamente hasta el 100%, inevitablemente, se producen pérdidas. El rebote entre el 100% y poco menos del 100% puede elevar las temperaturas internas, disminuyendo la capacidad y la vida útil.

Otra causa de degradación con el tiempo es la pérdida de iones de litio móviles en la batería, dijo Faraday. Las reacciones secundarias en la batería pueden atrapar el litio utilizable libre, reduciendo así la capacidad gradualmente.

Si bien las temperaturas frías pueden detener el rendimiento de una batería de iones de litio, en realidad no degradan la batería ni acortan su vida útil. Sin embargo, la vida útil total de la batería disminuye a altas temperaturas, dijo el Instituto Faraday. Esto se debe a que el electrolito que se encuentra entre los electrodos se descompone a temperaturas elevadas, lo que hace que la batería pierda su capacidad de transporte de iones de litio. Esto puede reducir la cantidad de iones de litio que el electrodo puede aceptar en su estructura, agotando la capacidad de la batería de iones de litio.

Asuntos de mantenimiento

El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) recomienda instalar una batería en un lugar fresco y seco, preferiblemente un garaje, donde se pueda minimizar el impacto de un incendio (una amenaza pequeña pero potencial). Las baterías y los componentes que las rodean deben tener un espacio adecuado para permitir el enfriamiento, y las revisiones periódicas de mantenimiento pueden ser útiles para garantizar un funcionamiento óptimo.

NREL dijo que, siempre que sea posible, evite la descarga profunda repetida de las baterías, ya que cuanto más se descarga, más corta es la vida útil. Si la batería de la casa se descarga profundamente todos los días, puede ser el momento de aumentar el tamaño del banco de baterías.

Las baterías en serie deben mantenerse con la misma carga, dijo NREL. Aunque todo el banco de baterías puede mostrar una carga total de 24 voltios, puede haber voltaje variable entre las baterías, lo que es menos beneficioso para proteger todo el sistema a largo plazo. Además, NREL recomendó que se establezcan los puntos de ajuste de voltaje correctos para cargadores y controladores de carga, según lo determine el fabricante.

Las inspecciones también deben realizarse con frecuencia, dijo NREL. Algunas cosas que debe buscar incluyen fugas (acumulación en el exterior de la batería), niveles de líquido apropiados e igual voltaje. NREL dijo que cada fabricante de baterías puede tener recomendaciones adicionales, por lo que revisar las hojas de datos y el mantenimiento de una batería es una buena práctica.

La carrera para electrificar los automóviles de pasajeros se está acelerando, escribe Prachi Mehta, analista de investigación Senior de Wood Mackenzie. La competencia entre los principales fabricantes de vehículos eléctricos es feroz, ya que 2024 se perfila como un año decisivo en el que los precios de los paquetes de baterías para automóviles cruzan un umbral clave para el consumidor.

Los vehículos eléctricos de batería (EV) serán la forma dominante de transporte por carretera para 2050, representando el 56% de todas las ventas de vehículos ese año. La investigación indica que en 2050 veremos 875 millones de vehículos eléctricos de pasajeros, 70 millones de vehículos comerciales eléctricos y 5 millones de vehículos de celda de combustible en las carreteras. Esto eleva el gran total de vehículos de cero emisiones en funcionamiento a 950 millones a mediados de siglo.

Además, más de tres de cada cinco vehículos serán vehículos eléctricos en China, Europa y los EE. UU. para 2050. Y casi uno de cada dos vehículos comerciales será eléctricos para la misma fecha en esas regiones.

El crecimiento proyectado en las ventas de vehículos eléctricos supone una mala noticia para los vehículos con motor de combustión interna (ICE). Las ventas de vehículos ICE, incluidos los híbridos, caerán a menos del 20% de todas las ventas mundiales para 2050. Casi la mitad del stock restante de ICE residirá en África, Oriente Medio, América Latina, Rusia y la región del Caspio, a pesar de esos mercados solo poseen un 18% combinado de las existencias de vehículos mundiales ese año.

Impulsando la electrificación

Las políticas de net-zero están transformando el panorama global. El transporte es uno de los mayores contribuyentes a las emisiones, así como uno de los frutos más bajos. Los países que representan más del 50% de las ventas mundiales de automóviles y los fabricantes de automóviles que representan el 80% de las ventas mundiales han expresado su deseo de ser neutrales en carbono, y muchos han presentado planes concretos para hacerlo.

Con nuevas cadenas de suministro y nuevas dependencias, los OEM tradicionales están innovando con sus modelos comerciales. El escenario parece estar listo para una revisión del transporte por carretera, pero con los fabricantes de equipos originales que hacen frecuentes y llamativos anuncios de vehículos eléctricos, la cuestión de cómo, cuándo, dónde y quién está sujeta a debate.

Liderando la carga

Los cinco principales fabricantes de vehículos eléctricos proyectados por Wood Mackenzie (Tesla, Volkswagen, General Motors, Nissan-Renault y Hyundai) se han comprometido a un total combinado de 8,9 millones en ventas anuales de vehículos eléctricos de batería para 2030, o casi el 50% de nuestras ventas mundiales proyectadas de vehículos eléctricos de batería. . Las empresas alcanzarán el 39% de su objetivo para esta fecha, y la ambición de Tesla de 20 millones de ventas anuales para 2030 sesgará considerablemente la tasa de éxito. Sin Tesla, los otros cuatro fabricantes de automóviles alcanzarían el 79% de sus ventas objetivo para 2030.

Aunque Tesla está actualmente a la cabeza, con poco más de medio millón de modelos de vehículos eléctricos vendidos en 2020, la competencia de los fabricantes de equipos originales, y en particular de Volkswagen, se está intensificando.

Según el análisis de Wood Mackenzie, Volkswagen superará a Tesla a mediados de la década de 2020 para ser el principal fabricante de vehículos eléctricos, vendiendo cerca de 3 millones de vehículos eléctricos al año para 2030. Tesla se quedará atrás en casi 1,5 millones de vehículos. Nissan-Renault y Hyundai también superarán a Tesla en ventas anuales a finales de esta década. La ausencia de General Motor en Europa será significativa durante la próxima década y verá a la compañía en el quinto lugar en la tabla de líderes en ventas globales.

Barreras al éxito

La falta de infraestructura de carga y los altos precios se han citado ampliamente como barreras para la adopción generalizada de vehículos eléctricos. Sin embargo, vemos avances en ambos frentes: el precio proyectado de los paquetes de baterías utilizados en los vehículos eléctricos sigue cayendo. Esperamos que se supere el umbral de $100/kWh para 2024, un año antes que nuestras proyecciones anteriores.

Se proyecta que los puntos de recarga públicos y residenciales acumulados crecerán a 58 millones y 6 millones de puntos de venta, respectivamente, para 2030. Se espera que el sector tenga un valor de inversión acumulada de USD$57 mil millones y USD$111 mil millones, respectivamente, entre 2020 y 2030.

Los consumidores también vigilan de cerca la economía. Y si bien la mayoría está impulsada en gran parte por preocupaciones climáticas, los beneficios financieros de cambiar a vehículos eléctricos de batería, híbridos enchufables y cero emisiones también son un factor. La paridad de precios con los vehículos ICE en el punto de venta se ha logrado en el segmento de los sedán de lujo y se extenderá más allá de ese nicho antes de las proyecciones originales, un cambio que realmente hará que la adopción de vehículos eléctricos se acelere.

El futuro

El panorama del transporte en rápida evolución está atrayendo nuevas estrategias. A medida que los fabricantes de automóviles tradicionales ingresan a la carrera de los vehículos eléctricos, están ampliando su papel de ser simples productores de automóviles al invertir en la fabricación de celdas y baterías, minas e infraestructura de carga. La integración vertical será clave para mantener bajos los costos y garantizar la disponibilidad de material para respaldar el crecimiento.

Científicos estadounidenses han creado un nuevo diseño para baterías de estado sólido de metal de litio que debería evitar la formación de dendritas que crecen en el electrolito. Su batería de varias capas podría recargar vehículos eléctricos en un plazo de 10 a 20 minutos.

Los investigadores de Harvard afirman haber desarrollado una batería de estado sólido de metal de litio con una estabilidad mejorada y una mayor capacidad para prevenir la penetración de dendrita de litio (Li).

“Nuestra investigación muestra que la batería de estado sólido podría ser fundamentalmente diferente de la batería comercial de iones de litio de electrolito líquido”, dijo el investigador Xin Li. “Al estudiar su termodinámica fundamental, podemos desbloquear un rendimiento superior y aprovechar sus abundantes oportunidades”.

La batería se puede cargar y descargar al menos 10.000 veces con alta densidad de corriente, dijeron los científicos. Su diseño multicapa se describe como una estructura en la que un electrolito menos estable se intercala entre electrolitos sólidos más estables que pueden prevenir cualquier crecimiento de dendrita de litio. Esta arquitectura se combinó luego con un material de cátodo comercial de alta densidad de energía.

“Piense en la batería como un sándwich BLT”, explicó el grupo de Harvard. “Primero viene el pan, el ánodo de metal de litio, seguido de la lechuga, una capa de grafito. A continuación, una capa de tomates, el primer electrolito, y una capa de tocino, el segundo electrolito. Termine con otra capa de tomates y el último trozo de pan: el cátodo “.

El primer electrolito, que los académicos designaron con el nombre químico Li5.5PS4.5Cl1.5, o LPSCI, es más estable con litio, pero está sujeto a la penetración de dendrita. Por el contrario, el segundo, denominado Li10Ge1P2S12, o LGPS, es más inmune a las dendritas a pesar de ser menos estable con el litio. Bajo esta configuración, se permite que las dendritas pasen a través del grafito y el primer electrolito, pero se detienen justo antes del segundo.

“El rendimiento cíclico del ánodo de metal de litio emparejado con un cátodo LiNi0.8Mn0.1Co0.1O2 es muy estable, con una retención de capacidad del 82% después de 10,000 ciclos y una retención de capacidad del 81,3% después de 2,000 ciclos ”, enfatizaron los académicos. “Nuestro diseño también permite una potencia específica de 110,6 kilovatios por kilogramo y una energía específica de hasta 631,1 Watts-hora por kilogramo a nivel de material de cátodo de tamaño micrométrico”.

La batería, según los académicos, también tiene propiedades de autocuración, ya que debería poder rellenar los agujeros creados por las dendritas. Sus creadores afirman que tiene el potencial de recargar vehículos eléctricos en 10 a 20 minutos.

El diseño del dispositivo se describió en el documento “Una estrategia de diseño de estabilidad dinámica para baterías de estado sólido de metal de litio”, publicado en Nature.