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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.