Stocarea energiei în baterii

Nu cu mult timp în urmă, bateriile din rețea erau o curiozitate de laborator. Azi sunt tehnologia energetică cu cea mai rapidă creștere după fotovoltaic. Un sistem de stocare a energiei în baterii (BESS) absoarbe electricitatea când e ieftină sau din belșug și o eliberează în câteva milisecunde când rețeaua are nevoie de ea. Solarul și eolianul, surse variabile, acoperă acum aproape o cincime din electricitatea lumii, iar bateriile sunt principalul instrument pentru a muta energia solară de la prânz spre vârful de seară și pentru a ține frecvența rețelei stabilă pe măsură ce centralele termice cu mase în rotație ies din funcțiune.

Cum funcționează

O celulă de baterie stochează energia electrochimic. Într-o baterie litiu-ion, ionii de litiu circulă înainte și înapoi între un anod de grafit și un catod din oxid metalic sau fosfat, printr-un electrolit lichid, în timp ce electronii trec prin circuitul exterior. Celulele sunt grupate în module și rack-uri. Un sistem de management al bateriei (BMS) urmărește tensiunea, temperatura și starea de încărcare pentru fiecare grup de celule.

Un sistem pentru rețea mai are invertoare bidirecționale (sisteme de conversie a puterii), transformatoare, climatizare sau răcire cu lichid, detecție și stingere a incendiilor și un sistem de management al energiei care decide când se încarcă și când se descarcă bateria. Orice sistem are două valori nominale: puterea în MW (cât de repede poate livra) și energia în MWh (cât timp). O centrală de 100 MW / 400 MWh este o „baterie de patru ore”. Această împărțire între putere și energie determină atât costul, cât și utilizarea.

Bateriile pentru casă folosesc aceeași arhitectură, la 5–20 kWh. De obicei sunt asociate cu panouri fotovoltaice pe acoperiș și montate în spatele contorului, ca să crească autoconsumul și să asigure alimentare de rezervă. Calculatorul de baterie pentru panouri fotovoltaice simulează cât adaugă o anumită capacitate de baterie la autoconsum și la economii.

Principalele chimii și variante

LFP (litiu-fier-fosfat)

LFP domină acum stocarea staționară în toată lumea. Folosește fier și fosfat în loc de nichel și cobalt, rezistă la mult mai multe cicluri și degajă mult mai puțină căldură și oxigen când e solicitată abuziv. Densitatea energetică mai mică nu contează într-un container. Producătorii chinezi (CATL, BYD, EVE, Hithium și alții) furnizează cea mai mare parte a pieței.

NMC (nichel-mangan-cobalt)

NMC are densitate energetică mai mare. A fost frecventă în primele proiecte pentru rețea și domină încă mașinile electrice premium, dar în stocarea staționară a pierdut în mare parte în fața LFP la cost, durată de viață în cicluri și siguranță.

Sodiu-ion

Bateriile sodiu-ion înlocuiesc litiul cu sodiul, care se găsește din abundență, și pot folosi colectori de curent din aluminiu la ambii electrozi. Stochează mai puțină energie decât LFP, iar durata lor de viață în cicluri încă se îmbunătățește, dar funcționează mai bine la frig și elimină riscul legat de prețul litiului. Primele proiecte sodiu-ion pentru rețea au intrat în funcțiune în China în 2024.

Baterii cu flux

O baterie cu flux stochează energia în electroliți lichizi, ținuți în rezervoare externe și pompați printr-un stack de celule. Puterea (mărimea stack-ului) și energia (volumul rezervoarelor) se dimensionează separat, ceea ce o face potrivită pentru durate de 6–12 ore. Bateria redox pe bază de vanadiu este tipul cel mai matur. Proiectul de la Dalian, din China (prima etapă 100 MW / 400 MWh, 2022), este printre cele mai mari. Randamentul e mai mic și costul inițial mai mare decât la litiu-ion, dar electrolitul rezistă foarte mult timp.

Valori tipice

Intervale compilate din IEA (2024), NREL ATB și fișele tehnice ale producătorilor; produsele individuale diferă.

Servicii pentru rețea

Bateriile câștigă bani cumulând mai multe servicii:

• Arbitraj de energie. Se încarcă atunci când prețurile sunt mici sau negative și se descarcă în vârfurile de seară, exact ce aplatizează curba rățuștei în California și Australia.
• Răspuns în frecvență. Răspunsul în frecvență sub o secundă a fost prima nișă profitabilă (Dynamic Containment în Marea Britanie, piața FCR din Germania, FCAS în Australia). Aceste piețe se saturează repede pe măsură ce parcurile de baterii cresc.
• Capacitate. Piețele de capacitate și programele de adecvare a resurselor plătesc bateriile ca să fie disponibile în vârfurile sistemului. Bateriile de patru ore acoperă acum o mare parte din capacitatea necesară în vârful de seară al Californiei.
• Servicii pentru rețea. Bateriile pot amâna întărirea rețelei și pot reduce congestiile. Cu invertoare de tip grid-forming, oferă și inerție sintetică și pornire fără sursă externă (black start).

Randament, degradare și durată de viață

Randamentul dus-întors este energia descărcată împărțită la energia încărcată. NREL ATB presupune 85% AC–AC pentru bateriile litiu-ion de mare putere. Sistemele LFP bine proiectate ajung la 87–90% în punctul de racordare, înainte de consumatorii auxiliari, cum ar fi răcirea, care pot lua încă câteva puncte procentuale în climatele calde.

Capacitatea scade pe două căi. Îmbătrânirea calendaristică vine din timpul petrecut la stare de încărcare și temperatură ridicate. Îmbătrânirea prin cicluri vine din fiecare încărcare și descărcare și se accentuează la descărcări adânci și rate C mari. Garanțiile tipice pentru LFP staționar asigură 60–70% din capacitate după 15–20 de ani sau după o anumită cantitate de energie tranzitată. Operatorii supradimensionează adesea la punerea în funcțiune sau adaugă capacitate ulterior („augmentare”), ca să livreze în continuare MWh-ii contractați.

Ia o baterie LFP de 10 kWh pentru casă, ciclată o dată pe zi la 90% adâncime de descărcare și 90% randament dus-întors, care scade liniar la 70% în 6.000 de cicluri. Pe toată durata de viață livrează circa 41 MWh. La un cost de instalare de 6.000 EUR, doar stocarea costă circa 0,15 EUR pe kWh livrat, fără finanțare. Compară această cifră cu diferența dintre prețul cu care cumperi energie din rețea și cel cu care ți se plătește energia injectată.

Costuri

În termeni reali, prețul bateriilor a scăzut cu circa 90% din 2010. Studiul BloombergNEF din 2024 privind prețul bateriilor a găsit un preț mediu al pachetelor litiu-ion de 115 $/kWh, cu 20% mai puțin decât în anul anterior și cea mai mare scădere din 2017. Celulele LFP ieftine, scăderea prețului litiului și supracapacitatea de producție din China au dus la această scădere. Pachetele pentru stocare staționară costă puțin peste media generală, în jur de 125 $/kWh. Studiul separat al BNEF pentru sisteme a plasat costul mediu mondial al unui sistem complet de rețea de patru ore în jur de 165 $/kWh în 2024. Proiectele din China au fost considerabil mai ieftine, cele din SUA și Europa mai scumpe.

Costul nivelat al stocării (LCOS) adaugă finanțarea, O&M, pierderile de randament și energia de încărcare. Raportul Lazard LCOE+ 2024 plasează LCOS-ul nesubvenționat pentru sistemele de rețea de patru ore în zona câtorva sute de dolari pe MWh, la limita de jos (de ordinul a 120–300 $/MWh, în funcție de configurație și piață). Sistemele rezidențiale rămân de câteva ori mai scumpe pe MWh, din cauza montajului și a costului echipamentelor mici. Pe piețele însorite, PPA-urile hibride fotovoltaic plus stocare concurează acum cu noile centrale de vârf pe gaz. Modelează un proiect cu calculatorul LCOE.

Instalări la nivel mondial

Potrivit IEA și BNEF, bateriile pentru rețea instalate anual au crescut de la câțiva gigawați în 2020 la aproximativ 40 GW în 2023 și au crescut din nou în 2024. China, Statele Unite și Europa adună cea mai mare parte din volum. În SUA conduc California și Texas, în Europa Marea Britanie, Germania și Italia. Parcurile mondiale de baterii staționare ar trebui să depășească centralele cu acumulare prin pompare ca putere instalată în a doua jumătate a acestui deceniu. Acumularea prin pompare va păstra însă ani buni cea mai mare parte din energia stocată (GWh), pentru că o centrală tipică funcționează 6–20 de ore.

Teren, apă și materiale

Bateriile sunt compacte. O centrală LFP de 100 MW / 400 MWh încape pe câteva hectare, iar o unitate pentru casă ocupă o parte dintr-un perete. Consumul de apă în exploatare este neglijabil. Materialele sunt principala problemă. Celulele litiu-ion au nevoie de litiu (Australia, Chile, Argentina și China furnizează cea mai mare parte a materiei prime, iar China rafinează majoritatea) și de grafit (în mare parte chinezesc). NMC mai are nevoie de nichel (Indonezia domină acum) și de cobalt (circa 70% din Republica Democrată Congo, unde problemele de muncă și de minerit artizanal sunt documentate). Trecerea la LFP și sodiu-ion scoate cobaltul și nichelul din majoritatea bateriilor staționare.

Capacitatea de reciclare crește în China și Europa, iar Regulamentul UE privind bateriile stabilește ținte pentru conținutul reciclat și pentru colectare. Procesele hidrometalurgice pot recupera peste 90% din litiu, nichel și cobalt, deși LFP conține metale mai puțin valoroase, ceea ce face reciclarea mai greu de rentabilizat.

Emisii de CO2 pe ciclul de viață

O baterie nu produce electricitate, așa că emisiile ei pe ciclul de viață sunt emisiile de la fabricație împărțite la energia livrată, plus pierderile înmulțite cu emisiile sursei de încărcare. Studiile (de exemplu IVL Swedish Environmental Research Institute 2019 și analize LCA ulterioare) plasează fabricarea celulelor și pachetelor la aproximativ 50–150 kg CO2e pe kWh de capacitate, cel mai mult pentru celulele produse cu electricitate bazată pe cărbune. Împărțit la câteva mii de cicluri complete, rezultă aproximativ 10–50 g CO2e pe kWh livrat. Pierderile dus-întors de 10–15% adaugă aceeași proporție din intensitatea emisiilor electricității de încărcare. O baterie încărcată din fotovoltaic rămâne deci mult sub producția pe gaz, în timp ce una încărcată din cărbune poartă emisiile cărbunelui plus pierderile.

Siguranță și impact asupra mediului

Pericolul principal este ambalarea termică. Un scurtcircuit intern, supraîncărcarea sau căldura din exterior declanșează reacții exoterme care se propagă de la o celulă la alta și eliberează gaze inflamabile și toxice, inclusiv acid fluorhidric. În ianuarie 2025, un incendiu la instalația Vistra de la Moss Landing, din California, o instalație în interior cu module pe bază de NMC, a ars zile întregi și a dus la evacuări în zonă. Incidentele anterioare de pe același amplasament (2021–2022), din Arizona (2019) și din Coreea de Sud (2017–2019) au modelat standardele de azi. Practica actuală preferă LFP, containere în aer liber, distanțate, detecția gazelor la nivel de celulă, evacuarea presiunii în caz de deflagrație și testarea după UL 9540A și NFPA 855. Baza de date EPRI arată că rata defectărilor pe GWh instalat a scăzut la nivel mondial cu circa 97% între 2018 și 2023, în timp ce instalările s-au înmulțit.

Alte efecte sunt zgomotul ventilatoarelor de răcire și al invertoarelor, deșeurile de la sfârșitul vieții acolo unde reciclarea nu e organizată și impactul mineritului din amonte asupra apei și comunităților.

Perspective

În sistemele energetice cu mult fotovoltaic, bateriile devin sursa implicită de flexibilitate și împing centralele de vârf pe gaz afară din arbitraj și din rolul de capacitate. Pe măsură ce costurile scad, duratele vor crește probabil de la 2–4 ore spre 4–8 ore. Sodiu-ion ar trebui să se răspândească în aplicațiile sensibile la cost și în climatele reci, iar bateriile pentru casă și mașinile electrice vor fi tot mai des agregate în centrale electrice virtuale și scheme vehicle-to-grid. Echilibrarea pe mai multe zile și cea sezonieră sunt altă problemă, unde stocarea de lungă durată, acumularea prin pompare și hidrogenul verde rămân variantele mai plauzibile. Compară costurile cu calculatorul pentru acumulare prin pompare sau citește prezentarea mai largă a hidroenergiei.