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Titolo: Continua a calare il costo delle batterie al litio

 
https://about.bnef.com/blog/battery-powers-latest-plunge-costs-threatens-coal-gas/
 
 
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Electricity demand is subject to pronounced peaks and lows inter-day.
Meeting the peaks has previously been the preserve of technologies such as
open-cycle gas turbines and gas reciprocating engines, but these are now
facing competition from batteries with anything from one to four hours of
energy storage, according to the report.
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La possibilità che le batterie al litio possano sostituire le centrali
elettriche più flessibili che gestiscono le rampe e i picchi di produzione
è davvero interessante. In effetti le centrali turbogas "pure", che vengono
utilizzate solo per poche ore all'anno, hanno costi di produzione molto
elevati.
 
Le batterie si accoppiano bene con le nuove fonti rinnovabili
intermittenti, che producono energia a bassi costi marginali, ma a questo
punto potrebbero anche sorgere centrali a batterie autonome, che operano
sul mercato come le centrali idroelettriche a pompaggio.

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Le community di cui ho parlato hanno precisamente questo ruolo, con 
infinitamente maggiore flessibilità. Possono mettere in campo potenze 
notevoli in pochi secondi grazie a infrastrutture unicamente telematiche 
- software.
Il GSE lo ha capito, ma penso che dovrà litigare con le varie Enel, A2A 
e così via, e magari anche con Terna, che non vogliono perdere il 
controllo della rete e cioè dei prezzi dell'energia. Infatti con la 
tecnica delle community molti soldi ritornano agli utenti, ammortizzando 
la loro spesa per le batterie.
 
Inoltre le batterie al litio sono solo un inizio. Mezzo mondo sta 
studiando batterie meno costose, con maggior densità di energia e più 
leggere.
Si provi a far diventare meno costosi altri tipi non solo di centrale, 
ma anche di mezzi per l'accumulo (tenuto conto delle infrastrutture e 
del personale necessari).
Non c'è confronto.
 
Saluti
 
 

 
https://about.bnef.com/blog/battery-powers-latest-plunge-costs-threatens-coal-gas/
 
 
"LCOE, for lithium-ion batteries has fallen 35% to $187
per megawatt-hour since the first half of 2018."
 
"Onshore wind and photovoltaic solar have also gotten cheaper,
their respective benchmark LCOE reaching $50 and $57 per
megawatt-hour for projects starting construction in early 2019"
 
"Offshore wind has often been seen as a relatively expensive
generation option compared to onshore wind or solar PV. However,
auction programs for new capacity, combined with much larger
turbines, have produced sharp reductions in capital costs,
taking BNEF’s global benchmark for this technology below
$100 per MWh, compared to more than $220 just five years ago."
 
Bene, bene, direi che non dovrebbero temere aste competitive
tecnologicamente neutre. Giusto ?
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Richiamo:
 
"Batteries co-located with solar or wind projects are starting to
compete, in many markets and without subsidy, with coal- and
gas-fired generation for the provision of ‘dispatchable power’ that
can be delivered whenever the grid needs it (as opposed to only
when the wind is blowing, or the sun is shining)."
 
A parte il fatto che il carbone non e' una tecnologia ad avvio
rapido (ma forse intendono dire che il carbone costa cosi' poco
che finora l'hanno sprecato per tenere il vapore in temperature
per ore in attesa di una intermittenza da tappare), cioe' che
evidenzio e' che l'accumulo si vuole "co(l)-locare" dove ci
sono le centrali intermittenti (la ragione banale: un migliore
utilizzo della linea elettrica che porta l'energia alla rete).
 
Quindi andiamo a crearci una condizione in cui abbiamo:
 
- fotovoltaico + batterie
- eolico + batterie
- termodinamico + sali fusi
 
Tutti e tre hanno in comune il sacro graal della dispacciabilita'.
 
Cioe' l'evoluzione del mercato, nel momento ci si passa dalla
fase "primo 20% di energia prodotto da intermittenti", alla seconda
fase "ulteriore 20% di energia prodotta intermittenti", e' quella
di "de-intermittentizzare" eolico e solare.
 
Percio' le centrali della seconda fase costano certamente
di piu' di quelle "sempliciotte" della prima fase (che si
limitavano a scaricare la produzione nella rete, essendo
per legge stabilito che il gestore delle rete deve dare
precedenza in ogni caso alla loro produzione).
 
E quindi, in questa seconda fase, il confronto economico
va fatto sulla configurazione ibrida con le batterie, e non
solo sui costi della sezione di generazione elettrica a monte.
 
Ed e' qui, che il termosolarelettrico+accumulo diventa
competitivo, nonostante non abbia ancora alle spalle un
mercato di massa come per un decennio ha goduto il fotovoltaico.
 

 è davvero interessante.
 
Sistema di accumulo al litio da 409 MW e 900 MWh:
 
https://www.greentechmedia.com/articles/read/florida-power-light-to-build-409-megawatt-solar-powered-battery-system
 
 
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Gigawatt-scale solar-plus-storage facilities are quickly becoming the "new
norm," following similar announcements out of Arizona and Puerto Rico this
year, Finn-Foley said.
 
"Based on what we are seeing out of Arizona, Florida, Puerto Rico and
Hawaii, you can draw a line across the sunniest parts of the U.S. and find
where solar-plus-storage has begun to outcompete natural-gas peakers," he
said. "As battery costs continue to drop and incentives are rolled out,
expect that line to creep farther and farther north."
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