Proces wyposażenia sieci energetycznych w baterie gromadzące prąd z farm słonecznych nabiera rozpędu. Wyobrażeń o tym jak mogą wyglądać takie magazyny energii nie należy przenosić z litowo-jonowych akumulatorów samochodowych. Gdy przestrzeń i waga nie są ograniczeniem pole poszukiwań robi się naprawdę duże.
Pokazała to m.in. amerykańska firma ESS z siedzibą w Oregonie, która pierwsze swoje żelazowe baterie „przepływowe” (LDES) zainstalowała już m.in. w Sacramento Municipal Utility District. Działają za sprawą krążących w układzie ciekłym, spolaryzowanym elektrolitom wykonanym z żelaza, soli i wody – jeden jest naładowany dodatnio, a drugi ujemnie. W obiegu zamkniętym pompuje się je do akumulatora ładując go, a później tę samą drogą rozładowując. Podczas ładowania jeden z nich jest uwalnia elektrony, a drugi je przechytuje. Są to gigantyczne baterie wielkości zbiornika, wytrzymują dłużej niż konwencjonalne systemy litowo-jonowe (12 godzin) i nie stwarzają zagrożenia pożarowego ani nie wymagają użycia minerałów ziem rzadkich. Mają też znacznie dłuższą trwałość. Podczas gdy żywotność konwencjonalnej chemia baterii sięga 7 do 10 lat, LDES może pracować ponad 25 lat bez degradacji pojemności. Dzięki dodatkowym zbiornikom baterie mogą również być tanio skalowalne, dodając dodatkowe godziny pojemności.
Po ten sam powszechny pierwiastek sięgnęła też firma Form Energy, tyle że w swoich akumulatorach żelazowo-powietrznych (Iron-air battery). To technologia, która bazuje na dobrze znanym procesie utleniania żelaza, czyli mówiąc prosto: rdzewienia. Po raz pierwszy zostały zbudowane w latach 60., a od pewnego czasu pracują nad nimi m.in. naukowcy z MIT. Precyzyjnie rzecz biorąc, chodzi tu o rdzewienie odwracalne: podczas rozładowywania bateria pobiera tlen i przekształca żelazo w rdzę. Przyłożenie prądu elektrycznego przekształca zardzewiałe granulki z powrotem w żelazo, a bateria „wydycha” tlen podczas ładowania. „Z chemicznego punktu widzenia żelazo staje się wodorotlenkiem żelaza. Oznacza to, że elektrony zostały z niego wydobyte, przechodzą przez obwód zewnętrzny i tak otrzymuje się baterię”, mówi prof. Yet-Ming Chiang z MIT. Za ich produkcję wziął się uczelniany spin-off Form Energy – w tym roku mają być uruchomione dwa pierwsze wdrożenia o mocy 10 MW każde, których podjął się Xcel Energy. Celem Form Energy jest stworzenie systemu baterii, który będzie kosztował 20 dol. za kilowatogodzinę. To mniej niż jedna piąta dzisiejszego kosztu ogniw litowo-jonowych.
Po jeszcze bardziej powszechny, a wręcz niechciany materiał sięgnął Energy Dome przekonując, że CO2 jest idealnym płynem do efektywnego magazynowania energii w zamkniętym procesie termodynamicznym. Jest bowiem jednym z niewielu gazów, które można skroplić i przechowywać w postaci cieczy pod ciśnieniem w temperaturze otoczenia. Pozwala to na magazynowanie energii o dużej gęstości bez konieczności przebywania w ekstremalnych temperaturach kriogenicznych. Kiedy energia jest dostępna w ogromnych ilościach, można ją wykorzystać do skraplania i magazynowania CO2 pod ciśnieniem. Gdy istnieje zapotrzebowanie na energię, CO2 jest podgrzewany i przekształcany w gaz, który napędza turbiny. „Przechowując CO2 w fazie ciekłej w temperaturze otoczenia, jesteśmy w stanie obniżyć typowe koszty magazynowania energii związane ze sprężonym powietrzem bez konieczności zajmowania się temperaturami kriogenicznymi związanymi z magazynowaniem energii w ciekłym powietrzu.”, zaznaczają eksperci Energy Dome. Urokiem tej technologii jest fakt, że CO2 Battery (tak się nazywają) wykorzystuje wyłącznie wodę, stal i CO2. Surowce łatwo dostępne na rynku, co umożliwia szybką komercjalizację oraz bezpieczną pracę urządzenia.
Mając na uwadze podobne cele Green Mountain Power w Vermont w magazyn energii przekształca samą sieć. Robi to z pomocą własnych klientów. Domy niektórych klientów – te wyposażone w panele słoneczne i baterie – mogą zapewnić rodzaj wsparcia dla sieci, przechowując i dzieląc się energią w razie potrzeby. Pomysł łączenia rozproszonych zasobów energetycznych, znany z koncepcji wirtualnych elektrownie (VPP), po który Green Mountain Power sięgnęła w 2018 roku od tego czasu rozprzestrzenia się po całej sieci. Aby zwiększyć skalę magazynowania w 2023 roku firm przekonała nawet organy regulacyjne, aby zniesiono limity dotacji państwowych do zakupu domowych programów akumulatorów, o ile połączą ją z siecią i zgodzą się na dzielenie zmagazynowaną energią w szczytowych czasach zużycia prądu. Program, który według Szacunków GMP oszczędzał klientom 3 miliony dolarów rocznie odniósł ogromny sukces. Początkowo nałożono mu limit 500 klientów rocznie, a lista oczekujących wydłużyła się do 1200 osób i w sierpniu 2023 roku ograniczenie to zostało zniesiony.
