Coste y rentabilidad del uso de baterías eléctricas

Tweet

Queridos lectores,

Esta semana Beamspot nos ofrece un detallado análisis del coste por kilovatio·hora de los sistemas de baterías eléctricas, distinguiendo las aplicaciones para las que se usen y teniendo en cuenta las limitaciones físico-químicas de su modo y condiciones de uso. Un artículo técnico con un plétora de información relevante, cual Beamspot suele, que estoy seguro que será de su mayor interés..


Salu2,
AMT

 

ESOI

 

El concepto.

No. No se trata de un nuevo producto bio en base a soja argentina, ni nada parecido. Tampoco de un nuevo sistema electrónico basado en la misma.

Ni siquiera se trata de una marca o palabra, ni de un mote en castellano, sino de un acrónimo, unas siglas en inglés, que responden por Energy Stored On Investment, o Energía Almacenada por Inversión.

Es un concepto relativamente sencillo que el autor ya iba usando sin haberle dado nombre hace ya tiempo, desde 2006, en el cálculo de vida útil y costes para aparatos alimentados a batería.

De hecho, es el concepto a tener en cuenta a la hora de analizar el uso de cualquier sistema de almacenamiento energético.

A diferencia de la TRE (Tasa de Retorno Energética, ERoEI por sus siglas en inglés), éste tiene los límites muy bien definidos y fáciles de calcular, puesto que trata de la cantidad de energía que devolvería un sistema de almacenamiento a lo largo de toda su vida útil teórica, al respecto de la inversión económica hecha en la misma, al margen de elementos accesorios (aunque imprescindibles la mayoría de las veces), y del coste de la energía que hay que meter en el sistema para obtener la batería, aunque esto último es necesario tenerlo en cuenta para otros elementos de la contabilidad energética y económica.

Nada como un ejemplo para entender el concepto de forma fácil. Para el caso, uno de los elementos estrella en los análisis de ESOI, un conocido del autor, y material referenciado en otras partes: una batería de litio, que para el caso, puede ser la de un teléfono móvil.

Pongamos por caso, una celda prismática de Litio-polímero de 3000mAh de las que usan habitualmente algunos Smartphone. El rango de precios suele estar entre 15 y 20€, dependiendo de varios factores. De esta manera, tenemos la mitad fácil del cálculo, el Investment o inversión. Pongamos 10€, tirando por lo bajini. Y fácil: sin financiación ni intermediarios ni impuestos ni intereses ni nada.

Ahora, pues, viene la parte difícil. ¿Cuánta energía almacenará esta batería a lo largo de su vida útil?

Para empezar, ¿Qué capacidad, en energía o Wh, es capaz de almacenar esta celda prismática que comento?

Bueno, los datos técnicos de la misma nos dicen lo habitual: 3000mAh y 3.7V nominales. Es decir, 3Ah por 3.7 = 11.1 Wh.

Es decir, que se está pagando a unos 901€/KWh, lo cual es carísimo. Y sólo es una parte de la inversión como veremos al final del artículo.

Vida útil, ciclos de carga y profundidad de descarga.

Este dato nos da la cantidad de energía que en teoría nos devolvería una batería nueva cargada al 100% procediendo a descargarla en ciertas condiciones hasta el 0% nominal, que se suele dar en forma de tensión o voltaje límite de descarga (habitualmente entre 2.8 y 3V por celda). Es decir, la capacidad al 100% de profundidad de descarga o DoD (Depth of Discharge).

En otra parte, las (breves) hojas de características de los fabricantes, los datasheets, los fabricantes suelen dar una curva de capacidad al 100% DoD a lo largo de la vida útil de la batería, que suelen dar en número de ciclos, a una temperatura fija de carga y descarga (habitualmente 20 o 25ºC) y en unas condiciones claras y conocidas (habitualmente, a lo que se llama 1C, corriente constante, que para el caso sería a 3000mA de corriente fija, algo nada nada realista).

Esta curva de vida útil de capacidad/ciclos, además, suele estar cortada alrededor del número de ciclos (recordemos, al 100% DoD) que el fabricante más o menos asegura (pero no garantiza, ojo).

Figura 1: Gráfica de capacidad por envejecimiento según el datasheet de Panasonic, de las baterías de Tesla. 2750 mAh nominales, carga CVCC a 0.3C, descarga a 1C de corriente constante, corte a 2.5V, todo a 25ºC. Un ciclo completo son unas 6h.

Para entender esta parte, conviene explicar el concepto de ‘C’. En realidad, no es una unidad, sino una convención relativa para poder comparar baterías de capacidades dispares.

C hace referencia a la capacidad, pero en realidad no lo es. Es la relación entre la corriente de descarga y la capacidad de la batería en Amperios (o miliamperios) hora. Así, una batería de 1000mAh (o 1Ah, que es lo mismo) se descarga en una hora si se le pide una corriente de 1A, que para el caso llamaremos 1C (de 1A/1Ah). Para una batería de 2Ah, 1C representaría una corriente de descarga de 2A, y su descarga duraría el mismo tiempo, una hora.

Con el concepto de C, se pueden hacer comparaciones de baterías de diferentes capacidades sin importar el valor absoluto, y de forma muy similar.

(Desde el punto de vista físico, C sería una medida de frecuencia, como los Hercios)

En el ejemplo, este dato es de una caída de la capacidad a alrededor del 90%, bastante estable  hasta los 300 ciclos, mientras que al principio hay una cierta bajada relativamente ‘abrupta’, y que se debe al proceso de estabilización de los reactivos químicos internos de la batería, y, cosa que se insinúa pero no se deja clara, se da básicamente en los dos o tres primeros ciclos, con especial énfasis en el primero.

Aún así, siendo optimistas, podríamos asumir que estas celdas tienen una vida de mínimo 500 ciclos, aunque del gráfico adjunto, al no haber un ‘final’ claro, es fácil entrever, se insinúa, que dicha vida útil es más larga, pero se deja como incógnita.

Efectivamente, la vida útil es más larga. Pero esta parte de la curva que no enseñan, si se hace en laboratorio, para una batería de Li-pol(ímero) estándar, para ver la forma real completa, a lo largo de toda su vida útil real, en las mismas condiciones que las especificadas en la hoja de datos (que para el caso podríamos llamar data-shit), el resultado es el siguiente:

Figura 2: Curva de capacidad por ciclos de una batería de Li Pol competa obtenida en laboratorio. Nótese como el envejecimiento se acelera a partir de cierto límite. Carga CVCC a 0.5 C, descarga corriente constante a 0.5 C, y corte a 3.2V, 25 ºC.

Ésta es la gráfica (en cuanto a forma, comportamiento en general, no en número de ciclos) real de todas las baterías probadas por el autor, independientemente que sean de litio (de cualquier tipo) o NiMH.

Es importante ver el número de ciclos hechos, puesto que es el dato que nos interesa más de este tipo de ensayos. De todas maneras, no hay un número claro, evidente, un número de ciclos de este ensayo particular mostrado, en el que se vea de forma inequívoca el valor, un ‘blanco o negro’.

Por eso, todos los fabricantes de sistemas de baterías, dan un punto de ‘fin de vida’ que suele ser el momento en que la capacidad de la batería cae por debajo de un cierto valor. Habitualmente suele ser el 80%, aunque Nissan es muy específica y particular en su caso: el 75% para el Nissan Leaf de 24KWh (del nuevo no hay información todavía).

Así pues, en una batería tipo Li-pol, que son las que ahora se suelen dar en la telefonía móvil y las tabletas, podemos esperar una vida estimada de alrededor de 1000 ciclos al 100% DoD, siendo optimistas.

Así pues, la forma fácil de estimar la cantidad de energía que podremos llegar a sacar de esta batería del ejemplo es tan sencilla de calcular como multiplicar la capacidad nominal nueva, por el número de ciclos de vida útil estimada.

1000 ciclos x 11.1 Wh almacenados en cada ciclo = 11.1 KWh recuperados en total a lo largo de su vida útil.

Por tanto, la energía almacenada por inversión es de 1.11 KWh/€, o lo que es más fácil de entender al usuario común, su inversa: alrededor de 90.1 céntimos de € por cada KWh que se extraiga de la misma, sólo en concepto de almacenamiento, de batería.

En el momento de escribir estas líneas, el KWh en España estaba por debajo de 15 céntimos, es decir, una sexta parte del coste de batería en el uso del móvil.

De todo lo aquí explicado, se puede desprender que el elemento clave, pues, son los ciclos. Pero ¿cómo ‘medimos’ dichos ciclos?

Es decir, uno dice que permite 5.000 ciclos, otros dicen 500, otros 3.652,5, incluso algunos dan hasta 10.000 ciclos. Parece que los datos son muy dispares, porque lo son.

El porqué es relativamente sencillo. Casi nunca se dice la profundidad de descarga de esos ciclos, lo cual es una omisión garrafal, y cabe el preguntarse por qué esa omisión.

Una de las particularidades de las baterías de litio, a diferencia de las baterías de variantes del Níquel (NiCd y NiMH), es que siempre que se mantenga a la batería dentro de unos límites, el resultado de multiplicar los ciclos por la profundidad de descarga es prácticamente constante, o al menos, se puede tomar esta manera como una buena aproximación.

Otro ejemplo: si hacemos ciclos al 100%, pongamos que obtenemos una vida de 1000 ciclos. Si los hacemos al 50%, obtenemos 2000 ciclos, con lo que al final, la cantidad de energía que hemos recuperado de la batería es la misma, lo mismo 4000 ciclos al 25%DoD.

Esta aproximación funciona razonablemente bien, como hemos dicho, dentro de unos límites aún más estrechos que los nominales. Básicamente, siempre que no se hagan descargas profundas (cortar a 2.5V se considera una descarga profunda, así que el datasheet de Panasonic que da para las baterías de Tesla, probablemente ya muy desfasado, estresa dichas baterías, con ciclos del 110%, cosa que acorta la vida) es decir, menos del 100% DoD, que la corriente de descarga no sea muy elevada, que la corriente de carga no sea muy elevada (inferior a 1C), y la temperatura no supere los 25ºC en la celda en ningún caso (razón principal por la que limitar la corriente de carga, y en menor medida, la de descarga).

Así pues, a partir de las dos gráficas puestas, tenemos dos casos diferentes. El de las baterías de Panasonic estresa las baterías con 110% DoD, aproximadamente, carga muy suave (0.3C, probablemente para recuperar la batería del estrés o al menos no empeorar la situación), descarga relativamente fuerte, pero dentro de lo normal (1C), a la temperatura estándar, pero sólo 300 ciclos, dejando la parte más importante de la curva fuera de la gráfica.

La curva obtenida en laboratorio para la batería de Li Pol, sin embargo, no estresa dicha batería, ya que el DoD es del orden del 80%, carga algo más fuerte (0.5C), descarga más suave (0.5C otra vez), y la misma temperatura.

En esta curva, sin embargo, si estimamos un fin de vida al 75% de capacidad nominal, es decir, unos 2100mAh (capacidad nominal de 2800mAh, muy similar a la de Panasonic), los ciclos reales a los cuales cortar, se sitúan alrededor de 800, dejando todavía una parte relativamente importante de usabilidad antes de que el envejecimiento se acelere mucho. El cálculo del ESOI que se ha presentado, sin embargo, estima 1000 ciclos, lo cual es un caso optimista, según dicho gráfico.

No sólo eso, sino que además se ha estimado que la capacidad permanece constante durante todos los ciclos, hasta que del ciclo 1000 al 1001, se ‘muere’ la batería. Es decir, la estimación se hace intentando hacer un cálculo ‘grosso modo’ de la superficie bajo la curva, como se puede ver en la figura 3.

Por supuesto, los ciclos al 100%DoD no son los únicos parámetros a tener en cuenta como veremos más adelante, ni sirven para todos los casos o químicas.

Dependiendo del tipo de batería, esta estimación es válida desde diferentes niveles de descarga y/o potencia, con bastante variabilidad dentro del litio, muchísima más para otras químicas como el plomo-ácido (pocos ciclos con DoD elevados, pero muchos ciclos equivalentes con DoD muy muy bajos) o las variantes del níquel (al revés que el plomo).

Pero para entrar en más detalles, hay que tener en cuenta una variable muy importante, muy especialmente para el caso de las baterías de litio, pero que se puede extender al resto de químicas.

Esta variable se puede comparar con una manta corta, donde si te tapas la cabeza, se te destapan los pies.

Es la potencia que es capaz de suministrar la batería, así como la capacidad. Ambos parámetros se sitúan sobre los dos extremos de una recta sobre la cual se decide el punto de uso de la batería.

Si hace falta una batería que sea capaz de dar mucha potencia, entonces la capacidad se resiente. Si lo que prima es la capacidad, entonces la potencia es la que sale perdiendo.

Figura 3: Simulación del cálcuo de capacidad almacenada por la aproximación aquí expuesta (el rectángulo sombreado) frente a la evolución real de la capacidad (área bajo la curva roja).

 

Esta potencia, que en física es la velocidad a la cual se suministra la energía, es la ya mencionada C de descarga, pero también de carga. Así pues, una batería optimizada para dar mucha potencia, se podrá cargar y descargar más rápido que una que esté optimizada para almacenar el máximo de energía.

En las baterías de litio, el rango de C esperado puede ir desde 0.2C para las de máxima capacidad, hasta 25C para las de máxima potencia.

Pero no sólo eso. Este parámetro afecta varios elementos más. Mayor capacidad significa más energía, más KWh por Kg, y por tanto, algo menos de material. Eso hace que las de alta energía sean invariablemente más baratas que las de elevada potencia. Sin embargo, la vida útil y el rendimiento, caen en picado.

Es el típico caso de las baterías cilíndricas que usa Tesla.

En el otro extremo, están las baterías de elevada potencia, muy adecuadas para el abuso típico de vehículos eléctricos, especialmente si tienen escasa capacidad. Por ejemplo, es el caso de los autobuses urbanos de BYD. Este tipo de baterías, además, tiene mucha más vida, es mucho más robusta, pero pesa, de saque, el doble, a la vez que cuesta alrededor del 50% más, también como mínimo, lo cual las descarta para vehículos de elevadas autonomías debido al elevadísimo peso (y precio) asociado.

Las baterías de litio ión, que son las habituales de elevada energía, suelen ser cilíndricas casi siempre, aunque las variantes prismáticas se aplican a los teléfonos móviles y tabletas, y contando en ciclos, rara vez llegan a los 1000 (100%DoD), siendo lo habitual entre 600 y 800, según el uso, con un mínimo ‘garantizado’ entre 300 y 500, a 25ºC. Es el caso de Panasonic, de las baterías de los ordenadores portátiles, y de algunas aplicaciones particulares, pero en desuso. Estimaremos alrededor de 750 ciclos para este tipo de baterías, aunque según la aplicación, esto es muy optimista. En estos casos, con DoD muy reducidos, la vida sale beneficiada.

 

Figura 4: Vida útil de las baterías de un Tesla Model S, en ciclos presumiblemente al 100% DoD. Se puede observar como, a partir de los 420-480 ciclos, el ritmo de pérdida de capacidad se acelera. A partir de esta gráfica se puede ver cómo más o menos la vida útil está en el orden de los 700 a 800 ciclos.

En el otro lado, están las baterías de Litio-polímero, tanto de química ‘normal’ como las de ferro fosfato, que son el caso extremo de potencia. Las primeras son las que usan los teléfonos móviles, los ‘drones’, y la mayoría de fabricantes de coches eléctricos e híbridos, con el caso particular que sólo BYD usa las de ferro fosfato para sus coches, con sus elevadísimos pesos y precios a pesar de sus reducidas (por KWh, Kg y/o precio) autonomías.

Parece ser que BYD está pensando en abandonar el LiFePO a favor de otras tecnologías para sus coches de mayores autonomías, dejando este tipo de baterías para los autobuses urbanos de menor requerimiento de autonomía y mayor potencia.

Para las baterías de Li-pol estándar, 1000 a 1500 ciclos es una estimación bastante correcta, por el lado optimista, llegando hasta los 2000 de las LiFePO. En estos casos, profundidades de descarga elevadas no degradan la química, así que las descargas ligeras tampoco aportan gran cosa.

Para el caso de la química del Níquel (NiCd y NiMH), se trata de un tipo de batería que favorece enormemente la potencia, llegando a casos puntuales a C’s del orden de 100 a 120 para el NiCd (el que más aguanta), razón por la cual, contadísimas excepciones se aplican precisamente por esta propiedad inigualable. Sin embargo, en este caso, el problema aparece por el otro extremo: DoD’s bajas de forma sistemática producen el ‘efecto memoria’.

En el otro lado del espectro, tenemos las baterías de plomo. Extremadamente buenas para C’s muy bajas, del orden del 0.05 (20 horas de descarga) y ciclos de carga/descarga de DoD bajo, pero de vida más limitada cuanto mayor es la profundidad del ciclo.

En ninguno de los casos, NiMH ni Pb, se obtienen aproximaciones tan buenas como la explicada para el caso de las químicas del litio, con especial discrepancia para el plomo.

Por tanto, cuando se cifran ciclos de vida útil, este dato es sólo parcial, y no sirve para estimar la vida útil. De hecho, en muchos estudios, cuando se citan 5000 ciclos de vida, se estima que son al 100%DoD, cuando ese no es el caso real.

No hay ninguna batería de las tres químicas que se han mencionado que tenga más de los 2000 ciclos al 100%DoD de las LiFePO.

Y aún así, eso sigue siendo una estimación optimista. Por un lado, está el tema de definir la capacidad nominal o usable de una batería, cosa fácil para una celda unitaria (tensión de corte), pero harto más difícil para los packs de baterías que llevan los coches eléctricos u otros sistemas, y que por esa misma complejidad, son objeto de una entrada aparte.

También está el tema que la capacidad se va perdiendo a medida que se hacen ciclos, con lo que una batería más vieja no podrá hacer cosas que hace una nueva, impone nuevos límites, hasta el punto que pasado un nivel de capacidad remanente, es hasta peligroso su uso, habiendo casos de baterías ardiendo, hinchándose, estallando, etc. La seguridad es otro de estos elementos que incrementan la complejidad de un pack de baterías y su manufactura.

Vida útil, temperatura y Arrhenius.

Pero queda un elemento importante que habitualmente pasa desapercibido. Un detalle que incluso muchos usuarios de baterías desconocen, pero los que hemos trabajado con ellas en variedad de circunstancias conocemos bien precisamente por la mala experiencia que dan.

Como ya se ha comentado en algún caso, una batería no es un elemento de almacenamiento eléctrico, sino químico: almacena iones de algún elemento químico. Es por tanto, sujeto de química, no de electricidad, y por ende se aplican las leyes de las reacciones químicas. Y una de ellas es la velocidad de reacción.

La velocidad en que suceden las reacciones químicas depende de la temperatura, y Arrhenius es el nombre del químico que hizo un estudio y una propuesta sobre cómo calcular la velocidad de una reacción química según la temperatura, siguiendo lo que se conoce como distribución de Arrhenius.

Como se ha expresado puntualmente en este artículo, los tests y estudios se hacen a una temperatura conocida, que suele estar entre 20 y 25ºC, en todos los casos. Habitualmente, se entiende que se hace lo posible para que la celda en cuestión esté a esta temperatura, aunque eso implique que al temperatura ambiente sea de 5ºC o el uso de refrigerante.

En cualquier caso, a diferencia de muchos otros datasheets de componentes electrónicos, lo que está claro es que no se da ninguna información de cómo cambian los parámetros de la batería en función de la temperatura.

Pues bien, veamos cómo afecta en realidad, haciendo el mismo estudio de ciclos de carga/descarga ya presentado, a dos temperaturas diferentes.

Este pequeño detalle, que se obvia en la información que se da nunca en ningún estudio de vida de las baterías, hace que al sur de los Pirineos los equipos a baterías de litio no duren más de 5 – 6 años, aunque también depende del uso y del tipo.

Independientemente del número de ciclos, a excepción de los que no hacen apenas ciclos (como los ordenadores personales que nunca se mueven de encima de la mesa y que siempre están enchufados al cargador), que duran menos de dos años… pero ese es otro tema.

Si nos vamos más al sur, la cosa empeora, hasta el punto que en algunos países como Qatar puede ser menor de dos años, según la temperatura.

El efecto es que a 30 grados, en un mes, se envejecen más que en 10 meses a 25ºC. Y además, depende mucho del estado de carga: cuanto más cargadas, más rápido envejecen. Por tanto, no hay nada peor que dejar un coche eléctrico, totalmente cargado, negro, al sol, un agosto, en un sitio caluroso como Córdoba o Sevilla.

City	Aging Factor (unscaled)	Aging Factor Weatherman's data	Solar Loading kwh/sq meter	Remaining Capacity 1 Year	Remaining Capacity 2 Years	Remaining Capacity 3 Years	Remaining Capacity 5 Years	Remaining Capacity 10 Years	End of Life (70% Remaining)
Dubai, UAE	2.17			79.9%	69.3%	58.9%	35.6%	< 5.0%	1.9 years
San Juan, Puerto Rico	1.87		7.1	82.6%	73.6%	65.0%	46.9%	< 5.0%	2.4 years
Phoenix, AZ	1.81	1.81	9	83.1%	74.5%	66.2%	49.0%	< 5.0%	2.5 years
Mesa, AZ	1.78		9	83.4%	74.9%	66.8%	50.1%	< 5.0%	2.5 years
Palm Springs, CA	1.77		9	83.4%	75.0%	67.0%	50.3%	< 5.0%	2.6 years
Fort Lauderdale, FL	1.68	1.59	6.5	84.3%	76.3%	68.8%	53.4%	< 5.0%	2.8 years
Hong Kong Intl Airport	1.67	1.59		84.3%	76.4%	69.0%	53.7%	< 5.0%	2.8 years
Honolulu, HI	1.67	1.59	7.7	84.3%	76.4%	69.0%	53.7%	< 5.0%	2.8 years
Las Vegas, NV	1.50		9	85.8%	78.8%	72.3%	59.2%	13.0%	3.3 years
Orlando, FL	1.47	1.39	6.5	86.1%	79.2%	72.8%	60.0%	16.4%	3.4 years
Houston, TX	1.47	1.35	6.5	86.2%	79.3%	73.0%	60.2%	17.3%	3.4 years
Tucson, AZ	1.45		9	86.3%	79.6%	73.3%	60.8%	19.2%	3.5 years
New Orleans, LA	1.42		6.5	86.6%	80.0%	73.9%	61.7%	22.5%	3.6 years
Dallas, TX	1.32	1.32	7	87.4%	81.4%	75.8%	64.8%	31.7%	4.0 years
Sevilla, Spain	1.18			88.6%	83.3%	78.4%	68.8%	42.2%	4.7 years
Ontario Intl Airport	1.10		7.5	89.4%	84.4%	79.9%	71.2%	47.7%	5.2 years
Atlanta, GA	1.07		6.5	89.7%	84.9%	80.5%	72.2%	49.9%	5.4 years
Oklahoma City, OK	1.07		7.5	89.7%	84.9%	80.5%	72.2%	49.9%	5.4 years
Sydney, Australia	1.03			90.0%	85.4%	81.2%	73.2%	52.1%	5.7 years
Charlotte, NC	1.02		6.5	90.1%	85.6%	81.4%	73.5%	52.6%	5.8 years
Norfolk, VA	1.01		6.5	90.2%	85.7%	81.6%	73.9%	53.5%	5.9 years
Los Angeles Civic Center	1.00	1.00	7.5	90.3%	85.8%	81.8%	74.1%	54.1%	6.0 years
Ota, Japan	0.98			90.4%	86.0%	82.0%	74.4%	54.7%	6.1 years
Madrid, Spain	0.92			90.7%	86.5%	82.7%	75.5%	57.1%	6.5 years
Santa Clara, CA	0.90		7.5	90.8%	86.7%	83.0%	75.9%	57.9%	6.6 years
Indianapolis, IN	0.83		5.5	91.2%	87.4%	83.8%	77.2%	60.5%	7.1 years
Omaha, NE	0.81		6.5	91.3%	87.5%	84.0%	77.5%	61.0%	7.2 years
Columbus, OH	0.81		5.5	91.3%	87.5%	84.0%	77.5%	61.0%	7.2 years
Porto, Portugal	0.81	0.81		91.3%	87.5%	84.0%	77.5%	61.0%	7.2 years
Melbourne, Australia	0.80			91.4%	87.6%	84.1%	77.6%	61.3%	7.3 years
Montclair, NJ	0.80		5.5	91.4%	87.6%	84.1%	77.6%	61.3%	7.3 years
Reno, NV	0.80		9	91.4%	87.6%	84.1%	77.6%	61.3%	7.3 years
Chicago, IL	0.78	0.75	5.5	91.5%	87.7%	84.4%	78.0%	62.0%	7.5 years
Pittsburgh, PA	0.77		5.5	91.6%	87.8%	84.5%	78.2%	62.4%	7.6 years
Detroit, MI	0.76		5.5	91.6%	87.9%	84.6%	78.3%	62.7%	7.6 years
San Francisco, CA	0.76		7.5	91.6%	87.9%	84.6%	78.3%	62.7%	7.6 years
London, England	0.68			92.1%	88.6%	85.6%	79.9%	65.6%	8.4 years
Vienna, Austria	0.68			92.1%	88.6%	85.6%	79.9%	65.6%	8.4 years
Toronto, Canada	0.64			92.4%	89.1%	86.2%	80.7%	67.3%	8.9 years
Montreal, Canada	0.63			92.4%	89.2%	86.3%	80.9%	67.7%	9.0 years
Dublin, Ireland	0.58	0.54		92.7%	89.6%	86.9%	81.8%	69.4%	9.7 years
Rygge, Norway	0.52			93.1%	90.2%	87.7%	83.0%	71.6%	10.6 ys
Juneau, AK	0.47	0.41	4.5	93.4%	90.7%	88.3%	83.8%	73.2%	11.4 ys

Este problema hace que los fabricantes de coches presten muy especial atención al sistema de gestión térmica de las baterías, incluyendo, priorizando casi siempre, sistemas de refrigeración para mantener las celdas por debajo de los 30ºC siempre que se pueda. Sistemas caros, complicados, y que consumen energía, reduciendo así la autonomía.

También es la razón por la que el grupo Volkswagen ha decidido no comercializar ningún Seat totalmente eléctrico: se venden más por debajo de los Pirineos, y menos más al norte, donde no sólo hay mayor poder adquisitivo, sino temperaturas más moderadas. Amén de los precios relativos entre un Seat León y un VW Golf.

Sin embargo, el uso de la calefacción en invierno en los países fríos también afecta a la autonomía (incluso en Enero de 2017, en España, me consta que las autonomías han caído incluso por debajo de la mitad), así que encontrar unas latitudes donde funcionen a gusto las baterías es algo bastante más restrictivo de lo que mucha gente se imagina.

En resumen, para el tema de cálculo de la vida, se puede tomar el número de ciclos al 100%DoD como el caso óptimo, y para aplicaciones donde la temperatura es relativamente alta, además, unos pocos años, cinco o seis para el caso de España, incluso, a tenor de los datos dados por Renault, para Francia. Y por ende, lo que ocurra antes, es lo que determinará la vida real, casi siempre más corta que las previsiones que se explican en el datasheet de la celda.

Por todo lo contado hasta este punto, la gestión térmica de los packs de baterías es un elemento clave, siendo habitual los packs utilizados en coches que llevan este tipo de celdas, la medida individual de temperatura, para cada celda del pack, que habitualmente se mueve en el orden de cientos.

El diseño de dicho pack se centra alrededor de la optimización de la refrigeración. Por ello, lo habitual suele ser utilizar celdas prismáticas, pues suelen tener mayor superficie de disipación por volumen, y además de elevada potencia, que reduce las pérdidas en carga y descarga que deriva en calentamientos, a la par que la estructura interna permite una mayor disipación y evacuación del calor debido a tener más aluminio y cobre, el tercer y segundo mejor conductor de temperatura de la tabla periódica, respectivamente (por detrás de la plata).

Todos los fabricantes de coches que utilizan este tipo de baterías, además tienen previsto un sistema de refrigeración que tiene prioridad sobre cualquier cosa. Si se puede, se evita la refrigeración líquida, al ser mucho más costosa, y se favorece la refrigeración por aire, más sencilla, barata, y ligera.

Eso implica que las unidades de refrigeración están sobrepotenciadas en estos vehículos (llegando en algunos casos a 5KW de potencia frente al escaso KW habitual), y consume energía, reduciendo además la autonomía, al aumentar el consumo.

También implica que al cargar, que suele ser además cuando se produce más calor, muy especialmente en cargas rápidas, estas unidades se ponen en funcionamiento, con lo que la energía gastada es mayor, disminuyendo con ello la eficiencia total del vehículo en varios puntos porcentuales con facilidad.

También pone sobre la mesa detalles importantes, cuestiones difíciles de solucionar, a la hora de decidir por la estrategia de los fabricantes.

Si el coche está enchufado, es obvio que si la temperatura sube, aunque la batería ya esté cargada, se pondrá el sistema de refrigeración, probablemente con consumos bajos, pero eso implica un consumo ignorado por el usuario y generalmente no contabilizado.

Si el vehículo está funcionando, desplazándose, es obvio que también se va a poner en marcha si hace falta, reduciendo con ello la autonomía. De hecho, con las temperaturas habituales en el sur de la península ibérica en verano, no sólo se pondrá en funcionamiento para la batería sino para el habitáculo, lógicamente, con lo que se ha comprobado que la autonomía puede llegar a caer a la mitad, incluso más, acentuándose justo en los casos en que las ventajas de un eléctrico son más notorias: tráfico urbano, lento, atascos.

El problema aparece si, por ejemplo, dejamos el vehículo aparcado al sol, mientras nos metemos en la playa o trabajamos en la oficina, y sin ningún enchufe. ¿Debe ponerse en marcha el sistema de refrigeración si la temperatura sube de 30ºC (recordemos que en Sevilla y Córdoba es muy habitual superar los 45ºC a la sombra en la canícula veraniega) y consumir una energía que puede representar fácilmente la mitad de la batería en un día, dejando al usuario con un alcance muy reducido, o nulo?

Pongamos un caso particular donde esa duda no ha lugar, y de paso se ilustra cómo la ESOI puede tener implicaciones interesantes.

Algunos ejemplos.

Para el caso particular de un autobús urbano, con recorridos relativamente cortos (unos 200 Km al día, pongamos por caso), y con un funcionamiento que implica muchas horas de actividad, resulta obvio que el sistema de refrigeración va a estar funcionando y va a mantener estas baterías en el rango óptimo de temperatura durante casi todo el tiempo, con lo que el problema desaparece.

Máxime si para este tipo de aplicación se utilizan baterías de LiFePO, que casi por definición son de potencia, y por tanto, con la mínima pérdida de calor por funcionamiento propio, además de tener menor degradación con la temperatura, y ser más fáciles de refrigerar por ser típicamente prismáticas y delgadas.

Por eso, cabe esperar que para esa aplicación específica, se puedan alcanzar fácilmente el máximo de ciclos al 100%DoD equivalente en cualquier latitud y en cualquier condición térmica, puesto que se asegura que todos los días del año la temperatura de las celdas va a mantenerse en el rango óptimo.

A pesar de ser unos packs de baterías más pesados (y que utilizan un 20% más de litio de saque debido a su menor tensión de trabajo), alrededor del doble que las de litio habituales de los coches eléctricos (que también suelen ser de potencia, de tipo Li Pol), y también más caras (alrededor de un 50% respecto de las de alta energía), duran mucho más, con lo que a la larga, tienen mejor ESOI que cualquier otro tipo de batería, aunque una parte importante de la energía que saquen NO será usada para el transporte, sino para la refrigeración (o sea, que el ESOI ‘neto’ será peor, con lo que la ventaja se reduce).

Sin embargo, si para esta aplicación se utilizasen los más caros supercaps o DLC’s (Double Layer Capacitors), que son eléctricos y por tanto no tienen limitaciones en cuanto a ciclos (estamos hablando de millones en este caso), y su química interna dura mucho más, más de 10 años en condiciones mucho peores que las descritas, superando con facilidad los 20, junto a su enorme potencia, y aunque se utilizasen packs de mucha menor capacidad, pongamos 20Km, el hecho de poderse cargar ya en las paradas ya al final de línea, como ya están haciendo algunos, el resultado sería una ESOI todavía superior al de cualquier batería, siendo el límite habitual de su vida el dictado por el vehículo, no su estado.

Sin embargo, si la inversión inicial, y los posteriores recambios hacen que un vehículo con LiFePO se tenga que considerar debido a los costes de la inversión, no sólo de funcionamiento, la cosa se acentúa, a pesar de no necesitar ningún cambio de sistema de almacenamiento de energía, con los muy caros DLC’s.

A pesar de ello, para casos de elevada potencia y capacidad escasa, hace años que se han vuelto muy populares, hasta el punto que los Tesla los utilizan para dar los picos de demanda puntual en su ‘Modo Insano’.

Ya que hablamos de Tesla, y para terminar todo esto con otro ejemplo práctico, el caso de la PowerWall que en su momento presentó Elon Musk a bombo y platillo, y que al final parece que no ha llegado al mercado (lo que sí ha llegado ha sido la PowerWall 2, cuyo cálculo dejo como ejercicio).

Ese pack de baterías, hecho con celdas de alta energía, y sin ningún tipo de gestión térmica, se cotizaba a 3000€ un conjunto de 7KWh nominales usables que en realidad era de 10KWh, pero que en ningún caso dejaba utilizar toda la capacidad. El fabricante daba 10 años y 3.652.5 ciclos, sin especificar a qué profundidad de descarga, aunque difícilmente nunca se llegaría al 70%, presumiblemente siempre se mantendría en una media del 20% o menor.

La potencia de salida, además, estaba muy limitada para evitar calentamientos (lo cual, de paso, significaba que la cantidad de energía que se podía sacar en cada ciclo era limitada, con descargas ligeras). Un pack apenas daba para mantener la nevera, algunas luces y algunos electrodomésticos de bajo consumo como una tele. Pero no para una cocina, una lavadora, una estufa, una plancha o un horno.

Aplicando las aproximaciones aquí expuestas, el caso óptimo se podría dar con 1000 ciclos equivalentes al 100%DoD a los 7KWh, es decir, 7MWh como total de energía trasegada. Con una inversión de 3000€, eso implica que la ESOI es de 0.429 €/KWh extraído sólo en concepto de batería.

A todo eso, habría que contar los costes de financiación (el precio era sujeto a financiación, con lo que los costes superaban los 5000€ como mínimo), costes de instalación y recambio, posiblemente el cambio del invertir que tiene una vida útil en el mismo rango (10 años), además de los costes del 1.25KWh que habría que meterle antes para poderlo sacar, y eso en condiciones óptimas.

En el momento de escribir estas líneas, el coste de la electricidad habitual estaba rondando los 15 céntimos el KWh, una tercera parte.

Con esto, ya hay suficiente información como para irse haciendo a la idea de la rentabilidad de las baterías.

Ojo, porque este tipo de planteamiento se podría aplicar, con otros cálculos, a los elementos auxiliares. El caso típico y más importante, es el inverter, bien sea del coche eléctrico, bien el de una instalación fotovoltaica.

Ese inverter es el elemento que tiene la función de convertir la tensión continua de las baterías/paneles fotovoltaicos en corriente alterna que es lo que consume el motor de un coche, o la mayoría de electrodomésticos del hogar, lo que hay en el enchufe de casa.

Estos equipos son un tipo concreto de lo que se viene a conocer en electrónica como fuentes de alimentación de modo conmutada, fuentes conmutadas, o por su acrónimo en inglés SMPS (Switched Mode Power Supply). La gestión de potencia que hacen se basa en el uso de dos elementos importantes básicos: bobinas grandes con núcleos magnéticos en base a tierras raras, y condensadores electrolíticos grandes (similares en cuanto a forma y materiales, pero diferentes de los DLC’s o supercaps en cuanto a forma eléctrica, que, sobre todo, repercute en la tensión de trabajo) que trabajan a demás a temperaturas elevadas por el mismo tipo de funcionamiento del invento, en el rango de 85º a 120 ºC.

Estos condensadores, fabricados en torno a electrolitos y elementos orgánicos, químicos, también están sujetos a la ley de Arrhenius, y su vida útil real suele estar por debajo de los 10 años.

Es un viejo conocido de todos los reparadores de monitores (así como otros elementos electrónicos), que antes de hacer ningún análisis del problema, se sustituyan sistemáticamente todos los condensadores electrolíticos de la fuente de alimentación, probar, y ver si el problema se soluciona (en el 95% de casos es así).

La mayoría de diseñadores de electrónica lo tenemos como el principal sistema de obsolescencia programada, y el tercero en cuanto a tiempo (años) después de los relés electromecánicos y… las baterías.

Con estos datos, queda claro que en 10 años los packs de baterías de Tesla van a tener que ser reemplazados en su totalidad, incluyendo el inverter, aunque sea por una pieza de 1€ que es lo que cuestan estos condensadores. De hecho, ahora el inverter viene ya dentro del propio pack.

Aunque un pack de baterías estuviese a 250€/KWh (sólo de baterías), estaríamos hablando que en el mejor de los casos estaríamos sacando el KWh a 25 céntimos sólo en ‘coste de batería’, si empezamos a contar los costes de instalación, el inverter que va a durar lo que la batería en el mejor de los casos (sumando conjuntamente otros 3500€), y que difícilmente llegaremos a sacar todos esos KWh de ese pack porque nunca haremos los ciclos al 100% DoD, y aplicamos el interés de financiación (creo recordar a un 7% TAE a 10 años) a lo que cuesta el invento, quedan pocas razones por las que pensar que esto es rentable frente a 15 céntimos de coste, menos aún frente a los 8 céntimos de diferencia entre el precio de pico y el precio de valle.

Probablemente salga a más de 1€ el KWh sólo en gasto del sistema, en condiciones óptimas reales.

No es de extrañar pues, que si Elon Musk sale un domingo en prime time a decir que sale a unos 3 céntimos el KWh extraído de ese pack de baterías, al día siguiente, en petit comité (pero rueda de prensa oficial), salga su mano derecha de Solar City diciendo que no llegarían, como de hecho no han llegado esas en concreto al mercado, porque con 35 céntimos de diferencia entre el KWh de pico y de valle no salía rentable.

Y sin embargo, muchos científicos y tecno optimistas, dan por buena la cifra de 5000 ciclos 100%DoD sin miramientos, y lo cogen como punto de partida… sin que haya ninguna evidencia demostrada al respecto, ni interés en que así sea.

Para ir fijando ideas, nada como un par de ejemplos. El primero se sitúa en el plazo corto, en ciertos casos de necesidades de corto plazo, como por ejemplo para estabilizar la salida de paneles fotovoltaicos en situaciones de nubosidad.

Las oscilaciones de potencia de salida cuando hay nubes escasas en el cielo son rápidas, y basta que cubran parcialmente sólo una pequeña parte de los paneles fotovoltaicos para generar variaciones importantes de la potencia de salida en cuestión de segundos, unos pocos minutos a lo sumo.

Este tipo de inestabilidad con los inverters modernos utilizados, es totalmente transferida en forma de potencia,  a la red eléctrica. Dado que estos están sincronizados directamente con la red, el criterio de estabilidad clásico que cuenta la desviación en frecuencia deja de ser válido, y por tanto esta inestabilidad es harto complicada de conocer y modelar. Por ello, últimamente en algunos casos y dados estos problemas, se está pidiendo que las propias plantas de fotovoltaica se encarguen de evitar y reducir, implementando un nuevo tipo de inverter con ‘simulación de inercia’, es decir, que cuando la potencia suministrada va disminuyendo, ‘reduzca’ la frecuencia, y que la ‘suba’ cuando la potencia sube.

Para poder hacer y reducir este problema, es necesario tener sistemas de almacenamiento que reaccionen rápido. La cantidad de energía necesaria no es muy elevada, pero dado que se tiene que utilizar en minutos, no muchos, la potencia es relativamente muy elevada.

Es una situación que se da muchas veces al día si éste es nublado, lo cual implica que hace muchos ciclos 100% DoD equivalentes al año.

Este tipo de sistemas también están presentes en los aerogeneradores ‘diseñados para una elevada penetración’, que en su momento se presentaron con mucho bombo y platillo, sin aclarar en ningún momento la capacidad ni la aplicación concreta.

Resulta significativo que la mayor parte de anuncios de baterías que se está presentando últimamente como la de Tesla y su instalación en Australia de un pack de 129MWh y 100MW de potencia (que a 100% de potencia termina el ciclo de descarga en unos 80 minutos), están precisamente pensadas para este tipo de aplicación, no para paliar ninguna intermitencia diaria.

Hay que destacar que una planta de generación eléctrica de ciclo combinado o nuclear se pone como mínimo en 500MW, cinco veces la potencia de ese minúsculo pack de baterías.

Pero si se hacen varios ciclos al día, a 365 días al año, utilizar baterías con esa finalidad puede hacer que su vida útil termine en menos de 2 años.

Por eso, para este tipo de aplicación, es más interesante utilizar otro tipo de sistemas de almacenamiento que tengan muchos más ciclos, que puedan aguantar pongamos 10 años o más, aunque sean más caros, como es el caso de los supercaps. Eso significa más de 10.000 ciclos (aguantan mucho más de 100.000, incluso el millón de ciclos), y menor envejecimiento térmico o por Arrhenius (duran mucho más de 10 años, y si se mantienen fríos, cosa relativamente sencilla, pueden superar los 20, independientemente de los ciclos que hagan), además de ser específicamente muy buenos suministrando grandes potencias. En el lado negativo, el precio. Si suponemos que cuestan 10 veces más que las baterías de litio a igual capacidad (pero superior potencia), dado que aguantan tranquilamente 20 veces más ciclos, para esa aplicación tienen una ESOI de más del doble frente al litio.

Esta tecnología también se aplica ya a ciertos autobuses urbanos, y también sirve, como se ha comprobado, para mejorar el uso de los híbridos no enchufables.

El segundo ejemplo, en el otro lado del espectro, es el caso de paliar la estacionalidad energética, la variación de demanda y generación a lo largo del año.

Mientras en verano hace mucho sol y se demanda poca electricidad, excepto para aires acondicionados, mientras que en invierno hace frío precisamente porque no hace sol (1/4 en España entre verano e invierno, 1/6 en Alemania, y peor cuanto más lejos del ecuador y cerca de los polos), lo cual implica almacenar energía de sobras en verano para utilizarla en invierno. Una aproximación sería la de almacenar unos 100 días de energía, pero lo que queda claro es que se haría un ciclo al 100% DoD al año.

Si se utiliza durante un siglo, es un total de 100 ciclos, que además, dada la estructura financiera, debería amortizarse en mucho menos tiempo. Eso implica que debería tener un precio irrisorio para que en sólo un siglo se hubiese amortizado. Eso significa que amén que ninguna batería moderna dura más allá de 10 - 15 años y por tanto queda  descartada, las consideraciones de ESOI para que sea realmente rentable, implican que el coste de este sistema de almacenamiento debe ser diminuto.

También se puede tomar la inversa del ESOI y recorrer el camino inverso. Si se pretende que el coste de almacenamiento sea de, pongamos, 5 céntimos de € por KWh almacenado, podemos inferir que para este sistema, el coste del sistema, incluido todo (financiación, sistemas auxiliares, pérdidas, mantenimiento, etc), debería ser de 5€ el KWh (5 céntimos por 100 ciclos).

Para la aplicación anterior de supercaps, considerando 10.000 ciclos, estaríamos en 500€/KWh, aproximadamente el coste actual real, incluido todo, del pack de baterías de Tesla en Australia (el precio que daba Elon Musk era sólo de batería, sin instalación ni sistemas auxiliares, transporte, financiación, mantenimiento, etc).

Con todo esto, resulta más fácil y sencillo el poder dimensionar y calcular la viabilidad económica de cualquier sistema de almacenamiento eléctrico. Utilicémoslo.

Beamspot.