Prospective cost analysis of vanadium redox flow batteries

Renewable energy sources are becoming increasingly relevant as the only viable solution besides energy efficiency measures, that can tackle the growing concern of climate change and the scarcity of fossil fuel resources. While they have become competitive from a cost perspective, they present the current electricity grid with a number of challenges due to their intermittent nature. Renewables are not dispatchable on demand and are not suitable for ancillary services which threaten the security of supply and the stability of the grid. The solution to this problem are energy storage systems that can store excess energy produced by renewables during their peak production and later feed them back into the grid when needed. There are various types and sizes of energy storage systems that range from mechanical to electrochemical and from personal to industrial scale devices, each of which is suited for a different application. The majority of research is currently focused on Li-ion batteries and fuel cells due to their application in the automotive industry, which is one of the largest contributors of global greenhouse gases. Consequently, this report is centered around the so-called vanadium redox flow batteries, a promising new technology that could disrupt the market of utility scale storage. Although the technology itself has already been proven to work, its commercial viability is still in doubt, which is why this thesis focuses on analyzing the current costs of the system, identifying levers to improve the cost-performance, and assessing its profitability in various business cases. This battery technology has some unique features such as the independence of energy and power ratings, high scalability, and flexible operating conditions due to better safety and simpler maintenance than traditional batteries. However, it suffers from low energy and power density, limiting its use in mobile applications. It is therefore especially suitable for large scale application where size is not an issue. The first analysis of the thesis showed that the reported capital costs of just under 600€/kWh for the base configuration are currently far away from the 150$/kWh target proclaimed by the US Department of Energy. A sensitivity analysis showed that even the best-case estimates remain well above 300€/kWh, but that the specific cost per kWh improves significantly when the system is configured for energy intensive applications, in other words, batteries with an energy-to-power ratio of more than 10h. Therefore, with substantial cost reductions, lower vanadium market prices and a battery with an energy intensive configuration, the target cost is within reach. To gauge the true cost of an investment, the second phase analysis includes all running costs of the project, such as maintenance and replacement. It found that the added cost of storing electricity is half of what the average EU consumer pays, therefore increasing the cost of electricity by at least 50%, in particular when considering the energy lost due to the efficiency of the battery. Especially when used with unsubsidized renewable energy sources, the electricity price would double. By optimizing the battery configuration and introducing electrolyte recoverability into the model, which is a unique feature of this technology, the added cost per kWh can be reduced significantly, however the future commodity price of vanadium is highly speculative. Then, the cost data obtained from the previous sections is used to conduct an investment analysis based on the Net Present Value of the investment. The first model simulates the vanadium redox flow battery in combination with a residential PV system using average solar production and household consumption values to estimate the profitability. The second model, on the other hand, uses real solar irradiation and residential load profiles, as well as market pricing for electricity to simulate a more realistic scenario. The data from the second analysis is then used to model the ideal battery capacity for each scenario. In both cases, though, the results are highly negative, indicating that the investment would lose money over its lifetime. While there are still many ways to improve the model and make it more accurate and realistic, the results of the analysis already show that the technology is far from being commercially viable. It would require a combination of substantial cost reductions, performance improvements, proper battery sizing, battery management and government subsidies to render this technology profitable under the current conditions. However, the evaluation of the data also showed that the residential applications used as a basis for the analysis present unfavorable conditions for this technology in terms of revenue potential and battery size. The full potential of the vanadium redox flow battery can only be exploited by large scale systems rather than small residential batteries. The report therefore concludes that in addition to mobile and automotive applications that were already ruled out previously, the vanadium redox flow battery is also unsuitable for residential applications at the moment. In addition to improving the model, further research is therefore necessary to establish whether the technology can be profitable under more favorable circumstances, such as utility-scale energy storage or providing ancillary services for a smart grid that relies on 100% renewable energy sources.

Le fonti di energia rinnovabile stanno diventando sempre più rilevanti poiché sono l'unica soluzione praticabile che possono affrontare la crescente preoccupazione dei cambiamenti climatici e la scarsità di risorse di combustibili fossili, oltre alle misure di efficienza energetica. Nonostante siano diventate competitive dal punto di vista dei costi, la loro natura intermittente genera un nuovo insieme di sfide per la rete elettrica. Infatti, le energie rinnovabili non sono distribuibili su richiesta e non sono adatte ai servizi ausiliari, minacciando la sicurezza dell'approvvigionamento e la stabilità della rete. La soluzione a questo problema sono dei sistemi di accumulo di energia in grado di immagazzinare l’elettricità in eccesso prodotta dalle energie rinnovabili durante i loro picchi di produzione e successivamente, quando necessario, reimmetterla nella rete. Esistono vari tipi e dimensioni di sistemi di accumulo di energia, che vanno dai dispositivi meccanici a quelli elettrochimici e da quelli personali a quelli industriali. Ognuno dei quali è adatto per una diversa applicazione. Attualmente, la maggior parte della ricerca si concentra su batterie agli ioni di litio e celle a combustibile a causa della loro applicazione nell'industria automobilistica, uno dei maggiori contributori dei gas serra a livello globale. Di conseguenza, la ricerca si incentra sulle cosiddette batterie redox al vanadio, una nuova tecnologia promettente che potrebbe stravolgere il mercato dello stoccaggio su vasta scala. Sebbene la tecnologia stessa abbia già dimostrato di funzionare, la sua redditività commerciale è ancora in dubbio. Per questo motivo, questa tesi si concentra sull'analisi dei costi attuali del sistema, sull'individuazione delle leve per migliorare il rapporto costo-prestazioni e sulla valutazione della sua redditività in vari business casi. Questa tipo di batteria ha alcune caratteristiche uniche, come l'indipendenza di energia e potenza, l’alta scalabilità e condizioni operative flessibili grazie a una migliore sicurezza e una manutenzione più semplice rispetto alle batterie tradizionali. Tuttavia, essa soffre di bassa energia e densità di potenza, creando criticità per il suo utilizzo nelle applicazioni mobili. È quindi particolarmente adatto per applicazioni su larga scala in cui la dimensione non è un problema. La prima analisi della tesi ha mostrato che i costi di capitale dichiarati di poco meno di 600€/kWh per la configurazione di base sono attualmente lontani dall'obiettivo di 150$/kWh proclamato dal Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti. Un'analisi della sensibilità ha mostrato che anche le stime dei casi migliori rimangono ben al di sopra di 300€/kWh, ma che il costo specifico per kWh migliora significativamente quando il sistema è configurato per applicazioni ad alta intensità energetica, cioè batterie con un rapporto energia-potenza superiore a 10h. Pertanto, con notevoli riduzioni dei costi, minori prezzi di mercato del vanadio e una batteria con una configurazione ad alta intensità energetica, il costo target è a portata di mano. Per valutare il costo reale di un investimento, l'analisi della seconda fase include tutti i costi di gestione del progetto, come la manutenzione e la sostituzione. Inoltre, ha rilevato che il costo aggiuntivo di immagazzinamento dell'elettricità è la metà di quello che paga il consumatore medio dell'UE, aumentando quindi il costo dell'elettricità di almeno il 50%, considerando in particolare l'energia persa a causa dell'efficienza della batteria. Soprattutto, se usata con fonti di energia rinnovabile non sovvenzionate, il prezzo dell'elettricità si raddoppierà. Ottimizzando la configurazione della batteria e introducendo la recuperabilità dell'elettrolita nel modello, una caratteristica unica di questa tecnologia, il costo aggiuntivo per kWh può essere ridotto significativamente. Tuttavia, il futuro prezzo delle materie prime del vanadio è altamente speculativo. Successivamente, i dati sui costi ottenuti dalle sezioni precedenti vengono utilizzati per condurre un'analisi degli investimenti basata sul valore attuale netto dell'investimento. Il primo modello simula una batteria redox al vanadio in combinazione con un sistema fotovoltaico residenziale che utilizza valori medi di produzione solare e consumo domestico per stimare la redditività. Il secondo modello, invece, utilizza i reali profili di irraggiamento solare e di carico residenziale, oltre a prezzi di mercato per l'elettricità per simulare uno scenario più realistico. I dati della seconda analisi vengono quindi utilizzati per modellare la capacità della batteria ideale per ogni scenario. In entrambi i casi, tuttavia, i risultati sono altamente negativi, indicando che l'investimento avrebbe perso denaro nel corso della sua vita. Nonostante ci siano ancora molti modi per migliorare il modello e renderlo più accurato e realistico, i risultati dell'analisi lasciano intuire che la tecnologia è lontana dall'essere commercialmente sostenibile. Infatti, essa richiederebbe una combinazione di sostanziali riduzioni dei costi, miglioramenti delle prestazioni, dimensionamento appropriato della batteria, gestione della batteria e sussidi governativi per rendere questa tecnologia redditizia nelle condizioni attuali. Tuttavia, è da segnalare che la valutazione dei dati ha anche dimostrato che le applicazioni residenziali utilizzate come base per l'analisi presentano condizioni sfavorevoli per questa tecnologia in termini di potenziale di guadagno e dimensioni della batteria. Il pieno potenziale della batteria redox al vanadio può essere sfruttato solo da sistemi su larga scala piuttosto che da piccole batterie residenziali. Il rapporto conclude pertanto che oltre alle applicazioni mobili e automobilistiche che erano già state escluse in precedenza, la batteria redox al vanadio al momento non è adatto alle applicazioni residenziali. Oltre a migliorare il modello, è quindi necessaria un'ulteriore ricerca per stabilire se la tecnologia può essere redditizia in circostanze più favorevoli, come lo stoccaggio di energia su vasta scala o fornire servizi ausiliari per una rete intelligente che fa affidamento su fonti di energia rinnovabili al 100%.