Javier Carroquino, doctor ingeniero y director de tecnología y estrategia en Intergia

La transición hacia un sistema eléctrico cuyo mix energético sea 100% renovable es un objetivo que requiere resolver algunas dificultades. Una de ellas es la variabilidad del recurso eólico y solar, y a causa de ello, de la generación. Es sabido que la estabilidad de la red requiere la igualdad entre generación y demanda en cada momento. Esto se hace actualmente mediante un conjunto de herramientas, la principal de las cuáles es la regulación de la producción por una serie de centrales para seguir la evolución de la demanda. Son centrales fácilmente gestionables, como las de ciclo combinado de gas.

Esta es una de las causas del alto coste de la energía, por la dependencia energética de un combustible importado y actualmente caro. Otra de las dificultades a resolver es la estabilidad en frecuencia, actualmente basada en el funcionamiento de generadores consistentes en máquinas rotativas, que estabilizan la frecuencia a 50 Hz. Ambas cosas, gestionabilidad de la producción y estabilización en frecuencia, no son actualmente proporcionadas por las tecnologías de generación renovable mayoritarias, la eólica y la fotovoltaica. La estabilización basada en generadores eólicos está en vías de solución [1], así como métodos basados en acumulación y electrónica de potencia [2]. En este breve escrito abordaremos únicamente la primera dificultad, la casación de oferta y demanda.

Se leen a menudo opiniones sobre la supuesta imposibilidad de efectuar la casación de oferta y demanda en un sistema con generación 100% renovable. También se dice que su factor de capacidad es bajo. Estas afirmaciones, que hubieran sido ciertas con la tecnología de hace unos años, sólo se pueden sostener desde un desconocimiento del estado del arte de la generación renovable y las tecnologías asociadas. El primer aspecto a reseñar es que en el mix de tecnologías de generación renovable no se limita a la eólica terrestre o la solar fotovoltaica. También están la gran hidráulica y la biomasa (gestionables), la eólica marina (cuyo perfil y factor de capacidad son mejores que los de la terrestre), la termosolar de concentración (capaz de generar también durante la noche), la geotérmica y las energías marinas (de perfil estable). En segundo lugar, la generación renovable puede y debe sobredimensionarse, por lo que existirá energía excedentaria. Para sustituir 1 GW de generación fósil se pueden utilizar, por ejemplo, 3 GW de generación renovable, sin que ello signifique un problema de recursos ni de rentabilidad. Con los precios de las tecnologías actuales, ni los costes de inversión ni los de operación van a ser superiores. Si a todo esto se añade la gestión inteligente de la red, incluyendo la gestión de la demanda y de la acumulación, el problema de ofrecer seguridad y estabilidad de suministro en un entorno 100% renovable puede ser técnicamente resuelto.

La acumulación en el nuevo modelo energético
Mirando al sistema eléctrico en su conjunto, el nuevo paradigma va a presentar cambios importantes. Por su naturaleza, la generación renovable puede ser distribuida y, en muchos casos, ubicada junto a los puntos de consumo. Igualmente la acumulación. La red de distribución, las microrredes y la acumulación van a ganar protagonismo.

Las estaciones de bombeo, conectadas a la red de transporte, pueden llegar al orden del GW. Las baterías eléctricas van a integrarse en la generación, distribución y consumo. Allí serán gestionadas de forma inteligente a través de dispositivos de electrónica de potencia. Las ventajas que va a aportar la acumulación distribuida son considerables. Las líneas de transporte y distribución estarán menos sobrecargadas y a la vez mejor aprovechadas, mientras que las pérdidas de transporte y sus costes asociados se verán reducidos.

No se puede olvidar que los vehículos eléctricos van a conectarse a la red, no sólo durante sus períodos de carga, sino que muchos de ellos estarán gran parte del día o durante la noche conectados al circuito eléctrico de la vivienda. Para dar una idea de su magnitud, electrificar el parque actual de turismos en España supondría un consumo anual aproximado de 62.000 GWh y sus baterías totalizarían más de 1.500 GWh de capacidad. Parte de esa acumulación podrá ser gestionada [3].

El otro gran consumo que se va a incorporar al sistema eléctrico es la producción de hidrógeno verde. El objetivo gubernamental de España es disponer en 2030 de 4 GW de potencia instalada de electrolizadores. Se trata de una demanda gestionable, que podrá rentabilizarse consumiendo los excedentes de la generación renovable.

Las baterías eléctricas en la acumulación distribuida
Actualmente se están utilizando baterías de Li-ion para acumulación tanto en la red eléctrica como en los sistemas de autoconsumo. Sin embargo, las baterías basadas en litio son idóneas para el vehículo eléctrico, lo que probablemente absorberá de forma masiva su producción, elevando además sus precios.

Entre las tecnologías que pueden llegar a implantarse en un futuro próximo como acumulación distribuida se encuentran las baterías de flujo [4]. En ellas, la potencia y la energía pueden dimensionarse independientemente, ya que los electrodos y los electrolitos se encuentran separados, dependiendo la potencia de los primeros y la energía de los segundos. No emplean el litio y son adecuadas para uso estacionario.

También puede acumularse la energía en forma de hidrógeno, cuyo dimensionado en potencia depende del electrolizador y de la pila de combustible, mientras que la energía depende de la capacidad del depósito de hidrógeno. Su rendimiento es muy inferior al de las baterías y, por el momento, sus costes muy elevados.

Una tecnología ya disponible y con gran recorrido por delante es la de las baterías de automoción de segunda vida [5]. Se trata de baterías de Li-ion utilizadas en vehículos eléctricos, que se retiran de ellos cuando todavía mantienen una capacidad de almacenamiento de entre el 70% y el 80%, siendo perfectamente funcionales para usos estacionarios, como el autoconsumo o la acumulación distribuida en general. Una vez revisadas y configuradas con su electrónica en módulos o incluso grandes contenedores en una gama desde pocos kWh al MWh, presentan una vida útil de más de 5.000 ciclos. Esta clase de baterías no sólo se aprovecha de la transición a la movilidad eléctrica, sino que también ofrece mayor sostenibilidad al introducir la economía circular y reducir la necesidad de materias primas.

Acumulación en el punto de consumo
A escala consumidor, incluir acumulación en baterías se va a convertir en la primera opción, muy especialmente en las instalaciones de autoconsumo. Así se maximiza el autoabastecimiento, se reduce o evita el vertido a la red y se puede minimizar la potencia contratada. En estas instalaciones, las baterías de segunda vida pueden ofrecer ventajas tecno-económicas sobre otras tecnologías.

Necesidad de acumulación en las electrolineras
En virtud de la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética, numerosísimas estaciones de servicio están obligadas a instalar cargadores de vehículo eléctrico, de potencias desde 50 kW hasta mayores de 150 kW. Para utilizarlos, van a necesitar disponer de una potencia eléctrica adicional cuya contratación les va a resultar costosa y, en algunos casos, imposible. Esto puede solucionarse aportando puntualmente la potencia que necesiten los cargadores desde una batería.

Una instalación de este tipo ha sido proyectada y realizada por Intergia, utilizando baterías de segunda vida de BeePlanet, cargadores e inversores de Ingeteam (ambos fabricantes españoles), material, asesoramiento y acompañamiento técnico de Suministros Orduña.

Figura 1. Inversor y baterías.

Figura 2. Gráfica del sistema de monitorización de energía del día 12-04-2022.

La Figura 1 muestra el inversor y parte de la batería. La Figura 2 muestra la gráfica del sistema de monitorización de energía de un día determinado. Se observa que la batería se carga en las horas de producción fotovoltaica, reduciendo el vertido a red y cediendo la energía (y potencia) cuando es requerida por la carga de un vehículo eléctrico o también para reducir la compra a red.