Dr. Iñigo Ortega Fernández y Daniel Bielsa Linaza, Ingeniero asociado de CIC energiGUNE y coordinador de Tecnología CIC energiGUNE

Hoy en día no seríamos capaces de vivir con un sistema de generación de energía 100% renovable, aspiración del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2050. Parece una contradicción, cuando todo indica que la utilización masiva de los combustibles fósiles es la principal causa de la contaminación y el calentamiento global, y que su uso como principales fuentes de generación energética está exponiendo al planeta a una situación límite. Sin embargo, la dependencia de las fuentes de energía renovable y su carácter intermitente y relativamente impredecible compromete el funcionamiento del modelo industrial actual y el bienestar social, a menos que se introduzca con firmeza en la ecuación una tecnología critica: el almacenamiento de energía.

La situación se aproxima con el primero de los hitos del PNIEC, donde se establece un incremento de potencia instalada renovable hasta alcanzar el 72% para 2030. Dicha contribución se fundamenta principalmente en un incremento de hasta 50 GW en eólica y 37 GW en solar fotovoltaica. La gestionabilidad se cubrirá con 6 GW adicionales de almacenamiento, principalmente bombeo hidráulico, que elevaran la capacidad de almacenamiento hasta un total de 9,5 GW durante unas pocas horas. El dimensionamiento ha tenido en cuenta los máximos históricos de generación renovable en función de la potencia disponible, pudiendo en este caso concurrir en ocasiones máximos de generación renovable que podrán alcanzar los 50 GW durante las horas de sol. Teniendo en cuenta que las previsiones auguran un incremento en el pico de consumo para 2030 de un 43%, trasladado a las horas de sol, la demanda máxima podría alcanzar los 41,4 GW, y por lo tanto, las capacidades de almacenamiento se han dimensionado para ser capaces de absorber la diferencia y evitar la necesidad de detener la producción renovable.

Por otro lado, la variabilidad e incertidumbre de la generación renovable hoy en día se absorbe mayormente utilizando la flexibilidad que aportan los ciclos combinados de gas, pero en el nuevo escenario eso no será posible y, además, no sería sensato. Con el aumento proyectado de la capacidad de generación renovable, solo habría que dotar al sistema de una adecuada estructura y capacidad de almacenamiento, construyendo una sólida base sobre la que apoyarse para alcanzar el ambicioso objetivo de convertir a España en un país neutro en carbono para 2050.

A pesar de que ya se han introducido en nuestro vocabulario términos como generación distribuida, prosumers o smartgrids y se han dado algunos pasos, es difícil aventurar cual será la configuración del sistema energético del futuro. Principalmente porque es fuertemente dependiente de un desarrollo tecnológico aun no maduro, especialmente en materia de sistemas de almacenamiento, que, por otro lado, está siendo fuertemente impulsado durante las últimas décadas y dando lugar a interesantes propuestas. En una situación tipo ‘market-pull’ como la que se aventura, lo más probable es que para dar respuesta a la demanda, no existirá una única solución tecnológica para el almacenamiento, sino que coexistirán en el sistema diferentes soluciones tecnológicas de características y prestaciones bien diferentes.

Un caso de éxito en el que visualizar una problemática similar bien resuelta, con algún matiz, es el conocido como ciclo integral del agua. En países industrializados, el agua que consumimos tiene un origen renovable y está disponible en todo momento. La gestionabilidad del sistema de abastecimiento de agua se consigue a través de la inclusión de varias instalaciones de almacenamiento de diferentes tipologías en el transito desde la captación hasta el punto de consumo. Su fiabilidad depende de una adecuada selección y diseño de las etapas de almacenamiento, que generalmente comprenden: almacenamiento masivo (embalses, Hm³), almacenamiento urbano (depósitos urbanos, Dm³) y almacenamiento domestico (termos, litros^-). Todos los sistemas funcionan de manera coordinada para asegurar la continua disponibilidad de agua y todos ellos son necesarios. Parece sensato pensar para que el sistema energético 100% renovable del futuro sea un sistema fiable, deberá contar a su vez con una distribución similar de instalaciones de almacenamiento de energía.

Almacenamiento en viviendas
En materia de almacenamiento de energía domestico (⁓kWh) el desarrollo está alcanzando su madurez y existen en el mercado productos comerciales basados en baterías electroquímicas a un coste plug&play, de aproximadamente 500 €/kWh (Powerwall de Tesla, xStorage de Eaton o Chem Resu de LG). Sin embargo, el escalado de las baterías a mayores potencias para almacenamiento urbano o industrial (⁓MWh) todavía supone un reto. Existen tecnologías comerciales de Li-ion, Na-ion, plomo o baterías de flujo redox pero, fundamentalmente, los elevados costes de inversión hacen que en la actualidad solamente puedan encontrarse en el país algunos demostradores asociados a parques eólicos o solares, como el de Acciona en Barasoain con tecnología Li-ion. Por último, más del 90% del almacenamiento de energía a gran escala (⁓GWh) existente en el mundo está constituido por instalaciones de bombeo, existiendo aun posibilidades de crecimiento en regiones montañosas. El bombeo hidráulico es una tecnología madura y eficiente, cuyos principales inconvenientes son su elevado coste de inversión, restricciones geográficas y, sobre todo, su impacto ambiental, que podría poner límites a su expansión. En este sentido, los desarrolladores tecnológicos llevan años trabajando en tecnologías alternativas de almacenamiento a gran escala que puedan complementar al bombeo hidráulico. Entre estas tecnologías cabe destacar dos prometedores propuestas que se encuentran en un estado de madurez avanzado: el almacenamiento de aire comprimido (CAES) y el almacenamiento térmico (TES).

El principio de funcionamiento de las instalaciones CAES se basa en utilizar excesos de generación eléctrica para comprimir aire dentro de una cavidad. Posteriormente, en picos de demanda, el aire se recupera y se utiliza para generar nuevamente electricidad en turbinas de gas. En la actualidad existen dos plantas comerciales con más de 30 años en operación, Huntorf en Alemania (870 MWh) y AEC en US (2,8 GWh). Recientemente se han propuesto mejoras sustanciales de la tecnología, como el CAES adiabático, donde con el aporte de un almacenamiento térmico intermedio puede utilizarse una turbina de vapor para generar electricidad consiguiendo eficiencias superiores al 70%. La disponibilidad de una cavidad natural es un factor crítico para conseguir rentabilizar la tecnología y por ello, además de las cuevas de sal, se está probando la tecnología con éxito en túneles en desuso.

Por otro lado, el almacenamiento térmico no es una tecnología nueva, se trata de una tecnología cuya principal ventaja es la de poder almacenar energía a bajo coste y, por lo tanto, ha tenido su nicho de aplicación. Pero es a raíz de la explosión de las centrales de concentración solar, a principios de siglo, cuando su desarrollo y aplicación a gran escala se ve nuevamente impulsado dentro de la comunidad tecnológica. El sistema de almacenamiento más extendido en este tipo de centrales está compuesto por dos tanques, que pueden alcanzar volúmenes superiores a 15.000 m³ y que contienen en su interior decenas de miles de toneladas de sales (nitratos). Uno de los tanques almacena la sal calentada por medio de la radiación solar, y cuando se requiere la energía, la sal se hace pasar por un intercambiador, normalmente para generar vapor, enfriándose. Una vez fría, se envía al otro tanque hasta que el ciclo vuelve a empezar. Las centrales más comunes cuentan con almacenamientos superiores a 1 GWh_t, pero la tecnología se ha conseguido sobre-escalar con éxito incluso hasta los 3 GWh_t en la central Noor III de Marruecos, situando los costes de inversión alrededor de los 40-60 €/kWh_t.

Almacenamiento de lecho empaquetado o termoclina
Otra de las tecnologías en la que mas se ha trabajado, y cuya investigación lidera CIC energiGUNE, es la conocida como almacenamiento de lecho empaquetado o termoclina. En este caso, los sistemas más prometedores están compuestos por un único tanque que contiene en su interior partículas de un material sólido. El fluido que transporta el calor se hace pasar por el tanque a través de las partículas, transfiriendo el calor a las mismas. Cuando el calor se requiere de nuevo, se hace pasar el fluido frío en sentido contrario recuperando el calor para su uso. El secreto de la tecnología reside en una adecuada selección del material sólido, que ha de presentar optimas propiedades termo-físicas y mecánicas, a la vez que un coste reducido. Uno de los materiales más prometedores que se han testado son un residuo proveniente de acerías, la escoria, que pueden reducir el coste del sistema de almacenamiento hasta los 5 €/kWh_t, postulándose como una tecnología de almacenamiento a gran escala muy prometedora, tanto para su integración en red como para uso industrial en instalaciones de recuperación de calor residual.