Redes inteligentes: El problema del almacenamiento de la energía

Redes inteligentes: El problema del almacenamiento de la energía
Las energías renovables no son una opción viable si no se consigue almacenar energía a gran escala. David Lindley examina cinco formas de hacerlo.
David Lindley

En febrero de 2008, durante una súbita ola de frío, los vientos del oeste de Texas, que normalmente soplan de manera continuada, dejaron de hacerlo, y las miles de turbinas eólicas que salpican esa parte del estado se detuvieron. Las compañías eléctricas locales, incapaces de compensar la falta de energía trayéndola desde otra parte de la red, se vieron obligadas a cortar el servicio a algunos usuarios durante hora y media hasta que el viento empezó empezara a soplar de nuevo.
Ese intervalo sin viento no habría tenido repercusiones si las compañías eléctricas hubieran tenido unos cuantos cientos de megavatios hora de energía almacenados y hubieran podido utilizarlos en una emergencia. Pero no fue así. La efímera energía eléctrica es difícil y cara de almacenar en grandes cantidades.

La falta de buenas opciones de almacenamiento ha constituido un problema para las compañías energéticas desde hace generaciones. Obligadas a proporcionar un suministro continuo de electricidad y a dar solución a una demanda variable, normalmente han recurrido al costoso e ineficiente método de ajustar la producción de una central de carbón, por ejemplo, o de encender una central de gas “de máxima potencia” durante períodos de gran demanda.

Pero esta estrategia basada en el suministro es cada vez menos viable, ya que cada vez se utilizan más fuentes de energía renovables –especialmente paneles solares y parques eólicos– cuya producción es impredecible. Como muestra el ejemplo de Texas, la energía que producen estas tecnologías depende del capricho de la naturaleza, no de la demanda humana. “Si queremos que una parte importante de nuestra energía proceda de fuentes renovables, es imprescindible que podamos almacenarla”, comenta Ali Nourai, responsable de almacenamiento de energía de American Electric Power, una compañía eléctrica de Columbus, Ohio, y presidente de la asociación profesional DC Electricity Storage Association, con sede en Washington.

Ya existen diferentes tecnologías para almacenar energía, algunas de las cuales se conocen desde hace décadas. Ahora se trata de conseguir que sean sólidas, fiables y económicamente competitivas, y que, al mismo tiempo, incluyan las tecnologías más adecuadas para cada fuente de energía o ubicación. “Cada tecnología tiene sus propias características –afirma Jillis Raadschelders, de la empresa consultora de temas energéticos KEMA, con sede en Arnhem, Países Bajos–. Nunca habrá una tecnología ganadora.” Para elegir la tecnología adecuada hay que examinarlas todas con atención.

Empujar aguas arriba

La necesidad de almacenamiento es especialmente acuciante en zonas de alta densidad de población como el norte de Europa, donde muchos países están construyendo turbinas marítimas para utilizar los vientos que atraviesan el Mar del Norte. Dinamarca ya obtiene aproximadamente un 20% de su electricidad de parques eólicos terrestres y marinos y está intentando aumentar esa cifra hasta el 50% en el año 2025. Sin embargo, como los vientos del Mar del Norte pueden dejar de soplar con fuerza durante varios días, países como Dinamarca y los Países Bajos están extendiendo la conectividad de su red hasta Noruega, que obtiene la inmensa mayoría de su energía de centrales hidroeléctricas. Los pantanos de las montañas de Noruega proporcionan la capacidad energética de reserva necesaria y, además, ofrecen importantes cantidades de energía hidroeléctrica obtenida por bombeo (el agua se bombea hasta un pantano utilizando el excedente de electricidad y se vuelve a soltar para poner en marcha un generador cuando se necesita energía).

La hidroelectricidad bombeada tiene una eficiencia de almacenamiento de un 70–85%, y es la tecnología más madura y extendida de las que se utilizan para almacenar electricidad a gran escala. China, Japón y Estados Unidos, por ejemplo, tienen muchas instalaciones con una capacidad de generación que va desde decenas de megavatios (MW) a varios gigavatios (GW). El almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo hace buena pareja con la energía eólica, porque el agua bombeada hasta una presa permanecerá allí durante mucho tiempo, permitiendo compensar una escasez prolongada de generación eólica.

Pero en su forma convencional, para generar energía hidroeléctrica almacenada por bombeo se necesitan montañas, por lo que las posibilidades están limitadas por la geografía. La construcción de presas es costosa y destructiva para el medio ambiente y la instalación de líneas de alta tensión para conectar lugares de almacenamiento remotos a las redes suele provocar rechazo por motivos medioambientales.

Para que la energía hidroeléctrica almacenada por bombeo crezca de forma significativa, tendrá que abandonar las montañas. Una idea innovadora de KEMA es la de colocar turbinas eólicas e hidroelectricidad bombeada en el mismo lugar: una “isla de energía” en una zona poco profunda del Mar del Norte. Se rodearía un área de unos 60 kilómetros cuadrados de un dique o compuerta para crear un lago artificial. Las turbinas eólicas estarían dentro del dique y la energía sobrante se utilizaría para bombear agua del lago hasta el mar. Al dejar que el agua del mar volviera a entrar, se regeneraría la electricidad almacenada. En ausencia de viento, KEMA calcula que la isla de energía podría suministrar unos 1.500 MW por término medio durante 12 horas.

Aire comprimido bajo tierra

En las granjas próximas a Huntorf, Alemania, a unos 100 kilómetros a sudoeste de Hamburgo, una anodina instalación industrial realiza una función poco común: cuando la demanda de electricidad en la red local es baja, la central utiliza el exceso de energía para comprimir aire y bombearlo hacia dos cuevas de sal cuyo volumen combinado es de más de 300.000 metros cúbicos. Luego, en momentos de gran demanda, se deja que el aire comprimido se expanda a través de turbinas situadas en la superficie para volver a generar la electricidad.

La central de Huntorf, que funciona desde 1978, puede suministrar casi 300 MW de energía de reserva durante tres horas y entra en funcionamiento unas 100 veces al año. Pero no puede decirse que haya tenido precisamente una legión de imitadores. En 1991 empezó a funcionar una central semejante, pero algo más pequeña, en McIntosh, Alabama, y en 2002 se empezó a planificar la construcción de otro sistema parecido en Iowa que ahora mismo se encuentra a punto de comprar los terrenos para las excavaciones de prueba.

El problema es que estas instalaciones de almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) son considerablemente más complejas en la práctica que en la teoría. Cuando se comprime, el gas se calienta, lo que limita la cantidad de aire que puede bombearse bajo tierra sin que se caliente demasiado para poder almacenarse con seguridad. Además, cuanto más tiempo se deje el aire caliente en un sitio, más calor –lo que supone una parte importante de la energía de entrada– se dispersa por las paredes de la cueva. Y cuando vuelve a liberarse, el aire que se expande se enfría. En las instalaciones de Huntorf y McIntosh, de hecho, el aire liberado pasa por una turbina estándar de gas natural que aumenta su eficiencia, por lo que el efecto global del sistema de compresión de aire es elevar la eficiencia de una central más o menos convencional alimentada por gas natural.

A corto plazo, este tipo de sistema híbrido “es muy razonable”, afirma Haresh Kamath, investigador del Electric Power Research Institute (EPRI) de Palo Alto, California, especialmente cuando cada vez se produce más electricidad de energías renovables que permite recargar el sistema por la noche. No obstante, si pensamos en el futuro, el EPRI y otros organismos están estudiando mejoras para convertir el CAES en un sistema de almacenamiento de energía real sin necesidad de combustibles fósiles. Un sistema “adiabático avanzado” de ese tipo captaría y almacenaría el calor de la compresión y lo utilizaría después para recalentar el aire liberado, lo que pondría en marcha la turbina directamente sin necesidad de combustible. Las fundiciones de metal y los altos hornos llevan años captando el calor residual en pilas de ladrillos refractarios o materiales similares, dice Christoph Jakiel, investigador de MAN Turbo en Oberhausen, Alemania. Aplicar esta técnica al almacenamiento de aire comprimido debería ser sencillo.

Calcula que la eficiencia de un sistema de ese tipo sería casi del 80%, lo que puede compararse a los sistemas de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo. El coste global de construcción y funcionamiento sería también aproximadamente el mismo. No debería resultar difícil encontrar ubicaciones adecuadas en casi todo el mundo, añade Jakiel. Las cuevas de sal no son raras y, de construirse alguna vez, el proyecto del Stored Energy Park de Iowa bombearía el aire comprimido a un acuífero.

Caja de sorpresas (eléctricas)

El problema del almacenamiento en baterías a gran escala ya estaría resuelto si las compañías eléctricas utilizaran la omnipresente tecnología ácido-plomo que ha servido para fabricar baterías para automóviles desde hace casi un siglo. Desgraciadamente, las baterías ácido-plomo tienen una baja densidad energética –son pesadas y voluminosas para la cantidad de energía que almacenan– y no soportan bien ciclos repetidos de carga y descarga.

Una mejor solución son las baterías de sodio-azufre (NaS), que almacenan la energía disociando químicamente el polisulfuro de sodio en sodio y azufre. Aquí la energía puede liberarse permitiendo que los dos elementos vuelvan a reaccionar. Las baterías de NaS tienen una mayor densidad energética y pueden durar miles de ciclos de carga-descarga. Su principal inconveniente es que el sodio y el azufre deben mantenerse en depósitos separados en estado fundido a unos 300 °C. Además, las baterías sufren daños irreparables si se descargan completamente y se enfrían. El hecho de que necesiten un receptáculo robusto y otros requisitos técnicos supone que las baterías de NaS cuesten unos 3.000 dólares por kilovatio (kW) de energía disponible. Una desventaja si se comparan con las centrales estándar de gas, que vienen a costar unos 1.000 dólares por kW. No obstante, NGK Insulators de Nagoya, Japón, ya ha desarrollado baterías de NaS para su comercialización. Actualmente, Japón tiene instaladas baterías de este tipo con capacidad para suministrar a su red unos 300 MW durante seis horas seguidas cuando se necesita más energía. Otros países también están cogiendo el ritmo. Estados Unidos, por ejemplo, tiene unos 10 MW de capacidad NaS instalados y una capacidad similar en construcción bajo los auspicios de empresas como American Electric Power y Xcel Energy de Minneapolis, Minnesota.

En el futuro, el almacenamiento NaS a gran escala podría tener que enfrentarse al desafío de la tecnología ion litio. De uso generalizado en teléfonos móviles y portátiles y en desarrollo para vehículos eléctricos, las baterías de ion litio ofrecen una alta densidad energética y eficiencias superiores al 90%. Su gran inconveniente es el coste, en parte debido a las medidas de seguridad: las baterías usan una sal de litio en una solución orgánica inflamable, por lo que se necesita una construcción robusta que minimice el peligro de incendio. Las baterías de ion litio para la electrónica de consumo cuestan unos cientos de dólares por kW hora almacenado. Pero para aplicaciones en vehículos este coste se reduce a unos 100 dólares por kW hora y para aplicaciones de redes tiene que ser aún menor.

No obstante, Nourai es particularmente optimista. Los problemas de seguridad son más fáciles y baratos de resolver en instalaciones fijas y seguras que en dispositivos portátiles, dice. Especialmente en Asia hay un gran apoyo a la tecnología de ion litio y una gran competencia entre fabricantes, lo que normalmente deberá dar lugar a una espectacular reducción de los costes. Recientemente vio en China una instalación de ion litio del tamaño de un contenedor y espera ver instalaciones con capacidad para un megavatio o más en los próximos años.

En el Instituto Tecnológico de Massachusetts, en Cambridge, el químico de materiales Donald Sadoway está probando un sistema más radical para reducir los costes. “Quiero una batería que salga baratísima –declara Sadoway–, y la manera de conseguirlo es fabricarla con tierra”, es decir, con los elementos que más abundan en la corteza terrestre. Aunque haya poco que descubrir sobre la electroquímica de estos elementos –como el silicio, el hierro y el aluminio–, una batería necesita dos reacciones, una en cada electrodo, junto con un electrolito que soporte la transferencia de iones correspondiente. Para ello se necesita una combinación enorme –y en gran medida no probada– de compuestos y posibles reacciones que hay que investigar. La búsqueda es factible, asegura Sadoway, gracias a los superordenadores que analizan rápidamente las composiciones químicas propuestas para las baterías, con lo que los investigadores no tienen que sintetizar y probar los materiales. En la próxima década, dice, “estoy seguro de que la velocidad de los descubrimientos se disparará”.

A vueltas con la electricidad

Al menos conceptualmente, una de las formas más directas de almacenar energía es utilizar un volante giratorio: la energía eléctrica se convierte en energía cinética de rotación al pasar por un motor que acelera el volante. Cuando se necesita, esta energía cinética se extrae acoplando el volante a un generador que lo frena y produce electricidad.

No obstante, de nuevo la realidad es más complicada: el volante tiene que girar muy deprisa pero ser lo bastante fuerte para no hacerse añicos. Los sistemas de almacenamiento en volante se comercializan como fuentes de alimentación ininterrumpida que pueden suministrar cantidades moderadas de energía en segundos o minutos, pero no son lo suficientemente competitivos para tiempos de almacenamiento más largos, como los que necesitan las compañías eléctricas.

Una gran ventaja de los volantes es que pueden absorber la energía en segundos o minutos y devolverla con la misma rapidez. Eso es exactamente lo que se necesita para regular la frecuencia de una red eléctrica que supuestamente se mantiene a unos 50 o 60 ciclos por segundo continuamente, dependiendo del país, pero que tiende a bajar cuando las subidas instantáneas en la carga producen una desaceleración de las turbinas. Que se mantengan estables es un desafío para todas las compañías eléctricas.

Teniendo esto en cuenta, la empresa Beacon Power, de Tyngsboro, Massachusetts, ha pasado la última década desarrollando un volante de alta tecnología optimizado para la regulación de frecuencias. Con unos 2 metros de altura y 1 de diámetro, el volante está formado por un núcleo cilíndrico de aluminio que alberga el motor y el generador y una llanta de compuesto de fibra de carbono. Está suspendido en cojinetes magnéticos dentro de una cámara hermética donde puede girar hasta a 16.000 revoluciones por minuto. Los dispositivos se han diseñado para que funcionen durante 20 años o más sin mantenimiento, dice Matthew Lazarewicz, responsable técnico de Beacon. Pueden almacenar energía con una eficiencia del 85%, añade, y acelerarse o frenarse durante quizá millones de ciclos en su vida útil, lo que los hace mucho más duraderos que las baterías.

El reto está ahora en reducir los costes, lo que Beacon espera conseguir mediante a un proyecto que ha iniciado recientemente gracias a un préstamo garantizado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos. En Stephentown, Nueva York, Beacon ha empezado a construir un parque de 200 volantes de 20 MW, que costará 70 millones de dólares y servirá para regular la frecuencia de una red eléctrica regional. Este presupuesto incluye una serie de costes únicos relacionados con la demostración de sus méritos para las garantías de los préstamos federales. La empresa calcula que en el futuro las plantas de este tamaño costarán menos de 50 millones de dólares, un precio que espera reducir hasta unos 30 millones. A finales de noviembre, el departamento de energía concedió a Beacon 24 millones de dólares para pagar la mitad de una nueva central de 20 MW que se construirá a las afueras de Chicago, Illinois.

Integración en una red inteligente

Hay una serie de tecnologías aún más exóticas que podrían ser candidatas a almacenar energía a gran escala, suponiendo que los investigadores consigan finalmente reducir sus costes a un nivel competitivo. Entre otros ejemplos podríamos citar los “ultracondensadores”, que pueden almacenar cantidades enormes de cargas eléctricas en capas de átomos de espesor junto a los electrodos, y bobinas de cable superconductor capaces de almacenar indefinidamente grandes cantidades de corriente en circulación.
Pero sin duda el sistema más rentable de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala es reducir la necesidad de almacenamiento.

Éste es uno de los objetivos establecidos a principios de este año por el plan de reactivación económica de Estados Unidos, que concedió 4.300 millones de dólares para investigar y desarrollar sistemas de generación de energía renovables, eficiencia energética y, especialmente, una “red inteligente”. En lugar de limitarse a ajustar el suministro de electricidad a los caprichos de una demanda impredecible, una red inteligente ajustaría constantemente la demanda. Cuando la demanda alcanzara a un pico, por ejemplo, la red empezaría a interrumpir la energía de los frigoríficos de los hogares, los sistemas de aire acondicionado de las oficinas y otros usos no urgentes tan sólo durante un momento en cada caso; nadie lo notaría, pero sería suficiente para nivelar las variaciones de la carga global.
En este tipo de sistemas, dice Nourai, las tecnologías de almacenamiento y red inteligente funcionarían simultáneamente, compensando los altibajos habituales en la carga de la red en mayor medida de lo que se conseguiría por separado. “La variación no desaparecerá nunca, pero con el almacenamiento sería más baja”, comenta. En el futuro imagina que incluso núcleos de población pequeños podrían tener un “cero neto”, lo que significa que por término medio producirían la electricidad que necesitan y mantendrían un suministro fiable intercambiando pequeñas cantidades de electricidad con poblaciones vecinas. Las interconexiones locales serían líneas de baja tensión y las líneas de alta tensión de larga distancia solo se necesitarían para conectar parques eólicos o paneles solares en zonas alejadas con las regiones pobladas. Esa transformación, dice Nourai, “cambiará la forma en la que imaginamos, realizamos y planificamos” el almacenamiento de electricidad.