El almacenamiento de la electricidad

Juan Ramón Morante

Energía y medio ambiente

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El almacenamiento de la electricidad

Juan Ramón Morante

Energía y medio ambiente

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Coordinación y dirección Juan Ramón Morante. Director del Área de Materiales Avanzados para la Energía del Instituto de Investigación en Energía de Cataluña, IREC.

Colaboradores del IREC Cristina Flox. Doctora en Química, Área de Materiales Avanzados para la Energía. Marcel Skoumal. Doctor en Química, Diseño y Caracterización de Prototipos de Baterías. Marc Vives. Ingeniero de Proyectos, Área de Eficiencia. Jaume Salom. Doctor en Ingeniería Eléctrica, Grupo de Energía Térmica y Edificación. Elena Fuentes. Doctora en Ingeniería Química, Laboratorio semi-virtual en Tarragona. Lluís Trilla. Ingeniero industrial y doctor en Ingeniería Eléctrica, Área de Modelización y Control de Aerogeneradores Francisco Díaz. Doctor en Ingeniería Eléctrica, Área de Ingeniería Eléctrica. Miguel Cruz. Ingeniero industrial, Área de Economía Energética.

Edita Fundación Gas Natural Fenosa Plaça del Gas, 8 08201 Sabadell (Barcelona) Teléfono: 93 412 96 40 Fax: 93 745 03 20 www.fundaciongasnaturalfenosa.org 1ª edición, 2014 ISBN: 978-84-695-9897-9 Depósito legal: B-9269-2014 Impreso en España

Autores

Juan Ramón Morante El profesor Juan Ramón Morante es, desde 1985, catedrático de la Facultad de Física de la Universitat de Barcelona y desde 2009 es el director del Área de Materiales Avanzados para la Energía del Instituto de Investigación en Energía de Cataluña, IREC. Previamente ha sido vicedecano y decano de la Facultad de Física de la Universitat de Barcelona, director del Departamento de Electrónica de dicha universidad, jefe de estudios de Ingeniería Electrónica y co-coordinador del Máster interuniversitario entre la Universitat de Barcelona y la Universitat Politècnica de Catalunya sobre Ingeniería en Energía. Actualmente es también director de la Red de la Generalitat de Catalunya sobre Materiales Avanzados para la Energía, Xarmae, vicepresidente de la Sociedad Europea para la Investigación en Materiales, E-MRS, y miembro de diferentes comités internacionales. Sus actividades, inicialmente, se centraron en la Investigación y Desarrollo de Materiales y Dispositivos Electrónicos habiéndose focalizado en el campo de los sensores, actuadores, microsistemas y sistemas totalmente autónomos. Actualmente, sus actividades de investigación se centran en los mecanismos de transferencia de energía implicando electrones, fotones, fonones y moléculas químicas, habiéndose centrado en su aplicación en las tecnologías en el campo de los dispositivos para energías renovables y los sistemas energéticos basados en el uso de nano materiales y su funcionalización. Asimismo, ha centrado sus desarrollos tecnológicos en el campo de la conversión y almacenamiento de la energía. Es co-autor de más de 500 publicaciones y diversas patentes, ha dirigido 35 tesis doctorales, ha participado/coordinado numerosos proyectos en diferentes programas internacionales e industriales, ha sido organizador de diferentes conferencias científicas tecnológicas internacionales en el campo de sensores/microsistemas y de la “nano-energía” y ha sido distinguido

con la medalla Narcís Monturiol de la Generalitat de Catalunya.

Cristina Flox Doctora en Química por la Universitat de Barcelona, especializada en Electroquímica y Diseño de Reactores de Flujo. Actualmente es investigadora dentro del Área de Materiales Avanzados para la Energía del IREC. Su actividad se basa en el diseño y síntesis de materiales avanzados nanoestructurados aplicados a nuevas tecnologías de almacenamiento de energía electroquímica, así como en el desarrollo de nuevos métodos para diagnosticar y pronosticar su tiempo de vida.

Marcel Skoumal Doctor en Química por la Universitat de Barcelona. Actualmente trabaja en el IREC en el Diseño y Caracterización de Prototipos de Baterías. Se especializó en tratamientos químicos y electroquímicos para la eliminación de fármacos y productos de higiene personal de aguas para el consumo humano, y partir de 2010 su actividad se ha focalizado en el campo de la energía centrándose en las baterías de flujo para mejorar sus cualidades y estudiar variantes como las baterías de flujo de semisólidos, basadas en la química del ión litio.

Marc Vives Ingeniero de proyectos en el Área de Eficiencia del IREC. Ingeniero en Industrias Agrarias y Alimentarias y Máster en Energías Renovables. Es experto en energía solar térmica aplicada a viviendas y edificios así como grandes instalaciones aplicadas a la industria u otros grandes consumidores térmicos. Dispone de 8 años de experiencia en sistemas de energía renovable realizando tareas de ingeniería así como proyectos de consultoría técnica.

Jaume Salom

Francisco Díaz

El Doctor Jaume Salom lidera el Grupo de Energía Térmica y Edificación del IREC desde el año 2010. Doctorado en Ingeniería Energética por la Universitat Politècnica de Catalunya. En el año 1999 fundó el proyecto AIGUASOL, el cual ha co-dirigido y convertido en una referencia internacional en el campo de la eficiencia energética térmica, energías renovables, desarrollo de software y análisis energéticos de edificios. Se trata de uno de los principales actores que ha participado en el desarrollo del software TRANSOL para la simulación y el diseño de sistemas solares térmicos y ha participado en varios cursos de postgrado como profesor invitado, así como participando y coordinando varios proyectos Internacionales.

Recibió la licenciatura en Ingeniería Industrial en 2009 y se doctoró en Ingeniería Eléctrica en 2013 por la Universitat Politècnica de Catalunya. Desde septiembre de 2009 trabaja como investigador en el Área de Ingeniería Eléctrica del IREC. Además, durante la segunda mitad de 2012 colaboró como investigador en Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy System Technology (IWES, Kassel, Alemania). Su experiencia incluye aspectos de modelización, simulación y testeo experimental en laboratorio de sistemas mecánicos y eléctricos. Su dedicación actual se centra en el ámbito de la integración en red y desarrollo de nuevos conceptos para parques eólicos, incluyendo la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía. Además, participa en actividades de divulgación sobre almacenamiento de energía y estudia su aplicación en proyectos en el ámbito de la fusión nuclear así como en el de los centros de datos.

Elena Fuentes Responsable del Laboratorio semi-virtual del IREC en Tarragona. Doctora en Ingeniería Química por la Universidad Politécnica de Valencia. Tiene más de 6 años de experiencia en el campo de la investigación como investigadora asociada en la Universidad de Manchester (UK). Ha participado en varios proyectos internacionales y es experta en la dirección de ensayos experimentales en laboratorios.

Lluís Trilla Ingeniero Industrial y doctor en Ingeniería Eléctrica por la Universitat Politècnica de Catalunya. Ha trabajado en el desarrollo de proyectos de entroncamiento eléctrico en baja y media tensión y en el diseño de estrategias de control para actuadores eléctricos incluyendo su implementación y verificación. Actualmente trabaja en el IREC en las áreas de modelización y control de aerogeneradores, diseño de convertidores de potencia y en el análisis de integración a red de parques de generación eólica y undimotriz vinculados a proyectos industriales y públicos.

Miguel Cruz Ingeniero Industrial por la Escuela Superior de Ingeniería Industrial de Barcelona, y Máster en Economía y Regulación de los Servicios Públicos por la Universitat de Barcelona. Desde 2006 ha estado implicado en numerosos proyectos de investigación en el ámbito de la Economía Energética, siendo miembro del Centro de Investigación CITCEA-UPC (2006-2007), de la Comisión Nacional de Energía (2008), y del IREC (2009 hasta la actualidad). Ha sido jefe de proyecto y/o investigador principal en más de 15 de estos proyectos. Sus áreas de interés son el análisis económico y regulatorio del sector eléctrico, y la aplicación de la investigación operativa para la operación y planificación de los sistemas energéticos. Ha publicado más de 10 artículos en conferencias científicas y revistas. Ha sido investigador visitante en el Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores do Porto, Portugal.

Índice

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1. Resumen ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1. El ciclo integral de la electricidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2. La naturaleza efímera de la electricidad: la vinculación entre producción y consumo inmediato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3. El almacenamiento de la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4. La importancia del almacenamiento de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5. Las aplicaciones y usos del almacenamiento de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.6. Estrategias funcionales de los sistemas de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.7. Las tecnologías de almacenamiento: tipología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8. Criterios para evaluar las tecnologías de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.9. Los principales retos para el desarrollo del almacenamiento eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . 1.10. Las tendencias de futuro: la no explotada capacidad del almacenamiento de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.11. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 11

2. Sistemas mecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1. Las centrales hidráulicas de bombeo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2. Sistemas de almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) . . . . . . . . . . . . . . 2.3. Volantes de inercia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

61 62 73 83 89

3. Sistemas electroquímicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4. Niveles de implantación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7. Claves para su desarrollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.8. Las baterías de plomo-ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.9. Las baterías secundarias con electrolito alcalino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.10. Las baterías de sodio de alta temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.11. Las baterías de ion-litio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.12. Las baterías de flujo redox . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.13. Nuevos tipos de baterías electroquímicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.14. Los condensadores electroquímicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.15. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

91 93 95 97 98 99 101 102 102 111 121 132 143 155 160 167

4. Sistemas químicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

171 173

Prólogo

–5–

13 17 20 22 23 26 47 49 51 55

4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6. 4.7. 4.8.

Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ejemplos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Claves para su desarrollo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

175 180 180 187 188 190 192

5. Sistemas térmicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4. Ejemplos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.7. Claves para su desarrollo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

193 194 194 208 210 216 218 219

6. Sistemas de superconducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4. Ejemplos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.7. Claves para su desarrollo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

225 226 227 227 228 230 231 232

7. Electrónica de potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1. Plantas de generación renovable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2. Redes inteligentes y microrredes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3. Vehículos eléctricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

233 234 238 240 243

8. Barreras a superar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1. Barreras económicas y regulatorias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.2. Barreras tecnológicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3. Barreras geopolíticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.4. Barreras ambientales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.5. Barreras sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.6. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

247 251 260 262 269 273 275

9. Evaluación de costes económicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1. Modelo de evaluación de costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2. Aplicación del modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.3. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

281 281 284 294

Anexo. Glosario de términos técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Prólogo

Uno de los principales retos que tiene hoy el sector energético es el almacenamiento de electricidad. A diferencia de lo que ocurre con los combustibles (el gas natural, el petróleo o el carbón), no somos capaces todavía de almacenar la electricidad a precios y a rendimientos razonables. Esta incapacidad nos obliga a consumir la electricidad en el mismo momento que se genera, con todos los inconvenientes que ello supone. Este problema se agrava cuando se trata de sistemas de generación discontinuos, como son la energía solar o eólica: no podemos almacenar la electricidad generada en los momentos de sol o viento para usarlos por la noche o en momentos sin viento, lo que obliga a disponer de sistemas de back-up para poder cubrir la demanda, con todo lo que ello representa en costes y complejidad en la operación de las redes de transporte y distribución. Esta cuestión es también clave para el avance de los vehículos de transporte eléctricos: en efecto, la falta de sistemas de almacenamiento ligeros, económicos y muy eficientes están aplazando la irrupción de los vehículos eléctricos. La mejora ambiental relacionada con éstos está intrínsecamente ligada a la obtención de estas baterías. Pero más allá de las energías renovables y de la electrificación del transporte, el almacenamiento es clave también para la mejora progresiva de las redes eléctricas y su interacción positiva con el cliente final: una electricidad “a la carta” es impensable sin eficientes sistemas de almacenamiento. Por todo ello, la Fundación Gas Natural Fenosa decidió encargar al profesor Juan Ramón Morante la redacción de este libro, que pretende resumir el “estado del arte” de los sistemas de almacenamiento de electricidad en el mundo. La información está organizada por los diferentes sistemas de almacenamiento: mecánicos, químicos, electroquímicos, electromagnéticos o térmicos. Se trata de un manual de referencia, con vocación de atlas o síntesis de todos los esfuerzos de investigación en marcha. –7–

Tras un primer capítulo introductorio de tipo conceptual y de resumen del libro, cada capítulo aborda las principales tecnologías englobadas en cada uno de los diferentes sistemas indicando en cada caso lo siguiente: 1. Los conceptos. De acuerdo con la voluntad divulgadora de la Fundación, este libro no da por conocido ningún concepto y se esfuerza por definirlos y explicarlos de la forma más pedagógica posible. 2. El funcionamiento detallado. En este apartado se ilustra, con el apoyo de un gran número de figuras y gráficos, cómo funciona cada tecnología de almacenamiento. 3. Los campos de aplicación. Cuando se habla de nuevas tecnologías, es muy importante tener siempre claro qué problemas resuelve o qué necesidad satisface, o si lo hace de una forma más eficiente que la existente hoy. La importancia relativa del tema a resolver nos mide la trascendencia de la tecnología analizada. 4. Los niveles de implantación. Pero los campos de aplicación pueden ser puramente teóricos. Por lo que es también básico conocer si esta aplicación potencial se ha realizado efectivamente en la práctica y hasta qué punto, mostrando ejemplos prácticos de su puesta en marcha. 5. La cuantificación de los resultados energéticos y la evaluación económica. El aspecto más importante del análisis de toda tecnología nueva es la evaluación de sus resultados energéticos (en términos de rendimiento) y de sus costes económicos (tanto en términos de inversión inicial como de explotación diaria). Muy a menudo ambos parámetros se hallan lejos del umbral de la rentabilidad y el principal objetivo es mejorar rendimientos y reducir costes. 6. Las ventajas y los inconvenientes. La Fundación insiste siempre, tanto en sus publicaciones como en su Museo del Gas, en la importancia de identificar siempre las ventajas y los inconvenientes de cada tecnología energética. No existen las “soluciones milagro”. Todas tienen sus aspectos positivos y negativos. Nuestro esfuerzo se dirige a ofrecer al ciudadano tantos datos de la realidad como nos sea posible, para que él pueda decidir según su propio criterio. Este libro no es una excepción. 7. Las claves para su desarrollo futuro. Finalmente, cada capítulo incluye un apartado final sobre el futuro de la tecnología en cuestión en términos de identificación de los elementos clave de los que depende su mayor o menor desarrollo en el inmediato futuro. –8–

Quisiera destacar a dos de las tecnologías descritas, por su relación directa con la actividad de la compañía Gas Natural Fenosa. La primera es la de los embalses hidráulicos reversibles, que concentra más del 90 % del almacenamiento de la electricidad hoy en España, y en la que el área de generación de nuestro Grupo tiene un papel destacado. La segunda es el almacenamiento en el propio gas natural, a través de la conversión de la electricidad en hidrógeno a través de la electrólisis del agua, por ejemplo. Esta tecnología, denominada “power to gas” tiene como objetivo aprovechar la formidable red gasista europea como almacén de electricidad. Más allá de ambas tecnologías, nuestro Grupo también está desarrollando pruebas piloto de baterías de alta capacidad como mecanismo de almacenamiento conectado a nuestra red de distribución de electricidad. Si es verdad que la mayoría de las tecnologías descritas en el libro distan todavía de hallarse en el umbral de rentabilidad y de difusión masiva e industrializada, la trascendencia del problema a resolver es de tal envergadura que merece la pena observar y conocer cada una de estas iniciativas por alejadas que parezcan. En aras a una mejor comprensión y a su uso pedagógico en escuelas, Universidades, empresas u organizaciones sociales, la Fundación ha elaborado una Ficha Pedagógica sobre el contenido de este libro. Está disponible, como toda nuestra colección bibliográfica, de forma gratuita, en nuestra web. Finalmente, quiero agradecer el magnífico trabajo desarrollado por el profesor Juan Ramón Morante y su equipo del IREC formado por Jaume Salom, Marc Vives, Elena Fuentes, Francisco Díaz-González, Lluís Trilla, Miguel Cruz, Marcel Skoumal y Cristina Flox. Quiero agradecer, asimismo, a diversos técnicos y profesionales de Gas Natural Fenosa su trabajo y aportaciones en la Comisión de Seguimiento de la elaboración de este libro constituida por Blanca Losada, Fernando García Martínez, Julio Gonzalo, Francisco Javier Alonso, Juan Puertas, David Alejandro Pérez, Jon Ganuza, Manuel Ludevid y Ana María Rayo. A todos muchas gracias. Martí Solà Director general Fundación Gas Natural Fenosa

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1 Resumen ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Nuestra sociedad necesita energía continua y barata. Esto es así porque la energía consumida por un país es directamente proporcional al crecimiento de su riqueza, es decir, de su Producto Interior Bruto (figura 1.1). Se puede determinar el confort y la calidad de vida de un país a partir de la medida de las necesidades energéticas por habitante y día. En España, dicho cálculo se sitúa alrededor del equivalente total de aproximadamente 13 litros de petróleo por persona y día.

1.1. El ciclo integral de la electricidad Desde que en 1879 Edison logró su primera lámpara incandescente y en 1881 fundó su primera compañía en Nueva York para distribuir energía eléctrica, la introducción y uso de redes eléctricas ha sido incesante, hasta el punto de que en poco más de 100 años ha resultado inimaginable una sociedad sin electricidad. Su utilización es tan habitual y asegurada que la cadena de generación, transmisión, distribución y entrega al usuario final de la energía eléctrica queda oculta para el usuario final, que simplemente espera tener garantizado un valor de 220 voltios y 50 Hz entre los terminales de su bombilla con un suministro adecuado de corriente de acuerdo con la carga ofrecida por ésta. Sin embargo, para que esto tenga lugar en cualquier momento, todos los elementos de la red eléctrica (generación, transmisión y distribución) deben concatenarse para ofrecer la energía –11–

400 Islandia Baréim

Emiratos Árabes Unidos

350 Kuwait Trinidad y Tobago

Luxemburgo

300

Consumo de Energía (kWh/d/p)

Canadá 250

Estados Unidos

Singapur Finlandia

Noruega

200 Australia

Arabia Saudí

Suecia Bélgica

Omán

Países Bajos 150

100

50

Corea

Francia Alemania Nueva Japón Austria Estonia Reino Unido Zelanda Irlanda Eslovenia Eslovaquia Suiza España Dinamarca Chipre Italia Israel Hungría Bielorrusia Grecia Hong Kong Bulgaria Lituania Portugal Polonia Malta Argentina Croacia Letonia Rumania Chile Malasia Macedonia México China Brasil Costa Rica Uruguay Panamá Turquia Albania India Rusia

República Checa

0 0

10.000

20.000

30.000

40.000

60.000

60.000

Producto Interior Bruto per cápita ($)

Figura 1.1. Producto Interior Bruto en función del consumo de energía de cada país. Fuente: http://spencersophiedanpease.blogspot.com.es/2011/08/what-is-power-consumption-per-capita.html

–12–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

requerida de forma estable, sin fluctuaciones, y asegurando una señal de calidad con los valores adecuados de voltaje y frecuencia. Y esto es más complejo de lo que parece.

1.2. La naturaleza efímera de la electricidad: la vinculación entre producción y consumo inmediato La electricidad es efímera: hemos de consumirla inmediatamente después de ser generada. Hasta hoy no hemos sido capaces de almacenarla de forma práctica, ágil y barata. Podemos explicar la electricidad comparándola con el agua. La conmutación de un interruptor eléctrico (un grifo abierto) implica que alguna fuente debe suministrar energía (agua) para mantener la estabilidad de la red eléctrica (asegurar caudal y presión). Pero los tiempos de arranque/conexión y desconexión/parada de una central eléctrica no son instantáneos y el usuario final sí requiere o precisa disponibilidad inmediata. La producción de electricidad requiere un cierto tiempo de arranque y de consecución del régimen de funcionamiento, así como un tiempo de parada y/o modificación en su régimen de producción. La tradicional cadena de valores del ciclo eléctrico está compuesta por cinco elementos (fuente de energía, generación, transmisión, distribución y entrega al usuario) y requiere de un operador de red que adapte la producción de energía a las variaciones del consumo (ver la figura 1.2). De acuerdo con este escenario, el operador de la red debería aumentar o disminuir continuamente la producción de electricidad para ajustarla. Ello significaría, entre otras cosas, una pérdida de eficiencia y un aumento de costes por parte de las centrales eléctricas tradicionales, que funcionan con combustibles fósiles (carbón, gasóleo o gas natural). La situación se

Fuente de combustible/energía

Generación

Transmisión

Distribución

Figura 1.2. Elementos de la cadena de energía eléctrica estándar. Fuente: IREC.

–13–

Entrega

parecería a la del consumo de un automóvil que se viera obligado a circular únicamente en marchas cortas, sin poder alcanzar su régimen optimizado a 110-120 km/h. No terminan aquí los problemas. Si a esta situación añadimos el uso de las fuentes de energía renovables (como la energía solar o la eólica), que son fuentes intermitentes o variables por naturaleza (pues no siempre hace viento o sol), la complejidad aumenta. Al problema de la discontinuidad de las renovables se une la dificultad de su dispersión en el territorio. Es decir, que los parques eólicos o fotovoltaicos, por ejemplo, están muy dispersos y alejados por lo general del punto de consumo. La cantidad de energía producida varía con las condiciones climáticas, la estación del año, el día o la noche u otros factores generales, o bien, en los casos de fuentes de energía distribuida, varía con los factores locales o con el propio autoconsumo. Siguiendo con la comparación con el agua, la situación podría ser descrita a partir de un canal de riego que debe alimentar a una amplia comunidad de regantes. Cada regante tiene su pozo y se desconoce cuál será su consumo de agua. No se sabe, por otra parte, si el regante, en lugar de consumir el agua del canal, va a contribuir al canal con el agua de su pozo, o si va a llenar su depósito, alberca o embalse (elementos de almacenamiento) con su propia agua del pozo evitando así gastar agua del canal. La adaptación entre consumo y producción de electricidad requiere una alta disponibilidad de todas las fuentes de energía (especialmente de combustibles fósiles actualmente más manejables) para compensar las fluctuaciones y la intermitencia en la producción de energía. Siguiendo la comparación con los sistemas hidráulicos, se trata de regular el caudal y la presión de la tubería del canal de riego en su toma en la base del pantano o embalse de agua para asegurar que todos y cada uno de los regantes, incluyendo obviamente el último de ellos, puedan disponer, instantáneamente, de agua suficiente y a una presión adecuada para su sistema de riego. Solo una apropiada capacidad de gestión de la red puede evitar los cortes, las fluctuaciones e inestabilidades, asegurando la adecuada calidad en el suministro de la red eléctrica, de la misma forma que solo el adecuado control y regulación del canal de riego asegura el agua de forma adecuada a todos los miembros de la comunidad de regantes sin cortes ni turbulencias. Los depósitos, los embalses y las charcas distribuidos a lo largo del canal y las conexiones de este con cada uno de los regantes facilitan y garantizan el suministro regulado de agua, en –14–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

ambas direcciones (del canal al regante y del regante al canal), si el regante tiene excedente de agua en sus pozos. De igual manera, los diferentes sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, distribuidos en diferentes puntos del sistema, son necesarios para garantizar un adecuado suministro de electricidad. Para visualizar mejor el papel del almacenamiento, imaginemos también un sistema como el de la figura 1.3, compuesto por una carga eléctrica, como un LED y un generador eléctrico como una dinamo, o una placa fotovoltaica. Cuando se abre el interruptor del LED, se necesita contar con el suministro de la placa fotovoltaica o, si no hay sol, habrá que dar vueltas a la manivela de la dinamo. En este último caso, deberemos contar con la dificultad de posibles retrasos entre la apertura del interruptor y la acción mecánica por parte del gestor de la dinamo, que necesita conocer que se va a activar el interruptor para poder producir energía a tiempo. En el caso de disponer de un sistema de acumulación de energía eléctrica, como una batería, sí se puede garantizar la respuesta inmediata, ya que la batería podría estar siempre cargada por ambas vías de producción de energía eléctrica. Al mismo tiempo, se podría aprovechar el exceso de producción de alguna de ellas en cualquier momento: en base a la regulación entre la capacidad de producción de ambas vías, se puede optimizar o minimizar el esfuerzo del Interruptor

Sistema de energía no renovable Sistema de energía renovable Carga eléctrica

Figura 1.3. Dinamo manual combinada con un sistema fotovoltaico para alimentar unos leds. Fuente: IREC.

–15–

gestor de la dinamo, cuyo compromiso de suministrar energía se ve condicionado por una mayor o menor inyección de energía por parte de la placa fotovoltaica. Solo el uso de una batería garantiza esta optimización en el funcionamiento de ese sistema. Queda por definir cuál debe ser su capacidad, en función de la demanda por parte de la carga eléctrica y del suministro de energía renovable. Habrá que definir también las capacidades de producción, o punto óptimo de trabajo, por parte de la dinamo. Una simple estimación de la capacidad de almacenamiento que sería necesaria nos da cifras enormes y abre un gran mercado. Si consideramos una capacidad de almacenamiento que cubra solo el 10 % de la potencia instalada, esto significa unos 3-10 GW, lo que corresponde aproximadamente a un tercio de la potencia de energías renovables existente hoy en día en España. Esto nos indica la dimensión del mercado que puede representar el almacenamiento de energía eléctrica en los próximos años. En la figura 1.4 se muestra la evolución mensual de energía eléctrica generada por bombeo en el sistema español, que está próxima al 10% de su capacidad convencional.

GWh 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 F

M

A

M

Hidráulica convencional

J

J

A

S

O

N

D

E

F

Generación por bombeo

Figura 1.4. Distribución mensual típica de producción de energía hidráulica convencional y por bombeo en el sistema español (2010). Fuente: www.ree.es

–16–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

1.3. El almacenamiento de la electricidad Las redes eléctricas se enfrentan hoy a una evolución sin precedentes, tanto en la producción como en el consumo, que requiere una gestión óptima. Esta evolución de sus elementos de gestión debe permitir una mayor diversificación de fuentes de energía, incluyendo la intermitencia de las renovables, así como una mayor fluctuación en la demanda, que puede originarse por un previsible uso de fuentes distribuidas o por variaciones en zonas con más alta densidad de consumo (como las zonas urbanas o las zonas industriales), cuyos cambios tienen cada vez más efectos sobre la estabilidad de la red. Volviendo al ejemplo de los efectos sobre el canal de riego, no es lo mismo considerar regantes con solo una hectárea de regadío que considerar las consecuencias en las previsiones de regadío de una gran finca con muchas hectáreas. Las nuevas condiciones definen un nuevo panorama y requieren cambiar el tradicional modelo de cinco elementos de la red eléctrica a un nuevo modelo con seis elementos básicos, al incluir el almacenamiento de energía. Se parece al sistema del canal de riego: se puede imaginar la influencia que tendría la utilización de depósitos, embalses, charcas o pequeñas albercas por parte de los grupos de regantes, tanto para el agua que se desea tomar del canal de riego como para revertir al canal parte de la posible agua excedentaria de los propios pozos. La introducción de elementos de almacenamiento de energía posibilita la acumulación de energía durante el tiempo en que la producción excede al consumo. La cantidad almacenada es usada cuando el consumo excede a la producción y permite mantener la planta de producción a un nivel constante, o con variaciones más pausadas. Esto permite un incremento de eficiencia, una reducción de costes, una mayor facilidad de gestión de la planta y un aumento de su vida media. Con el modelo actual de generación y utilización de la electricidad, esta es generada para ser directamente consumida solo unos momentos después. Cualquier desequilibrio puntual (por ejemplo, una central eólica que cesa su generación) ha de ser compensado poniendo en marcha una nueva fuente de energía. Algunas de estas instalaciones tienen tiempos de respuesta elevados, del orden de minutos. La integración de elementos destinados al almacenamiento de la energía permitiría optimizar las curvas de demanda y las curvas de producción. En la figura 1.5 se muestra un ejemplo de dicha optimización, en el que una unidad de almacenamiento de energía sustituye a una central eléctrica de emergencia. La energía almacenada en períodos valle, es devuelta a la red durante los picos de demanda pasando así a satisfacer –17–

+

+

Unidad de Generación 2

Unidad de Generación 3

Máxima unidad de generación 1

Perfil de carga

Potencia

Potencia

Unidad de Generación 1

=

D C

D = Descarga

Tiempo

Almacenamiento de energía

D C

C = Carga

Tiempo

Figura 1.5. Picos de demanda y generación de electricidad. Fuente: IREC.

la demanda energética con una sola planta de generación, operando a un rendimiento más elevado, cuando sin almacenamiento se precisaba de dos plantas de generación operando durante largos intervalos de tiempo a bajo rendimiento. Una unidad de generación de electricidad puede generar una cantidad de electricidad máxima. Durante los valles de demanda de electricidad (noches y tardes, en que baja el consumo), parte de la capacidad de generación de energía de dicha unidad es desaprovechada. En los picos de demanda (mañanas y final de la tarde, en que sube el consumo), la cantidad de energía producida por la unidad no es suficiente para abastecer la red y una segunda unidad debe ser puesta en marcha para eliminar dicha inestabilidad. Esta estrategia presenta dos problemas principales: 1. No se optimiza la capacidad de generación de la unidad 1. 2. El coste de instalación de una segunda unidad es muy alto. En estas condiciones, la integración de sistemas de almacenamiento de energía debe permitir aprovechar la capacidad de generación de la primera unidad durante todo el día, realizándose los procesos de carga durante los valles de demanda de electricidad. Alterna–18–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

tivamente, los sistemas de almacenamiento se mantendrían en modo descarga durante los picos de demanda. Esta alternativa es ideal por varios motivos: 1. El tiempo de respuesta del sistema de almacenamiento de energía es más rápido que la puesta en marcha de una segunda unidad de generación. 2. El coste de instalación del sistema de almacenamiento es menor que el de la instalación de una segunda unidad generadora. En el ejemplo descrito en la figura 1.5, se consideran las necesidades de grandes cantidades de electricidad, por ejemplo en ciudades. Sin embargo, podría considerarse una racionalización de los recursos también a pequeña escala. Por ejemplo, imaginemos los paneles solares instalados en los tejados de las viviendas. Durante la noche, en ausencia de sol, no generan electricidad y, por tanto, las necesidades de la vivienda dependen de la red. En este caso, la integración de un elemento de almacenamiento de energía supondrá una optimización de los recursos y una menor sobrecarga de la red eléctrica. Este tipo de razonamiento puede ser dimensionado en función de las necesidades específicas, lo que progresivamente cambiará el modelo de distribución y consumo de la electricidad desde un modelo unidireccional hacia un sistema bidimensional optimizando los recursos (ver libro nº 22, de la colección de la Fundación Gas Natural Fenosa, sobre Las redes eléctricas inteligentes, elaborado por Tomás Gómez, de la Universidad de Comillas). Asimismo, esta amplia gama de aplicaciones y casuística hace que las tecnologías de almacenamiento actuales en los que la electricidad se produce, se transporta, se consume o se mantiene en reserva (back-up) se clasifiquen también dependiendo de la aplicación. Puede clasificarse en gran escala (GW), tamaño medio (MW) y micro o sistemas locales (kW): 1. Sistema de energía a gran escala (gigavatios, GW) 2. Sistemas de almacenamiento medio (megavatios, MW) 3. Sistemas de almacenamiento pequeño (kilovatios, kW)

–19–

1.4. La importancia del almacenamiento de electricidad El almacenamiento de energía proporciona servicios esenciales a lo largo de toda la cadena de valor de la energía, tal como se visualiza en la Figura 1.6, y apoya en numerosos aspectos la transición hacia un sistema energético seguro, competitivo y con una menor huella de carbono en Europa. La disponibilidad de sistemas de almacenamiento permite: 1. Asegurar un correcto balance entre demanda y consumo. El aumento de la variabilidad en el lado de la generación requiere tecnologías y procedimientos para equilibrar la demanda de energía y el suministro de electricidad. El almacenamiento de la electricidad permite interaccionar entre el consumo y los sitios de generación, y promueve la integración de la generación a partir de fuentes intermitentes (energías renovables). 2. Gestionar mejor las redes de transmisión y distribución. El adecuado uso de elementos de almacenamiento de energía permitiría obtener una alta capacidad de estabilización de la red. Asimismo, algunas tecnologías de almacenamiento podrían implantarse mucho más rápidamente que ciertas actualizaciones de la red con el consiguiente ahorro de inversiones. En un escenario con la producción y el consumo de electricidad cada vez más descentralizados y fluctuantes, el almacenamiento puede optimizar el uso de los activos de generación, transporte y distribución. El almacenamiento permitiría disponer de redes optimizadas respecto a sus valores de flujos de energía promedio, en lugar de ser optimizadas en función de los valores de los requisitos marcados por los picos de energía, lo que reduce también las pérdidas de transmisión y los costes de inversión. 3. Promocionar la gestión de la demanda. Las tecnologías de almacenamiento tendrán un papel clave en el proceso de transición del sistema eléctrico hacia un uso de energía más eficiente y sostenible. Esto incluirá el desarrollo en el sector del transporte para un despliegue creciente de movilidad eléctrica con vehículos eléctricos (HEV, EV) y la aparición de edificios inteligentes y redes inteligentes en general. Por otra parte, el almacenamiento de energía contribuye también a la gestión local de electricidad y a su consumo (autoconsumo), incluyendo la integración con otras formas de uso de la energía, como la calefacción/refrigeración, de una forma óptima para todo el sistema de alimentación. 4. Mejorar la competitividad y seguridad de la red eléctrica. El almacenamiento de energía tiene un papel importante en los nuevos diseños de mercado, en especial pensando en mercados con alta flexibilidad y numerosos servicios, ya que puede ser una alternativa –20–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Almacenamiento de energía en grandes instalaciones

Fuente de combustible /energía

Generación

Almacenamiento distribuido de energía

Transmisión

Distribución

Servicio de energía al cliente

Potencia distribuida

Integración de energías renovables

Figura 1.6. Elementos de una cadena de energía eléctrica no estándar. Fuente: IREC.

económicamente atractiva para la expansión de la red y la desconexión de carga. No obstante, hay que destacar la creciente necesidad de una regulación específica del almacenamiento y de los mecanismos de mercado para la flexibilidad y la seguridad del suministro. Ello debe ayudar a crear un nuevo mercado de almacenamiento de energía y contribuir al desarrollo de una industria competitiva de almacenamiento de energía. 5. Mejorar los mercados energéticos establecidos. En última instancia, es importante señalar que algunos sistemas de almacenamiento de energía, debido a su naturaleza intersectorial, también pueden afectar a los mercados bien establecidos, tales como el mercado de gas (por ejemplo, los sistemas –electricidad hacia gas–, power to gas), los mercados locales de calor (por ejemplo, el almacenamiento de calor) y los mercados de transporte (por ejemplo, la movilidad eléctrica, las pilas de combustible). La capacidad intersectorial va más allá del mero almacenamiento y la recuperación de la electricidad o de la interconexión de redes energéticas de distinta naturaleza (gas y eléctrica). 6. Potenciar las “redes inteligentes”. La introducción de sistemas de almacenamiento de energía viene también a potenciar la aplicación de redes inteligentes (smart grids). Generalmente, la red está diseñada para contener fuentes de generación que responden a la demanda de los usuarios y son gestionadas por el operador de red. Por el contrario, una red inteligente puede ser utilizada de manera que el uso varía según la demanda y la disponibilidad de las fuentes intermitentes, los períodos de pico o valle de consumo, o los –21–

costes por kilovatio-hora. Los elementos de almacenamiento desempeñan un papel de arbitraje al poder acumular energía en valles y ofrecerla en períodos de pico.

1.5. Las aplicaciones y usos del almacenamiento de electricidad Las unidades de almacenamiento de energía se basan en diversas tecnologías, que se describen con detalle en este libro. Los sistemas de almacenamiento pueden conectarse como unidades convencionales de generación, por ejemplo el bombeo hidráulico. También pueden conectarse como unidades reguladoras de frecuencia a través de interfaces DC/AC aplicadas a baterías o como unidades que aseguren un sistema estable inmune a interrupciones de potencia y capaces de atenuar picos y microcortes de tensión o, mediante doble conversión AC/DC y DC/AC, definir la forma de onda y constituir a partir del adecuado aislamiento eléctrico un auténtico cortafuegos de protección de la red para ciertas instalaciones. El paralelismo con el sistema del canal de riego puede ser mantenido y utilizado para describir a los diferentes sistemas de almacenamiento, que pueden ser grandes y pequeños, estacionarios o móviles. Aquí nos centraremos especialmente en los sistemas estacionarios, que son los de mayor interés para las redes eléctricas. Asimismo, según su ubicación, pueden distinguirse como elementos de un sistema centralizado, distribuido o bien para la mejora de la calidad de la red: a. Almacenamiento centralizado b. Almacenamiento distribuido c. Mejora de la calidad del servicio Un sistema de almacenamiento de energía se define como aquel sistema o dispositivo empleado para almacenar energía para su uso posterior, ya sea a corto o largo plazo, de forma intensiva o de forma mantenida en el tiempo. Dichos sistemas se diferencian en función del tipo de mecanismo que permite almacenar y liberar la energía. Tal como se indica en la figura 1.7, existen múltiples clases o tipos de energía, y sus principales mecanismos usualmente implican: –22–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Mecánica Química Energía

Electroquímica Electromagnética Térmica

Figura 1.7. Principales clases de almacenamiento de energía. Fuente: IREC.

1. Energía mecánica, ya sea en forma de energía potencial de saltos de agua, energía cinética de volantes de inercia, o energía elástica de gases presurizados. 2. Energía química liberada en la formación de moléculas de elevada energía de enlace (CO2, H2O), mediante la combustión de moléculas de baja energía de enlace, como la gasolina (octano, nonano), alcoholes, hidrógeno o metano. 3. Energía electroquímica asociada a procesos de oxidación/reducción de especies químicas y que mediante celdas electroquímicas se puede transformar en energía eléctrica. 4. Energía electromagnética obtenida en una región atribuida a la presencia de un campo electromagnético, y que se expresa en función de las intensidades del campo magnético y del campo eléctrico. 5. Energía térmica basada en la buena capacidad de acumulación de determinados materiales debido a sus calores específicos y/o a sus calores de cambios de fase.

1.6. Estrategias funcionales de los sistemas de almacenamiento De todos los sistemas de almacenamiento se esperan diversas funcionalidades, según su ubicación en la red (figura 1.8) y según su tipología, como las que se detallan a continuación: 1. Nivelación de carga. Implica la carga del sistema de almacenamiento cuando el coste de la energía es bajo para ser utilizada cuando el coste es elevado, con el objetivo de asegurar –23–

Consumo doméstico

4 Red de distribución

Subestación de distribución

5 Centro de control eléctrico Consumo industrial de 132 kV a 12,5 kV 3 Subestación de transformación

1 Centrales de generación

2 Red de transporte 220 kV y 400 kV

Figura 1.8. Esquema de la red eléctrica en España sin incluirlos elementos de almacenamiento. Fuente: https://blogtecnologos.wordpress.com/tag/fabricacion/

una carga uniforme para la generación, transmisión y distribución, maximizando así la eficiencia en el uso de los sistemas de potencia. 2. Compensación pico/valle. Permite la utilización de la energía acumulada en períodos valles de consumo durante períodos pico de máximo consumo, tratando de evitar el uso de las plantas de potencia más caras en los momentos de máximo consumo y buscando optimizar la eficiencia en el uso de las plantas base en el suministro de energía durante los períodos valle mediante el incremento de la carga en estos momentos. 3. Seguimiento de carga. Permite utilizar el sistema de almacenamiento como filtro, tampón o amortiguamiento que absorbe o inyecta energía para equilibrar las variaciones entre generación y consumo en intervalos cortos de tiempo. –24–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

4. Control de reservas activas (inyección en la red). Esta funcionalidad es muy próxima a la anterior, aunque la diferencia consiste en que el operador de la red activa el almacenamiento para compensar las diferencias entre la generación programada y el consumo real para asegurar la calidad de red. 5. Calidad de la potencia suministrada. Reducción de perturbaciones en la red (fluctuaciones e intermitencias) suavizando los efectos de las oscilaciones (flicker) y/o caídas de tensión (voltage sags). Esto proporciona robustez, ya que refuerza la estabilidad frente a transitorios, asegurando la consistencia de la tensión y amortiguando cualquier oscilación de potencia. El elemento de almacenamiento puede ser utilizado para dar la forma de onda. Además, conviene observar que esta funcionalidad requiere tiempos de respuesta muy rápidos, desde pocos milisegundos a segundos, con diferentes duraciones en su suministro, lo que define una amplia diferenciación entre los distintos sistemas de almacenamiento. 6. Retraso de inversiones. El uso de sistemas de almacenamiento permite diferir temporalmente acciones para mejorar el sistema de transporte y distribución en la red al permitir dimensionar la red de forma más equilibrada respecto al consumo medio evitando las cargas extras. Asimismo, permite resolver la congestión y el aplazamiento de la modernización de líneas, cables y subestaciones. 7. Gestión de la demanda. A través del uso de sistemas de almacenamiento en el área del usuario que permitan minimizar el coste de la energía o incluso obtener ganancias comprando energía fuera de los picos de consumo y gestionándolas. 8. Mitigación de la intermitencia. Utilizando sistemas de almacenamiento para facilitar el uso de las fuentes renovables, tales como la energía fotovoltaica y la eólica. El almacenamiento de la energía permite disminuir el impacto de su variabilidad sobre la red eléctrica. 9. Plan de contingencias. Usando los sistemas de almacenamiento para permitir afrontar diversos problemas en el área de los usuarios finales, como son las fluctuaciones de voltaje, la regulación de la frecuencia, la reducción de pérdidas al disminuir el uso de la red en los períodos de mayor carga facilitando la reducción de los costes del transporte, y en general la oferta de una reserva en casos de desconexión, facilitando la reconexión después de un apagón general o facilitando la transferencia de energía entre diferentes sistemas o suministradores de energía. El balance o nivelación de cargas permite evitar las fluctua–25–

ciones de voltaje y asegura la regulación de frecuencia para los equipos de usuario final. Otro uso sería la seguridad de suministro para emergencias, con el objetivo de mantener un muy alto nivel de fiabilidad respecto al consumidor.

1.7. Las tecnologías de almacenamiento: tipología Uno de los principios más conocidos de la naturaleza es que la energía ni se crea ni se destruye, sino que se transforma o se convierte de un tipo de energía a otro. Sus fuentes son los recursos existentes en la naturaleza, de los que la humanidad puede obtenerla para utilizarla en sus actividades; para ello es preciso llevar a cabo su transformación de un tipo de energía a otro, y para su almacenamiento, la nueva forma de energía debe permanecer estable en el tiempo, sin experimentar transformaciones no deseadas. Estas variaciones de la energía contenida en un sistema definen también la capacidad de realizar un trabajo; para cada transformación de energía, hay que tener presente el concepto de rendimiento de la transformación o eficiencia del proceso. Se define como la relación (en %) entre la energía útil obtenida y la energía aportada en una transformación. La energía puede manifestarse de diferentes formas: en forma de movimiento (cinética), de posición (potencial), mecánica, elástica o de deformación, de calor o energía térmica, de electricidad o energía eléctrica, energía lumínica, energía electromagnética, energía nuclear y energía química. En muchas de estas transformaciones el rendimiento no es total. Solo somos capaces de transformar en electricidad una parte de la energía que entramos en el sistema y una parte de

Energía perdida ζ(t) Fuente de energía

Energía almacenada η1

Energía utilizada η2

Figura 1.9. Esquema general teórico de almacenamiento de energía. Fuente: IREC

–26–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

la energía se transforma en calor (calor latente o pérdidas). Generalmente, todas las formas de energía se pueden transformar completamente en energía térmica, pero no así al revés. Así, la energía se degrada continuamente hacia una forma de energía de menor calidad (energía térmica) la cual es apreciada como la forma más degradada de la energía. Por lo tanto, cuando el objetivo es almacenar energía, las opciones están mediatizadas a las formas iniciales o la fuente de la energía disponible, así como a las condiciones impuestas por su futura utilización. Ambos requerimientos precisan de transformaciones energéticas con sus rendimientos asociados: Aparte del rendimiento en la transformación de la energía, hay que considerar el tiempo como variable crítica. Esta determina la potencia (energía por unidad de tiempo) requerida en ambas transformaciones y delimita diversos tipos de almacenamiento según su energía y su potencia de respuesta. Por otra parte, deben considerarse las plausibles pérdidas de energía del sistema en función del tiempo, así como la durabilidad o vida media del sistema de almacenamiento que permita su repetido uso sin degradación de sus prestaciones. Son varias las conclusiones que a priori se pueden ya deducir: 1. El rendimiento global indica pérdida de energía y viene dado por el producto η1η2x, en donde cada uno de estos factores puede presentar una dependencia con el tiempo a causa de la degradación de los elementos o componentes del sistema de almacenamiento por el uso. 2. Aunque es factible transformar energía a cualquier tipo de ella, es preciso optimizar el uso de aquellos tipos que posibiliten un mayor rendimiento global evitando excesivas pérdidas, principalmente térmicas, para mantener el máximo aprovechamiento de la energía. 3. El sistema de almacenamiento debe tener la máxima fiabilidad y presentar pérdidas mínimas. 4. El sistema de almacenamiento debe experimentar una máxima reversibilidad para minimizar cualquier degradación de sus características. 5. Además de la capacidad de almacenamiento de energía se precisa determinar el tiempo de respuesta o de recuperación de la energía.

–27–

Dejando aparte la energía nuclear y la energía lumínica o fotónica, por sus peculiaridades en el primer caso y por las especificidades en el confinamiento fotónico en el segundo caso, quedan los siguientes cinco tipos o formas de energía para el almacenamiento: 1. Energía mecánica. Para este tipo de energía podemos disponer de diferentes formas, como son la energía posicional o potencial, la energía cinética o de movimiento y la energía elástica o de deformación o de compresión. 2. Energía química. Para este tipo de energía podemos disponer de energías de enlace contenidas en la propia molécula y que se transformará por medio de las reacciones químicas al variar los compuestos y los enlaces. También se pueden considerar las energías de ionización. 3. Energía electromagnética. En esta forma hay que englobar las energías causadas por campos eléctricos y/o magnéticos. Por tanto, aquí hay que considerar también la energía eléctrica causada por tener una carga sometida a una diferencia de potencial eléctrico, y la energía radiante, asociada a las ondas electromagnéticas. 4. Energía térmica. Esta energía está asociada a la capacidad de acumulación o liberación de calor por unidad de masa en base a su constante de calor específico o bien a los calores específicos de cambio de estado. 5. Energía bioquímica. En este caso las formas de energía son consecuencia de interacciones biológicas y, como norma general, resultantes del metabolismo celular. Esta última modalidad o tipo de energía consiste en ver cómo la naturaleza almacena y gestiona la acumulación de energía en el reino vegetal y el animal, pero aunque el biomimetismo ha tenido numerosos casos de éxito en la ciencia y la tecnología, en el caso del almacenamiento de energía para usos industriales no constituye una alternativa a excepción de algunos casos singulares en el rango de muy pequeñas energías. Por ejemplo, Sony anunció en 2007 una nueva biobatería que genera electricidad a partir de carbohidratos y utilizando enzimas como catalizadores. El demostrador de esta batería permitía suministrar energía a pequeños equipos electrónicos. En consecuencia, los tipos básicos de energía para la acumulación de energía (figura 1.7) nos definen las posibles tipologías disponibles para los sistemas de almacenamiento factibles que son descritos a continuación.

–28–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

1.7.1. Tecnologías basadas en energía mecánica Energía potencial o posicional La forma más fácil de mantener, es decir, almacenar con máximo rendimiento, energía mecánica es la potencial o posicional. Esta posibilidad no debe presentar pérdidas pero sí que nos condiciona su transformación, pasando usualmente a energía cinética. El ejemplo más claro lo constituye la energía hidráulica de bombeo. Este sistema de almacenamiento goza además de la ventaja natural de la climatología, que permite acumular los recursos hidráulicos de forma directa en un determinado nivel de energía potencial. Sus pérdidas serían solamente la evaporación y las filtraciones en la presa. Probablemente su limitación principal es la transformación de recuperación de energía, que precisa un doble cambio de energía potencial a cinética y de cinética a energía eléctrica. Estos sistemas de almacenamiento permiten acumular una gran cantidad de energía solo en función de la capacidad de agua de la presa. Sin embargo, su tiempo de respuesta es lento y la potencia de salida está condicionada a su capacidad de transformación de energía cinética a eléctrica por unidad de tiempo.

Figura 1.10. Lundigton Pumped Storage Power Plant. Michigan (EE.UU.). Tiene una altura de 111 metros sobre el lago Michigan, con una densidad de energía de 0,04 Wh/l. La energía almacenada es de 15.000 MWh, con una potencia de 1.872 MW. Fuente: http://www.consumersenergy.com/content.aspx?id=6985

–29–

Rango de potencia: 100-5.000 MW Rango de energía: 1-24 h Tiempo de respuesta: s-min Densidad de energía: 0,04 Wh/l - 1,5 Wh/l Autodescarga: ~0%/día Temperatura de operación: >0 °C Rendimiento ciclo carga/descarga: alrededor del 75% Vida media: 50-100 años Número de ciclos: estimaciones de 2-5 × 104

Energía cinética Por el contrario, el almacenamiento bajo la forma de energía cinética presenta de forma inmediata la limitación introducida por el rozamiento, que de forma directa producirá pérdidas. La realización más notoria son los volantes de inercia, en que la energía cinética acumulada puede llegar a tener unas pérdidas de autodescarga de más del 20%/día. Sin embargo, su principal ventaja es su tiempo de respuesta, que se sitúa, según la versión tecnológica, en menos de algunos segundos. La cantidad de energía que puede ser almacenada de manera segura en el rotor dependerá del punto en el cual el rotor comienza a deformarse, generándose defectos en el material. La mejora de materiales con mejores coeficientes de tenacidad, por ejemplo fibras de carbono o nuevos materiales compuestos, ha permitido incrementar las prestaciones llegándose hoy en día a potencias de algunas decenas de MW. De hecho, la acumulación de energía en forma cinética presenta características muy complementarias a las encontradas para la acumulación en energía potencial. Así, dada la limitada energía que es factible acumular, el tiempo de duración es típicamente de algunos minutos como mucho. Por lo tanto, se trata de un sistema con una alta densidad de potencia (4001.600 W/kg), pero con una relativamente alta densidad de energía (5-130 Wh/kg):

–30–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Rango de potencia: 0,002-20 MW Rango de energía: s-15 min Tiempo de respuesta: s Densidad de energía: 5-130 Wh/kg Autodescarga: 20-100%/día Temperatura de operación: -20 ºC a +40 ºC Rendimiento ciclo carga/descarga: alrededor del 85-95% Vida media: más de 20 años Número de ciclos: estimaciones de hasta 107

Energía de compresión Una situación totalmente distinta se encuentra cuando se utiliza energía mecánica de compresión. La aplicación más pragmática para disponer de grandes cantidades de energía acumulada consiste en comprimir un fluido tal como el aire. Este, por simples cuestiones de disponibilidad y coste, se ha convertido en el medio ideal para esta tecnología. Conocida internacionalmente por sus siglas en ingles CAES (compressed air energy storage), permite acumular energía, especialmente superávit de producción energética, con la que se realiza el trabajo mecánico de compresión del fluido que permanece almacenado para posteriormente poder ser recuperada y utilizada la energía almacenada. De entrada, la simple aplicación de las leyes físicas de la termodinámica, que regulan el comportamiento de los gases o fluidos, a estos pasos de compresión y posterior descompresión, plantea que pueden haber varios métodos de compresión: diabático, adiabático o isotérmico, según como se maniobre con el calor inherente producido durante la comprensión. Lo más simple, y por lo tanto lo más utilizado por esta tecnología de forma estándar, es permitir mediante un adecuado sistema de refrigeración disipar al ambiente el calor producido durante la compresión. Aquí, la sencillez de este método diabático tiene lugar a expensas de perder un considerable porcentaje de energía bajo forma de calor, con la consiguiente disminución del rendimiento de ciclo. La temperatura del aire almacenado es, consecuentemente, más baja y ello precisa de un calentamiento térmico del mismo para conseguir su expansión –31–

durante la fase de recuperación de la energía almacenada, lo cual nuevamente vuelve a incidir sobre el rendimiento del ciclo. Teóricamente, es posible no perder el calor liberado durante la compresión para tratar de incrementar el rendimiento. Para ello es preciso llevar a cabo una compresión de forma adiabática, en la que el calor producido es también acumulado utilizando un material sólido, como hormigón, o líquido como aceites, parafinas o sales fundidas. De esta manera, el rendimiento puede subir del rango del 25% a valores en torno al 70%, lo que aproxima la competitividad de la tecnología CAES a la de los sistemas basados en energía hidráulica de bombeo, a expensas de incrementar la complejidad de esta tipología de almacenamiento. Otra posibilidad teórica sería llevar a cabo un proceso a nivel isotérmico con el ambiente. Sin embargo, dadas las limitaciones en los materiales que deben asegurar las características térmicas del contenedor, no es factible obtener en la práctica estos procesos en régimen totalmente isotérmico, con la consiguiente baja en el rendimiento del mismo. Las características generales del almacenamiento de energía por aire comprimido pueden resumirse en: Rango de potencia: 100-300 MW Rango de energía: 1- más de 24 h Tiempo de respuesta: 5-15 min Densidad de energía: 30-60 Wh/kg Autodescarga: ~0%/día Temperatura de operación: sin límites Rendimiento ciclo carga/descarga: 40% (sistemas mejorados) Vida media: 25-40 años Número de ciclos: ~104 Como puede verse, el tiempo de respuesta, dada la complejidad del proceso de recuperación, es largo, con capacidades y rendimientos son menores en comparación con el sistema hidráulico de bombeo. El potencial interés de esta tecnología radica en unos costes de inversión y explotación que, aunque todavía considerables, pueden ser menores que los requeridos por las centrales hidráulicas de bombeo, a la vez que las expectativas en nuevos materiales y avances tecnológicos permiten vislumbrar una mejora de prestaciones en el futuro, con –32–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Energía potencial

Energía mecánica

Energía cinética

Energía de compresión

Hidráulica de bombeo

Volante de inercia

CAES

Figura 1.11. Tecnologías de almacenamiento utilizando energía mecánica. Fuente: IREC

el consiguiente aumento de rendimientos. Una variante es el proceso basado en una total licuefacción del aire presentado por Air Products, LAES, liquid air energy storage. Con esta tecnología, la energía se puede almacenar en la forma de aire líquido, lo que aumenta la densidad de energía hasta cinco veces en comparación con el almacenamiento de energía en base al aire comprimido. Ello reduce el volumen requerido y aumenta en gran medida la flexibilidad de la ubicación de estos sistemas.

1.7.2. Tecnologías basadas en energía química La energía de enlace contenida en una molécula se transforma cuando tiene lugar una reacción química y da lugar a nuevos compuestos que implican nuevos enlaces y diferentes energías de enlace. En el correspondiente balance energético, el término térmico juega un papel fundamental.

Reacciones de combustión Existen reacciones que precisan de aporte energético para que tengan lugar y pueda acumularse la energía suministrada en el nuevo producto químico resultante de la reacción y que actuará como portador de energía. Este aporte puede tener lugar por simple suministro de calor (hornos térmicos) o puede tener lugar por iluminación, mediante el aporte de energía a partir de fotones, o por radiación, como en el caso de la absorción de microondas, por ejemplo. La naturaleza nos da la demostración más directa de la acumulación de energía procedente del sol bajo forma química mediante el complejo proceso de la fotosíntesis. –33–

Existen reacciones químicas que liberan energía, generalmente bajo forma térmica. La más conocida y utilizada es la combustión u oxidación, mediante la que el oxígeno del aire, de fácil acceso y disponibilidad, reacciona con una molécula para dar un nuevo producto y se libera en el proceso una considerable cantidad de energía. Aquí hay que subrayar la gran supremacía de uso, gracias a su facilidad de transporte, alcanzada por los combustibles líquidos, como la gasolina o los alcoholes, que presentan altas densidades energéticas, en el entorno de 10.000 Wh/kg, muy por encima de las densidades energéticas que presentan las mejores baterías (figura 1.12). Actualmente, las muy altas densidades energéticas de la gasolina son difíciles de superar y ello justifica el alto interés en la utilización de gasolina sintética, obtenida mediante un proceso Fischer-Tropsch a partir de gas de síntesis (CO y H2), debido a sus indudables ventajas por todos los campos relacionados con la movilidad y sus necesidades de almacenamiento de energía. A pesar de estas innumerables ventajas, el uso de la energía química almacenada en una substancia mediante su combustión, en condiciones ambientales, tiene un serio y grave inconveniente: la producción de CO2 y otros productos resultantes con un alto impacto en el medio ambiente. Esto es así debido a que la mayoría de combustibles están basados en compuestos orgánicos (hidrocarburos, biomasa, combustibles fósiles). Por esta razón, esta forma simple de almacenar energía química y recuperarla mediante combustión hace necesario el uso de nuevos portadores (es decir, sustancias portadoras de energía que liberan en su combustión) que eviten estos inconvenientes. De momento, el compuesto cuya combustión solo produce productos inocuos como el vapor de agua es el hidrógeno. Una nueva forma energética basada en la economía del hidrógeno ha sido expuesta y ampliamente discutida. Dado que a temperatura ambiente el hidrógeno es un gas, ello plantea todos los problemas tecnológicos inherentes a la manipulación de un gas a temperatura ambiente (por tanto, muy baja densidad en volumen) y que precisa de estrictas medidas de seguridad a causa de su peligro de explosión. Como ocurre con otras tecnologías incipientes, se plantea la problemática de las infraestructuras necesarias y de cuáles son los tipos de energía de partida para obtener y acumular el hidrógeno y cuáles son las transformaciones más ventajosas para la recuperación de su energía. En este contexto, hay que mencionar que la combustión libera enormes cantidades de energía térmica cuyo aprovechamiento es más bien bajo y limitado por las propias leyes de rendimiento en un ciclo de Carnot. A diferencia de lo que ocurre con otros combustibles, en –34–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

100.000

Energía específica teórica (W/h/kg)

Gasolina

Octano 10.000 Metanol Trigo Litio/azufre

Litio/aire

1.000 Níquel/MH Plomo/ácido

Práctico

Litio/ion

Baterías futuras

100 Baterías actuales

0 10

100 1.000 Energía específica práctica (Wh/kg)

10.000

Figura 1.12. Densidad energética de algunos compuestos químicos comparada con la de algunas baterías. Fuente: IREC. http://www.eesi.org/issue-brief-energy-storage-06-aug-2013

el caso del hidrógeno (con una estructura molecular bien simple) es factible recuperar su energía a través de medios diferentes al de la combustión en motor de explosión interna, con rendimientos bastante inferiores al 30%. El uso de catalizadores para activar la oxidación del hidrógeno produciendo vapor de agua mediante una reacción electroquímica en la que también se puede obtener energía eléctrica permite elevar el rendimiento del ciclo al 50% con el uso de pilas de combustible, lo cual mantiene el interés de esta tipología de almacenamiento. Recientemente se ha propuesto la inyección del hidrógeno en la propia red de gasoductos, lo que resuelve el problema de su almacenamiento, ya que el volumen de la propia red de distribución de gas, con kilómetros y kilómetros de tuberías de gran y media sección, ofrece una enorme capacidad de almacenamiento, aunque el hidrógeno solo represente un pequeño porcentaje en el gas por medidas de seguridad y para evitar posibles fugas a causa de la alta difusividad de la molécula de hidrógeno. Las características generales de los sistemas –35–

existentes, aunque tal como se verá más adelante el mapa de ruta del hidrógeno presenta significativos avances futuros, pueden resumirse en: Rango de potencia: 0,001-50 MW Rango de energía: más de 24 h Tiempo de respuesta: min Autodescarga: ~0,5%/día Temperatura de operación: sin límites Rendimiento: 0 ºC (ion litio) Rendimiento: ~90% Vida media: 5 años (ion litio) y 10 años (NaS) Número de ciclos: 103-104 (ion litio) y ~4.500 (NaS) Una situación muy distinta se puede obtener cuando las especies electroactivas se encuentran en el electrolito líquido. Ello implica disponer de un contenedor exterior al sistema de electrodos, pero con el beneficio añadido de que ahora la potencia, relacionada con el tamaño y las características de los electrodos, y la energía, relacionada con la cantidad de material susceptible de ser utilizado en el proceso redox, son independientes. Ello permite configurar sistemas de forma más adaptada a la aplicación y con la posibilidad de ser aumentada su capacidad de almacenamiento con el solo hecho de aumentar la cantidad de electrolito. Así, un sistema con una potencia de 100 kW puede configurarse con una capacidad de 1 MWh o 5 MWh con solo variar la cantidad de electrolito de 10 h a 50 h con el aumento de espacio ocupado por el electrolito pero no por los electrodos, pudiendo estar ambos separados en su ubicación. Estos son los sistemas conocidos como baterías de flujo redox, BFR. –39–

Figura 1.14. Coche eléctrico y el sistema de baterías de ion litio para su alimentación. Fuente: IREC.

Sin embargo, el precio a pagar se concreta en tres aspectos: 1. Al almacenarse la energía en un líquido, su rango térmico está limitado a bajas temperaturas por encima de su punto de congelación. Aparte, al aumentar la temperatura también aparecen limitaciones para evitar reacciones secundarias susceptibles de dar lugar a especies químicas perjudiciales. 2. Hasta hoy, los electrolitos líquidos están basados en medios acuosos ácidos, lo que limita los materiales para electrodos, que en su mayoría son de naturaleza carbonosa. Estos electrolitos presentan en general unos límites de solubilidad que impiden aumentar la concentración de las especies electroquímicamente activas, lo que pone barreras al máximo valor de densidad de potencia alcanzable en los electrodos y, a su vez, a la máxima densidad de energía alcanzable, que hoy por hoy es más de un factor 5 menor que para las baterías de ion litio. 3. Existe un mínimo de energía que debe ser autoconsumida para bombear el electrolito a través de la batería, y ello comporta la necesidad de un mayor control como sistema que en el caso de las baterías descritas previamente. –40–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Esta vía tecnológica ofrece también diversas opciones para configurar diferentes tipos de baterías. La opción más extendida y trabajada son las baterías de flujo redox de vanadio en las que un mismo elemento químico, el vanadio, está implicado en las reacciones anódica y catódica. El vanadio, presenta como ion múltiples estados de oxidación, desde el vanadio (+2) al vanadio (+5), así se evita el deterioro de la batería en caso de paso de especies electroactivas de un cmprimento a otro. Existen varias tecnologías de baterías de flujo redox según se cambien las especies activas escogidas: ZnBr, ZnCe, Br-polisulfuros. Las características medias de esta tipología de baterías de flujo vienen descritas a partir de los prototipos y/o productos comerciales por: Rango de potencia: variable hasta 7 MW (BFR-V) Rango de energía: más de 10 horas Densidad de energía: 50 Wh/kg Tiempo de respuesta: milisegundos Autodescarga: ~ 0,1%/día Temperatura de operación: de 0 a 40 °C Rendimiento: ~85-90% Vida media: más de 20 años Número de ciclos: más de 105 Como puede verse, si bien presentan todavía baja densidad energética, sus prestaciones relativas a vida media, número de ciclos y tiempo de respuesta convierten a esta tipología de baterías en una opción muy interesante. Además, es conocido, tal como se describirá más adelante, que el mapa de ruta de estas tipologías prevé un incremento de su densidad energética y de sus rendimientos. Asimismo, nuevos avances en materiales ofrecen nuevas perspectivas para aumentar la densidad de especies disueltas en el electrolito, con el consiguiente aumento de densidad de energía y de potencia, para cambiar el tipo de electrolitos de disoluciones acuosas a líquidos iónicos, en el caso de cambiar o utilizar nuevos materiales para los electrodos. Finalmente, hay que indicar que la energía electroquímica todavía puede usarse para definir otra tipología de sistema de almacenamiento. –41–

Figura 1.15. Prototipo de celda de flujo redox de vanadio. Fuente: IREC.

En ciertas condiciones, en la superficie de un electrodo puede establecerse un acoplamiento estático originado por la separación de cargas entre el propio electrodo y las primeras capas atómicas del electrolito, una separación de entre 3 u 8 angstroms. Es lo que define la doble capa de Helmholtz, que tiene lugar en la interface entre un electrodo y un electrolito.

Energía por combustión

Hidrógeno

Energía electroquímica. Electrolito sólido

Ion litio, NaS, NaNiCl

Energía electroquímica. Electrolito líquido

Baterías de flujo redox

Energía electroquímica. Interfases

Supercapacidad Pseudocapacidad

Energía química

Figura 1.16. Resumen de las tipologías de los sistemas de almacenamiento basados en energía química. Fuente: IREC

–42–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Este fenómeno permite acumular una alta densidad de energía eléctrica, mucho más elevada que en un condensador electroquímico usual. Por eso se denomina EDLC (electrical double layer capacitors) o como ultracapacidades o supercondensadoresupercondensadores a los dispositivos que la almacenan. Una variante de este fenómeno permite también acumular una alta densidad de carga en la superficie del electrodo por electrosorción o intercalación de iones que provienen de una transferencia reversible de carga farádica entre el electrodo y el electrolito. En este caso, el sistema se describe como una pseudocapacidad. El progresivo aumento de materiales y el mejor control de sus propiedades han permitido la implementación de sistemas con muy altos valores de capacidad, con prestaciones cada vez más repetitivas y con mayor fiabilidad. Estas son muy válidas para disponer de tipologías de almacenamiento eléctrico con tiempos de respuestas muy rápidos y cada vez con mayores valores de energía acumulada. El resumen de sus prestaciones es: Rango de potencia: 0,01-1 MW Rango de energía: ms-mins Densidad de energía: 0,1-15Wh/kg Tiempo de respuesta: milisegundos Autodescarga: ~ 2-40%/día Temperatura de operación: de -40 a +85 Rendimiento: ~ 95% Vida media: más de 20 años Número de ciclos: 104-108

1.7.3. Tecnologías basadas en energía electromagnética La utilización de campos eléctricos y/o magnéticos es amplia. Probablemente su interés más relevante hoy en día lo constituye la posibilidad de almacenamiento de energía magnética en –43–

materiales superconductores (SMES). Ello es de gran interés científico, y a pesar del trabajo ya desarrollado durante años, todavía requiere un esfuerzo de desarrollo considerable para demostrar e implementar su amplio uso. El almacenamiento de energía basado en bobinas superconductoras se ha desarrollado hasta ahora principalmente para sistemas pequeños y de tamaño medio. Consiste en almacenar energía bajo la forma de un campo magnético creado por la circulación de una corriente continua en un anillo superconductor que está refrigerado a una temperatura por debajo de la temperatura crítica de superconductividad, por lo que no se esperan pérdidas en la circulación de la corriente y, por consiguiente, en el mantenimiento del campo magnético; solo habrá aparecerán las pérdidas asociadas al mantenimiento del sistema. Este consta de tres componentes principales: 1. Bobina superconductora 2. Sistema de electrónica de potencia 3. Sistema de refrigeración criogénico Para extraer la energía se precisa interrumpir la corriente que circula por la bobina abriendo y cerrando repetidamente un conmutador de estado sólido del sistema asociado de electrónica de potencia. Debido a su alta inductancia, la bobina se comporta como una fuente de corriente que puede utilizarse para cargar un condensador que proporciona una entrada de tensión continua a un inversor que produce la tensión alterna requerida. Así la energía almacenada puede de esta manera ser entregada a la red descargando al anillo. Existe una pérdida de energía ocasionada por el sistema de potencia que es pequeña, se estima entre el 2% y el 3%. Además, hay que considerar el consumo del sistema de criogenia. No obstante, los SMES tienen un rendimiento muy alto comparados con los de otros sistemas de almacenamiento de energía. La característica más destacadas de estos sistemas son: alta potencia liberada en corto plazo con un alto rendimiento en general (> 95%), alta resistencia y larga vida útil con un número casi ilimitado de ciclos. El uso de superconductores de alta temperatura y la combinación con el suministro de energía a largo plazo basada en el hidrógeno licuado (LIQHYSMES) deben ofrecer soluciones híbridas, multifuncionalidad y alta competitividad. Europa cuenta con las competencias y las actividades en este campo, que son valiosos para el desarrollo futuro y la posible comercialización de esta tecnología. –44–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Las características de esta tipología se resumen en: Rango de potencia: 0,01-10 MW Rango de energía: ms - 5 min Densidad de energía: 0,5-5 Wh/kg Tiempo de respuesta: milisegundos Autodescarga: ~ 10%/día Temperatura de operación: superconductividad de altas temperaturas Rendimiento: ~ 95% Vida media: más de 20 años Número de ciclos: más de 104

1.7.4. Tecnologías basadas en energías térmicas A nivel microscópico, y de acuerdo con las leyes de la termodinámica, cualquier material acumula una cierta energía cinética como resultado de los movimientos aleatorios de átomos y moléculas, o agitación térmica, que desaparecen en el cero absoluto. Como consecuencia de ellos, si se dispone de materiales aislantes térmicos ideales sería posible y directo almacenar energía térmica a partir del aumento de la energía cinética acumulada en los átomos de un material. Sin embargo, la cantidad de energía acumulable depende del calor específico del material y de la cantidad del mismo disponible, lo que requiere grandes cantidades de material, con el consiguiente volumen y peso, para poder abordar la acumulación de elevadas cantidades de energía. Usualmente se utiliza como reservas caloríficas estacionales o ocasionales. Otro aspecto a tener en cuenta es el uso de la transformación de energía para la recuperación de la energía acumulada. Usualmente, el rendimiento es bajo, excepto en el caso de que se utilice la propia energía térmica. En consecuencia esta tipología de energía térmica es poco interesante para aquellas aplicaciones en que la fuente de energía inicial o la forma de energía recuperada no sea la térmica. –45–

Energía térmica

Calor específico

Reservas de calor

Calores latentes

PCM materiales de cambio de fase

Termo química

Nuevos materiales termoquímicos

Figura 1.17. Resumen de las tipologías de los sistemas de almacenamiento basados en energía térmica. Fuente: IREC

Otras opciones que nos brinda la propia teoría cinética de la materia radican en los calores latentes de cambio de estado o de cambio de estructura o fase. Durante los últimos años, los materiales de cambio de fase (PCM) han constituido una clara alternativa con amplias perspectivas de aplicación en muchos usos. Finalmente, la aplicación de las leyes de la termoquímica al estudio de las transformaciones que sufre la energía calorífica en las reacciones químicas permite determinar la posibilidad de materiales que admitan transformaciones químicas a partir del aporte de calor y cuya recuperación sea factible mediante una nueva transformación química. Estos procesos constituyen un nuevo campo para materiales termoquímicos. El almacenamiento térmico se ha utilizado eficazmente durante muchas décadas en Europa basándose en el almacenamiento de calor sensible en los sistemas simples. Sin embargo, los nuevos desarrollos se están obteniendo rápidamente en los laboratorios de toda Europa con el objetivo de nuevos materiales y sistemas. Ejemplos de los nuevos sistemas de almacenamiento térmico comercializados son los sistemas térmicos de almacenamiento de energía subterráneos (UTES) para aplicaciones de baja temperatura (menos de 40 ºC) que han despertado gran interés en el mercado de Europa, particularmente en los Países Bajos, Suecia y Alemania. Por otro lado, cabe destacar la tecnología de almacenamiento de sal fundida, que puede ofrecer grandes capacidades de almacenamiento de energía a escala de MWh, pero que requiere de una adecuada forma de recuperación. Las primeras aplicaciones de estos prometedores sistemas de almacenamiento se esperan en las áreas de: • Calefacción y refrigeración solar de los edificios. –46–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

• Sector de calor de proceso industrial para ser utilizado como una herramienta de gestión de calor para aumentar la eficiencia y reducir el consumo de energía específica de los procesos de fabricación industrial. • La generación de energía en los procesos de conversión térmica: motores de combustión, de vapor o turbinas de gas. • Almacenamiento de calor estacional en combinación con los sistemas de calefacción urbana. • Almacenamiento intermedio de calor de compresión en las plantas de almacenamiento de energía de aire comprimido adiabático. • A gran escala de sistemas solares térmicos para calefacción y refrigeración, calor de proceso y generación de energía incluyendo energía solar concentrada. Sin embargo, la extensión del uso de estas tipologías de almacenamiento debe todavía solventar diversos problemas: 1. Costes de inversión del sistema de almacenamiento total demasiado elevados y difíciles de recuperar. 2. Los materiales de cambio de fase o nuevos materiales termoquímicos todavía demasiado caros. 3. Baja densidad energética. 4. Baja conductividad térmica. 5. La fiabilidad. 6. Gran pérdida de calor a través del tiempo.

1.8. Criterios para evaluar las tecnologías de almacenamiento Para evaluar y diferenciar entre las tecnologías de almacenamiento disponibles y para poder seleccionar el dispositivo más adecuado para una aplicación deseada, deben ser examinados varios aspectos. Exceptuando la tecnología más extensivamente utilizada hasta hoy, la –47–

energía hidráulica de bombeo (PSH, pumped storage hydroelectricity), la cual cubre el 99% de la capacidad instalada, entre las nuevas alternativas no existe una tecnología perfecta o ideal para el almacenamiento. Esta característica significa que cualquier solución tiene que tomar la mejor ventaja de una determinada tecnología o encontrar un buen compromiso en una sinergia de las tecnologías. Los principales parámetros o criterios a destacar son: 1. Eficiencia. Al igual que todos los equipos que utilizan energía, los dispositivos de almacenamiento presentan pérdidas. Para evaluar la eficiencia de un dispositivo de almacenamiento, se debe tener en cuenta el ciclo completo: la carga, el mantenimiento de la carga y la descarga. Las diferentes tecnologías utilizadas se evalúan según su valor de eficiencia. Algunos dispositivos utilizan Figura 1.18. Ejemplo de una central hidráulica de bombeo en Cantabria (España). transformaciones químicas, otros se basan http://www.oficinacambioclimaticosantander.es/ en procesos físicos, y unos pocos son capaopencms/opencms/Energia.DelAgua. Hidroelectrica ces de almacenar la electricidad directamente en forma de electricidad. En algunos casos, se necesita energía para que el sistema pueda mantener la carga, mientras que en otros casos la energía se pierde paulatinamente con el tiempo de almacenaje. Ambos casos se consideran situaciones que implican una pérdida de eficiencia. 2. Durabilidad. El tiempo de vida es un importante factor para cualquier tecnología de almacenamiento de energía. En algunos casos, depende del número de ciclos de carga y descarga, de la profundidad del propio ciclo durante la carga o la descarga o del nivel de no retorno al descargarse. Por último, el envejecimiento es siempre un factor importante, y en algunos casos puede ser un factor limitador. 3. Densidad de energía y de potencia. La densidad de energía y la de potencia son relevantes para la evaluación de la relación energía/potencia de una tecnología y para determinar –48–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

el tamaño y el peso de una solución dada. Estas son características importantes para las aplicaciones con espacio y peso limitados, como el transporte o los aparatos móviles, y para su instalación en zonas urbanas o edificios donde el espacio es limitado. 4. Fiabilidad. La fiabilidad es la probabilidad de que un dispositivo funcione durante un período de tiempo especificado en las condiciones indicadas. 5. Tiempo de respuesta. Algunas aplicaciones requieren una respuesta casi instantáneo (milisegundos), y otras unos minutos. Los tiempos de respuesta de las tecnologías disponibles varían asimismo de algunos milisegundos a algunos minutos y esta constituye una de las características para seleccionar un sistema de almacenamiento para una aplicación determinada. 6. Capacidad de almacenamiento: potencia y energía. En algunas aplicaciones es preciso disponer de una alta capacidad de almacenamiento de energía, que puede ser requerida durante un corto intervalo de tiempo, al solicitarse dicha energía de forma inmediata frente a un fallo de suministro. Esta respuesta instantánea suple el suministro durante el intervalo que tarda en entrar un sistema de gran capacidad energética y capaz de mantener el suministro para períodos más largos. Para este segundo caso se tendría un sistema con gran capacidad de energía, mientras que en el primero se tendría un sistema con gran capacidad de potencia.

1.9. Los principales retos para desarrollo del almacenamiento eléctrico Hasta ahora, los sistemas de almacenamiento utilizados mayoritariamente están basados en sistemas de bombeo hidráulico, en los que el exceso de energía eléctrica se utiliza para bombear agua que acumula energía potencial, la cual posteriormente puede transformarse en energía eléctrica. La eficiencia de este ciclo está en el rango de entre el 70% y el 75%, pero conviene observar que su rentabilidad económica depende de los costes de almacenamiento, de los costes de recuperación de la energía y de los costes de la energía perdida en el proceso. Debido a que dichos costes son variables en el transcurso del día o de la estación del año, su estimación cambia. Sin embargo, la acumulación en períodos de mínimo consumo (valles) y su recuperación en máximos de consumo (picos) asegura una óptima rentabilidad. –49–

Hay que tener en cuenta que no todas las tecnologías de almacenamiento son adecuadas para todas las aplicaciones. Esto es debido a limitaciones tales como la potencia de salida o la capacidad de almacenamiento de energía, o el propio tiempo de respuesta del sistema. No obstante, es posible clasificar las tecnologías de almacenamiento en función de sus aplicaciones. Por ello, generalmente, se agrupan las aplicaciones de la siguiente manera: • Gran almacenamiento de energía: incluye aplicaciones tales como balance o nivelación de carga, reservas activas disponibles, transferencia de energía (picos/valles), emergencia y zonas de regulación, y garantía del suministro de energía a las cargas, independientemente de la hora de generación de dicha energía. • Almacenamiento distribuido: incluye suavización de los valores de punta, aplazamiento de inversiones, seguimiento de carga, gestión de la demanda, reducción de pérdidas, emergencias, restablecimiento del sistema, zonas de regulación, y garantía de la continuidad del suministro eléctrico durante un período de minutos. • Calidad de suministro: incluye la calidad de onda, la reducción de intermitencias, las aplicaciones del usuario final, la capacidad de restablecimiento del sistema, y la capacidad de mantener el voltaje y la corriente en los límites requeridos. Por otra parte, en la actualidad, la necesidad de implementar el porcentaje previsto de renovables previstas para 2020, y su crecimiento para 2050, según las previsiones contenidas en la hoja de ruta de los planes sobre energía en Europa, constituye en sí mismo un significativo elemento para impulsar la introducción de sistemas de almacenamiento. La considerable reducción en la emisión de gases de efecto invernadero prevista para 2050 viene condicionada por una significativa expansión de las fuentes de energía renovables. Esto constituye un serio desafío para la gestión de las redes de electricidad a causa de la antes discutida intermitencia de estos sistemas. Para hacer frente a estos retos, únicamente las tecnologías de almacenamiento pueden ofrecer alternativas. Sin embargo, el almacenamiento de energía presenta todavía ciertos problemas que es preciso clarificar, incluyendo los altos costes de capital y también la falta de un marco regulador bien definido. Por lo tanto, hoy en día, realizar una cuantificación de costes y beneficios alcanzables con el almacenamiento de energía es dificultoso. De forma complementaria a los argumentos expuestos previamente, las tecnologías disponibles para el almacenamiento de energía tienen características diferenciadoras y se encuentran –50–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

en distintas etapas de madurez, ofreciendo, tal como veremos a lo largo de este trabajo, diferencias en cuanto a la potencia, la duración de la descarga, la densidad de energía en términos de peso y volumen, la densidad de potencia, la eficiencia, la durabilidad en términos de tiempo y los ciclos, y la disponibilidad. El análisis de estas características y el avance en estas tecnologías constituye un importante reto para el futuro de las redes eléctricas. Los principales desafíos para el almacenamiento son: 1. Aspectos tecnológicos • El aumento de la capacidad y la eficiencia de las tecnologías existentes. • El desarrollo de nuevas tecnologías para las aplicaciones domésticas, descentralizadas o aplicaciones centralizadas a gran escala. • El despliegue del mercado. 2. Aspectos de mercado y regulatorios • Identificación o creación de las referencias adecuadas del mercado para incentivar la creación de capacidad de almacenamiento y la provisión de servicios de almacenamiento de energía. • La creación de un mercado a escala europea. 3. Aspectos estratégicos • El desarrollo de un enfoque sistemático u holístico para el almacenamiento. • La reducción de la complejidad técnica. • El desarrollo de las normas para la regulación del mercado y los aspectos políticos.

1.10. Las tendencias de futuro: la no explotada capacidad del almacenamiento de electricidad El actual consumo mundial anual de electricidad es de unos 20.000.000 GWh (20 PWh). En la figura 1.19 se muestran los consumos de los últimos años y su tendencia para los próximos –51–

40

Trillón Kilovatios/horas

30

20

10

0 2006 Nuclear

2010

2015

Renovables

2020 Gas Natural

2025 Carbón

2030 Líquidos

Figura 1.19. Consumo mundial anual de electricidad y su previsión para los próximos años, expresado en unidades de PWh. Fuente: http://www.theresilientearth.com/?q=content/crank-week-january-11-2010-dont-nuke-climate

años, pudiéndose observar que presenta un considerable ritmo de crecimiento, de aproximadamente 8 millones de GWh/año. Actualmente, en una central moderna de producción eléctrica se espera obtener una producción de 4.400 GWh por cada MToe (unidad de energía equivalente a un millón de toneladas equivalentes de petróleo); por consiguiente, la energía eléctrica consumida es equivalente a 4.545,45 MToe. Para tener una visión de lo que significa este consumo de electricidad y centrarlo en el panorama energético mundial, es preciso compararlo con los consumos mundiales de energía obtenida a partir de petróleo, gas natural, carbón, nuclear, hidráulica y renovables. En la tabla 1.1 se expresan estos consumos para el año 2012, detallados para España, la Unión Europea y el total mundial. La primera observación de esta comparación es directa: la confirmación del papel importante desempeñado por los 4.545,45 MToe de la energía eléctrica en la cesta energética global. –52–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

2012/MToe

España

Unión Europea

Total mundial

Petróleo

63,8

611,3

4.130,5

Gas natural

28,2

399,5

2.987,1

Carbón

19,3

293,7

3.730,1

Nuclear

13,9

199,8

560,4

Hidráulica

4,6

74

831,1

Renovables

14,9

95

237,4

144,8

1.673,4

12.476.6

Total

Tabla 1.1. Producción de energía en 2012, expresada en millones de toneladas equivalentes de petróleo. Fuente: http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9026014&contentId=2018361

La segunda observación no está directamente implícita en estos números y tiene que ver con el almacenamiento de energía. Mientras las reservas almacenadas de petróleo cubren más del 10% de su consumo mundial anual, las reservas de electricidad cubren actualmente solamente el 0,0064% de su consumo mundial. Similares o mayores factores serían hallados en relación a la capacidad de almacenamiento del gas natural. Esto significa que, al igual que los conceptos de red eléctrica están evolucionando a medida que el mercado cambia, los métodos de almacenamiento de energía deben también actualizarse, pasando del almacenamiento bajo energías primarias (petróleo, gas o carbón) a nuevas formas de almacenamiento más óptimas, para una gestión de red de mayor calidad. La tercera observación corresponde a las tecnologías de almacenamiento de electricidad hoy en día operativas. Prácticamente la totalidad de la capacidad de almacenamiento de energía eléctrica a nivel mundial corresponde a hidráulica de bombeo. Solo pequeñas instalaciones de aire comprimido, 440 MW; o de baterías de sulfuro de sodio (NaS), 316 MW; o de baterías de plomo-ácido, 35 MW; o de baterías de níquel-cadmio, 27 MW; o de baterías de ion litio o de flujo redox, 30 MW; o de volantes de inercia, 25 MW, han sido instaladas en operación como sistemas estacionarios conectados a la red eléctrica. Estos datos vienen a confirmar que el mercado de los sistemas de almacenamiento es incipiente y que ofrece enormes potencialidades y capacidades de crecimiento al no estar todavía explotado. La mayoría de estudios de mercado realizados por empresas consultoras especializadas (Lux Research, Piper Jaffray, Boston Consulting, EPRI) corroboran tasas espectaculares de cre–53–

cimiento, determinándose tamaños de mercado de más de 100.000 M€ en 10-12 años, considerando las necesidades de aumento de calidad de la red y la introducción de las energías renovables como los principales motores. Solo como respuesta inmediata a la flexibilidad de red necesitada, a modo de ejemplo se puede destacar que el mercado de energía hidráulica de bombeo está creciendo ya a un ritmo anual de 6 GW, distribuido en un 50% en China y un 25% en Europa. Tomando un razonable valor promedio de inversión de 1 k€/kW, a causa de los enormes costes de construcción e implementación de las instalaciones, solo esta parte de las necesidades de almacenamiento de energía augura un mercado de más de 6.000 M€/año. Sin embargo, este mercado de hidráulica de bombeo cubre mayormente las necesidades de almacenamiento en el sector de la generación pero no en la parte de transporte, distribución y entrega al usuario, donde también son precisos sistemas de capacidad media y pequeña, muy especialmente con el aumento de fuentes distribuidas y renovables. Esto abre enormes perspectivas a todas las tipologías de almacenamiento anteriormente descritas. Así, considerando solamente las previsiones de instalaciones de energía eólica y solar, se puede prever que la demanda mundial de capacidad de almacenamiento a gran escala mediante baterías avanzadas se multiplicará considerablemente. Las previsiones sitúan la potencial demanda del sector en más de 10 GW, que permiten estimar para el área de almacenamiento un mercado por encima de los 20.000 M€, suponiendo costes de inversión inferiores a 2 k€/kW para estas tecnologías. No obstante, este resplandeciente panorama sobre las expectativas para consolidar un enorme mercado para los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica adolece de un talón de Aquiles. ¿Cómo amortizar las grandes inversiones requeridas para implementar estos sistemas en la red sin encarecer considerablemente el coste de la energía? Sin esta premisa, no será posible garantizar una adecuada penetración en el mercado de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. Si tomamos la referencia de los últimos años en España, el coste del kWh se sitúa en el entorno de los 6 c€, por lo que deviene necesario plantearse objetivos de muy pocos céntimos de euro para la asignación de costes por kWh almacenado. Esto solo se puede conseguir con sistemas que ofrezcan un muy elevado número de ciclos de carga/descarga. Independientemente de que la fabricación en masa de sistemas de almacenamiento permita decrecer los costes de inversión por sistema, por ejemplo de 2 k€ a 200 € o menos por kW, solo sistemas con miles de ciclos o más (>10.000) garantizados permiten consolidar costes –54–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

esperados en el rango de 0,005 a 0,02 €/kWh/ciclo, compatible con los costes de la energía a nivel social. Estos puntos constituyen el verdadero y más importante riesgo para la introducción de las diferentes tipologías en el próximo futuro para acometer las necesidades de una red eléctrica capaz de ofrecer las respuestas a las necesidades de una sociedad fuertemente electrificada.

1.11. Tabla resumen Tecnologías de almacenamiento (I): características y prestaciones Características

Hidráulica de Bombeo

Volantes de inercia

CAES (compressed air energy storage)

Almacenamiento químico (H2, metano sintético)

Baterías de Ion litio, NaS, NaNiCl

Rango de potencia (MW)

100-5000 MW

0,002-20 MW

100-300 MW

0,001- GW

50 MW

Hasta 7 MW

0,01-1 MW

0,01-10 MW

0 ,001-10 MW

Intervalo de duración de energía (tiempo)

1-24 h

s-15 min

1-24 h

>días

min-h

>10 h

ms-min

ms- 5 min

-

Tiempo de respuesta (s-min)

s-min

s

5-15 min CAES submarino < 2 min

-

variable

ms

ms

ms

-

Densidad de energía Wh/kg ó Wh/l

0,04-1,5 Wh/l

5-130 Wh/kg

30-60 Wh/kg

-

250 Wh/kg

50 Wh/kg

0,1-15 Wh/kg

0,05-5 Wh/kg

-

Auto descarga (%/día)

0%/día

0-100%/día

0%/día

0%/dia

20%/día (NaS) 0.2% día (Ion Litio)

0,1%/día

2-40%/dia

2-40%/dia

-

Rendimiento ciclo carga/ descarga (%)

75%

85-95%

55% Diabático; 70% Adiabático; 75% Isotérmico

20 años

25-40 años

-

5 años (Ion litio) 10 años (NaS)

>20 años

>20 años

>20 años

-

Vida media (años)

Baterías Supercapacitores Bobinas de flujo redox superconductoras

Acumulación térmica latente, sensible y termoquímica

Rango de potencia / energía. Energía liberada o absorbida por el sistema de almacenamiento en un tiempo determinado. Autodescarga. Efecto que provoca la disminución del voltaje de las baterías y por tanto su energía. Ciclo de carga y descarga. Periodo de tiempo que contabiliza el número de cargas y descargas de las baterías durante su vida útil. Densidad energética. A día de hoy, el ratio de almacenamiento energético gasolina/baterías se mantiene por encima de 60:1. La densidad energética de la gasolina supera los 12.000 Wh/kg.

–55–

Tecnologías de almacenamiento (II): aplicaciones, ventajas e inconvenientes Tecnología Hidráulica de Bombeo

Volante de inercia

Ventajas • Madurez tecnológica. • Costos de operación y mantenimiento bajos. • Larga vida útil.

• Elevada densidad de potencia y energía. • Rápida capacidad de respuesta. • Poco mantenimiento y esperanza de vida de 20 años.

Inconvenientes

Aplicaciones

• Restricciones impuestas por limitaciones geográficas. • Limitaciones impuestas por los tiempos de arranque y de transición entre regímenes de funcionamiento. • Inversión inicial muy elevada.

• Proteger al sistema eléctrico de apagones, reducir distorsiones armónicas y eliminar caídas de potencia en la red.

• Coste inicial mayor que las baterías pero requieren menos mantenimiento y presentan mayor durabilidad.

• Estabilización de frecuencia de la red. • Sector transporte (trenes, autobuses eléctricos). • Suministro de energía durante un breve intervalo de tiempo (ascensores y grúas).

Ejemplo de aplicación: planta de Lundington en Michigan (USA).

Ejemplo de aplicación: planta de regulación de Stephentown (EEUU). CAES (compresed air energy storage)

Potencia eléctrica a gas

• El CAES Isotérmico • Elevado tiempo de respuesta. destaca por su flexibilidad, • Las capacidades y la ausencia de emisiones y rendimientos son menores escalabilidad independiente en comparación al sistema en la potencia y capacidad hidráulico de bombeo. de almacenamiento. • Poca madurez tecnológica. • Los costes de inversión y explotación, aunque todavía son considerables, son menores que los requeridos por las centrales hidráulicas de bombeo.

• Soporte a la red de distribución eliminando la necesidad de sistemas auxiliares de estabilización. • Actuan como elemento para obtener el balanceo de generación de potencia entre oferta y demanda así como de elementos de restablecimientos del sistema.

• Sencillo de almacenar y recuperar energía química. • Tecnologías relacionadas con el concepto de “electricidad a gas” que permiten la interconexión entre la red eléctrica y la red de gas natural.

• Arbitraje de la energía. • Servicios en la red eléctrica.

• Baja densidad volúmica y peligro de explosión. • La introducción de estas tecnologías en aplicaciones en la red eléctrica precisan de regulación. • Las instalaciones con estos gases precisan normas de seguridad y obtener la aceptación social.

Ejemplo de aplicación: Plantas de CAES de Huntorf (Alemania) y McIntosh (EEUU).

Ejemplo de aplicación. Unidad de metanización ETOGAS para AUDI en Werlte (Alemania) (2013).

(continúa)

–56–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Tecnologías de almacenamiento (II): aplicaciones, ventajas e inconvenientes (cont.) Tecnología

Ventajas

Inconvenientes

Aplicaciones

Batería Plomo ácido

• Madurez tecnológica. • Modularidad que permite diseños avanzados de sistemas a partir de combinación de celdas y módulos más simples o en sistemas híbridos.

• Largos tiempos de carga. • Automoción. • Excesiva inluencia de la • Control de la red: frecuencia, temperatura ambiente. tensión, potencia. • Mantenimiento excesivo. • Nivelación de la curva de demanda • Bajo número de ciclos para sus diaria. aplicaciones en redes eléctricas. Ejemplo de aplicación: Southerm Californi Edison Chino Battery Storage Project, Ca, (USA).

Batería Ni-Cd

• Tecnología madura y robusta. • Elevado rendimiento (mejor rendimiento que la batería de plomo ácido).

• Alta toxicidad del cadmio, elevado coste, efecto memoria.

Batería NiMH

• Ecológicamente benigna y con mayor densidad de energía que la batería Ni-Cd.

• Alta autodescarga. • Rango de temperaturas aconsejables (0-45 ºC). No trabajan bien a bajas temperaturas. • Celdas costosas.

• Dispositivos electrónicos portables (teléfono móviles), vehículos híbridos, telecomunicaciones, satélites, astronáutica.

Batería Ion Litio

• Alta eiciencia y densidad de energía, comparada a otras tecnologías electroquímicas • Bajo mantenimiento requerido. • Alto voltaje de la reacción redox por celda.

• Costes elevados para aplicaciones de escala media y alta. • Debido a su compleja estructura interna, mantenimiento de voltajes de seguridad y rangos de temperatura de operación. • Se requieren circuitos de protección. • Uso de electrolitos orgánicos inflamables.

• Pequeños dispositivos, vehículo eléctrico, soporte a red y al transporte de electricidad.

• Dispositivos domésticos, aplicaciones en telecomunicaciones, satélites y astronáutica y compensación de energía reactiva. Ejemplo de aplicación: Golden Valey Electric Association (GVEA), Fairbarks, Alaska, USA.

Ejemplo de aplicación: Proyecto de Tehachapi, en California, EEUU.

(continúa)

–57–

Tecnologías de almacenamiento (II): aplicaciones, ventajas e inconvenientes (cont.) Tecnología

Ventajas

Inconvenientes

Aplicaciones

• Alta energía y densidad de potencia, pulsos de elevada potencia. • Materiales baratos y abundantes.

• Pérdidas por mantenimiento de la temperatura de la batería. • Las baterías de sodio/azufre tienen muchos problemas de corrosión, sellado entre electrodos y en los compartimentos. • Elementos de seguridad en la celda para prevenir reacciones químicas sodio-azufre. • Gastos de mantenimiento excesivos.

• Integración de fuentes de energía renovables y múltiples funciones de gestión energética.

Batería Na-Ni-Cl

• Rápida capacidad de respuesta, robustez, buena densidad de energía.

• Pérdidas por mantenimiento de la temperatura de la batería.

• Electromovilidad, funciones de soporte de la red.

Baterías de flujo redox

• Durabilidad y elevada eficiencia de energía. • Larga vida media. • Bajo tiempo de respuesta. • Alta modularidad.

• Baja densidad de energía, complejidad del sistema fluídico.

• Múltiples funciones de gestión energética y ajuste del sistema eléctrico en distribución y para usuarios finales. • Sistemas de almacenamiento para fuentes de generación distribuida y redes inteligentes.

Baterías NaS

Ejemplo de aplicación: Tokio Electric Power Company (TEPCO en Tokio).

Ejemplo de aplicación. Sumitomo Electric Industries, (Japan). Supercapacidad/ Pseudocapacidad

• Alta densidad de potencia, tiempos de respuestas rápidos. • Amplio rango de temperatura de trabajos desde -40 ºC a +85 ºC. • Eiciencia alta por ciclo de carga/descarga 85-98%. • Nulo mantenimiento, con un elevado número de ciclos.

• Densidad energética baja, alto nivel de autodescarga, fluctuaciones en los valores de voltaje de carga y descarga. • Costes excesivos limitan su uso en redes eléctricas.

• Automóviles, autobuses híbridos, dispositivos electrónicos como móviles y portátiles, taladros y maquinarias portátiles, luces flash de cámaras, trenes, grúas, ascensores, sistemas de frenado en autobuses, trenes ó tranvías. • Elementos para sistemas híbridos de almacenamiento. Ejemplo de aplicación. Instalaciones de energía solar y eólica así como redes in Palmdale, California (USA). (continúa)

–58–

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

Tecnologías de almacenamiento (II): aplicaciones, ventajas e inconvenientes (cont.) Tecnología Bobinas superconductoras

Acumulación térmica latente, sensible y temoquímica

Ventajas

Inconvenientes

Aplicaciones

• Alta capacidad de almacenamiento de energía magnética, y larga vida útil. • Carecen de partes móviles lo que hace incrementar su fiabilidad y robustez. • Son fácilmente integrables como parte de sistemas híbridos de almacenamiento.

• Necesidad de disponer un sistema criogénico y sistemas modulares para favorecer la escalabilidad. • Costes elevados. • Elementos críticos poco abundantes para las bobinas superconductoras.

• Calidad de onda en las redes de distribución de electricidad, típicamente la neutralización de las caídas súbitas de tensión y los microcortes. • Componentes en sistemas híbridos.

• Posibilidad de combinar sistemas de almacenamiento basados en calor sensible con bombas de calor, potenciando los sistemas de calefacción y refrigeración de edificios.

• Costes de inversión altos difíciles de recuperar. • Baja densidad energética. • Gran pérdida de calor a lo largo del tiempo. • No existe regulación para el mercado de la energía térmica almacenada.

• Producción y acumulación de agua caliente, sistemas de climatización, procesos industriales con demandas térmicas, uso en centrales y sistemas de producción de electricidad y aplicación en sistemas basados en fuentes renovables.

Referencias http://www.ree.es http://www.iea.org http://science.energy.gov/bes/; http://www.electricitystorage.org/about/welcome http://www.ease-storage.eu/ http://www.eurobat.org/ http://energy.gov/oe/technology-development/energy-storage http://www.nrel.gov/docs/fy13osti/58465.pdf http://www.sandia.gov/ess/ http://www.jcesr.org/

–59–

Ejemplo de aplicación: Wisconsin Estados Unidos.

Ejemplo de aplicación. Planta renovable híbrida ubicada en la isla de Pellworm (Islas Frisias).

2 Sistemas mecánicos

Los sistemas de almacenamiento de energía basados en energía mecánica están fundamentados en tecnologías que permiten la transformación de la energía asociada al movimiento y/o la posición en energía eléctrica. Es decir, utilizan la energía cinética (velocidad), potencial (altura) o de comprensión (potencial elástica) para almacenar energía y transformarla posteriormente en energía eléctrica. Tres tipos principales de tecnología representan a los sistemas mecánicos de almacenamiento de energía: 1. Las centrales hidráulicas de bombeo almacenan energía potencial en una masa de agua situada a una cierta altitud, o lugar de almacenamiento, con respecto a otro lugar situado a menor altura. Este tipo de almacenamiento de energía se conoce con las siglas PHES (pumped hydro energy storage o simplemente PHS). 2. Las centrales de almacenamiento de energía por aire comprimido (aire sin coste a causa de su disponibilidad) almacenan la energía interna asociada al aumento de presión de un gas. Este tipo de almacenamiento de energía se conoce con las siglas CAES (compressed air energy storage). 3. En un volante de inercia, conocido internacionalmente como flywheel, se almacena energía cinética de rotación, que acumula una masa que gira sobre un eje (como si fuera una peonza).

–61–

2.1. Las centrales hidráulicas de bombeo 2.1.1. Conceptos Las centrales hidráulicas de bombeo o centrales hidroeléctricas reversibles son un tipo de central hidroeléctrica con la capacidad de almacenar energía mediante el bombeo de agua, curso arriba, a una posición situada a mayor altura. El fundamento básico es el almacenamiento de la energía potencial del agua embalsada en una presa situada una cierta altura por encima de otra inferior. En espacios de tiempo de baja demanda y/o bajo precio de la electricidad, esta se utiliza para accionar bombas que impulsan el agua hacia el embalse superior. En intervalos de tiempo de elevada demanda de electricidad, el proceso se revierte, y el agua almacenada se libera pasando a través de turbinas para producir electricidad. Centro de operaciones

Tanque superior Toma

Elevador

Acceso principal el túnel Tanque de aire

Descarga

Tanque inferior Casa de máquinas Fusibles Transformadores

Figura 2.1. Esquema de una central hidroeléctrica reversible. [2-5] Fuente: Wikipedia: http://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroel%C3%A9ctrica_reversible

–62–

2. Sistemas mecánicos

País

Capacidad instalada en hidráulica de bombeo (MW)

Japón

25.183

EE.UU.

21.886

China

15.643

Italia

7.544

España

5.347

Alemania

5.223

Francia

4.303

Austria

3.580

Reino Unido

2.744

Suiza

1.655

Tabla 2.1. Potencia instalada de hidráulica de bombeo por países. Fuente: http://ec.europa.eu/energy/publications/doc/statistics/part_2_energy_pocket_bool_2010.pdf

Actualmente las centrales hidroeléctricas reversibles representan, con diferencia, la mayor capacidad de almacenamiento de energía en red, con más del 99% de la capacidad de almacenamiento a nivel mundial [1]. Con datos del año 2009, Japón era, con más de 25.000 MW de potencia instalada, el país con una mayor capacidad instalada de hidroeléctrica de bombeo, seguido de Estados Unidos y China.

2.1.2. Funcionamiento detallado Una central hidráulica de bombeo suele estar equipada con bombas y generadores conectando un embalse superior con otro inferior. Las bombas utilizan electricidad relativamente barata de la red durante horas de bajo consumo para desplazar el agua desde el embalse –63–

inferior al superior. En los intervalos de tiempo de elevada demanda de electricidad (horas pico), el agua se libera desde el embalse superior para generar electricidad a un precio más elevado. Actualmente la tendencia es utilizar turbinas reversibles, frecuentemente del tipo Francis, que puedan funcionar como bomba impulsando el agua al embalse superior y como turbina, generando electricidad. La eficiencia de las centrales hidráulicas de bombeo varía significativamente, entre otras causas debido a la larga vida de las instalaciones existentes que abre el abanico de las tecnologías existentes. La eficiencia de energía de plantas con diseños antiguos puede estar por debajo del 60%, mientras que una planta hidroeléctrica reversible moderna puede alcanzar una eficiencia por encima del 80% para un ciclo almacenaje-producción de energía.

2.1.3. Campos de aplicación Esta probada tecnología ayuda, actualmente, a las compañías eléctricas a balancear la red eléctrica y, gracias a su flexibilidad y tiempo de respuesta, permite también prestar servicios en el mercado auxiliar en el que la regulación de servicios suministrados por las plantas de bombeo es retribuida. Asimismo, esta tecnología permite obtener ingresos a partir del almacenamiento de energías renovables que de otra manera podrían perderse. Estas opciones facilitan hoy en día a las compañías eléctricas incrementar el portafolio de energías renovables. Las centrales hidráulicas de bombeo representan actualmente la solución comercialmente viable y demostrada para el almacenamiento de grandes cantidades de energía con la finalidad de mantener un equilibrio en la red eléctrica y prevenir apagones eléctricos. Actualmente solo el almacenamiento de energía por aire comprimido, que se detallará más adelante en este capítulo, es capaz de almacenar también energía a gran escala. Son tecnologías con un grado muy alto de madurez y con una muy buena adaptación entre sus características y las necesidades de la red. Su tiempo de reacción es de solo 15 segundos para pasar del 50% de generación al 100%, aunque precisa unos dos minutos para pasar de 0% al 100% de generación. Por el contrario, la completa inversión del ciclo, del 100% de generación al 100% de bombeo, precisa de unos 10 minutos. Las plantas de bombeo modernas, con maquinaria de velocidad variable, permiten una regulación de la potencia producida, del 50% al 100%. Esto es de gran utilidad –64–

2. Sistemas mecánicos

para aquellos servicios necesarios para mantener bajo control la transmisión de la potencia eléctrica. Los diferentes aspectos a considerar son: • El control de la programación y disponibilidad inmediata llevada a cabo por el operador del sistema de transmisión. • El control de las caídas de voltaje y la reducción de las distorsiones armónicas. • El control de la compensación de pérdidas. • Los seguimientos de carga. • Las tareas de protección o de balance energético de la red. Este tipo de plantas son ya utilizadas para la regulación primaria y secundaria de la red. Ello constituye una clara alternativa para las compañías eléctricas, para operar óptimamente otras fuentes energéticas, las renovables o las basadas en fuentes fósiles, en sus niveles de máxima eficiencia. Estas características hacen que las centrales de bombeo sean una magnífica herramienta para balancear la red durante las salidas imprevistas de otras plantas de potencia. Las centrales tienden a ser cada día mayores en potencia y en capacidad de almacenamiento, como la planta de Lundington, en Michigan (EE.UU.) con casi 2 GW y una capacidad de 15 GWh. Pero el rango de potencia media de las diversas centrales de bombeo está entre 50 y 500 MW, con una zona media típica de entre 200 y 350 MW y con un rango medio de capacidad de almacenamiento de unas 8 horas. La distribución media de desniveles de las centrales de bombeo se centra en el rango de 100 a 600 metros, aunque con ciertos retos se pueden lograr modificaciones de la presente tecnología que posibilitan también menores desniveles, unas pocas decenas de metros, así como mucho mayores desniveles, difíciles de obtener por ubicación geográfica. Típicamente, las centrales de bombeo utilizan sistemas reversibles de una sola etapa para el bombeo y la generación basados en turbinas del tipo Francis. Entre las desventajas de esta tecnología destaca el requerimiento de terrenos adecuados, con una diferencia de altura significativa entre los dos embalses y con capacidad para almacenar una gran cantidad de agua. La construcción de una estación hidráulica de bombeo suele –65–

llevar años y, aunque los costes de operación y mantenimiento son bajos, la inversión inicial es muy elevada. El impacto ambiental es otra de las preocupaciones que condicionan los diferentes proyectos.

2.1.4. Niveles de implantación Las primeras plantas de bombeo aparecen en Suiza, Austria e Italia en la última década del siglo XIX. Los primeros diseños utilizaban de forma separada bombas y generadores con turbinas. A partir de los años 50 del siglo XX, una bomba-turbina reversible se erige como el diseño dominante para las centrales hidráulicas de bombeo. El desarrollo de esta tecnología no se acelera hasta los años 60, cuando se empieza a utilizar almacenando energía producida por las centrales nucleares y ofreciendo electricidad en horas de máximo consumo. En los años 90 su desarrollo disminuye en muchos países. Las causas son la bajada de los precios del gas natural durante este período, haciendo las turbinas de gas más competitivas para suministrar electricidad en horas punta. También preocupaciones medioambientales causaron la cancelación de varios proyectos o prolongaron el proceso de obtención de permisos. También afectó a su desarrollo la reestructuración en muchos países, que separaron la generación y el transporte de electricidad, cuando las estaciones hidráulicas de bombeo están en medio de estos dos [6]. Dado que la generación neta de electricidad de una de estas estaciones es negativa, no puede considerarse una planta de generación. Y aunque estas estaciones también contribuyen a retrasar aumentos de la infraestructura de transporte de energía eléctrica, en muchos países, como los EE.UU., no se consideran infraestructura de transporte. En los últimos años, la creciente preocupación por el cambio climático y la consiguiente misión de reducir la huella de carbono en la generación de electricidad han hecho crecer el interés comercial por las centrales hidráulicas de bombeo. Así, ya en 2009 se esperaba la adición de unos 76 GW de potencia instalada a nivel mundial para el año 2014 [1]. China cuenta con el plan más ambicioso, habiendo identificado numerosos sitios potenciales para instalar una capacidad total de 310 GW, y esperando incrementar su potencia instalada hasta los 50 GW antes de 2020 [5]. Aunque Japón ya cuenta con una altísima densidad de hidroeléctrica reversible instalada, las compañías niponas siguen desarrollando también nuevas plantas. –66–

2. Sistemas mecánicos

Figura 2.2. Planta de bombeo de Huizhou (China). Cuenta con 8 bombas-generadores, con un total de potencia instalada de 2.448 MW. Fuente: http://www.energystorageexchange.org/projects/364

En los últimos años el creciente interés por el almacenamiento de energía, especialmente para la integración de las fuentes de energía renovables, ha reavivado el desarrollo de proyectos de estaciones hidráulicas de bombeo. En Japón se ha empezado a utilizar una variante con el mar como depósito inferior de almacenamiento de agua, con una planta piloto instalada en Okinawa e inaugurada en 1999 como mayor ejemplo. Se han construido, también, pequeñas plantas de bombeo aprovechando infraestructuras existentes en canales. Actualmente se está explorando la posibilidad de aprovechar los pequeños desniveles presentes en canales dotados de esclusas, para su aprovechamiento como plantas de bombeo de agua. Dichas plantas presentan una capacidad de almacenamiento de entre 2 y 30 GWh. El hecho de que los diques e instalaciones compatibles con altas presiones hidráulicas ya existan en estas esclusas rebaja mucho el coste de fabricación de plantas de bombeo en estos emplazamientos. En Alemania se está potenciando el uso de dichos emplazamientos, con el elevador de barcos de Scharnebeck, en Lüneberg, como el ejemplo más representativo, con una capacidad de almacenamiento de 25 MWh. –67–

Figura 2.3. Planta piloto de estación hidráulica de bombeo utilizando el mar como embalse inferior, en Yanbaru (Okinawa, Japón). El embalse superior, excavado artificialmente, está a 150 metros por encima del nivel del mar. Suministra una potencia de 30 MW. Fuente: http://kimroybailey.com/renewable_blueprint/

Diversos investigadores también han propuesto la posibilidad de utilizar una caverna subterránea como depósito inferior. En los EE.UU. varios desarrolladores han recibido permisos para estudiar la posibilidad de construir dichas estaciones [7]. Muchas estaciones existentes se construyeron hace ya varias décadas y fueron, por lo tanto, equipadas con tecnología ya desfasada e ineficiente. Existe un potencial importante para incrementar esta capacidad sencillamente renovando y actualizando las instalaciones actualmente existentes. Además, muchas plantas hidroeléctricas podrían ser modificadas para añadir bombas en sus instalaciones y así ser transformadas en centrales hidráulicas de bombeo. –68–

2. Sistemas mecánicos

Figura 2.4. Elevador de barcos de Scharnebeck, en Alemania. Estas instalaciones suministrarían 4,2 MW durante 6 h. Fuente: www.tage-der-industriekultur.de/locations/41 Central hidroeólica de El Hierro Energía eólica

Esquema de funcionamiento

Grupo diesel

Depósito superior Central hidroeléctrica Estación de bombeo Depósito Desaladora inferior Línea de agua Agua de mar Línea eléctrica Puntos de consumo Línea de consumos eléctricos

Figura 2.5. Esquema de un sistema eólico-hidraúlico instalado en la isla de El Hierro (España). Fuente: a) http://www.slideshare.net/eliasja/presentacion-central-hidroelica-el-hierro b) http:www. google maps

Recientemente, se ha puesto en marcha un sistema fuera de red en la isla de El Hierro (Islas Canarias) basado totalmente en energías renovables y un sistema de almacenamiento principalmente basado en una presa hidráulica de bombeo: –69–

Configuración del sistema Parque eólico

10 MW

Central hidroeléctrica

9,9 MW

Potencia de bombeo

6,4 MW

Depósito superior

500.000 m3

Depósito inferior

225.000m3

Nuevos grupos diesel

0

Grado de penetración de energías renovables

75 %

Tabla 2.2. Parámetros del sistema eólico-hidraúlico instalado en la isla de El Hierro (España). Fuente: http://www.slideshare.net/eliasja/presentacion-central-hidroelica-el-hierro

Este sistema evita 20 de los 26 petroleros de 2.000 Tm necesarios para satisfacer la demanda energética, con el consiguiente ahorro de emisiones y coste de la energía, asegurando un grado de penetración de las energías renovables del 75%.

2.1.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica La eficiencia energética del ciclo de bombeo en plantas con diseños antiguos puede estar incluso por debajo del 60%, si bien con los nuevos diseños y sistemas utilizados en las nuevas plantas la eficiencia supera el 80%. Hoy en día, tal como se ha constatado más arriba, las centrales hidráulicas de bombeo representan la solución comercialmente más viable y demostrada para el almacenamiento de grandes cantidades de energía con la finalidad de mejorar la calidad de la red eléctrica y su gestión. Los costes estimados de inversión por potencia se sitúan en el rango de entre 350 y 1.500 €/kW; a pesar de que es una tecnología con un alto grado de madurez, todavía precisa y admite numerosas mejoras. –70–

2. Sistemas mecánicos

2.1.6. Ventajas e inconvenientes La principal ventaja de esta tecnología es su madurez. Prácticamente más del 99% de la energía almacenada hoy lo es en base a esta tecnología, y ello está permitiendo a las compañías eléctricas y a los entes gestores de redes eléctricas abordar la calidad de red y la introducción de nuevas fuentes de energía. Asimismo, ofrece interesantes perspectivas para la estandarización de sistemas híbridos combinando centrales de bombeo con plantas de energías eólica y fotovoltaica. También dado su relativamente bajo impacto medioambiental, a la vez que permite utilizar sistemas hidráulicos ya existentes, presenta un alto grado de aceptación social, a diferencia de otras tecnologías mucho menos conocidas y extendidas. A pesar de su alto nivel de inversión inicial, su larga vida útil permite estimar unos muy bajos costes por kWh generado, compatibles con los actuales costes energéticos. Sus inconvenientes hay que hallarlos en: • Las restricciones impuestas por las limitaciones geográficas. • Las limitaciones impuestas por las actuales turbinas reversibles, que no satisfacen todos los requerimientos de estabilidad en la zona de operación entre los dos modos, así como por la falta de flexibilidad en las condiciones de trabajo de las mismas. Actualmente, no permiten bajos regímenes de funcionamiento debido a su alta sensibilidad al nivel hidráulico. • Las limitaciones impuestas por los tiempos de arranque y de transición entre regímenes de funcionamiento. • Al igual que ocurre con otras tecnologías de almacenamiento, no hay todavía desarrollados ni modelos de negocio ni normas de regulación para simulaciones a diferentes plazos temporales ni a diferentes escenarios.

2.1.7. Claves para su desarrollo La forma de operar las centrales de bombeo cambia en función de la cantidad de generación variable integrada en la red. Si bien inicialmente estas plantas operaban en su máxima po–71–

tencia durante varias horas al día para suministrar energía durante el pico de carga, ahora se busca incrementar sus prestaciones para regular frecuencias y, en consecuencia, se precisa poder operar con cada vez menores tiempos de reacción en un amplio rango de potencias. Así, aumentar la flexibilidad de operación es fundamental para su futuro desarrollo. Para ello se requiere que las turbinas sean aptas para generar un amplio rango de potencias y tener simultáneamente la capacidad de regular su velocidad para permitir una mayor regulación de la potencia generada. Los nuevos desarrollos de turbinas deben permitir métodos rápidos de regulación, con capacidad para suministrar potencia en solo unos pocos milisegundos, de forma equivalente a los volantes de inercia. El fuerte incremento en sistemas de almacenamiento que se prevé en los próximos años hace que haya un incremento de explotación más allá del típico rango de desniveles para las centrales de bombeo. Tanto para valores inferiores a los 100 metros como para valores mayores a los 600 metros, la tecnología de turbinas deberá ser optimizada para asegurar la máxima viabilidad, superando las limitaciones geográficas de esta tecnología y asegurando su capacidad de regulación de potencia a partir de sistemas con velocidad controlable o desarrollando sistemas multietapas regulados. Desde el punto de vista del sistema de potencia eléctrico, el punto más crítico es la fiabilidad en el suministro de la potencia, que mayormente afecta a tener un alto grado de flexibilidad solo alcanzable con la descrita capacidad de regulación de los sistemas de turbinas. Así, el mayor reto para esta tecnología PHS radica en su capacidad de desarrollar nuevas turbinas con mayor flexibilidad, mejor diseño hidráulico y mayor vida media, permitiendo operar en rangos de entre el 50/70% y el 100% de su potencia máxima y el uso de velocidad variable regulable. También se requiere una reducción de los tiempos de arranque y de transición entre bombeo y generación. En paralelo, también se han abiertos nuevos retos para desarrollar sistemas basados en el uso del agua del mar o en el uso de aguas subterráneas en combinación con presas en superficie. Otro de los retos importantes para esta tecnología depende de la propia futura evolución, hoy por hoy teórica, de las redes eléctricas. La potencial introducción de redes HVDC, redes de alto voltaje en continua, combinadas con el desarrollo de una gran cantidad de activos de generación conectados a la red, conlleva nuevas necesidades para una regulación ultrarrápida donde las nuevas versiones de esta tecnología, con sistemas de velocidad controlable, permitan satisfacer los requerimientos de regulación. –72–

2. Sistemas mecánicos

Finalmente, hay que reseñar que, aparte de estos puntos puramente tecnológicos, la definitiva implementación de estos sistemas requiere del desarrollo de un modelo de negocio y una regulación que considere la energía generada a partir de estas centrales así como las remuneraciones para compensar las inversiones en flexibilidad, en capacidad de almacenamiento, en corrección de los impactos medioambientales y en el logro de su aceptación social.

2.2. Sistemas de almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) 2.2.1. Conceptos La tecnología de almacenamiento de energía por aire comprimido (Compressed Air Energy Storage o CAES) se basa en utilizar energía eléctrica generada a bajo coste para accionar un compresor. En su forma más simple, el aire comprimido se enfría y se retiene en cavernas o lugares geológicos apropiados o en depósitos terrestres o en recipientes submarinos. En momentos de alta demanda de electricidad, se aporta un suministro de calor al aire comprimido mientras se lo deja expandir a través de turbinas. La energía transferida a las turbinas se convierte en electricidad mediante el uso de generadores eléctricos. En otras palabras, la energía eléctrica barata es transformada en energía potencial del aire presurizado y almacenado en esta forma. Es conocido, especialmente por los amantes al ciclismo que han tenido que inflar un neumático con una mancha manual, que la presurización del aire disipa energía térmica, que a su vez sería susceptible de ser también almacenada para aumentar así la eficiencia de un ciclo de almacenamiento-generación de la energía. Además, como fase inicial a la expansión del aire, este necesita ser calentado para evitar la congelación en el sistema de expansión. Por tanto, en esta fase se podría reutilizar el calor previamente capturado, lo que constituiría un sistema adiabático, o alternativamente utilizar calor de otras fuentes, lo que definiría un sistema diabático. Éste último, el sistema diabático, es el implementado hasta el momento, con unas pocas plantas instaladas y en funcionamiento. Por supuesto, la variante adiabática es más prometedora, ya que ofrece una eficiencia energética mucho mayor. También otras versiones del proceso, –73–

Gas natural Aire

Compresores Motor/generador Turbina de gas Caverna

Figura 2.6. Diseño esquemático de una central diabática de aire comprimido acoplada a un parque eólico. [1] Fuente: http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2010/09/extending-performance-energystorage-takes-on-the-variability-conundrum

como la versión submarina, que permite su instalación junto a molinos eólicos off-shore o incluso en ríos cerca de las ciudades, o la versión isotérmica, dotada de gran modularidad, constituyen nuevas alternativas bajo investigación y prototipaje.

2.2.2. Funcionamiento detallado Plantas en régimen diabático (CAES diabático o convencional) Es el primer tipo de sistema que apareció, y el único actualmente desarrollado en instalaciones de gran tamaño (escala de MW). En intervalos de baja demanda de electricidad, esta se utiliza para accionar turbocompresores que comprimen aire que se almacena en galerías, típicamente cavernas de sal. Cuando –74–

2. Sistemas mecánicos

existe demanda de energía, este aire comprimido se deja expandir accionando una turbina que genera electricidad. Para evitar la bajada de temperatura del aire durante su expansión, el aire se calienta mediante la combustión de gas natural. En esta tecnología se comprime el aire a unos 60-70 bares antes de su almacenamiento. Esta presión se alcanza mediante sucesivas etapas de compresión e intercambio de calor, para terminar el proceso con una temperatura final similar a la ambiental. Este tipo de CAES presenta considerables ineficiencias debido a la pérdida de energía en forma de calor que tiene lugar después de comprimir el aire, que se enfría en la galería, y precisa de combustibles fósiles durante la expansión del gas. Este segundo hecho, además, hace del CAES diabático un sistema de almacenamiento de energía con una significativa huella de CO2. Las dos plantas de CAES que existen en el mundo actualmente son diabáticas. Una de ellas se halla en Huntorf (Alemania), con una capacidad de generación de 290 MW y una eficien-

Figura 2.7. Planta de almacenamiento por aire comprimido en Huntorf (Alemania). Dotada de dos cavernas, posee una capacidad de generación de 290 MW. Fuente: https://www.rwe.com/web/cms/de/183732/rwe/innovation/projekte-technologien/energiespeicher/ druckluftspeicher/technologien/energiespeicher/druckluftspeicher/

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cia del 48%, y la otra en McIntosh (EE.UU.), de 110 MW y con una eficiencia energética del 54%.

Plantas en régimen adiabático (CAES adiabático) Un sistema adiabático de almacenamiento de energía por aire comprimido (A-CAES) es en esencia muy parecido al sistema CAES convencional anteriormente detallado, pero con la incorporación de un material (suele ser un lecho de materiales cerámicos, aunque también se pueden emplear parafinas) que ofrece almacenamiento térmico. Así, el calor generado por la compresión del gas no se pierde sino que se transfiere a dicho material. Este material,

Figura 2.8. Esquema ilustrativo de los componentes de un sistema de almacenamiento adiabático de aire comprimido. El calor necesario para calentar el gas en expansión proviene del líquido almacenado a alta temperatura, evitando así la combustión de gas natural. Fuente: http://www.theengineer.co.uk/in-depth/the-big-story/compressed-air-energy-storage-has-bags-ofpotential/1008374.articlepotential/1008374.article

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2. Sistemas mecánicos

más tarde, cuando haya demanda de generación de electricidad, transferirá el calor al gas en expansión, evitando así la quema de combustibles fósiles y permitiendo una mayor eficiencia de energía en el proceso global. [9,10] El almacenamiento del calor generado durante la compresión del gas para su posterior uso para calentarlo durante su expansión eleva la eficiencia de energía del proceso hasta valores en torno al 70%, por debajo de las eficiencias de los actuales sistemas de bombeo hidráulico. Asimismo, el almacenamiento térmico también suprime la necesidad de quemar gas natural, eliminando así la huella de carbono del proceso. Los materiales que se pueden utilizar para almacenar el calor son cerámicos, ya sean lechos de rocas o bien moldeados en forma de ladrillos a través de los cuales puede circular el aire intercambiando calor aunque también se menciona el uso de parafinas y sales fundidas. Actualmente no existe ninguna planta de almacenamiento por aire comprimido en régimen adiabático. Sin embargo, en Alemania ya se ha proyectado la construcción de una planta demostradora (proyecto ADELE) que ofrecerá una capacidad de almacenamiento de 1 GWh y contará con una capacidad de generación de hasta 200 MW. Se prevé que esta planta sea capaz de relevar 40 aerogeneradores de última generación de 5 MW durante hasta 5 horas de espacio de tiempo sin rachas de viento.

Plantas submarinas de energía (CAES submarino) Esta variante de almacenamiento por aire comprimido contiene la particularidad de que los tanques que almacenan el aire comprimido se hallan sumergidos en agua, típicamente un mar, un río o un lago. La electricidad sobrante producida por aerogeneradores o bien de bajo coste se hace llegar a plataformas submarinas, donde los compresores presurizan aire atmosférico a la presión existente en el lecho del mar, río o lago donde se encuentra dicha plataforma. Existen varios proyectos basados en esta tecnología, algunos de los cuales contarían con sistemas de almacenamiento térmico basados en soluciones acuosas que permitirían una eficiencia de energía de alrededor del 70%. El CAES submarino presenta ciertas ventajas respecto al CAES convencional: • No cuenta con la gran limitación geológica impuesta por la existencia de cavernas. • Diseño modular fácilmente escalable. –77–

Figura 2.9. Depósitos submarinos hinchables en un estudio piloto en Canadá. Fuente: http://www.sustainx.com/

• Eficiencia entre un 10 y un 20% mayor que en el CAES convencional. • Tiempo de arranque inferior al del CAES convencional y al del CAES adiabático (menos de 2 minutos). La perspectiva más interesante que presenta el CAES submarino es una integración parcial de la energía eólica marina. Actualmente, la mayor parte de la electricidad generada a partir de energía eólica marina (como la eólica terrestre) no se almacena, lo que dificulta la gestión de la red eléctrica, dado el carácter fluctuante de esta fuente de energía. Una plena integración de la eólica marina con sistemas de almacenamiento no es viable económicamente, pues la capacidad de almacenamiento del sistema siempre limitaría la capacidad de generación de los aerogeneradores. Pero una integración parcial, donde una parte de la energía generada por los aerogeneradores es almacenada como CAES, valoriza altamente esta energía, que ya no es fluctuante. Esta opción también implica una reducción de costes muy importante en aplazamiento de ampliación de infraestructuras de transporte y distribución de electricidad. –78–

2. Sistemas mecánicos

La canadiense Hydrostor tiene planeada la construcción de un sistema a 7 km de las orillas de Toronto con capacidad de generación de 1 MW y 4 MWh de capacidad de almacenamiento con la finalidad principal de almacenar parte del superávit de energía eólica producida durante la noche.

Plantas isotérmicas (CAES isotérmico) El almacenamiento de energía isotérmico por aire comprimido también pretende superar algunas de las limitaciones del CAES tradicional (diabático) y del CAES adiabático. El CAES isotérmico (ICAES) es una tecnología modular. Cada módulo está equipado con cigüeñales para la compresión y la expansión del gas. Los cigüeñales transforman el movimiento rotatorio de un generador en movimiento rectilíneo de un émbolo que comprime el gas. Para asegurar que el proceso sea isotérmico se emplean intercambiadores de calor metálicos y agua como elemento de disipación o suministro del calor del proceso. El aire comprimido se almacena en compartimentos tubulares de acero. En el CAES isotérmico se retira calor constantemente durante la compresión del gas, y se añade constantemente durante su expansión, con la finalidad de mantener un proceso isotérmico, y controlar así la curva de presión-volumen para que se asemeje a una isoterma, comportando así unas mínimas pérdidas de energía. Las altas transferencias de calor a mínimo gradiente de temperatura son un reto tecnológico y para ello se requieren grandes áreas

Figura 2.10. Sistema de CAES isotérmico de la empresa SustainX. Fuente: http://climatetechwiki.org/technology/jiqweb-es-fw

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superficiales de contacto en los intercambiadores de calor implicados en el proceso. La eficiencia energética esperable de este proceso se encuentra en el rango de entre el 70 y el 80%. Entre las ventajas del CAES isotérmico destacan: • Flexibilidad: puede ser ubicado sin restricciones geológicas impuestas por la existencia de cavernas. • Cero emisiones: el proceso isotérmico no consume fuel ni produce emisiones. • Componentes de fiabilidad ya probada: cigüeñal, generador y almacenamiento en recipientes tubulares de acero. • Escalabilidad: la potencia y la capacidad de almacenamiento son escalables de forma independiente. Esta versión de la tecnología CAES ofrece grandes posibilidades, si bien está todavía en desarrollo para grandes instalaciones: • Buena alternativa a ampliaciones de transporte y distribución de electricidad, permitiendo una reducción sustancial de costes. • Integración de fuentes de energía renovables. • Elimina la necesidad de sistemas auxiliares de estabilización de la red eléctrica que requieren combustible diesel. • Capacidad de ofrecer picos de potencia pudiendo sustituir plantas de gas natural. En 2009 ya se desarrollaron prototipos iniciales de 1 kW de potencia y 5 kWh de capacidad de almacenamiento. La empresa SustainX, ya a finales de 2010, diseñaba un sistema piloto con una potencia de 40 kW y actualmente está cerca de poder ofrecer unidades comerciales con potencias de hasta 1,5-2 MW.

2.2.3. Campos de aplicación El CAES es aconsejable como alternativa para un amplio rango de aplicaciones que van de gran a pequeña escala de almacenamiento. Probablemente, el sector de mercado más atracti–80–

2. Sistemas mecánicos

vo para esta tecnología está en las aplicaciones de eólica marina como elemento para obtener el balanceo de generación de potencia entre oferta y demanda, así como de sistema de restablecimiento del sistema. El creciente número de plantas de gran escala de granjas eólicas marinas en el norte de Europa podría constituir su primer mercado. Sin embargo, CAES no es todavía económicamente viable si únicamente se basa en este mercado. Otros mercados deberían ser accesibles para asegurar los ingresos necesarios para justificar dicha industria. Por eso, CAES también se orienta a las redes de voltaje intermedio como soporte a la red de distribución.

2.2.4. Ejemplos prácticos A pesar de la relativamente alta madurez de la tecnología CAES, existen pocos ejemplos a gran escala, si bien el número de proyectos implementando nuevos demostradores presenta un gran crecimiento y, al mismo tiempo, presenta grandes elementos de evolución de la tecnología CAES en todas sus modalidades: 1. La primera generación de CAES corresponde a los sistemas comercialmente en explotación. La planta de Huntdorf (Alemania) está funcionando desde 1978 y la de McIntosh (EE.UU.) lo está desde 1991. 2. La segunda generación de CAES no está todavía en su fase comercial. Las actividades precomerciales van orientadas a las diferentes alternativas para incrementar la eficiencia del ciclo, aumentar la vida media del sistema y sus componentes y disminuir costes. 3. La tercera generación de CAES en fase de validación experimental va dirigida a tener un sistema CAES sin emisiones de CO2 provocadas por el consumo de combustible en la fase de expansión del aire. El anteriormente citado proyecto ADELE es su ejemplo más representativo.

2.2.5. Cuantificación energética y evaluación económica Es posible construir sistemas con potencias asociadas de centenares de MW a GW y con capacidades de horas. Sus costes oscilan en función del tipo y del tamaño. Se estiman unos costes del orden de 200-250 €/kWh o, en función de la potencia esperada y de la tipología de la instalación, unos costes en el rango de 500-2.200 €/kW. –81–

Sus eficiencias de ciclo son del 55% para un sistema diabático, aumentando al 70% para un sistema adiabático e incluso al 75% para un sistema isotérmico. Recientemente, también ha sido propuesto por Air Products un sistema que llega a la licuefacción del aire, lo que permite una más fácil forma de almacenar, evitando la dependencia de la ubicación, si bien sus costes permanecen en la gama alta.

2.2.6. Ventajas e inconvenientes A pesar de estar poco implementada, es una tecnología relativamente madura y simple en sus componentes y podría estar, a diferencia de otras tecnologías, de forma rápida en el mercado. Al mismo tiempo, ofrece variantes muy atractivas para consolidar sistemas con eficiencias de ciclo en el orden del 75% de acuerdo con las nuevas versiones de la tecnología, si bien los sistemas actuales solo presentan un escaso 50% en su ciclo AC-AC. Sin embargo, su principal activador, las granjas eólicas y fotovoltaicas ubicadas en lugares donde el almacenamiento de bombeo hidráulico no sería probablemente la primera opción, no tiene todavía los incentivos suficientes para incorporar el precio del almacenamiento en sus costes.

2.2.7. Claves para su desarrollo futuro Probablemente uno de los mayores retos para la tecnología CAES sea la reducción de sus costes al menos en un orden de magnitud. Costes de 20 a 30 €/kWh, con eficiencias AC-AC del orden del 75% y con emisiones cero de CO2 son necesarios para asegurar su competitividad. Para ello, nuevos sistemas compresores y de expansión del aire deben ser desarrollados y adaptados para sus diferentes opciones diabáticas, adiabáticas e isotérmicas. También, aparte de más avanzados estudios geológicos sobre algunas de sus potenciales ubicaciones (terrestres o submarinas), su evolución requiere de estudios sobre nuevos materiales baratos, con alta capacidad calorífica, buena conductividad térmica y baja degradación, aptos para la captura y la gestión del calor almacenado para el A-CAES, o sobre los recipientes capaces de aguantar más de 300 bares y gradientes térmicos de 600 °C para el CAES isotérmico. –82–

2. Sistemas mecánicos

Otra posibilidad futura para satisfacer los anteriores requerimientos sería el desarrollo de sistemas adiabáticos a baja temperatura, LTA-CAES.

2.3. Volantes de inercia 2.3.1. Conceptos Los volantes de inercia son dispositivos mecánicos que permiten el almacenamiento de energía cinética de rotación que es facilitada por un motor eléctrico, de la misma manera que se utiliza una cuerda enrollada a la peonza para comunicarle energía cinética rotacional. Estos dispositivos se caracterizan por su elevado momento de inercia, lo que les confiere una gran resistencia a los cambios de energía rotacional. Fundamentalmente, se puede considerar una batería mecánica que requiere para cargarse un aporte de energía que aumente su velocidad de rotación, función que realiza la máquina eléctrica conectada al volante de inercia cuando dicha máquina trabaja como motor eléctrico. Al igual que ocurre con la peonza, es esencial que las pérdidas por rozamiento estén minimizadas. Cuando ya está rotando, la cantidad de energía que almacena depende de su velocidad de rotación y de su momento de inercia. La energía almacenada se recupera desacelerando el volante de inercia mediante un par motor y devolviendo así la energía cinética a la máquina eléctrica a la que está conectado el volante de inercia. Esta máquina eléctrica deja su función de motor y pasa a ejercer las funciones de generador. Los volantes de inercia se caracterizan por ser una tecnología rápida de almacenamiento de energía.

2.3.2. Funcionamiento detallado El volante de inercia es un dispositivo mecánico innovador que existe desde hace cientos de años como vector energético. Con los avances en tecnología de materiales, han ido apa–83–

reciendo volantes de inercia más modernos que los iniciales, desarrollados en el siglo XIX después de la invención de la máquina de vapor. En aquellos tiempos, los volantes de inercia eran simplemente discos de acero. Finalmente, los inventores y diseñadores han desarrollado los super flywheels, dotados de una densidad de energía mucho mayor y con riesgos muy reducidos para la seguridad en caso de fallo del sistema. Con las ventajas obtenidas con los nuevos materiales es factible reducir pérdidas. Así, cuando el motor eléctrico comunica un par T al volante de inercia con un momento de inercia J, la velocidad angular aumenta hasta alcanzar su velocidad límite y almacenando energía cinética. Solo las pequeñas pérdidas del motor y los rozamientos producirán una leve disminución de la energía almacenada. Para recuperar la energía, la máquina eléctrica, actuando como generador, aplica un par negativo, -T, que contribuirá a un ritmo de frenado según T/J y permitirá recuperar la energía cinética bajo forma eléctrica a la salida del generador. Los volantes de inercia pueden ser divididos en dos grupos: • Sistemas de rotor metálico convencional de baja velocidad (alrededor de 5.000 rpm). Se usan habitualmente para almacenamiento de energía de corta a media duración (de segundos a unos pocos minutos). • Sistemas de composite metálico de alta velocidad (10.000-50.000 rpm). Gran parte de la I+D actual está enfocada hacia este tipo de sistemas, que pueden ofrecer potencias de entre 100 y 250 kW, con capacidades de almacenamiento de entre 3 y 25kWh. También se mencionan unidades capaces de operar en la escala de MW, pero están aún en fase de demostración. El rotor de inercia es el componente central del sistema de almacenamiento basado en esta tecnología. Los volantes de inercia, también llamados rotores, pueden variar en forma, tamaño y composición de sus materiales. Un modo de caracterizar su forma depende de su geometría, y por tanto de su momento de inercia. En la mayor parte de volantes de inercia se requiere de una cobertura exterior para mantener el vacío y ofrecer una barrera protectora del contacto con el disco y también contra un posible fallo. En aplicaciones donde el volante de inercia puede alcanzar velocidades de –84–

2. Sistemas mecánicos Elemento de sujección Generador

Soporte magnético radial Borde de composite

Carcasa

Soporte magnético

Elemento de sujección

Figura 2.11. Esquema de los componentes de un volante de inercia. Fuente: http://www.businessandleadership.com/news/item/31973-chinese-xemc-group-and-gael

hasta 50.000 rpm, la resistencia aerodinámica puede contribuir a las pérdidas significativas de energía. Para estos casos, la cubierta necesita aportar una cavidad para el vacío. Para evitar pérdidas por rozamiento se utilizan suspensores magnéticos que mantienen el rotor suspendido, eliminando así completamente la fricción. En cuando a la densidad de energía, los volantes de inercia se dividen en tres categorías: – Baja densidad de energía: < 10 Wh/kg – Densidad de energía media: 10-25 Wh/kg – Alta densidad de energía: > 25 Wh/kg Dado que la potencia depende del sistema eléctrico y la energía almacenada más bien del rotor, es posible desacoplar la dependencia energética de la potencia en su diseño. Además, teniendo presentes los nuevos materiales utilizados, con muy bajos niveles de desgaste, estos sistemas presentan una larga vida media permitiendo un gran número de ciclos.

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2.3.3. Campos de aplicación Entre las aplicaciones principales de los volantes de inercia se encuentran los sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI), de los que posee una cuota de mercado de más del 6%. Asimismo, esta tecnología también es muy importante en aplicaciones de estabilización de frecuencia de la red, para la cual la rápida velocidad de respuesta de los volantes de inercia ofrece una gran fiabilidad. Su rápida respuesta permite asegurar el aporte en un breve intervalo de tiempo de grandes cantidades de energía, por lo que constituye un magnífico complemento para la regulación de frecuencia y voltaje en la red cuando hay fuentes renovables de generación de energía como las granjas de energía eólica y/o fotovoltaica o en redes inteligentes. También ha sido propuesto su uso en aplicaciones en el sector del transporte (trenes, transbordadores, autobuses eléctricos) o en sistemas, como ascensores y grúas, en los que es preciso un suministro de energía durante un breve intervalo de tiempo. Dada la limitación física de los rotores, no es posible acumular elevadas cantidades de energía por lo que en muchas de sus aplicaciones los volantes de inercia constituyen un complemento que se añade como prestación a las tecnologías más convencionales de almacenamiento, que aseguran un suministro más continuado de energía. De esta manera se puede asegurar una mejor vida media del sistema al evitar a las baterías, por ejemplo, picos de descarga energética.

2.3.4. Ejemplos prácticos Un ejemplo interesante de aplicación de los volantes de inercia es la planta de regulación de Stephentown (EE.UU.), de 20 MW de potencia, construida para absorber y descargar energía a la red eléctrica, haciendo así posible la utilización de fuentes de energía renovables como la solar y la eólica.

2.3.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica El uso de nuevos materiales permite reducir la fricción y asegurar un gran número de ciclos -más de 100.000-, pero la capacidad de almacenamiento de energía cinética por kg del rotor –86–

2. Sistemas mecánicos

Figura 2.12. Módulo de 1 MW / 250 kWh de la planta de regulación de frecuencia con volantes de inercia en Stephentown (EE.UU.). Cada volante de inercia ofrece una potencia de 100 kW y una capacidad de almacenamiento de 25 kWh. Fuente: http://www.cleanenergyactionproject.com/CleanEnergyActionProject/Energy_Storage_Case_Studies_ files/Beacon%20Power%20Stephentown%20Advanced%20Energy%20Storage%20.pdf

limita la cantidad total de energía almacenada y complica el diseño y el coste del mismo. Valores de pocas decenas de kWh son factibles hoy en día con potencias también de pocos centenares de kW (250 kW). Los costes estimados con las prestaciones actuales de los volantes de inercia se sitúan en el rango de 3.000 €/kWh de capacidad o 1.000 €/kW de potencia.

2.3.6. Ventajas e inconvenientes Los volantes de inercia presentan numerosas ventajas que hay que centrar y focalizar principalmente en sus características de potencia/energía: • No contienen sustancias tóxicas como las baterías. • Elevada densidad de potencia y de energía. • Muy rápida capacidad de respuesta. –87–

• Poco mantenimiento y esperanza de vida de 20 años (más de 100.000 ciclos). • Elevada eficiencia de energía (alrededor del 85%). Una apreciación más optimista permitiría afirmar que estos sistemas podrían alcanzar eficiencias en torno al 99%. Sin embargo, en los ejemplos reales se encuentran en torno al 85%. [8] Aparte de las ventajas mencionadas, los volantes de inercia pueden ser construidos en una gran variedad de formas y tamaños, desde unos pocos kilogramos hasta varios centenares de toneladas, lo que los hace viables para una larga lista de aplicaciones. Los volantes de inercia también presentan desventajas, destacando entre ellas: • Elevado coste inicial del dispositivo, de 3.000 €/kWh. En los próximos años será preciso hacer decrecer al menos un factor 4 ó 6 para asegurar su penetración en el mercado energético como elemento complementario al almacenamiento a gran escala. • Utilización de equipamiento pesado para asegurar su correcto funcionamiento. En general, los volantes de inercia tienen un coste inicial mucho mayor que las baterías, pero requieren menos mantenimiento y presentan una mayor durabilidad.

2.3.7. Claves para su desarrollo futuro Diversos puntos son esenciales para la evolución y consolidación del mercado de los volantes de inercia: • Es crucial el desarrollo de nuevos materiales que permitan el diseño y la fabricación de los volantes de inercia a menores costes y con prestaciones energéticas mejoradas. Alcanzar mayores rangos de energía es crítico, pero para ello es preciso disponer de materiales más resistentes a la deformación causada por las fuerzas centrífugas. De hecho, es el material del rotor el limitante de la capacidad energética del sistema. • El desarrollo de nuevas máquinas eléctricas que permitan intercambiar energía con la carga o la red de forma más rápida y con mayores capacidades de potencia. Es el sistema eléctrico que actúa de generador el limitante de la potencia.

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2. Sistemas mecánicos

• El desarrollo de nuevas técnicas de rodamientos. Es preciso tener presente que estos sistemas trabajan a velocidades de más de 10.000 revoluciones por minuto, por lo que los rodamientos tradicionales presentan problemas. Nuevas técnicas de rodamientos magnéticos o de levitación utilizando superconductores están en desarrollo pero todavía precisan probar su fiabilidad y durabilidad. • Nuevos sistemas de control digital y de comunicaciones para facilitar el control del sistema, cuya característica esencial es su velocidad de respuesta a la vez que incrementa el valor y el papel de la electrónica de potencia. • Sistemas de seguridad mejorados.

2.4. Tabla resumen Tecnologías de almacenamiento de energía mecánica. Tecnología

Eficiencia

Coste de inversión (por kW instalado)

Ventajas

Desventajas

Hidráulica-bombeo

>80% (en instalaciones modernas)

350-1500 €

Madurez, larga vida útil, gran capacidad de almacenamiento, bajo coste por kWh, buena combinación con eólica y fotovoltaica

Tiempo de respuesta lento, no compatible con bajos régimenes de operación, limitación geográfica

Volante de inercia

85%

1000 €

Bajo tiempo de respuesta, elevada densidad de potencia y energía, poco mantenimiento, larga vida útil (20 años)

Elevado coste, utilización de equipamiento pesado

Aire comprimido

50% (adiabático: 70%, isotérmico: 75%)

500-2200 €

Gran capacidad de almacenamiento, madura y rápidamente implementable en el mercado, potencial de mejora (modo adiabático, isotérmico)

Bajo rendimiento (diabático), alta complejidad del sistema (adiabático)

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Referencias [1] Ingram E. Pumped storage development activity snapshots. Hydro Review, December 2009, 12-25. [2] European Commision. European energy pocket book 2010. http://ec.europa.eu/energy/ publications/doc/statistics/part_2_energy_pocket_book_2010.pdf (último acceso: mayo de 2013). [3] EIA. Electric power annual 2009. Energy Information Administration, U.S. Department of Energy. Washington DC. 2010. [4] FEPC. Electricity Review Japan 2010. The Federation of Electricity Companies of Japan. http://www.fepc.or.jp/english/library/electricity_eview_japan/__icsFiles/afieldfile/2010/09/07/ERJ2010_2.pdf (último acceso: mayo de 2013). [5] Peng W, Chen D. Some considerations on the development of pumped hydroelectric storage power station in China. State Electricity Regularoty Commission, People’s Republic of China. 2010. [6] APS Panel on Public Affairs Committee on Energy Environment. Challenges of electricity storage technologies. American Physical Society. 2007. [7] Yang C-J, Jackson R. Opportunities and barriers to pumped-hydro energy storage in the United States. Renewable and sustainable Energy Reviews 2011;15(1):839-844. [8] M. Lazarewicz, J. Judson. Performance of First 20 MW Commercial Flywheel Frequency Regulation Plant. ESA 2011 Annual Meeting. June 7, 2011. San Jose, CA. [9] Whitepaper: Crotogino. Druckluftspeicher-Gasturbinen-Kraftwerke zum Ausgleich luktuirender Windenergie-Produktion. [10] http://www.rwe.com/web/cms/en/183732/rwe/innovation/projects-technologies/energystorage/compressed-air-energy-storage/

–90–

3 Sistemas electroquímicos

Las baterías están basadas en la combinación de procesos de oxidación y de reducción. Un proceso de oxidación es el que tiene lugar sobre un componente que pierde o libera electrones en la reacción. Un proceso de reducción es la reacción en la que el componente gana o captura electrones. La oxidación tiene lugar en el ánodo, que es el electrodo que capta los electrones entregados por el compuesto, mientras que la reducción tiene lugar en el cátodo, que es el electrodo que suministra los electrones que se ganan por parte del compuesto. Para que el proceso sea sostenido y se mantenga de forma continua, es preciso asegurar la circulación de los electrones desde el lugar de oxidación al de reducción y evitar la acumulación de cargas eléctricas que bloquearían la reacción. Hay que contar con un colector de electrones que dé un camino de extracción de esta carga, los electrones, producida por la reacción química de oxidación. Esta vía, constituida por un circuito externo, termina en el cátodo, donde el flujo de electrones es utilizado para reducir el correspondiente componente químico. Esta parte cierra el circuito eléctrico exterior. Tal como se deduce de este comportamiento y su descripción en la figura 3.1, hay que distinguir dos semirreacciones, una de oxidación y otra de reducción, que en su conjunto definen la reacción global. Para poder cerrar el circuito eléctrico global que nos asegure el paso de la corriente eléctrica, hay que mantener un medio apto para la circulación de los iones (o electrolito). Se trata de mantener un camino interno entre el ánodo y el cátodo para la circulación de los iones producidos (figura 3.1a). Este camino interno puede ser desde un simple medio ácido utilizado en la primera pila de Volta (fieltros empapados con un medio líquido ácido), hasta un electrolito líquido separado –91–

Voltímetro e–

e+ Cátodo de cobre

Ánodo de zinc

Cotton plugs

a

Solución ZnSO4

Solución CuSO4

b

Cátodo Carbono

Mn O2 + +NH4Cl + ZnCI2

Grafito

Zinc

MnO2 (+C) NH4Cl (+Zn Cl2)

Electrolito Aislante

Barra de carbón (cortado)

Zn

Zinc (Anodo)

Ánodo

c

d

e

Figura 3.1. a) Celda electroquímica con puente salino; b) Celda electroquímica con membrana de separación; c, d, e) Diferentes esquemas de pilas electroquímicas secas basadas en electrolitos sólidos.

mediante una membrana en catolito y anolito (figura 3.1b). Puede ser también un medio alcalino. A su vez, estos medios pueden ser electrolitos líquidos o sólidos (figura 3.1c, d y e). Este proceso de reacción electroquímica se podrá mantener mientras existan las especies electroactivas que participan en la oxidación y la reducción o estas sean regeneradas desde el exterior. Para poder ser regeneradas de forma eficiente es preciso aportar la suficiente cantidad de energía externa: esta es la alternativa para sistemas recargables. A continuación se describe en primer lugar lo esencial del conjunto de sistemas electroquímicos de almacenamiento, para detallar posteriormente las características de las principales baterías y sistemas. –92–

3. Sistemas electroquímicos

3.1. Conceptos Las baterías son dispositivos multiceldas de almacenamiento de energía basados en una variedad de sistemas químicos específicos que permiten la transformación de energía química en energía eléctrica (y viceversa), mediante procesos electroquímicos de oxidación/reducción. Las celdas están constituidas por dos electrodos –denominados ánodo y cátodo– y un electrolito encerrado entre los dos electrodos en el recipiente contenedor. Las celdas suministran un flujo de electrones (densidad de corriente A/cm2) a partir de las reacciones químicas asociadas al sistema químico específico y a su capacidad de interactuar con los electrodos. Los diferentes tipos de celdas o unidades electroquímicas simples se clasifican por su tensión de trabajo (V), que está ligada a la diferencia de potencial experimentada por el electrón entre su estado inicial y su estado final (normalmente entre 1 y 4 voltios). Estas características, la densidad de corriente (A/cm2) y la tensión de trabajo (V), determinan la potencia y la energía almacenada o liberada durante el proceso electroquímico, y dependen del par de componentes químicos de oxidación y reducción utilizados y de la capacidad de acumulación del mismo. Dado el alto carácter modular de las celdas simples, estas unidades son fácilmente conectables en serie para obtener mayores voltajes, y pueden ser combinadas para definir sistemas de almacenamiento o baterías con más elevadas potencia y capacidad energética, para satisfacer las crecientes demandas del sistema eléctrico, incluida la movilidad o portabilidad eléctricas. La especie o componente oxidada y la especie o componente reducida de una semirreacción redox forman lo que se llama un par redox. A lo largo de la evolución de las pilas electroquímicas se han propuestos diferentes pares, de acuerdo con la tecnología disponible para combinar los diferentes tipos de electrolitos. La tecnología asociada a los sistemas electroquímicos de almacenamiento de energía es una tecnología madura, y ha sido utilizada en diferentes productos industriales desde hace más de 100 años. La demanda de los productos de electrónica portátil y de movilidad eléctrica ha supuesto un empuje con notables avances. Desde el punto de vista de su aplicación a la red eléctrica, es una tecnología aún relativamente muy joven. –93–

Los sistemas de baterías más utilizados son: 1. Plomo-ácido (Pb) 2. Alcalinas: 1. Níquel-cadmio (Ni-Cd) 2. Níquel-zinc (alcalinas) 3. Níquel-hidruros metálicos (Ni-MH) 3. Sodio alta temperatura: 1. Sodio-azufre (Na-S) 2. Sodio-cloruro de níquel (Na-NiCl2, zebra) 4. Litio: 1. Ion-litio 2. Litio-polímero 5. Flujo redox: 1- Vanadio (VFR) 2. Zinc-bromo (Zn-Br) 6. Capacidades electroquímicas 7. Metal-aire De todas ellas, considerando las aplicaciones en las redes eléctricas, solo las tecnologías de plomo-ácido y sodio-azufre presentan un amplio portafolio comercial consolidado. Las baterías de zinc-bromo (ZnBr), vanadio (VFR), níquel-hidruros metálicos (NiMH), litio, zebra y “capacidades electroquímicas” están en las fases de demostración, en pruebas de campo y/o en su transición a producto comercial consolidado. Otras tecnologías, como metal-aire, nuevas versiones avanzadas de ion-litio, ion-sodio, magnesio y nano-“supercapacidades” están todavía en su fase de desarrollo.

–94–

3. Sistemas electroquímicos

Tipo de celda electroquímica

Voltaje circuito abierto (V)

Plomo-ácido

2,1

Plomo-carbón

2,1

Ni-Cd

1,35

Vanadio flujo redox

1,4

Na-S

2,1

Zebra

2,6

Ion-litio Carbón-LiCoO2

3-4

Ion-litio Li4Ti5O12/LiFePO4

1,7

Tabla 3.1. Voltaje en circuito abierto de las celdas electroquímicas más representativas. Fuente: IREC.

3.2. Funcionamiento detallado Cada celda de una batería tiene los siguientes componentes: • Dos parejas electroquímicamente activas: • Una en el ánodo; es el par que participa en la semirreacción de oxidación. • Otra en el cátodo; es la que participa en la semirreacción de reducción. • Un electrolito, que es un medio aislante electrónicamente y conductor de iones y que puede ser sólido o líquido. • Dos electrodos (ánodo y cátodo). • Un separador o membrana para aislar los dos electrodos evitando el cortocircuito y permitiendo el paso de iones. • Un contenedor que hace las veces de embalaje/cierre del sistema.

–95–

Con esta configuración, los electrones fluyen desde un electrodo al otro a través de un circuito externo, mientras que, al mismo tiempo, la electroneutralidad está asegurada por el transporte de iones a través del electrolito. En base a ello, cuando una de las semirreacciones redox se termina por agotamiento del componente correspondiente, el flujo de electrones se detiene. En estos casos, si el proceso se puede invertir aplicando una corriente externa para promover los electrones de los estados de mínima energía a los de máxima, las baterías se pueden recargar y puede repetirse este ciclo. En la en la figura 3.2 se presenta un ejemplo y el funcionamiento de la batería recargable. Tal como se indica en este esquema, durante el proceso de carga los electrones son extraídos del cátodo, oxidando las especies electroactivas de la zona del catolito. Estas son regeneradas de su estado reducido al oxidado perdiendo electrones y, a través del circuito exterior, el flujo de estos electrones es inyectado en el ánodo para reducir las especies electroactivas de la zona del anolito. Estas especies son regeneradas de su estado oxidado al reducido, ganando electrones. De esta forma, la celda electroquímica acumula energía eléctrica en forma de energía química, que posteriormente podrá suministrar como electricidad de forma progresiva. Llegados a este punto, conviene observar que tanto la extracción de carga como su inyección se realizan a través de los electrodos, por lo que debe asegurarse que todas las especies electroactivas se vean envueltas en estos procesos de carga para poder mantener el nivel de capacidad de almacenamiento de energía. Ello requiere un diseño de batería que garantice un sistema de gestión seguro y fiable. Por esta razón, se requiere una comprensión del envejecimiento y el mecanismo de degradación de las baterías que facilite el desarrollo de las mismas. Volta presentó su primer prototipo de sistema electroquímico en 1800. Desde entonces ha habido numerosas mejoras en las prestaciones de estos sistemas. Especialmente en los últimos 50 años, en los que los sistemas electrónicos y la movilidad eléctrica han estimulado el desarrollo de estas tecnologías. Actualmente, estos sistemas electroquímicos ofrecen eficiencias en el rango de un 70-95%, dependiendo del estado de carga, de las condiciones de descarga y de la tecnología. Las tecnologías de ion-litio y las de los supercondensadores son las de máxima eficacia.

–96–

3. Sistemas electroquímicos

Red externa

Control Descarga

Carga

e–

Electrodo – (ánodo)

– + Descarga Carga +

–

+ Catión

Electrodo + (cátodo)

N baterías conectadas en serie/paralelo

– Anión

Figura 3.2. Principio de trabajo de un dispositivo de almacenamiento de energía en batería: durante la descarga, se producen reacciones electroquímicas en los electrodos y la generación de un flujo de electrones a través del circuito externo del cátodo al ánodo. En la recarga, un potencial externo es aplicado a través de los electrodos, invirtiéndose las reacciones.

3.3. Campos de aplicación En el campo de las redes eléctricas, los sistemas electroquímicos constituyen una gran expectativa como elementos de almacenamiento de energía eléctrica en los diferentes modelos de redes menos centralizados, con un mayor grado de fuentes distribuidas, con un incremento de fuentes renovables y con un sistema de gestión más inteligente que implique a los usuarios finales. Con excepción de los supercondensadores, solo recomendables para contribuir a la calidad de la red, las demás tecnologías son aptas para la integración de fuentes renovables y desplazamientos temporales entre generación y consumo de energía. Asimismo, dependiendo de las capacidades energéticas y los costes alcanzables, todas las tecnologías expuestas pueden ser elementos útiles como sistemas de almacenamiento de energía descentralizados y para ayudar a mantener el balance instantáneo entre generación y consumo, siempre que puedan contribuir en unos 30 segundos y al menos durante 15 minutos. –97–

Además, también son elementos necesarios para asegurar un mejor control de voltaje y de frecuencia, y ayudar en el proceso del restablecimiento operativo de una planta sin ninguna dependencia de la red de transmisión. Hoy por hoy, constituyen la alternativa para satisfacer las necesidades de la electrónica móvil, y de hecho esta ha sido la razón y la causa de su desarrollo. Los sistemas electrónicos y los sistemas de comunicaciones han crecido en conjunción con su capacidad de disponibilidad de energía eléctrica móvil facilitada por estos sistemas electroquímicos. Actualmente, el desarrollo del automóvil totalmente eléctrico es también parejo con el desarrollo de las tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica por medios electroquímicos. Hay que destacar que los avances producidos en estos campos de aplicación sirven de punto de partida y promoción de las tecnologías electroquímicas para su aplicación en redes eléctricas, aunque deben superar la escalabilidad de almacenamiento de energía a órdenes de magnitud superior. Mientras en un automóvil se precisan menos de 50 kWh para autonomías de entre 100 y 200 km, para aplicaciones en redes eléctricas el interés empezaría a partir de estos valores de energía para almacenamiento altamente distribuido a nivel de usuario final y con valores por encima del MWh para redes de distribución y transmisión.

3.4. Niveles de implantación Actualmente, la potencia de almacenamiento de sistemas electroquímicos instalados en redes eléctricas es a nivel mundial muy pequeña, por debajo de 1 GW, ya que mayoritariamente los sistemas disponibles son los basados en hidráulica de bombeo (99%). Con excepción de la tecnología sodio-azufre (Na-S), con elementos de varios MWh fabricados por la firma japonesa NGK, las otras tecnologías solo disponen de algunas instalaciones testimoniales, con capacidades del orden de MWh y en muchos casos meramente representativos de su evaluación de campo. Solo un paulatino aumento en la introducción y el uso de renovables, acompañado de la exigencia de una mayor calidad de red, impulsarán el potencial mercado de estas tecnologías en el área de las redes eléctricas. Actualmente, la industria de baterías tiene principalmente centrada su producción industrial en serie en el sector de la movilidad eléctrica y en la electrónica y comunicaciones portátiles. –98–

3. Sistemas electroquímicos

Mientras que para el sector de sistemas electrónicos y de las comunicaciones se ha experimentado una evolución e implementación muy exitosa y madura, en el sector de la movilidad electrónica la situación es más prometedora que exitosa, y no se puede considerar madura. Tanto el coste como el peso por kWh de la batería están lejos de los objetivos necesarios para lograr una amplia y real implantación. Las prestaciones de durabilidad y la facilidad de reciclaje están pendientes también de poder satisfacer la demanda del sector industrial automovilístico. Sin embargo, los sistemas ya implementados han contribuido a crear ya un enorme mercado que sirve como base y fundamentación para su futura expansión consolidada en el área de las redes eléctricas.

3.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica Para comparar las prestaciones ofrecidas por estas diferentes tecnologías de almacenamiento electroquímico se deben previamente definir algunos criterios básicos de comparación (figuras de mérito), para poder juzgar adecuadamente sus características y capacidades: • El primer concepto corresponde a la densidad volumétrica o a la densidad másica. ¿Cuál es la energía, Wh, por kilo, kg, o por litro, l? (Wh/kg; Wh/l). • El segundo corresponde al número de ciclos previstos sin pérdidas mayores del 80% en su capacidad de almacenamiento. • El tercero concierne a los costes de inversión global o bien por ciclo, que en definitiva significan la valorización de la repercusión de los costes de almacenaje sobre los costes de la energía (6 c€/kWh). Las propiedades y características para acometer el mercado con prestaciones competitivas son las detalladas en la tabla 3.2: En esta tabla, uno de los parámetros más significativos y limitativos para una rápida implantación es el coste de la energía por ciclo. Para conseguir costes bajos y competitivos es preciso tener una larga vida media con pocos costes de mantenimientos, lo que permite alcanzar un muy elevado número de ciclos. Esto solo es factible actualmente por las tecnologías de sodio-azufre y las baterías de flujo redox de vanadio. Las demás no aseguran todavía un –99–

Tecnología Plomo-ácido

Densidad volumétrica Wh/l

Densidad másica Wh/kg

Número de ciclos

Costes de inversión k€/kWh o k€/kW

Costes por ciclo €/kWh/ciclo

140-250

60-100

>3.000

150-100

5.000

200

50

>40

>30.000

3.000

En el 2050 200/kWh

Ion-litio versión potencia

220

100

10.000

En el 2050 < 20/kW

350-500

350-500

3.000

3.000

300-500/kWh

Tecnología basada en el uso de litio Ion-litio basada en Co

Li-S Li-aire

Costes de inversión k€/kWh o k€/kW

Tabla 3.3. Tipología de baterías basadas en litio. Fuente: IREC.

3.6. Ventajas e inconvenientes Probablemente la principal ventaja de la tecnología basada en almacenamiento electroquímico sea su modularidad, basada en el apilamiento y combinación de celdas para alcanzar las capacidades energéticas y potencias requeridas, junto a un relativamente pequeño tiempo de respuesta. Estas características le confieren un alto grado de flexibilidad en tamaños y características, que hace a esta tecnología muy adaptable para contribuir como almacenamiento estacionario a la nivelación de la carga, a la compensación pico/valle, al seguimiento de carga, al control de la reserva activa y a la mitigación de la intermitencia, contribuyendo a una mayor penetración de las fuentes renovables. En general, los mayores inconvenientes para todos los diferentes tipos de esta tecnología radican en los costes, excesivamente elevados. Además, una limitada (en muchos casos) vida media debido a la degradación de los componentes de la batería y una todavía muy baja densidad energética que limita su uso en algunas aplicaciones. A pesar de su amplio uso en diversas aplicaciones como comunicaciones, movilidad eléctrica o portabilidad electrónica, su densidad energética está todavía en órdenes de magnitud por debajo de la de la gasolina, de más de 10.000 W/kg. –101–

Otro aspecto complejo está relacionado con sus capacidades para la recarga de la batería, que precisa de tiempos menores sin dañar al sistema.

3.7. Claves para su desarrollo Aparte del desarrollo de los aspectos regulatorios y normativos, todas las tecnologías ya conocidas de baterías electroquímicas –las basadas en plomo, en litio, en níquel, en sodio o en flujo redox– precisan de una investigación de los materiales para electrodos, membranas y electrolitos que posibilite una interacción química más rápida, más efectiva con mayor densidad energética, y con nula capacidad de degradación a nivel de componentes. Estos aspectos deben facilitar el diseño y la ingeniería de estos sistemas pensando en sus funcionalidades en la red eléctrica. Asimismo, deben facilitar nuevos desarrollos de software y modelos que permitan el control de estas baterías en su integración a la red como nuevos elementos del sistema eléctrico. Otros aspectos a tener presentes son las temperaturas del rango de trabajo y la seguridad. Usualmente, rangos por debajo de 0 oC presentan limitaciones por congelación del electrolito o bajos tiempos de respuesta, y por encima de los 40 oC presentan un aumento de la degradación a causa de la mayor complejidad química. Por otro lado, la presencia de los iones sodio y litio plantea problemas de seguridad a causa de la fuerte reactividad de estos iones. A diferencia de las tecnologías descritas en los anteriores capítulos, las tecnologías de almacenamiento basadas en procesos electroquímicos requieren todavía la verificación de sus características a partir de la implementación de plantas piloto de demostración para poder consolidar el futuro mercado de aplicación a las redes eléctricas.

3.8. Las baterías de plomo-ácido 3.8.1. Conceptos Las baterías plomo ácido combinan costes asumibles con el uso de materiales abundantes y un circuito de reciclado optimizado para evitar el impacto ambiental. Constituyen la tecno–102–

3. Sistemas electroquímicos

logía más aplicada en el mundo a causa de su amplio uso en los sistemas de automoción como fuente de energía. Su uso como elementos de almacenamiento de energías en redes eléctricas es limitado.

3.8.2. Funcionamiento detallado Una manera de simplificar la propia estructura de la celda descrita anteriormente es utilizar un elemento que nos ofrezca una sola especie que pueda oxidarse y reducirse al mismo tiempo, según esté frente al ánodo o frente al cátodo. Este proceso es conocido como dismutación, donde el Pb2+ presenta las siguientes semirreacciones: Oxidación:

PbSO4(s) + 2 e– ↔ Pb(s) +SO42-(aq)

−0,356 V

Reducción:

Pb4+(aq) + 2 e− ↔ Pb2+(aq)

+1,685V

Reacción global:

Pb + PbO2 + 2H2SO4 ↔ 2 PbSO4 + 2 H2O (E = 2,041 V)

Constituye una alternativa con un voltaje efectivo de 2,041 V entre terminales de la celda y una estructura simplificada de la misma en relación a otras tecnologías. La celda está formada por un depósito o contenedor de una disolución de ácido sulfúrico y, dentro de él, un conjunto de placas de plomo, paralelas entre sí y dispuestas alternadamente en cuanto a su polaridad. Las placas positivas están recubiertas o impregnadas de dióxido de plomo (PbO2), y las negativas están formadas por plomo esponjoso. Durante el proceso de carga inicial, el sulfato de plomo (II) es reducido a plomo metal en las placas negativas, mientras que en las positivas se forma óxido de plomo (IV) (PbO2). La reducción de los protones a hidrógeno elemental está cinéticamente impedida en una superficie de plomo, por lo que no se producirá liberación de hidrógeno excepto si se supera la tensión de carga recomendada. Entonces sí se liberaría hidrógeno, se consumiría agua del electrolito y se acortaría la vida de las placas, con el consiguiente peligro de explosión por la combustibilidad del hidrógeno. –103–

Electrolito (H2SO4aq.)

2V

–

Pb

+

Pb (II)

Pb (IV)

Pb + PbO2 + 2 H2SO4

Pb (II)

2 PbSO4 + 2 H2O

Tabla 3.4. Baterías de plomo-ácido.

Este proceso es totalmente reversible, excepto si se forman cristales grandes de sulfato de plomo que impiden su total conversión, lo que se conoce como proceso de sulfatación de la celda, que conduce a la irreversibilidad de los procesos de carga/descarga de la celda. Estas celdas suelen combinarse para tener baterías con tensiones de 6 V, 12 V u otro múltiplo de 2, ya que la tensión que suministra cada celda es aproximadamente 2 V. Pueden suministrar unas intensidades de corriente relativamente grandes, lo que las hacen ideales para los motores de arranque. La batería de plomo-ácido fue la primera batería o celda secundaria. Es decir, que las reacciones químicas pueden ser revertidas mediante la recarga de la célula, a diferencia de las celdas primarias, para las que el aporte de energía se agota cuando se agotan las especies químicas (figura 3.3). Actualmente existen dos tipos principales de baterías de plomo-ácido: baterías inundadas, que es la tipología más común, y baterías reguladas con válvulas (VRLA), que son objeto de una extensa investigación y desarrollo: • Batería abierta, ventilada o inundada. Las baterías abiertas o ventiladas son las más usadas. Tienen puntos de acceso a su interior con las siguientes finalidades: verificación del nivel y densidad específica del electrolito, reposición de agua y eliminación de gases producidos. Alternativamente, sus formulaciones pueden contener algún aditivo para optimizar algunas de sus características. Las baterías abiertas, dependiendo del fabricante, pueden suministrarse en las siguientes condiciones: cargadas y llenas con electrolito o cargadas y secas (sin electrolito). • Batería sellada o regulada por válvula (VRLA). El oxígeno que se produce en la placa positiva se recombina con el hidrógeno de la placa negativa. Esta “recombinación” produce agua (H2O). En el caso de este tipo de batería, contiene unas válvulas sensibles a la –104–

3. Sistemas electroquímicos

presión, funcionando también con este principio de “recombinación”. Las baterías selladas ofrecen ventajas sobre las abiertas: la ausencia de fugas de electrolito, la mínima emisión de gases, la nula posibilidad de contaminación del electrolito y los bajos requerimientos de mantenimiento. Sin embargo, también presentan limitaciones: un menor número de ciclos, la imposibilidad de reponer el agua perdida por exceso de sobrecarga, la imposibilidad de verificar en forma confiable su estado de carga y, en algunos casos, su mayor sensibilidad a la temperatura de operación. Las baterías de plomo-ácido se pueden clasificar según varios criterios: • El tipo de placas: planas, tubulares o de Planté. • El tipo de aleación: plomo-antimonio, plomo-calcio, plomo-selenio. • El tipo de electrolito: líquido, gelificado o adsorbido. • El tipo de mantenimiento: las baterías selladas no suelen tener mantenimiento, las baterías abiertas de plomo-calcio son clasificadas como de “libre mantenimiento” y las de plomo-selenio como de “bajo mantenimiento”, que retardan la evolución del hidrógeno y el oxígeno. • El tipo de uso: baterías de arranque para motores, baterías de tracción (que suministran cantidades bajas de corriente en largos tiempos, por ejemplo carros de golf), o para uso estacionario (por ejemplo, UPS o energías renovables). Terminal positivo

Terminal negativo

Tapas de ventilación Electrolito (ácido sulfurico acuoso)

Conectores

Cubierta protectora

Cátodo (dióxido de plomo)

Separador de celdas

Ánodo (plomo)

Figura 3.3. Estructura de las baterías de plomo-ácido.

–105–

Las reacciones redox reversibles deterioran los electrodos de la batería dándoles un período de vida de 1.000-1.800 ciclos, según la profundidad de descarga, con una eficiencia total del 50-80%. El tiempo de vida útil del sistema es de aproximadamente 5-15 años, dependiendo de la temperatura de funcionamiento del sistema. De hecho, altas temperaturas de funcionamiento (hasta 45 0C) pueden mejorar el rendimiento de la batería en términos de mayor capacidad, pero al mismo tiempo reducen el tiempo de vida del sistema. Debido a su baja autodescarga diaria (10.000) para que la repercusión de los aproximadamente 100 euros por kWh se sitúe en menos de un céntimo de euro por kWh requerido en muchas aplicaciones.

3.8.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica Las nuevas versiones de la tecnología (Pb-C), basada en el uso de electrodos de carbón, permiten obtener características interesantes para sus aplicaciones en redes eléctricas. Su modularidad permite el diseño de sistemas en el rango de varias decenas de MWh, si bien sus costes de inversión deberán situarse en pocos años por debajo de los 100 €/kWh para asegurar costes de la energía por ciclo en el rango inferior a los 4 c€/kWh/ciclo. Los costes actuales para grandes instalaciones están resumidos en la tabla 3.6. Asimismo, sus características facilitan su uso en sistemas híbridos, es decir, en combinación con otros sistemas de almacenamiento de energía. Ello debería constituir una alternativa para minimizar costes, especialmente en su aplicación en el campo de la acumulación de energía de fuentes renovables.

3.8.6. Ventajas e inconvenientes Sus principales ventajas son su madurez tecnológica y su modularidad, que permite diseños avanzados de sistemas a partir de la combinación de celdas y módulos más simples o en sistemas híbridos. Sus principales limitaciones son: • Los largos tiempos de carga. • La excesiva influencia de la temperatura ambiente. • El mantenimiento excesivo. • El bajo número de ciclos para sus aplicaciones en redes eléctricas: menos de 3.000 ciclos. • La baja densidad energética y de potencia. –109–

3.8.7. Claves para su desarrollo futuro El principal reto de esta tecnología consiste en superar el bajo número de ciclos. Diversas opciones están siendo implementadas para conseguirlo: • Nuevos electrolitos y uso de aditivos en los electrolitos ácidos. • Nuevos materiales para electrodos especialmente dirigidos a la opción plomo-carbón. • Desarrollo e implementación de nuevas estrategias de diagnosis y modelización del estado de los sistemas de baterías para controlar sus velocidades de carga y descarga así como su estado de salud. • Asegurar su óptimo funcionamiento en el rango de -30 ºC a +60 ºC • Validación de la tecnología en pruebas de campo para consolidar su fiabilidad en régimen de operación.

Coste total del sistema de almacenamiento

Batería Año de instalación

Energía (MWh)

Potencia (MW)

Coste en $1995 ($/ kWh)

Coste en $1995 ($/ kW)

Coste en $1995 ($/ kWh)

Coste en $1995 ($/ kW)

CHINO California

1988

40

10

201

805

456

1.823

HELCO Hawai (VRLA)

1993

15

10

304

453

777

1.166

PREPA Puerto Rico

1994

14

20

341

239

1.574

1.102

BEWAG Alemania

1986

8,5

8,5

707

707

n/a

n/a

VERNON California (VRLA)

1995

4,5

3

305

453

944

1.416

Planta

Tabla 3.6. Estimaciones de costes para algunas de las instalaciones de campo realizadas con baterías de plomo-ácido.

–110–

3. Sistemas electroquímicos

3.9. Las baterías secundarias con electrolito alcalino 3.9.1. Conceptos Las baterías alcalinas son las más utilizadas después de las baterías de plomo-ácido. A diferencia de éstas, utilizan un medio alcalino para asegurar el camino interno para los iones entre ánodo y cátodo. Hoy se utilizan mucho como elementos de almacenamiento en electrónica y sistemas portátiles. Esta tecnología tiene diferente variantes: • Níquel-cadmio: Ni-Cd • Níquel-zinc: Ni-Zn. • Níquel-hierro: Ni-Fe • Níquel-hidruros metálicos: Ni-MH Sus aplicaciones en el área de las redes eléctricas son incipientes. Mientras que para pequeñas celdas es una tecnología que ha madurado enormemente en las últimas décadas, para grandes instalaciones no cuenta con diseños apropiados y contrastados, y tampoco se cuenta con la confirmación del número de ciclos y, por lo tanto, de la viabilidad de sus costes.

3.9.2. Funcionamiento detallado El primer uso relevante de un electrolito básico hay que datarlo en 1899, fecha en la que Waldmar Jungner inventó la batería de níquel-cadmio. Se trataba de una batería recargable que tenía electrodos de níquel y cadmio en una disolución de hidróxido de potasio. También inventó una batería de níquel-hierro el mismo año, pero, al presentar menos prestaciones que las obtenidas utilizando cadmio, no fue patentada. Fue Thomas Edison quién tomó la batería de níquel-hierro de Jungner como posible alternativa y la patentó en 1903. Están basadas en óxido de níquel como electrodo positivo y hierro o cadmio como electrodo negativo, y son mayormente conocidas como baterías de níquel/hierro y de níquel/cad–111–

mio, respectivamente. El electrolito es una disolución concentrada de KOH y la reacción química global de cada celda es la siguiente: → Fe(OH) + 2 Ni(OH) H O 1,37 V Fe + 2 NiOOH + 4 H2O ← 2 2 2 → Cd(OH) + 2 Ni(OH) H O 1,30 V Cd + 2 NiOOH + 4 H2O ← 2 2 2 Ambos tipos de baterías fueron comercializadas y han estado sujetas a investigaciones paralelas, especialmente teniendo en cuenta el electrodo positivo de óxido de níquel y sus combinaciones con diferentes electrodos negativos. La tabla 3.7 describe las diferentes variantes comerciales basadas en níquel comparadas con las baterías plomo-ácido:

Funcionamiento de las baterías de níquel-hierro Las baterías de níquel-hierro tuvieron en seguida un uso industrial como baterías de tracción en las carretillas elevadoras, las minas y las locomotoras de ferrocarril. El aspecto más apreciado de las baterías de níquel-hierro se encuentra en el hecho de que presentan entre 1,5 y 2 veces la energía específica de las baterías de plomo-ácido y son particularmente buenas en altas velocidades de descarga.

Voltaje

Densidad volumétrica Wh/l

Densidad másica Wh/kg

Número de ciclos

Costes de inversión k€/kWh o k€/ kW

Costes por ciclo €/kWh/ciclo

Plomo-ácido

2,0

50

25

900

150-100 (2020

600

Ni-Zn

1,6

60

120

500

250-1000 (2020)

< 0,08 (2020)

Ni-Fe

1,25

65

45

>2.000

Ni-H2

1,25

105

64

6000

Tecnología

Tabla 3.7. Datos específicos de las baterías alcalinas en base a níquel comparados con los de la batería de plomo-ácido.

–112–

3. Sistemas electroquímicos

Esta batería también se caracteriza por su robustez y largo ciclo de vida en caso de descarga (2.000 ciclos a 80% de profundidad de descarga). Sin embargo, comparada con la batería de plomo-ácido tiene las siguientes desventajas: • Rendimiento inferior a bajas temperaturas. • Corrosión y autodescarga relativamente elevadas. • Rendimiento eléctrico global pobre debido a un bajo sobrepotencial de evolución del hidrógeno en el electrodo de hierro, lo cual conduce a la necesidad de un mantenimiento frecuente. Por estas razones, las aplicaciones para las baterías de níquel-hierro han sido limitadas. Muchos intentos de resolver el problema de gasificación no han tenido éxito. La batería de níquelcadmio ha gozado de un mayor éxito comercial ya que no está sujeta a estas limitaciones.

Funcionamiento de las baterías de níquel-cadmio Después de la batería de plomo-ácido, surgió la batería de níquel-cadmio, que se ha convertido en la batería recargable más ampliamente usada. El potencial nominal de celda (1,20 V) es ligeramente menor que el del níquel-hierro (1,25 V) y la masa de cadmio es mayor que la de hierro. Estos factores conducen a una energía específica de batería de 30-40 Wh/kg, la cual es del orden de las de níquel-hierro y plomo-ácido.

1,2 - 1,4 V

Electrolito (KOH aq.) Ànodo Ni/Cd Cd Ni/H2 H2 Ni/MH LaNi5H6

–

Cátodo + Ni (III)

Cd (II) H 2O

Ni (II)

LaNi5

2 NiOOH + Cd + 2 H2O NiOOH + 1/2 H2 NiOOH + Mhx

2 Ni(OH)2 + Cd(OH)2 Ni(OH)2 Ni(OH)2 + MHx–1

Tabla 3.8. Baterías alcalinas basadas en níquel.

–113–

Mecanismo de apertura resellable Terminal positivo Lengüeta positiva soldada al terminal positivo Cobertura

Placa negativa de cadmio

Junta tórica aislante

Estuche de acero con depósito de níquel

Separador

Terminal negativo

Placa positiva

Figura 3.4. Estructura de batería de níquel-cadmio sellada.

Otras características positivas de las baterías de níquel-cadmio son el voltaje de descarga plano, el largo ciclo de vida (~2.000), la capacidad de sobrecarga continua, el bajo mantenimiento y la excelente seguridad. Además, este tipo de baterías aguantan procesos de congelación y descongelación sin ningún efecto en su comportamiento. Las celdas y baterías están disponibles en muchos tamaños y con varias formas de electrodos (sinterizados, placas o plástico enlazado). La principal desventaja de las baterías de níquel-cadmio es su alto coste (hasta 10 veces mayor que las de plomo-ácido) y los problemas relacionados con el medio ambiente, ya que el cadmio y también el níquel son metales tóxicos. Por esta razón, en noviembre de 2003, la Comisión Europea elaboró una propuesta de nuevas directrices, incluyendo bancos de reciclado de estas baterías. Con este nuevo marco legal, el almacenamiento de energía en baterías de níquel-cadmio tiene un futuro incierto. Además, sufren el efecto memoria, en el que la batería “recuerda” la profundidad de descarga y reduce su capacidad efectiva. Este proceso se debe a la cristalización de un compuesto químico formado en la placa cargada, que si se deja un largo período de tiempo queda inutilizada, y –114–

3. Sistemas electroquímicos

puede llegar a ser irreversible. Por otro lado, tiene una densidad de energía muy baja (menos de 40 Wh/kg) comparada con otras tecnologías. Este tipo de baterías se puede encontrar en dos formas, según su aplicación o uso: • Sellada para equipos portátiles. Con una capacidad de amplio rango: desde 10 mAh a 15 Ah. El electrolito de KOH es absorbido por el separador, normalmente de materiales de celulosa, que permiten el paso libre de oxígeno liberado en la carga para pasar al electrodo negativo, donde es reducido. Estas celdas selladas son las análogas a las baterías de plomo-ácido reguladas con válvula para aliviar el exceso de presión (figura 3.4). • Inundada para aplicaciones industriales. Las baterías de níquel-cadmio tienen muy buenas características técnicas pero no han tenido un gran éxito comercial, debido principalmente a sus costes. Sin embargo, la producción de estas baterías fue cada vez mayor, hasta que surgió un fuerte competidor (las baterías de Ni-MH) dentro del campo de las baterías alcalinas. Funcionamiento de las baterías de níquel-hidrógeno Existen relativamente pocos elementos que puedan ser usados en disoluciones alcalinas fuertes: los más prometedores son el cadmio, el hierro, el zinc y el hidrógeno. La batería de hidrógeno-níquel consiste en un electrodo de óxido de níquel sinterizado como electrodo positivo y platino-hidrógeno como electrodo negativo. Esta batería fue desarrollada para remplazar a la batería de níquel-cadmio en algunas aplicaciones donde se requiere alta energía específica (de más de 50 Wh/kg) junto con una larga vida cuando se somete a un ciclo de descarga profunda. El electrodo de Pt/H2 es completamente reversible y, cuando se combina con óxido de níquel, forma una celda con un potencial de 1,25 V. Las semirreacciones se detallan a continuación: → 2 H O + 2 e– Electrodo negativo: H2 + 2 OH– ← 2 → Ni(OH) + 2 OH– Electrodo positivo: 2 NiOOH + 2 H2O + 2 e– ← 2 Hemos de destacar que existe un flujo a contracorriente de moléculas de agua e iones OH– a través del separador. El gas hidrógeno liberado en el proceso de carga es almacenado bajo una –115–

Figura 3.5. Celda de níquel-hidrógeno de 40 Ah para satélites. Fuente: http://www.pacificu.edu/as/chemistry/

presión de ~40 bar dentro de la misma celda. Este hecho ha requerido un considerable trabajo de desarrollo en el diseño y la construcción del recipiente y el stack de la celda. El recipiente de presión tiene forma cilíndrica con tapas hemisféricas, como muestra la figura 3.5. Cuando la celda es ciclada, la presión de hidrógeno va desde 40 bar hasta 2 bar en el estado de descarga. Por lo tanto, el recipiente a presión debe resistir este tratamiento sin fragmentarse, sin corroerse y sin que se formen grietas. La celda se construye a partir de electrodos sinterizados de níquel, electroquímicamente impregnados, y electrodos estándares de celda de combustible de hidrógeno de platino negro dispersados en papel cartón. Los separadores están formados por una tela tejida a partir de un derivado de óxido de zirconio donde se absorbe el electrolito de KOH. Las celdas de níquel-hidrógeno pueden ser sobrecargadas, ya que en el electrodo negativo tiene lugar la recombinación de oxígeno liberado. Las celdas especiales de níquel-hidrógeno son económicamente costosas, pero sin embargo gracias a sus mejores prestaciones han tomado una gran parte del uso de baterías en satélites. Funcionamiento de las baterías de níquel-hidruro de metal La tecnología desarrollada con posterioridad a la de níquel-hidrógeno para aplicaciones terrestres es la de níquel-hidruro de metal. Estas baterías dependen de que el hidrógeno pueda ser almacenado reversiblemente en forma de un hidruro de metal, el cual se forma en el electrodo negativo de la celda. El electrodo positivo es un electrodo estándar de óxido de níquel.

–116–

3. Sistemas electroquímicos

Los primeros trabajos (1970) utilizaban una aleación de LaNi5 como electrodo negativo. Éste acepta el hidrógeno de forma reversible a temperatura ambiente para formar LaNi5H6.5. Esta aleación se disocia a una temperatura de 15 oC y una presión de 1 bar. Las reacciones electroquímicas son las siguientes: → Ni(OH) + 2 OH– E0 = 0,49 V vs. SHE Electrodo positivo: 2 NiOOH + 2 H2O + 2e– ← 2 → M + H O + e– Electrodo negativo: MH + OH– ← 2

E0 = -0,83 V vs. SHE

Posteriores trabajos de desarrollos comerciales se han centrado en dos nuevas aleaciones para almacenar hidrógeno a nivel del electrodo: • Una compleja aleación basada en tierras raras con varios aditivos para ajustar la presión de disociación al valor deseado y también para formar una película de óxido superficial, el cual actúa como una barrera para prevenir la oxidación del hidruro metálico. Esto corresponde a formulaciones de aleaciones de tipo AB5, donde A es una mezcla de tierras raras (lantanio, cerio, neodimio, praseodimio) y B puede ser una mezcla de níquel, cobalto, manganeso y/o aluminio. • Un complejo multicomponente similar de una aleación de tipo AB2, donde A es titanio y/o vanadio y B corresponde a zirconio o níquel modificado con cromo, cobalto, hierro y/o manganeso. Este último se considera que tiene mayor capacidad de almacenamiento de hidrógeno y superior oxidación y resistencia a la corrosión y es, por lo tanto, menos costoso. El voltaje de este tipo de baterías de níquel-hidruro de metal es parecido al de las de níquelcadmio (1,2-1,3 V), teniendo también una curva de descarga plana. La energía específica de baterías de Ni-MH (60-80 Wh/kg) es 1,5-2 veces mayor que la de las baterías de níquelcadmio y su potencia específica es tan alta como 250 W/kg. Además, son resistentes a la sobrecarga y sobredescarga, pudiendo operar desde -30 a +45 ºC. Las celdas se han diseñado en formas cilíndricas y prismáticas, siendo fabricadas en varios tamaños. Las celdas pequeñas son usadas para dispositivos electrónicos portables (teléfonos móviles), mientras que las prismáticas de 100 Ah de capacidad para ensamblarse a 12-14 V módulos, para uso como baterías de tracción (figura 3.6).

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Figura 3.6. Modelo de batería de Ni-MH del vehículo híbrido Toyota Prius.

3.9.3. Campos de aplicación Hasta el momento, las aplicaciones más importantes se encuentran en ferrocarriles, aeronaves, baterías de tracción para locomotoras de minas y vehículos industriales. Las baterías de níquel-cadmio selladas han encontrado también su uso en aplicaciones domésticas, aunque algunas tienen un especial diseño para telecomunicaciones, satélites y astronáutica. Progresivamente, estas baterías están siendo reemplazadas por las de níquel-hidrógeno o las de níquel-hidruros de metal para estas aplicaciones. Y estas, a su vez, últimamente están siendo reemplazadas por la batería de ion-litio. Las celdas especiales de níquel-nidrógeno son económicamente costosas, pero sin embargo gracias a sus mejores prestaciones han tomado una gran parte del uso de baterías en satélites. Las celdas pequeñas son usadas para dispositivos electrónicos portátiles (teléfonos móviles), mientras que las prismáticas de 100 Ah de capacidad para ensamblarse a 12-14 V módulos, para uso como baterías de tracción.

3.9.4. Ejemplos prácticos Las prestaciones de las baterías níquel-cadmio, a pesar de ser su implantación relativamente reciente, ya han permitido desarrollar algunas experiencias para gran capacidad de almacenamiento. La más conocida se encuentra en Alaska, cubriendo una potencia nominal de 27 –118–

3. Sistemas electroquímicos

MW durante 15 minutos, con una inversión de 35 millones de dólares, lo que la sitúa en un coste de unos 750 dólares/kW (ver la tabla 3.9). Además de su menor coste en relación con las tecnologías precedentes, lo que es sobresaliente en esta tecnología es la previsión de vida media estimada, que se cifra entre los 20 y los 30 años. Así, cuando uno de los generadores de GVEA (Golden Valley Electric Association) pierde potencia, se puede remediar con la inyección instantánea de 27 megavatios. Esto da tiempo a GVEA para poner en marcha la generación local. Esto significa menos interrupciones. Aunque el sistema BESS (battery energy storage system) no puede ayudar en todas las situaciones, en los primeros años de funcionamiento se ha podido constatar una reducción de más del 60% de los cortes del suministro de energía. Nombre Golden Valley Electric Association (GVEA), Fairbanks, Alaska (EE. UU.)

Aplicación Provisión de reservas de potencia para el control primario de frecuencia del sistema eléctrico; apoyo al control de tensión mediante la regulación de potencia reactiva; estabilidad del sistema eléctrico de potencia

Fechas de operación 9/19/2003presente

Potencia

Energía

27 MW

14,6 MWh

Tipo de batería Níquel-cadmio, SBH920 celdas; 4 cadenas de 3.440 celdas cada una, con un total de 13.760 celdas.

Fabricante ABB y Saft

Participantes: Saft: desarrollo de las baterías de níquel-cadmio, y totalmente responsable del reciclado y/o eliminación de cada batería. ABB: suministro y diseño del convertidor y la ingeniería de control del sistema. City Electric es contratista general para ABB. Financiación: El proyecto tubo una financiación de 35 millones de dólares por parte de Golden Valley Electric Association. Reconocimientos recibidos: ABB recibió el premio de Platts 2003 Global Energy Award por el diseño y desarrollo de los convertidores de BESS. ABB también recibió el premio otorgado por el Electric Power Research Institute Technology por el proyecto BESS en el National Rural Electric Cooperative Association Annual Meeting el 15 de febrero de 2004. GVEA recibió el 10 de diciembre del 2003 el certificado de Récord Mundial Guiness porque su proyecto BESS contenía la batería más potente del mundo. Durante el test, uno de los máximos límites fue la descarga de 46 MW en 5 minutos. Datos estadísticos: 13.760 celdas llenas de electrolito líquido de Ni-Cd, peso total de BESS de 1.500 toneladas, y las baterías tienen una vida de 20-30 años. Tabla 3.9. Características de un sistema de almacenamiento basado en baterías de cadmio-níquel. Fuente: http://www.gvea.com/energy/bess

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3.9.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica Las perspectivas abiertas por el uso de baterías alcalinas níquel-hidrógeno, Ni-H2 y las de níquel-hidruros metálicos permiten evitar el problema ambiental originado por el uso del cadmio o las limitaciones de vida media y las bajas densidades energéticas que presentan las otras tecnologías asociadas al níquel como electrodo positivo. A pesar de los pocos ejemplos de demostración a escala de gran capacidad de almacenamiento, estos han demostrado la viabilidad de esta tecnología para grandes instalaciones, siendo, por tanto, plausibles sistemas de varias decenas de MWh. De nuevo, el principal obstáculo para su amplia introducción en el mercado del almacenamiento de energía en redes eléctricas son sus elevados costes. Incluso las mejores previsiones en la hoja de ruta de esta tecnologías para el periodo 20202030 solo predicen costes en el rango de 250-1.000 €/kWh, considerando ya un aumento en su número de ciclos hasta el rango de los 8.000 ciclos para un 80%.

3.9.6. Ventajas e inconvenientes Estas tecnologías se han beneficiado del creciente conocimiento de los mecanismos y procesos electroquímicos, lo que ha permitido un aumento de fiabilidad con una continua evolución de prestaciones, que han hecho ocupar a estas tecnologías (NiCd, NiZn, NiFe, NiHM, NiH2) un segmento del mercado de baterías para sistemas portátiles, de movilidad eléctrica y satélites. Potencialmente, las celdas basadas en estas tecnologías son candidatas a su implementación en grandes instalaciones, pero todavía plantean dudas y requieren verificaciones que confirmen su fiabilidad y sus largas vidas medias. Inicialmente, su primer inconveniente ha sido el uso de materiales como el cadmio, que complican su gestión medioambiental. Superado este punto con el uso de electrodos negativos diferentes, como los hidruros metálicos, se plantea la dificultad del rango de temperatura de trabajo. Los hidruros no trabajan bien a bajas temperaturas y son aconsejables en rangos de 0 a 45 ºC. La mejora de las prestaciones de las celdas Ni-MH requiere nuevos materiales que faciliten la gestión del hidrógeno en la aleación o el compuesto metálico utilizado como electrodo. –120–

3. Sistemas electroquímicos

3.9.7. Claves para su desarrollo futuro La competitividad de estas tecnologías para el mercado de redes eléctricas pasa por un decrecimiento de sus costes, asegurados en parte por un aumento en el número garantizado de ciclos. Para ello se precisan mejoras en los compuestos de hidruros metálicos utilizados como ánodos y en los cátodos de níquel, para asegurar una mayor estabilidad y aumentar su eficiencia energética. El uso de nuevos materiales nanoestructurados, aditivos catalíticos o nuevas composiciones de electrolitos está en la hoja de ruta de las innovaciones precisas en estas tecnologías para mantenerse como alternativa en el almacenamiento eléctrico en redes eléctricas.

3.10. Las baterías de sodio de alta temperatura 3.10.1. Conceptos El sodio es muy atractivo como material para electrodo negativo teniendo en cuenta su alto potencial de reducción electroquímico, de -2,71 V. Combinándolo con el apropiado material electropositivo, tal como el azufre o el cloruro de níquel, se puede llegar a obtener un potencial de celda superior a los 2 voltios. Además, el sodio es un elemento abundante, barato y no tóxico. Por su baja masa atómica (23), ofrece la posibilidad de formar una batería con alta energía específica. La desventaja de este metal como reactivo negativo es que no puede emplearse un electrolito acuoso, ya que tendría lugar una combustión súbita, con riesgo de explosión. Por todo ello, para tener una batería basada en sodio se deben emplear electrolitos no acuosos. En 1967, investigadores de la compañía Ford Motor en Estados Unidos mostraron que la alúmina, óxido de aluminio, en su fase beta era altamente conductora de iones Na+ a 300 o C, la temperatura requerida para tener el sodio líquido. Demostraron, además, que es un buen aislante electrónico. Este avance permitió poder disponer de un electrolito cerámico sólido válido para los iones de sodio que definen y caracterizan las baterías de sodio de alta temperatura. –121–

3. 10.2. Funcionamiento detallado En los años setenta del siglo XX, se demostró que, usando este electrolito en forma de tubo sinterizado, era posible construir una celda interior con sodio líquido como electrodo negativo y azufre líquido como electrodo positivo en su exterior, que opera de forma muy eficiente entre 300 y 400o C. Teniendo en cuenta que el azufre es aislante, este puede ser absorbido en un electrodo de fieltro de carbono. La construcción de la celda se muestra en la figura 3.7. La celda se descarga en dos pasos en los cuales los iones Na+ pasan a través de la beta-alúmina al electrodo de azufre: Paso 1

2 Na+ 5 S → Na2S5

Eo = 2,076 V

Paso 2

2 x Na + (5-x) Na2S5 → 5 Na2S 5-x (01 Wh/kg), debido a sus características únicas de alta densidad de potencia (>104 W/kg), excelente reversibilidad y una vida útil muy larga, con un elevado número de ciclos (>106). La superficie activa del electrodo determina la capacidad y, por tanto, la energía almacenada en el dispositivo. En el presente caso, con los mecanismos de doble capa electroquímica o las interacciones faradaicas debidas a la interficie electrodo/electrolito, la superficie activa es –161–

mucho más alta que en el caso de las capacidades electrónicas. La porosidad de los electrodos y la corta distancia entre las cargas contribuyen a ello. Estas propiedades han abierto un amplio abanico de potencialidades de los SC, que van desde la electrónica de consumo a redes eléctricas, pasando por sistemas de electromovilidad. Entre ellas destacamos actualmente: automóviles, autobuses híbridos, dispositivos electrónicos como móviles y portátiles, taladros y maquinarias portátiles, luces flash de cámaras, trenes, grúas, ascensores, sistemas de frenado, energía eólica, energía fotovoltaica, redes eléctricas.

3.14.2. Funcionamiento detallado El mecanismo de capacidad de doble capa electroquímica se basa en la separación de cargas en la interface entre el electrodo sólido y el electrolito, mientras que la pseudocapacitancia implica reacciones rápidas de Faraday, con intercambio neto de carga, reacciones reversibles que se producen en la mayor parte de los materiales de electrodo o en la superficie del electrodo. Los SC exhiben valores de capacidad en el intervalo de microfaradios a miles de faradios, caracterizándose además por una menor resistencia interna en comparación con las baterías, lo que permite una rápida disponibilidad de la energía eléctrica almacenada sin limitaciones en la corriente de salida debido a la autorresistencia interna. Los materiales de electrodo activo, tales como materiales a base de carbono (nanotubos de carbono, fibras de carbono, grafeno, etc.), polímeros conductores (polipirrol, polianilina, etc.) y óxidos metálicos (óxidos de manganeso, rutenio, níquel, etc.) han recibido un gran interés. EDLC Los condensadores de doble capa se basan en el principio de funcionamiento de la doble capa eléctrica (capa de Helmholtz) que se forma en la interfase entre un electrodo de carbón activado y un electrolito. Cuando se aplica un voltaje, las cargas positivas y las negativas se distribuyen, denominándose esta distribución de carga doble capa. La capacitancia de doble capa puede ser estimada mediante la fórmula: C = εε0A / d –162–

3. Sistemas electroquímicos

donde ε es la constante dieléctrica, εo es la permitividad del vacío, A es el área efectiva de la superficie del electrodo y d es el espesor de la doble capa que depende de la concentración del electrolito y el tamaño de los iones. EDLC tiene considerablemente más energía que el condensador tradicional debido a la alta superficie de área efectiva que se utiliza, y el espesor suele ser muy pequeño. Otros beneficios de EDLC son la larga vida cíclica (>500.000), compatible con el medio ambiente y con muy alta reversibilidad. Pseudocapacidades El mecanismo de almacenamiento de energía de las pseudocapacidades es mucho más complicado que el EDLC. La energía se almacena cuando se cambia el estado de oxidación del óxido de metal. Las pseudocapacidades para el almacenamiento de carga se basan en las reacciones de superficies rápidas y reversibles. Los tamaños de partícula, área superficial, porosidad, conductividad del material activo, la naturaleza del electrolito y el diseño de la célula son factores importantes, que controlan el comportamiento capacitivo de los materiales de los electrodos. En la comparación con la capacidad de EDLC, su valor es 10-100 veces mayor debido a que los iones y cationes en realidad se difunden en el material del electrodo en lugar de formar una doble capa en la superficie. La capacidad se puede calcular por la siguiente ecuación: C = Qtot/Vtot donde Qtot es la carga total y Vtot es el cambio de voltaje para la carga/descarga del electrodo. Sistemas híbridos Las capacidades híbridas ofrecen muchas ventajas y minimizan las desventajas de los EDLC y los condensadores redox. Por otra parte, los condensadores híbridos muestran un mejor comportamiento capacitivo. Las capacidades híbridas combinan los procesos de almacenamiento de corriente faradaica y no faradaica. Así, su energía y su densidad de potencia son mucho más altas que los parámetros correspondientes de EDLC. Por otro lado, su estabilidad en ciclado es mucho mejor que la de las –163–

Film de empaquetado

Condensador

Terminales de cobre

Magnificiación

Colector (goma conductora) Electrodo (Carbón activado)

Junta

Separador

Figura 3.22. Componentes de un sistema de almacenamiento de energía en supercapacidades e implementación de un apilamiento comercial de unidades de la empresa Maxwell Technologies.

pseudocapacidades. En principio, el sistema híbrido se basa en combinaciones de electrodos, clasificados como asimétricos y compuestos. En el caso asimétrico se combinan un electrodo EDLC con un electrodo de una pseudocapacidad. En el caso de electrodos compuestos se combinan materiales basados en carbón con otros basados en óxidos metálicos o polímeros en un solo electrodo con diferentes mecanismos de almacenamiento de carga.

3.14.3. Campos de aplicación Desde el punto de vista de las grandes capacidades energéticas, los SC no parecen ser atractivos a causa de su baja densidad energética. Sin embargo, hay un gran interés en utilizarlos en sistemas combinados entre baterías y capacidades electroquímicas, obteniendo así beneficios de las propiedades de ambos, minimizando costes y optimizando prestaciones, especialmente con la mejora de la respuesta en el flujo de potencia. En este contexto, los SC y los volantes de inercia tienen funciones similares y, en consecuencia, entran en una competencia directa en la que la carencia de partes móviles en los sistemas de supercapacidades podrá ser un elemento probablemente trascendental en la comparación. –164–

3. Sistemas electroquímicos

Por otra parte, su elevada densidad másica de potencia (W/kg) abre grandes expectativas en numerosas áreas, aunque sus sistemas están limitados a las redes de distribución de voltaje de hasta 600 V. Sus prestaciones pueden facilitar el amortiguamiento de oscilaciones, aumentando la estabilidad a transitorios, al poder absorber energía muy rápidamente, las correcciones de las variaciones de frecuencia ocasionadas por la falta de adaptación entre la generación y el consumo de energía, o la aportación de energía durante breves interrupciones, facilitando la entrada en acción de otros sistemas con más largo tiempo de respuesta. Hay que tener en mente que especificaciones típicas de redes son potencias de decenas de MW con tiempos de respuesta de algunos pocos segundos.

3.14.4. Ejemplos prácticos Actualmente el mercado de los SC está orientado a la electrónica de consumo y a sistemas de electromovilidad: automóviles, autobuses híbridos, dispositivos electrónicos como móviles y portátiles, taladros y maquinarias portátiles, luces flash de cámaras, trenes, grúas, ascensores, sistemas de frenado en autobuses, trenes o tranvías. Aparte de ello, existe un creciente mercado como sistema de alimentación ininterrumpido. Las aplicaciones a redes eléctricas son incipientes, teniendo también presentes los voltajes de los módulos comerciales existentes, típicamente menores de 100 V y con algún producto a 600 V. Algunos proyectos para instalaciones de energía solar y eólica, así como en redes, han sido ya propuestos con potencias modestas, como la de 450 kW en Palmdale, California (EE. UU.), para energía eólica.

3.14.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica Teniendo en consideración las características de los SC, resulta obvio que estos dispositivos satisfacen muchos de los requerimientos técnicos para la regulación de la frecuencia y el voltaje de la red, y para mantener la calidad de la red a causa de su rápida respuesta. La tecnología –165–

es conocida y evaluada en muchas aplicaciones, pero la industria eléctrica precisa aún de experiencias y demostradores de esta tecnología usada a gran escala en redes eléctricas.

3.14.6. Ventajas e inconvenientes Ventajas: • Mínima resistencia interna, que garantiza la disponibilidad de la energía almacenada en breves tiempos de descarga (a partir de pocos milisegundos). • Elevada densidad de potencia, con valores mayores de 3.000 W/kg (10-20 kW/h) para energía almacenada superior a varios Wh/kg (5 Wh/kg). • A diferencia de muchas baterías, los SC ofrecen un amplio rango de temperaturas de trabajo, desde -40 ºC a +85 ºC. • La eficiencia por ciclo de carga/descarga es muy alta, entre 85 y 98%. • Prácticamente nulo mantenimiento, con un elevado número de ciclos, medidos en decenas de millones (>106), lo que confiere largas vidas útiles, superiores a los 20 años, a excepción de los problemas que pueda originar la fluctuación en los valores del voltaje de carga/descarga. Inconvenientes: • Densidad energética baja, 10% < 6 c €/kWh

< 1 €/Wp < 6 c €/kWh

Figura 4.1. Vía fotoelectroquímica como camino alternativo a la vía utilizando electrolizadores. Fuente: IREC.

miento de energía, cifrada en TWh, teniendo en cuenta su longitud en kilómetros y sus secciones. Aunque la inyección de hidrógeno se limite a un bajo porcentaje (un 3%, por recomendaciones europeas sobre seguridad), puede acumularse sin tener que descargarse. Constituye, así, un almacenamiento estacional. Otro aspecto reseñable de esta tecnología es su creciente y prometedora interacción con la energía solar. Las anteriores valorizaciones de eficiencia son del 100% de la energía de partida. Sin embargo si se considera un valor de eficiencia media de producción de energía fotovoltaica del 15% y se considera una eficiencia de la cadena de conversión eléctrica a química del 70%, se obtiene un valor esperable de eficiencia indirecta neta de conversión de energía solar a hidrógeno, STH, en el rango del 7,5-11%. Estos valores positivos y los previsiblemente más bajos costes han abierto un nuevo frente tecnológico a la conversión directa de energía solar a energía química, sin una etapa intermedia de energía fotovoltaica. Se han desarrollado nuevos prototipos y demostradores de fotorreactores para obtener de forma directa eficiencias STH competitivas con este 11%. Están en marcha programas de investigación y desarrollo intensivos sobre fotosíntesis artificial en –174–

4. Sistemas químicos

H2

H2

Electricidad

Almacenamiento de H2

Central eléctrica

Estación de servicio de H2

Síntesis de Fischer-Tropsch Electricidad

Estación de servicio de electricidad

Electricidad

Red eléctrica

H2

Electricidad

Electricidad

H2

CxHy

Electrólisis

Estación de servicio de diésel

H2 CO2 Suministro directo

Metanación

CH4

Electricidad

Central eléctrica

CH4

Almacenamiento de metano o red de gas natural

Estación de servicio de gas natural

Figura 4.2. Conversión de energía a gas (power to gas). Fuente: IREC.

Europa, Asia o Estados Unidos para acelerar el conocimiento sobre la síntesis de combustibles solares. Este es el caso del Programa JCAP del Departamento de Energía del Gobierno de los Estados Unidos (http://solarfuelshub.org/).

4.2. Funcionamiento detallado 4.2.1. Producción de hidrógeno Una celda electrolítica corresponde al funcionamiento inverso de una pila de combustible o sistema de conversión de energía electroquímica a eléctrica con alimentación exterior de especies químicas para las semirreacciones redox, que se han descrito en el capítulo anterior. –175–

Consta de dos conductores llamados electrodos (cátodo y ánodo), cada uno de los cuales está sumergido en una solución electrolítica, y estos están separados por una membrana. Las semirreacciones de oxidación y reducción tienen lugar en la superficie de los electrodos, que pueden participar o no en las reacciones. Los que no reaccionan se llaman electrodos inertes. El cátodo es el electrodo en el cual se produce la reducción de especies que ganan electrones. La evolución del hidrógeno a partir de la reducción del agua o la formación de compuestos C1 (es decir, aquellas moléculas que contienen un solo átomo de carbón) a partir de la reducción del CO2, son ejemplos de procesos catódicos. El ánodo se define como el electrodo en el cual se produce la oxidación, de especies que pierden electrones. En este electrodo se realiza la evolución del oxígeno. Para asegurar el paso de corriente por el interior de la celda entre el ánodo y el cátodo, asegurado por el movimiento de iones se necesitan electrolitos. Los iones son especies presentes en soluciones, generalmente acuosas, que conducen la corriente eléctrica. El hecho de que la corrosión en medio ácido sea más acusada que en medio alcalino ha motivado que la mayoría de los sistemas electrolíticos comerciales de producción de hidrógeno sean de tipo alcalino, dada la clara incidencia económica por los costes de amortización de los sistemas. Desde el punto de vista de la pureza, en un electrolizador alcalino se obtiene hidrógeno con una pureza del 99,8% de agua en volumen. El resto es oxígeno y vapor de agua. Si se precisa una pureza superior, la incorporación de una unidad de purificación adicional (secado y deoxo) permite alcanzar una pureza del 99,999% en volumen. Actualmente existen tres tipos de electrolizadores, con diferente grado de prestaciones y madurez comercial. Corresponden a diferentes etapas de la evolución tecnológica como respuesta a las demandas para almacenar energía eléctrica y en las que se cambia la naturaleza del electrolito de líquido a sólido: 1. Electrolizadores alcalinos. Trabajan a temperatura ambiente. Actualmente son los preferidos para la producción de hidrógeno a gran escala. Se utiliza un electrolito líquido (normalmente una solución del 25% de hidróxido de potasio). Estos electrolizadores han llegado a alcanzar una eficiencia del 80%, aunque la media reportada en diversas plantas se situa en un 50-60%. –176–

4. Sistemas químicos

Figura 4.3. Planta de E.ON productora de hidrógeno. Fuente: http://www.greentechmedia.com/articles/read/Wind-Power-Makes-Hydrogen-for-German-Gas-Grid

2. Electrolizadores PEM. Trabajan en el rango de temperatura ambiente hasta los 90 °C. Aquí, el electrolito es sólido y se denomina Membrana de Intercambio Protónico (PEM). Los protones circulan a través de la membrana y los electrones van por el circuito externo. El hidrógeno se produce en el cátodo. Son considerados como una opción más prometedora a largo plazo. Actualmente son ideales para aplicaciones a pequeña o media escala, tales como alimentación de coches o aplicaciones más pequeñas, en las que la unidad puede ser utilizada para producir hidrógeno a partir de una fuente de energía renovable como la solar. Se espera que la eficiencia de los electrolizadores PEM pueda llegar hasta el 94%. Tienen varias ventajas sobre los dispositivos de electrolizadores alcalinos clásicos. Estas ventajas incluyen una ausencia de electrolitos corrosivos, una buena estabilidad química y mecánica, una elevada conductividad protónica y una alta impermeabilidad al gas. Estos electrolizadores logran una excelente separación de gas para la producción de hidrógeno de –177–

alta calidad a alta densidad de corriente en una mayor eficiencia. El número reducido de piezas móviles en dispositivos electrolizadores PEM permite un mantenimiento más fácil. 3. Electrolizadores de alta temperatura. Corresponden a pilas de combustible del tipo MCFC o SOFC trabajando de forma inversa. Su rango de trabajo se sitúa en el intervalo 600-1.000 °C. Las MCFC utilizan como electrolito carbonatos fundidos, por lo que requieren un régimen de alta temperatura, mientras que SOFC utilizan la conductividad iónica de algunos óxidos, que solo es efectiva a altas temperaturas. A pesar de sus notables ventajas (incluyendo eficiencias en el rango del 90%, eléctrica y térmica), tienen problemas tecnológicos de durabilidad, debido al funcionamiento a altas temperaturas. Una de las razones para aumentar la temperatura de trabajo es evitar el uso de catalizadores del grupo del platino. Los electrolizadores a baja temperatura precisan de electrodos con catalizadores de alta efectividad. Aunque se han empleado muchos esfuerzos para buscar catalizadores alternativos, hasta el momento no hay sustitución. Ello encarece los costes y plantea serios problemas sobre la escasez de algunos de los materiales utilizados, que impediría su comercialización global. Por el contrario, los sistemas que trabajan a altas temperaturas pueden funcionar con elementos más abundantes y económicos, como el níquel por ejemplo.

4.2.2. Producción de metano sintético Otra forma de introducir grandes volúmenes de gas en la red de gas convencional y, además, revalorizar el CO2 consiste en la producción de metano. La formación de metano a partir de H2 y CO2 es conocida como el proceso de Sabatier. CO2 + 4 H2 → CH4 + 2 H2O El proceso de Sabatier es una combinación de una reacción endotérmica water-gas shift invertida y una reacción exotérmica de metanación de CO. La combinación de las dos resulta en un proceso exotérmico. Esta exotermicidad implica que aproximadamente el 17% del poder calorífico de los reactivos es liberado en forma de calor. –178–

4. Sistemas químicos

H2 + CO2 ↔ CO + H2O

ΔHr = +41,5 kJ mol-1

3 H2 + CO ↔ CH4 + H2O

ΔHr = -206,4 kJ mol-1

4 H2 + CO2 ↔ CH4 + 2 H2O

ΔHr = -164,9 kJ mol-1

Desde el punto de vista termodinámico, la metanación de CO2 es un proceso muy favorable. Esto indica que el equilibrio químico está muy desplazado hacia productos y que una conversión casi completa de CO2 a CH4 es teóricamente posible. Termodinámicamente, el proceso de metanación está favorecido a baja temperatura y a alta presión. Sin embargo, la reducción de la temperatura disminuye la velocidad de la reacción. La metanación de H2 y CO2 es una tecnología en fase de desarrollo. Actualmente se están desarrollando dos tecnologías de metanación: 1. Química: La metanación química tiene lugar en un reactor tubular de lecho fijo, en un rango de temperaturas de 300-400 ºC y presiones de hasta 20 bar. Los catalizadores activos en la metanación son del grupo VIII de metales, como también molibdeno y plata. Los catalizadores metálicos, ordenados por actividad catalítica, son: Ru > Ni > Co > Fe > Mo. No obstante, el metal más utilizado es el Ni, debido a su precio relativamente bajo y a su buena actividad. 2. Biológica: La metanación biológica es la formación de metano a partir del metabolismo de microorganismos metanógenos. La reacción de metanación biológica por reducción

H2O-Steam H2

CO2

CO2

Electricidad

O2 PtG

H2 O

CH4

Electrólisis Alta temperatura

Reactor Síntesis

Recuperador

Figura 4.4. Esquema de un proceso “electricidad a gas” (power to gas). Fuente: http://www.sunfire.de/wp-content/uploads/BILit_FactSheet_POWER-TO-GAS_EMS_en.pdf

–179–

de CO2 tiene lugar a baja temperatura (40-70 ºC), baja presión y exclusivamente en medio acuoso. En la metanación biológica participan tres fases distintas: sólido (microorganismos), líquido (medio de reacción) y gas (CO2 y CH4).

4.3. Campos de aplicación El almacenamiento de energía química tiene un enorme potencial debido a la elevada densidad energética de los vectores energéticos considerados (hidrógeno, metano) y a la oportunidad de utilizar para el almacenamiento recursos ya existentes, como los geológicos o bien la propia capacidad de la red de transporte y distribución del gas natural. Esto permite utilizar los electrolizadores o los fotorreactores con distintas funcionalidades: • El arbitraje de la energía. • Los servicios en la red eléctrica. • El almacenamiento estacional. Además, los electrolizadores son sistemas de respuesta muy rápida. Al aplicar un voltaje entre sus electrodos, la formación de gas empieza inmediatamente y el dispositivo sigue las fluctuaciones eléctricas en menos de un segundo. Por tanto, estos sistemas ofrecen características que los hacen adecuados para ofrecer diversos servicios en la red eléctrica, especialmente como reguladores de reservas provenientes de fuentes renovables.

4.4. Ejemplos prácticos En la isla de Utsira, en Noruega, existe desde 2004 una planta energética que funciona a partir de la combinación de energía eólica con hidrógeno. Durante la producción de excedente de energía eólica, se produce hidrógeno utilizando un dispositivo de 10 kW y, posteriormente, este se convierte en energía eléctrica mediante un sistema de combustión interna de 55 kW. –180–

4. Sistemas químicos

Transporte de electricidad energía renovable (eólica y fotovoltaica)

Electricidad a gas “H2” energía renovable (eólica y fotovoltaica)

Electricidad a gas “CH4” energía renovable (eólica y fotovoltaica)

100%

100%

100%

Transformador

Transformador y rectificador

Transformador y rectificador

95,0%

95,0%

95,0%

Eficiencia 95,5% Pérdidas 5,0%

Línea de tensión de 380 kV (500 km) 90,3%

Eficiencia 95,1% Pérdidas 4,7% Planta hidroeléctrica de bombeo

Eficiencia 95,5% Pérdidas 5,0% electrólisis incluyendo equipamiento off-aire 71,3%

Eficiencia 75,0% Pérdidas 23,7% Compresor, almacenamiento y tubería de H2

Eficiencia 95,5% Pérdidas 5,0% electrólisis incluyendo equipamiento off-aire 71,3%

Eficiencia 75,0% Pérdidas 23,7%

Metanación 57,1%

Eficiencia 80,0% Pérdidas 18,1% 72,2% (transporte y almacenamiento de electricidad)

70,2%

Eficiencia 98,5% Pérdidas 1,1% Transporte de gas (500 km)

Eficiencia 99,5% Pérdidas 0,3% 69,9% Electricidad a gas (transporte y almacenamiento)

Eficiencia 80,0% Pérdidas 14,2% Compresor, almacenamiento y tubería de CH4 56,3%

Eficiencia 98,5% Pérdidas 0,8% Transporte de gas (500 km)

Eficiencia 99,55% Pérdidas 0,2% 56,1% Electricidad a gas (transporte y almacenamiento)

Figura 4.5. Estimaciones de las eficiencias con las limitaciones actuales entre diversos métodos de almacenamiento de energía eléctrica. Fuente: IREC adaptada de la conferencia IRES presentacion de Fraunhofer

En realidad, hay otros numerosos proyectos de demostración alrededor del mundo, como el proyecto Sotavento de Gas Natural Fenosa en Galicia o el proyecto Wind2H2, ambos relacionados con la conversión de energía eólica en hidrógeno. La potenciación de este mercado está en manos de los fabricantes de electrolizadores y/o pilas de combustibles. Más de 22.000 sistemas estacionarios PEM y algunos SOFC han sido instalados en hogares japoneses hasta 2011. Compañías como Bloomenergy SOFC o Fuel –181–

Cell Energy MCFC están implantando nuevos sistemas, especialmente para corresponder a la creciente demanda de energía en Asia. Asimismo, Ballard y PowerCell han incrementado el número de sus sistemas PEM instalados y compañías como Hydrogenics y Enertrag han suministrado electrolizadores alcalinos para diversos demostradores de “energía a gas” en el rango de 100 kW a algunos MW. En Alemania, han empezado a funcionar dos plantas de energía a gas de demostración (P2G) destinadas a almacenar el exceso de electricidad generada por fuentes renovables.

4.4.1. Planta PEM de Niederaussem En enero de 2013 la empresa RWE Power ha instalado un electrolizador PEM, con una capacidad nominal de 100 kW y capacidad máxima de 300 kW de sobrecarga, para el almacenamiento de energía eléctrica renovable en una instalación en su centro de innovación del carbón en Niederaussem. Esta planta permite ir desde la producción mínima, con muy poco o ningún consumo de electricidad, a un aumento gradual de forma aguda. El sistema tiene tiempos de respuesta rápidos, de milisegundos, gracias a la combinación de las propiedades del electrolizador PEM con la tecnología de control de Siemens. El coste de este demostrador es parte de los 18 millones de euros del proyecto CO2RRECT (CO2reacción utilizando energías renovables y tecnologías catalíticas), que es apoyado por el Ministerio Federal Alemán de Educación e Investigación (BMBF).

4.4.2. Planta de electrolizador alcalino de 250 kW En diciembre de 2012 se inauguró una planta de 250 kW basada en un electrolizador alcalino y en un metanador. Ha sido desarrollada por el Centro Alemán de Energía Solar e Investigación de Hidrógeno (ZSW), con socios como Fraunhofer IWES y ETOGAS (antigua Solarfuel), que tiene la intención de comercializar la tecnología. Está basada en un sistema previo de 25 kW. La planta está diseñada para responder a los perfiles fluctuantes e intermitentes de carga de viento y de la energía solar mediante la electrólisis alcalina a presión, capaz de producir hidrógeno a una presión de hasta 11 bar. La ventaja es que utiliza una tecnología comercialmente disponible y probada. –182–

4. Sistemas químicos

E.ON ha sido una de las primeras empresas públicas en invertir en una planta “P2G” a escala piloto. El año pasado, la empresa optó por Hydronics, un proveedor mundial de equipos de generación de hidrógeno, para construir una instalación de 2 MW en Falkenhagen, que utilizará su electrolizador alcalino hidrostático. La planta produce alrededor de 360 m³ de hidrógeno en una hora. Se alimenta el hidrógeno en la tubería de gas natural en torno al 2% en volumen, a una presión de funcionamiento máxima de 55 bar, con almacenamiento y transporte de forma efectiva de la energía renovable excedente. Otra demostración ha sido implementada por Enertrag, productor alemán independiente de energía, en colaboración con Vattenfall, Total y Deutsche Bahn. Éstos han invertido en una planta de conversión de “energía a gas” en una central eléctrica híbrida de 6 MW en la localidad alemana de Prenzlau. Después de convertir el exceso de energía eólica en hidrógeno, la planta utiliza el hidrógeno y el biogás para generar calor y electricidad. Un electrolizador alcalino se utiliza en la planta, que está en funcionamiento desde 2011.

4.4.3. Planta de metanación química de 6,3 MW ETOGAS ha revolucionado el mercado con la construcción de la primera planta industrial de producción de gas natural sintético con una capacidad de 6,3 MW para el fabricante de automóviles Audi en Werlte, Baja Sajonia. El reactor fue construido por especialistas de MAN Diesel & Turbo SE y el catalizador de base níquel fue suministrado por Clariant. La planta producirá cada año 1.000 Nm3 de gas natural sintético, utilizando 2.800 tn de CO2. El gas natural producido será inyectado en la red convencional y podrá ser utilizado para el uso de 1.500 vehículos Audi A3 (TCNG) que utilizan gas natural turbocomprimido. Audi planea comenzar la producción en serie en 2014.

4.4.4. Planta de metanación biológica de 250 kW La compañía Electrochaea, asociada con E.ON, Erdgas Zürich, ewz y NEAS Energy, ha instalado una planta piloto de producción de metano sintético con una capacidad de 250 kW en Foulum (Dinamarca). El reactor biológico utiliza el biogás producido en un digestor anaerobio y el H2 producido en un electrolizador alcalino. Electrochaea tiene previsto insta–183–

Figura 4.6. Unidad de metanación de ETOGAS para Audi en Wertle (Alemania). Fuente: http://www.tecmovia.com/2013/06/28/el-proyecto-audi-e-gas-da-comienzo-con-la-primera-plantaproductora/audi-e-gas-270613-03/

lar dos plantas con tecnología de metanación biológica con capacidad de 1-2 MW durante el año 2014 en Dinamarca y el Reino Unido.

4.4.5. Energía a líquido: planta de dimetiléter (DME) Otros ejemplos de almacenamiento de energía química van más allá de utilizar hidrógeno o metano, que constituyen los ejemplos inmediatos de energía a gas (Power to Gas), y proponen compuestos químicos de más valor añadido como metanol o dimetiléter (DME), que constituyen por su parte los ejemplos típicos de energía a líquido (Power to Liquid). Mientras que las áreas urbanas tienen en general un fácil acceso al gas natural a través de una red de tuberías, las empresas y las familias de muchas zonas rurales y remotas tienen que depender de los cilindros de gas licuado de petróleo (GLP) o de propano para sus necesidades energéticas. –184–

4. Sistemas químicos

Una alternativa a esta situación viene dada por la síntesis de dimetiléter (DME) a partir de gas natural. El DME es un combustible líquido de combustión limpia con propiedades muy similares a las del GLP. Korea Gas Technology Corporation, junto con Unitel Technologies Inc., está construyendo una planta para producir 300.000 toneladas de DME por año. El DME, además de ser un sustituto ideal del gas licuado de petróleo (GLP), también es un reemplazo directo para el diesel, con la ventaja añadida de que el DME es un 100 % limpio en términos de azufre, y las partículas y gases de escape son aproximadamente un 50% menores en términos de emisiones de gases de efecto invernadero. De acuerdo con General Electric, el DME es un excelente combustible para turbinas de gas estacionarias. Muchos expertos consideran el DME como la opción de combustible más prometedora para el siglo actual. El método de producción contiene diversos avances tecnológicos patentados –un nuevo catalizador, un sistema trirreformador autotérmico–, y un método especial para la separación criogénica de los productos de reacción. Este método solo utiliza un único reactor para la síntesis del DME, a diferencia del método previo, con una etapa intermedia de metanol.

4.4.6. Procesos Fischer-Tropsch: hidrocarburos sintéticos Los procesos indicados más arriba permiten también la producción de gas de síntesis (CO + H2) a partir de la reducción de la molécula de CO2 y la producción de hidrógeno en lugar de buscar el proceso Sabatier. A partir del gas de síntesis es factible iniciar un proceso de síntesis conocido con el nombre de Fischer-Tropsch, pudiendo sintetizar hidrocarburos líquidos y producir gasolina sintética. Según si la materia prima es carbón, gas natural o biomasa, se suele hablar de procesos y productos CTL (del inglés Coal-to-Liquids, o sea, “carbón a líquido”), GTL (Gas-to-Liquids o “gas a líquido”) o BTL (Biomass-to-Liquids o “biomasa a líquido”), respectivamente. Todos estos procesos definen diferentes formas de almacenamiento químico de la energía. Hay que aclarar que los combustibles sintéticos obtenidos de la biomasa suelen llamarse también biocombustibles, si bien este término se presta a confusión, porque incluye tanto el BTL como el bioetanol y el biodiésel, los cuales son obtenidos mediante fermentación, –185–

Figura 4.7. Planta de Sasol Limited en Sudáfrica. Fuente: www.sasol.co.za

un proceso sustancialmente diferente de la transformación termoquímica utilizada para el BTL. Uno de los ejemplos más conocidos y representativos viene dado por la empresa sudafricana Sasol Limited, que es una compañía de energía y química integrada con sede en Johannesburgo (Sudáfrica). La compañía se formó en 1950 en Sasolburg (Sudáfrica). Desarrolla y comercializa tecnologías, incluidas las tecnologías de combustibles sintéticos a partir de carbón o gas, produciendo diversos combustibles líquidos, productos químicos y electricidad. En Sudáfrica cubre un elevado porcentaje del consumo de gasolina con gasolina sintética. Solo en su planta de Secunda, Sasol Limited produce más de 150.000 barriles diarios de ga–186–

4. Sistemas químicos

solina sintética, siendo rentable siempre que el precio del crudo exceda unas cuantas decenas de dólares el barril (>60 $).

4.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica La capacidad energética es dependiente de la capacidad de almacenamiento externa al sistema de conversión de energía. Supera los TWh, considerando el propio volumen dado por la red de gasoductos. Por su parte, la potencia depende de la dimensión de los electrodos y, dada la modularidad y escalabilidad del sistema de electrodos, no existen limitaciones en el diseño para grandes escalas de potencia. Sin embargo, la potencia de conversión depende de la densidad de corriente, A/cm2, que define el número de electrones disponibles para las reacciones químicas que tienen lugar en la superficie de los electrodos para la reducción del agua o del CO2. Actualmente las densidades de corriente están limitadas a 0,5-1 A/cm2, según el tipo de fabricante. La capacidad de generación de hidrógeno fluctúa de 50 kg/hora para electrolizadores alcalinos a solo 1 kg/hora para PEM o SOFC, trabajando en regímenes de presión muy distintos: 200 bares en las alcalinas y pocas decenas de bares, respectivamente. Asimismo, sus vidas medias son actualmente muy diferentes, presentando un número de ciclos muy variado, desde 105 para electrolizadores alcalinos a 104 para PEM o solo 103 para SOFC y algo superior para plantas con MCFC. Los objetivos para los próximos 20 años son incrementar la densidad de corriente a 2 A/cm2 para los electrizadores alcalinos y a 5 A/cm2 para tecnologías PEM, e incrementar las prestaciones de las SOFC al menos a 2 A/cm2. Estas prestaciones permitirían alcanzar productividades en el rango de los 100 kg/hora. Hoy en día los costes están por encima de los 1.000 €/kW, pero su rentabilidad futura precisa una reducción de más del 50%, esperándose valores en el entorno de los 300 €/kW, excepto para los electrolizadores de alta temperatura, que presentan costes muy superiores al estar todavía en su fase de desarrollo y que, a pesar de las esperables reducciones, no permitirán ir muy por debajo de los 1.250 €/kW en los próximos años. –187–

Sin embargo, hay que considerar el coste de la producción de un kilogramo de hidrógeno teniendo en cuenta no solo la inversión sino también la vida útil, el mantenimiento y los costes financieros. Este coste es actualmente del orden de 5 euros pero, de acuerdo con las estimaciones contenidas en la hoja de ruta para los próximos 20 años, este precio debería decrecer a 2 €/kg para poder llegar a un muy competitivo 1 €/kg después del 2030.

4.6. Ventajas e inconvenientes Ventajas: • Las tecnologías relacionadas con el concepto de “electricidad a gas” (Power to Gas) permiten la interconexión entre la red eléctrica y la red de transporte y distribución de gas natural. • Estas tecnologías ofrecen costes por kWh muy competitivos para grandes y muy grandes capacidades de almacenamiento de energía. Ello es especialmente así cuando no es preciso construir instalaciones específicas de almacenaje porque se utiliza la propia red de transporte y distribución del gas natural, en lugar de utilizar cavernas, sitios geológicos o depósitos terrestres. • Estas tecnologías permiten convertir energías renovables en hidrógeno, metano u otros combustibles o productos químicos con valor añadido, como metanol, etanol, fórmico, urea, dimetiléter o amoníaco, extendiendo el concepto de “electricidad a gas” a “energía a líquido”. • Estas tecnologías están abiertas a la utilización directa de la energía solar para reducir complejidad y costes, convirtiendo directamente la energía solar en energía química (combustibles solares). • Presenta un tiempo de respuesta muy rápido, que permite su integración directa en la red eléctrica para la gestión y control de la energía eléctrica. • La capacidad energética es independiente de la potencia del sistema, que es altamente escalable y modular, permitiendo diferentes tamaños de sistemas hasta sistemas de almacenamiento estacionales (semanas, meses). –188–

4. Sistemas químicos

1 año Combustible solar (metano)

1 mes

1 día

Aire comprimido

1 hora

Hidroeléctrica bombeo Hidrógeno

Baterías

Volantes de inercia

1kWh

10kWh 100kWh 1MWh

10MWh 100MWh 1GWh

10GWh 100GWh 1TWh

10TWh 100TWh

Figura 4.8. Suministro de energía en función de la capacidad energética almacenada. Fuente: www.reiner-lemoine-institute.de & www.q-cells.com

• Las eficiencias globales actuales superan las correspondientes a una planta térmica de carbón, existiendo todavía un largo recorrido para alcanzar valores todavía más competitivos. Desventajas: • El uso de catalizadores del grupo del platino en los sistemas a bajas temperaturas limita la reducción de costes, así como el volumen de producción de electrodos. • El uso de sistemas trabajando a altas temperaturas implica un elevado estrés de los materiales que afecta a la vida útil de los dispositivos. • Las instalaciones con hidrógeno requieren normas de seguridad y la obtención de la aceptación social. • La eficiencia precisa ser optimizada tanto en su parte eléctrica como en su parte térmica. –189–

• Los costes de los equipos del sistema deben ser reducidos para asegurar su competitividad. • La introducción de estas tecnologías en aplicaciones en la red eléctrica requiere regulación. • Los sistemas de reelectrificación, en caso de ser necesarios, precisan incrementar su eficiencia y disminuir sus costes.

4.7. Claves para su desarrollo futuro La corroboración y la regulación de la capacidad de las redes existentes de transporte y distribución de gas natural para ser utilizadas para almacenar/distribuir el hidrógeno o el gas metano sintético son fundamentales para afianzar estas tecnologías en todas sus opciones. Como para estos procesos es precisa la disponibilidad de CO2, las tecnologías para la separación de CO2 en los procesos industriales o incluso del propio aire constituyen un punto crítico. Por otra parte, también se requiere el incremento de la vida útil de los electrolizadores y de las pilas de combustibles, junto con la disponibilidad de más eficientes inversores y electrónicas de potencia AC/DC o DC/DC. Asimismo, el desarrollo de nuevos catalizadores y el uso de materiales abundantes deben ser asegurados. Usualmente, para el metano existe ya una muy amplia aceptación social, mientras que para el hidrógeno el grado de aceptación es mucho menor, con ejemplos históricos negativos como la explosión del Challenger o el más antiguo y clásico ejemplo del Hindenburg. Así, el amplio uso de hidrógeno requerirá también de su popularización como energía verde que contribuye a mitigar el cambio climático y a mantener la calidad del aire. Por su parte, el uso de metano sintético se convierte en un factor de gran valor añadido, al permitir la interconexión de las redes de gas y eléctricas, unificando el vector energía y facilitando enormemente el almacenamiento de energía eléctrica en forma de gas, ya sea hidrógeno o bien metano. Además, el desarrollo de esta tecnología permite también sintetizar otros elementos químicos de alto valor añadido, como el metanol u otros combustibles como el dimetiléter o la propia gasolina sintética, permitiendo también almacenar energía en forma de líquido. –190–

4. Sistemas químicos

Electricidad

Energía solar

Agua

Fotoelectroquímica

Electrólisis alta temperatura

Hidrógeno Electrólisis

Hidrogeneración catalitica

Dióxido de carbono Biogás

Red de distribución de gas natural (CH4)

Figura 4.9. Esquema de los procesos que permiten la interacción de la red eléctrica con la red de gas. Fuente: IREC.

–191–

4.8. Tabla resumen Estrategias de almacenamiento químico basado en la síntesis de combustibles a partir de CO2 o H2O. Estrategia

Concepto

Ejemplos

Energía a gas

Transformación de energía sobrante proveniente de renovables para generar H2 o CH4 a partir de H2O o CO2.

RWE bajo el proyecto CO2RRECT en Niederaussem, Alemania. Planta hidrogenación de 100kW con electrolizadores PEM. Planta de E.ON de 2 MW en Falkenhagen con electrolizador alcalino hidrostático. Producción de 360 m3 H2/h. El hidrógeno se introduce en tubería de gas natural. Planta de metanación de ETOGAS, de 6,3 MW en Wertle, Alemania. Producción de 1000 toneladas de gas natural /año a partir de 2800 toneladas de CO2.

Energía a líquido

Generación de combustibles líquidos como metanol o DME mediante energía procedente de renovables.

Korea Gas Technology corporation construye una planta para producir 300.000 toneladas/año de DME.

Fischer-Tropsch

Generación de hidrocarburos a partir de gas de síntesis (CO, H2) obtenido con energía procedente de renovables.

Sasol limited, en su planta de Secunda (Suráfrica), produce > 150.000 barriles / día de gasolina sintética.

Referencias G. Centi, E.A. Quadrelli, S.Perathoner, Energy Environ. Sci. 6 (2013) 1711-1731. http://solarfuelshub.org/ http://www.eurosolar.de/en/index.php/ires-2013-mainmenu-173 http://www.energyfrontier.us/sites/all/themes/frontiers/pdfs/Lewis_Presentation.pdf http://www.eera-set.eu/index.php?index=78 http://emat-solar.lbl.gov/research/application-photo-electrochemical-cell-pec W. Wang, S. Wang, X. Ma, J. Gong, Chem. Soc. Rev. 40 (2011) 3703-3727. M. Burkhardt, G. Busch, Appl. Energ. 111 (2013) 74-79. HyWAYS, the European Hydrogen Roadmap, Contract SES6-502596. http://www.nrel.gov/hydrogen/pdfs/36734.pdf

–192–

5 Sistemas térmicos

En muchos ámbitos y aplicaciones es preciso disponer o gestionar energía en forma de calor o energía térmica. Estas necesidades de gestión térmica, tanto de incremento como de disminución de la temperatura, son muy habituales en procesos industriales, en climatización de ambientes, especialmente viviendas, oficinas, etc., y en la producción de agua caliente sanitaria. La forma más extendida y conocida de almacenamiento térmico está basada en el calor sensible utilizando agua. Su versión más popular son los calentadores eléctricos utilizados en el sector doméstico, que definen un gran mercado de millones de unidades. Suponiendo potencias de alrededor de 3,5 kW, 220 V y 16 A, y un funcionamiento de unas cuantas horas diarias o el intervalo equivalente con la tarifa nocturna, nos da la considerable capacidad anual de almacenamiento de energía superior a una decena de TWh anuales. A modo de ejemplo, para evidenciar su gran importancia, podemos detallar que esta cantidad es un orden superior a la capacidad anual de energía hidráulica de bombeo producida en España. Al mismo tiempo, corrobora la enorme demanda de energía térmica y la necesidad de disponer de ella aprovechando otras fuentes de energías renovables o residuales, y más aún si consideramos los otros usos habituales en instalaciones de calefacción, sistemas solares térmicos y otras aplicaciones típicas a nivel industrial. Generalmente, la transformación de cualquier forma de energía a energía térmica no suele ser la más eficiente. Es por todo ello que la energía térmica se almacena directamente cuando se produce, tal como ocurre en los sistemas solares térmicos, las plantas de energía solar de concentración, en procesos industriales, las pilas de combustibles, los motores de combustión interna, las microturbinas, etc., o para aprovechar fuentes de energía térmica residual. –193–

En la mayoría de los procesos de generación de energía eléctrica mediante combustión o por procesos químicos, la acumulación de energía térmica se considera un complemento preciso para aumentar la eficiencia de dichos procesos. En el presente análisis se extenderá el concepto de sistemas térmicos de almacenamiento de energía más allá de que el origen de la fuente primaria de energía sea la eléctrica.

5.1. Conceptos El objetivo de los sistemas térmicos (de aquí en adelante, TES, Thermal Energy Storage) [1] es el almacenamiento y posterior utilización de la energía térmica generada a partir de cualquier fuente de energía directa o la producida como energía térmica residual que se genera durante los procesos de generación eléctrica (cogeneración, microturbinas, pilas de combustibles, etc.), o en sistemas de transporte u otros equipos basados en combustión interna. El uso de estos sistemas TES ofrece características muy importantes para la gestión de las redes de transporte y distribución de energía: • Incremento de la eficiencia en muchos procesos al permitir la recuperación del calor residual. • Absorción de los picos de consumo y disminución del dimensionado de los sistemas de generación. • Reducción de las desviaciones temporales entre los perfiles de generación y de consumo. • Se facilita la utilización de fuentes de energías renovables. En todos estos casos, se pretende incrementar la eficiencia de los sistemas de producción y consumo buscando la reducción del consumo de energía primaria [2].

5.2. Funcionamiento detallado La clasificación de los sistemas TES se puede realizar en base a tres criterios: • Período de acumulación: Tiene en cuenta el período de tiempo de acumulación, que puede ir desde una acumulación a corto plazo (horaria, diaria) a una acumulación a largo plazo (mensual, anual). –194–

5. Sistemas térmicos

Acumulación de frío

Baja temperatura

Acumulación de calor

Media temperatura

Temperatura

Alta temperatura Mensual/Anual Largo plazo(Estacional) Criterios de clasificación

Duración del período

Horaria/Diaria Corto plazo (Instantánea) Acumulación sensible

Principio básico

Acumulación latente

Adsorción

Termoquímica

Absorción

Termoquímica

Figura 5.1. Criterios de clasificación y clasificación general de los sistemas de almacenamiento. Fuentes: Bales, C. [3], Henninger, S.K. [4].

• Temperatura acumulada: Se puede diferenciar entre acumulación de frío y acumulación de calor a baja, media y alta temperatura. • Principio básico de acumulación: en el que se definen tres sistemas básicos: sensible, latente y termoquímica. La clasificación según el principio de almacenamiento [4] es la más habitual y diferencia tres grandes grupos según este principio. Cada una de estas tres categorías incluye sistemas de acumulación muy diferenciados y las clasificaciones internas que se puedan definir son específicas en cada una de ellas. a. Almacenamiento sensible: Sistemas basados en el calor específico del medio de acumulación, que generalmente está almacenado en un acumulador debidamente aislado. Se –195–

trata de los sistemas más utilizados y los materiales de acumulación pueden ser líquidos (agua, aceite térmico), sólidos (hormigón, roca, suelo) o gases (vapor). b. Almacenamiento latente: Sistemas basados en el calor latente, o de cambio de fase, de los materiales de acumulación, que son capaces de liberar/absorber energía durante los procesos de cambio de fase a una temperatura constante. Se trata de sistemas todavía en fase piloto y los materiales de acumulación más utilizados se denominan de forma genérica materiales de cambio de fase (de aquí en adelante, PCM, Phase Change Materials). c. Almacenamiento termoquímico: Sistemas basados en la capacidad de las reacciones químicas de generar o consumir energía. Se limita a aquellas reacciones químicas reversibles con capacidad de emitir/absorber calor debido a la propia reacción. En esta categoría, sin embargo, también se incluyen reacciones de absorción y de adsorción que tienen también un efecto de deshidratación. Los parámetros clave que definen los sistemas TES son: 1. Capacidad de almacenamiento: Define la energía almacenada y depende básicamente del sistema de almacenamiento, del medio de acumulación y de las dimensiones (unidades: kWh/tn, kWh/m3). En la figura 5.2 se describen los rangos de capacidad de almacenaje de cada una de las tres tipologías de sistemas TES existentes. Cada uno de los puntos representa un material de almacenamiento específico. 2. Potencia de almacenamiento: Define la velocidad de los procesos de carga y descarga del sistema de acumulación (unidades: kW). 3. Eficiencia: Corresponde al ratio entre la energía entregada para hacer frente a la demanda y la energía necesaria para cargar el sistema TES. Se consideran las pérdidas ocasionadas durante el proceso de carga y durante el período de almacenamiento. 4. Periodo de almacenamiento: Define cuál es el tiempo de acumulación previsto. Puede ir desde las pocas horas de los acumuladores de agua caliente utilizados en viviendas hasta los meses de los grandes sistemas de acumulación estacional utilizados en redes de calor. 5. Duración del ciclo de carga/descarga: Tiempo para realizar una carga/descarga completa. Las características de la demanda energética que hace falta cubrir definirán el número de ciclos anuales y la duración de estos ciclos. En función de esta duración se escogerá la tecnología TES más apropiada. –196–

5. Sistemas térmicos

800 750

Capacidad de acumulación (kWh/m3)

700 650

Termoquímica

600 550 500 450 400 350

Latente

300 250 200 150

Sensible

100 50 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

Temperatura °C

Figura 5.2. Comparación de la capacidad térmica de almacenamiento de las tres categorías de sistemas TES. Fuente: IREC.

Además de los anteriores parámetros característicos hay que considerar el volumen requerido para almacenar las capacidades energéticas requeridas. Estos resultan muy diferentes según el principio de almacenamiento térmico –tecnología térmica– que se elija. La figura 5.3 muestra la diferencia de volumen necesario según la tecnología TES utilizada. El volumen considerado como referencia corresponde al necesario para proveer un consumo de 1 MWh a 40 ºC. Para una fácil interpretación del gráfico se ha calculado que el volumen del agua equivale a 1 m3.

5.2.1. El almacenamiento basado en el calor sensible La acumulación sensible se basa en el calentamiento de una cantidad determinada de material de acumulación debidamente aislado. –197–

Sensible (hormigón) Sensible (agua) Latente (PCM) Adsorción Termoquímica

Figura 5.3. Comparativa del volumen necesario para acumular 1 MWh a 40 ºC según el sistema TES utilizado. Fuente: IREC.

La energía acumulada dependerá, pues, del tipo de material utilizado (y de su calor específico), de la cantidad de material almacenado (volumen de acumulación), de la temperatura de acumulación y del tipo y espesor de material aislante utilizado. La clasificación de los sistemas de acumulación sensible [4] se puede hacer en función del tiempo de acumulación (corto o largo plazo) o en función del material de acumulación (sólido, líquido o gas), como muestra la figura 5.4.

Mensual/Anual Largo plazo(Estacional) Período de acumulación

Acumulación sensible

Horaria/Diaria Corto plazo (Instantánea)

Líquido Material de acumulación

Sólido

Gas

Figura 5.4. Clasificación de los sistemas de acumulación sensible. Fuente: IREC.

–198–

5. Sistemas térmicos

La tabla 5.1 recoge los principales materiales de acumulación sensible más utilizados, indicando las temperaturas de acumulación habituales, la densidad del material térmico y la capacidad de acumulación. La elección del material de almacenamiento depende de los datos técnicos recogidos en la tabla anterior, aunque otros aspectos, como los costes del material o su facilidad de uso, deben también ser considerados. La siguiente gráfica permite visualizar las capacidades de almacenamiento de los distintos materiales en función de la temperatura de acumulación. En la figura 5.5 se puede apreciar la elevada capacidad de almacenamiento del agua, que lo convierte en el componente más utilizado en los sistemas de acumulación TES a baja temperatura, ya que además presenta numerosas ventajas complementarias: • Material con coste reducido, fácilmente manipulable, no tóxico e incombustible.

Rango Tº (ºC)

Densidad kg/m3

Capacidad kJ/kgK

Material

Tipo

Roca

Sólido

300

1.700

1,3

Ladrillo refractario (Si)

Sólido

700

1.820

1,0

Hormigón armado

Sólido

400

2.200

0,85

Hierro fundido

Sólido

400

7.200

0,56

Agua

Líquido

0-100

1.000

4,19

Aceite térmico mineral

Líquido (aceite inorgánico)

300

770

2,6

Aceite motor sintético

Líquido (aceite inorgánico)

350

900

2,1

Etanol

Líquido (aceite orgánico)