Almacenamiento, baterías, hidrógeno: ¿cuándo podrán sustituir al gas natural como tecnología de respaldo?
18 abril, 202
El plan de la Comisión Europea para aumentar la seguridad energética y reducir la dependencia de las importaciones de gas rusas, RePowerEU, debe centrarse en asociar las renovables con el almacenamiento de energía. Hidrógeno, amoníaco verde, baterías de ion litio, bombeo hidráulico… Ya hay alternativas, pero su desarrollo a día de hoy no es suficiente.
¿Cuánto tiempo seguirá siendo la electricidad generada por combustibles fósiles como una parte crítica de los sistemas eléctricos? Esa es la pregunta para aquellos que buscan predecir el ritmo de la transición energética global y ahora más que nunca, en medio del conflicto bélico en Ucrania.
La realidad es que Rusia suministra una media de 1.600 TWh de gas al año a Europa, lo que representa cerca del 40% de las necesidades del continente. Probablemente, haya alrededor de 300 TWh almacenados en Europa en este momento, lo que significa que hay que encontrar 1.300 TWh en los próximos 12 meses. ¿Qué puede hacer Europa?
Producir energía mientras Europa busca descarbonizarse es un desafío, pero almacenarla es un asunto completamente diferente. A pesar de todos los beneficios de las renovables, el hecho es que el sol no siempre brilla y el viento no siempre sopla, por lo que la capacidad efectiva de estas formas de generación está limitada. Son necesarias soluciones de almacenamiento de energía que operen junto a ellas.
La Agencia Internacional de Energía publicó un informe en noviembre del año pasado que decía que, para alcanzar los objetivos de cero emisiones netas, el mundo tendrá que generar 585 GW de capacidad de almacenamiento de baterías ya en 2030, frente a los 17 GW instalados en 2020. El mismo informe de la AIE descubrió que, en 2020, la inversión total en almacenamiento en baterías aumentó cerca del 40%, alcanzando casi los 5.500 millones de dólares, y la inversión en baterías a escala de la red en particular subió hasta superar el 60%.
Según BloombergNEF, se espera que los proyectos de almacenamiento de energía instalada crezcan más de 30 veces durante la próxima década. Muchas cosas tendrán que ir bien para que el almacenamiento de energía alcance este punto, donde puede acelerar la transición energética. Las tecnologías nacientes todavía necesitan madurar. Los reguladores deben encontrar la mejor manera de integrar el almacenamiento de energía en los marcos regulatorios existentes, proporcionar los incentivos adecuados y eliminar los obstáculos.
La Asociación de Almacenamiento de Energía de EEUU dice que el país necesita 100 GW de almacenamiento para 2030 para cumplir con sus objetivos climáticos. El año pasado tenía 4,6 GW.
Tecnologías emergentes
Por el momento, se ha desarrollado una gama de opciones de almacenamiento más allá de las baterías convencionales, cada una con sus propias ventajas y desventajas. Desde el almacenamiento hidroeléctrico por bombeo hasta las baterías de flujo redox, estos procesos innovadores podrían hacer o deshacer los objetivos de almacenamiento de energía del mundo.
Las baterías de ion litio, sin embargo, siguen liderando este sector. Desde la instalación Carnegie Road de Ørsted en el Reino Unido, que cuenta con una capacidad de 20MW, hasta la de 100MW de Tesla en Australia.
Otra forma de almacenamiento de batería que ha recibido menos inversión y atención es la batería de flujo redox. Estas baterías usan reacciones de reducción y oxidación para liberar electrones, que se mueven de una parte de la batería a otra, fluyendo y alimentando una batería en el proceso.
La tecnología tiene un potencial significativo, especialmente por su naturaleza modular. Sin embargo, las investigaciones revelan que suelen ser menos eficientes que las de ion litio.
Bombeo
Las centrales hidroeléctricas de bombeo existen en Europa desde 1920. Almacenan energía en forma de agua, en un depósito en la parte superior de la presa, que puede liberarse para fluir a través de la presa, haciendo girar las turbinas y generando electricidad en momentos de mayor demanda de energía.
Estos sistemas se benefician de algunos de los procesos más eficientes en almacenamiento de energía, con una eficiencia de ciclo de alrededor del 80% en todas las instalaciones hidroeléctricas. El problema es, pese al interés para aumentar su capacidad en la UE, que son grandes proyectos de infraestructura que necesitan muchos años para ser viables.
El almacenamiento de energía con aire comprimido es un método conceptualmente similar al almacenamiento hidroeléctrico, con aire en lugar de agua. El aire se comprime y almacena en cámaras subterráneas, y luego se puede liberar y calentar, lo que hace que se expanda y provoque turbinas, de la misma manera que el agua en el método de almacenamiento hidroeléctrico.
Su pega son las grandes complejidades de capturar y reutilizar el aire caliente, lo que ha supuesto que no se haya implementado en la misma escala que los sistemas de bombeo de agua.
Otros proyectos parecidos usan electricidad barata para hacer girar los volantes, almacenando energía rotacional hasta que se necesite.
Sales fundidas
Otra opción que ya funciona en el mercado, y donde España es líder mundial, es en el almacenamiento de sales fundidas.
Las sales fundidas o almacenamiento térmico con sales fundidas se utilizan, sobre todo, en las plantas termosolares. Es el factor que añade valor a esta tecnología, ya que ofrece la oportunidad de mantener parte del calor obtenido en el campo para utilizarlo cuando más se necesita (durante la noche). Pero se podrían incorporar a cualquier parque renovable, especialmente fotovoltaico.
Según el último informe de ResearchAndMarkets.com, se espera que el mercado mundial de almacenamiento de energía térmica con sales fundidas alcance un tamaño de mercado de 1.743 millones de dólares en 2026, frente a los 629 millones de dólares de 2019. O lo que es lo mismo, una tasa de crecimiento anual del 15,65%.
Hidrógeno y amoníaco verde
Es la gran esperanza del almacenamiento limpio a largo plazo, pero también se espera que el hidrógeno renovable desempeñe un papel importante en la descarbonización de sectores como el cemento, el acero o el transporte.
Aunque se argumentaba que esta tecnología estaba lejos de ser competitiva en precios respecto al gas, en el contexto actual de crisis energética y con pocas posibilidades de una solución a corto plazo, ya es posible.
En el caso concreto de España, con el potencial de instalación solar fotovoltaica, una legislación favorable y la adecuación de las instalaciones gasistas, podría ser que en menos de cinco años sea competitivo. A nivel de la Unión Europea, las autoridades comunitarias han declarado su intención de invertir 430.000 millones de euros en hidrógeno “verde” para 2030.
En definitiva, opciones hay pero todavía hay que desarrollarlas para que sean tan eficaces como para sustituir a los combustibles fósiles. La rapidez de su implementación y su competitividad no solo depende de los mercados, sino también de los incentivos de cada país por hacerlo posible.
