ROIPRESS / ESPAÑA / SOSTENIBILIDAD - El año 2023, dentro de las renovables en España, se va a recordar como el periodo donde se alcanzaron las más altas cotas de producción eléctrica renovable, habiendo alcanzado cerca de 126 GW de potencia instalada total en España, de la que el 61% era de origen renovable. En términos absolutos, esto supone alrededor de 77 GW de potencia renovable, repartida principalmente, entre instalaciones eólicas, hidráulicas y fotovoltaicas.
No obstante, esta transformación del sistema supone retos tecnológicos, como la falta de capacidad o de líneas de distribución o la inestabilidad de la red donde hay una gran confluencia de sistemas de generación fotovoltaicos y eólicos, y retos económicos, como la tendencia de precios bajos en el mercado eléctrico en horas de sol. “Estos retos deben ser capaces de resolverse a corto y medio plazo, para poder llevarse a cabo los objetivos propuestos. Ello ha provocado la necesidad de sistemas de respaldo y control, basados en tecnologías de almacenamiento”, comenta Sergio Espatolero, Director de Dpto. Técnico de IASOL.
Para 2030, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima plantea, en su estrategia de almacenamiento, alcanzar una capacidad de 22 GW. Se trata de un objetivo muy ambicioso, pues el año pasado se alcanzaron tan solo 8,3 GW de potencia instalada en almacenamiento.
Actualmente, existe un amplio abanico de tecnologías de almacenamiento, según la función de sus prestaciones. Así, atendiendo a los sistemas mecánicos se encuentran las centrales hidráulicas de bombeo o los sistemas de almacenamiento en aire comprimido. El almacenamiento térmico utiliza el cambio de fase (calor latente) o bien el propio aumento de temperatura de diversos materiales (calor sensible) para almacenar energía. Con respecto al almacenamiento químico, se encuentra la generación de hidrógeno como vector energético. Y, por último, el almacenamiento electroquímico que engloba todos los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, en las distintas tecnologías de baterías.
Según el grado de madurez tecnológica, la capacidad de almacenamiento y los tiempos de respuesta, son las baterías de ion litio las que ofrecen unas prestaciones a corto y medio plazo más atractivas para la gestión de la red y, por tanto, para nuevas inversiones. “Otras tecnologías de almacenamiento masivo, como centrales de bombeo o de almacenamiento en aire comprimido, exigen un esfuerzo económico mayor y sus implicaciones tanto sociales como medioambientales, también requieren un tratamiento más complejo”, matiza Sergio Espatolero. Sin duda, serán necesarias en la medida que crezca todo el sistema eléctrico, tanto en demanda como en generación, actuando de manera complementaria a los actuales sistemas basados en baterías. “De igual manera, ocurre con la generación de hidrógeno verde, sumándose en este caso otras posibles ventajas añadidas, como la posibilidad de cubrir necesidades de movilidad o de demandas térmicas”, aclara Espatolero.
Actualmente, existen diferentes tecnologías de baterías que basan su almacenamiento de energía en reacciones electroquímicas, mediante procesos de oxidación y reducción.
Según los materiales empleados en el cátodo, hay varios tipos de baterías de litio. Las que se basan en litio ferrofosfato, aunque también existen otras variaciones en los materiales como las de níquel, manganeso y cobalto (NMC), con una densidad de energía mucho mayor, o las de níquel, cobalto y aluminio (NCA), con una menor relación entre su peso y la capacidad de almacenamiento, siendo muy atractivas para aplicaciones de movilidad.
Sin embargo, el uso de la tecnología del litio en los sistemas de almacenamiento ha supuesto problemas de suministro originados por la escasez y concentración geográfica de este material, alterando el precio del mismo como materia prima y desestabilizando el coste final de la batería. En este contexto, los fabricantes de baterías ya están explorando nuevas materias primas que sirvan de alternativa al litio. Una de las opciones más viables es la batería de sodio, mineral que además es más abundante y menos costoso. Además estas baterías presentan un rango de temperaturas de operación más amplio, manteniendo su capacidad y velocidad de carga y descarga para temperaturas más extremas. Por el contrario, su densidad de energía sigue siendo bastante baja en comparación con la tecnología de litio, y debido al mayor peso del sodio, los equipos son más grandes y pesados, limitando por ejemplo su uso en aplicaciones de movilidad.
Otra opción son las baterías de flujo redox. Se trata de un sistema muy flexible y modular, pues varían los tamaños de los depósitos donde se aloja el electrolito, aumentando o disminuyendo la capacidad de almacenamiento de la batería. La recarga de la batería se produce mediante la reposición del líquido electrolito en cada uno de los tanques de almacenamiento. Esto ha hecho que varios fabricantes de automóviles estén desarrollando prototipos que implementen esta tecnología, aunque todavía están en fase incipiente.
“En un sector como el energético, en continua transformación, es necesario que nadie se quede atrás. Sólo de este modo, seremos capaces de lograr los objetivos planteados en la estrategia nacional de almacenamiento, esenciales en la hoja de ruta para alcanzar una futura neutralidad climática”, concluye Sergio Espatolero.
