Cambio Político Opinión, análisis y noticias
Por Marco Krefting y Andreas Landwehr(dpa)
La crisis energética pone de manifiesto la importancia de tomar precauciones ante posibles cortes de energía o incluso apagones. En la actualidad se está recurriendo como opción a las centrales de reserva de carbón y gas, que se ponen en marcha en caso de necesidad. En el futuro, estas tendrían que ser sustituidas por alternativas adecuadas para el almacenamiento de energía. Una de ellas son las así llamadas megabaterías.
El Gobierno central chino ha hecho construir en la ciudad portuaria de Dalian la primera instalación de almacenamiento a gran escala del país que utiliza la llamada tecnología de flujo redox.
Según escribió el periódico local “Dalian Ribao”, la instalación de 200 megavatios (MW) de potencia y una capacidad de almacenamiento de 800 megavatios hora (MWh) está destinada a proporcionar cuatro horas de energía de emergencia al Gobierno, hospitales, departamentos de gestión de crisis, medios de comunicación y servicios de rescate en caso de fallo total.
Actualmente, la mayor instalación de almacenamiento de energía en baterías se encuentra en Moss Landing, California, y tiene una potencia de 400 MW y una capacidad de 1.600 MWh. En comparación, la mayor planta de almacenamiento de Europa, situada en Jardelund, en el norte de Alemania, solo puede almacenar unos 50 MWh de energía eléctrica y suministrarla con 48 MW, según informaron los ingenieros encargados de las instalaciones.
”Sin embargo, la planta de Moss Landing no es la mayor instalación de almacenamiento de energía del mundo”, afirma Peter Fischer, del Instituto Fraunhofer de Tecnología Química con sede en las inmediaciones de la ciudad alemana de Karlsruhe. “Las centrales hidroeléctricas de bombeo están en condiciones de suministrar gigavatios hora (GWh) de capacidad y gigavatios (GW) de potencia”, explica.
Según Fischer, la mayor central hidroeléctrica de bombeo de Alemania, situada en el este del país, tiene un rendimiento de algo más de 1 GW y una capacidad de unos 8,5 GWh, lo que significa que es también bastante pequeña en una comparación global.
La demanda de sistemas de almacenamiento está creciendo fuertemente. En un análisis, los expertos del “think tank” alemán Agora Energiewende parten de la base de que, hasta 2050, los sectores de reserva, movilidad eléctrica y almacenamiento doméstico podrían configurar decisivamente el sistema energético alemán con unos 40 gigavatios en el caso mínimo y más de 170 gigavatios en el caso máximo.
El problema, según Fischer, es que el almacenamiento de electricidad es más caro que la generación. Las energías renovables, como la fotovoltaica y la eólica, son las fuentes más económicas, con un coste calculado en base a su vida útil de entre dos y siete céntimos por kilovatio hora. Para conseguir estos bajos costes, la electricidad procedente del almacenamiento, incluidas las pérdidas, no debe costar más. “Este objetivo requiere aún tiempo y esfuerzo”, asevera Fischer.
Por ello, prosigue, el objetivo de la investigación y el desarrollo es abaratar las tecnologías y conseguir una mayor eficiencia de almacenamiento. Fischer añade que es previsible que este tipo de plantas sean más económicas en los próximos años. “Entonces, la combinación de energías renovables y de almacenamiento será en muchos lugares mucho más económica que otras tecnologías de generación de energía”, puntualiza.
Manuel Baumann, del Instituto de Evaluación Tecnológica del Instituto Tecnológico de Karlsruhe, opina que para ello se requieren, además de la ampliación de las energías renovables y de las capacidades de la red, sistemas de almacenamiento a todos los niveles. Esto incluiría el almacenamiento a corto y largo plazo, además de plantas descentralizadas y a gran escala, por ejemplo, para los llamados gestores de las redes de transporte de electricidad.
El operador alemán TransnetBW, por ejemplo, está planeando un ”refuerzo de la red” de 250 MW en el noreste del estado federado de Baden-Wurtemberg, también para aprovechar mejor las líneas existentes y reducir la necesidad de subir y bajar la potencia de las centrales fósiles.
”Sin embargo, en el curso de la transición energética también está aumentando el suministro descentralizado, por ejemplo, a través de la energía fotovoltaica”, señala Baumann, y añade que, a nivel local, por ejemplo, la mejora de las condiciones meteorológicas puede crear un excedente de energía capaz de alimentar la red. “Ahí es donde tiene sentido el almacenamiento descentralizado”, destaca el experto, y explica que toda transformación de energía viene aparejada con pérdidas, por lo que el consumo local de la electricidad siempre conlleva ventajas.
La tecnología con la que funcionan los sistemas de almacenamiento de baterías difiere según el tipo: las de plomo se utilizan desde hace más de 100 años, por ejemplo, en el suministro eléctrico de emergencia. La forma más común son las baterías de iones de litio, que también están presentes en los teléfonos inteligentes y los coches eléctricos, o bien como almacenamiento para los sistemas fotovoltaicos en el tejado de la casa. El Proyecto de Almacenamiento de Baterías de Moss Landing también trabaja con estas últimas.
Paralelamente, se están investigando las llamadas baterías de flujo redox, una de las cuales se encuentra ahora en Dalian (China). “A diferencia de las baterías convencionales, la energía es almacenada en líquidos que se guardan en depósitos externos”, explica Fischer, y especifica que la cantidad de esta solución determina la capacidad de la batería. El experto añade que la energía de la batería es generada en un convertidor donde se bombean los líquidos que luego se transforman mediante un proceso electroquímico.
La empresa energética alemana RWE, por ejemplo, también está trabajando en una planta piloto en el marco del proyecto ”Panta.rhei”. Según Fischer, Alemania y Europa desempeñan “un papel nada desdeñable” en el campo de las baterías de flujo redox. De los 41 productores de todo el mundo, precisa, 17 están en la Unión Europea.
”No hay ninguna tecnología que represente una solución universal”, afirma Baumann, y explica que todas las tecnologías tienen ventajas y desventajas. Toda tecnología que se elija, prosigue, debe armonizar con los requisitos del respectivo campo de aplicación, y siempre hay que tener en cuenta los problemas de adquisición, las posibilidades de reciclaje y los riesgos medioambientales y sanitarios.
El plomo, por ejemplo, es un metal pesado tóxico que hay que reciclar bien para evitar que llegue al medio ambiente. En vista del aumento masivo de la demanda, los recursos de litio alcanzarán un límite en algún momento si no se considera un reciclaje adecuado. Para las baterías de flujo redox se necesita, entre otros, vanadio. Este elemento se produce en unos pocos países, China entre ellos, como subproducto de la producción de acero.
Según Baumann, también hay diferencias en el tiempo de uso: las unidades de almacenamiento con plomo y litio suelen tener una vida útil de 10 a 15 años. La vida útil cíclica, es decir, el número de cargas y descargas posibles, es muy variable: “Para ciclos altos, las baterías de litio son más adecuadas que las de plomo”, señala el científico.
El experto especifica que las baterías de flujo redox ofrecen una vida cíclica potencialmente mucho más larga, y que es importante no centrarse en una sola tecnología de almacenamiento: “Se trata siempre de todo un portfolio de opciones a tener en cuenta”, puntualiza.
dpa
