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Energía y medio

ambiente

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El almacenamiento de la electricidad

Juan Ramón Morante

Energía y medio

ambiente

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El almacenamiento de la electricidad

Juan Ramón Morante

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 FenosaPlaça del Gas, 808201 Sabadell (Barcelona)Teléfono: 93 412 96 40 Fax: 93 745 03 20www.fundaciongasnaturalfenosa.org

1ª edición, 2014

ISBN: 978-84-695-9897-9

Depósito legal: B-9269-2014

Impreso en España

Autores

Juan Ramón MoranteEl profesor Juan Ramón Morante es, desde 1985, ca-tedrático 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. Previa-mente ha sido vicedecano y decano de la Facultad de Física de la Universitat de Barcelona, director del De-partamento de Electrónica de dicha universidad, jefe de estudios de Ingeniería Electrónica y co-coordina-dor 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 Ge-neralitat 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 In-vestigación y Desarrollo de Materiales y Dispositivos Electrónicos habiéndose focalizado en el campo de los sensores, actuadores, microsistemas y sistemas total-mente autónomos.Actualmente, sus actividades de investigación se cen-tran en los mecanismos de transferencia de energía im-plicando electrones, fotones, fonones y moléculas quí-micas, habiéndose centrado en su aplicación en las tec-nologías 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 partici-pado/coordinado numerosos proyectos en diferentes programas internacionales e industriales, ha sido orga-nizador de diferentes conferencias científicas tecnoló-gicas internacionales en el campo de sensores/micro-sistemas y de la “nano-energía” y ha sido distinguido

con la medalla Narcís Monturiol de la Generalitat de Catalunya.

Cristina FloxDoctora en Química por la Universitat de Barcelona, especializada en Electroquímica y Diseño de Reacto-res de Flujo. Actualmente es investigadora dentro del Área de Ma-teriales Avanzados para la Energía del IREC. Su ac-tividad se basa en el diseño y síntesis de materiales avanzados nanoestructurados aplicados a nuevas tec-nologías de almacenamiento de energía electroquími-ca, así como en el desarrollo de nuevos métodos para diagnosticar y pronosticar su tiempo de vida.

Marcel SkoumalDoctor en Química por la Universitat de Barcelona. Actualmente trabaja en el IREC en el Diseño y Carac-terización de Prototipos de Baterías. Se especializó en tratamientos químicos y electroquí-micos 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 cam-po 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 quí-mica del ión litio.

Marc VivesIngeniero de proyectos en el Área de Eficiencia del IREC. Ingeniero en Industrias Agrarias y Alimenta-rias 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 SalomEl 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 pro-yecto AIGUASOL, el cual ha co-dirigido y convertido en una referencia internacional en el campo de la efi-ciencia energética térmica, energías renovables, desa-rrollo de software y análisis energéticos de edificios. Se trata de uno de los principales actores que ha partici-pado 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 pro-fesor invitado, así como participando y coordinando varios proyectos Internacionales.

Elena FuentesResponsable 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 TrillaIngeniero Industrial y doctor en Ingeniería Eléctrica por la Universitat Politècnica de Catalunya. Ha traba-jado en el desarrollo de proyectos de entroncamiento eléctrico en baja y media tensión y en el diseño de es-trategias de control para actuadores eléctricos inclu-yendo su implementación y verificación. Actualmen-te 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 par-ques de generación eólica y undimotriz vinculados a proyectos industriales y públicos.

Francisco DíazRecibió la licenciatura en Ingeniería Industrial en 2009 y se doctoró en Ingeniería Eléctrica en 2013 por la Universitat Politècnica de Catalunya. Desde septiem-bre 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 Ener-gy System Technology (IWES, Kassel, Alemania). Su experiencia incluye aspectos de modelización, simula-ción 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.

Miguel CruzIngeniero Industrial por la Escuela Superior de Inge-niería Industrial de Barcelona, y Máster en Economía y Regulación de los Servicios Públicos por la Univer-sitat 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 pro-yectos. Sus áreas de interés son el análisis económico y regulatorio del sector eléctrico, y la aplicación de la in-vestigación operativa para la operación y planificación de los sistemas energéticos. Ha publicado más de 10 ar-tículos en conferencias científicas y revistas. Ha sido investigador visitante en el Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores do Porto, Portugal.

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Índice

Prólogo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1. Resumen ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 1.1. El ciclo integral de la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 1.2. La naturaleza efímera de la electricidad: la vinculación entre producción y consumo inmediato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 1.3. El almacenamiento de la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.4. La importancia del almacenamiento de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 1.5. Las aplicaciones y usos del almacenamiento de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 1.6. Estrategias funcionales de los sistemas de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 1.7. Las tecnologías de almacenamiento: tipología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 1.8. Criterios para evaluar las tecnologías de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 1.9. Los principales retos para el desarrollo del almacenamiento eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . 491.10. Las tendencias de futuro: la no explotada capacidad del almacenamiento de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 511.11. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

2. Sistemas mecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 2.1. Las centrales hidráulicas de bombeo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 2.2. Sistemas de almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES) . . . . . . . . . . . . . . 73 2.3. Volantes de inercia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 2.4. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

3. Sistemas electroquímicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 3.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 3.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 3.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 3.4. Niveles de implantación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 3.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 3.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 3.7. Claves para su desarrollo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 3.8. Las baterías de plomo-ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 3.9. Las baterías secundarias con electrolito alcalino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1113.10. Las baterías de sodio de alta temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1213.11. Las baterías de ion-litio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1323.12. Las baterías de flujo redox . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1433.13. Nuevos tipos de baterías electroquímicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1553.14. Los condensadores electroquímicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1603.15. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167

4. Sistemas químicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 4.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173

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4.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 4.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180 4.4. Ejemplos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180 4.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 4.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 4.7. Claves para su desarrollo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 4.8. Tabla resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192

5. Sistemas térmicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 5.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 5.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 5.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 5.4. Ejemplos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 5.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 5.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 5.7. Claves para su desarrollo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219

6. Sistemas de superconducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225 6.1. Conceptos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226 6.2. Funcionamiento detallado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 6.3. Campos de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 6.4. Ejemplos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 6.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 6.6. Ventajas e inconvenientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 6.7. Claves para su desarrollo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232

7. Electrónica de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 7.1. Plantas de generación renovable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 7.2. Redes inteligentes y microrredes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 7.3. Vehículos eléctricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 7.4. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243

8. Barreras a superar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247 8.1. Barreras económicas y regulatorias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 8.2. Barreras tecnológicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260 8.3. Barreras geopolíticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 8.4. Barreras ambientales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 8.5. Barreras sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 8.6. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275

9. Evaluación de costes económicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 9.1. Modelo de evaluación de costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 9.2. Aplicación del modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284 9.3. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294

Anexo. Glosario de términos técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297

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Prólogo

Uno de los principales retos que tiene hoy el sector energético es el almacenamiento de elec-tricidad. 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 almacena-miento 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 referen-cia, con vocación de atlas o síntesis de todos los esfuerzos de investigación en marcha.

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Tras un primer capítulo introductorio de tipo conceptual y de resumen del libro, cada capí-tulo 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 teóri-cos. 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 pues-ta 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 ener-géticos (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 redu-cir costes.

6. Las ventajas y los inconvenientes. La Fundación insiste siempre, tanto en sus publicacio-nes 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 ciudada-no 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.

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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 almace-namiento 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 electri-cidad. Más allá de ambas tecnologías, nuestro Grupo también está desarrollando pruebas piloto de baterías de alta capacidad como mecanismo de almacenamiento conectado a nues-tra 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 pro-blema 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, empre-sas u organizaciones sociales, la Fundación ha elaborado una Ficha Pedagógica sobre el con-tenido 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, Fran-cisco 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 consti-tuida por Blanca Losada, Fernando García Martínez, Julio Gonzalo, Francisco Javier Alon-so, 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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1Resumen 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 Pro-ducto 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, distribu-ción 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

–12–

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

Producto Interior Bruto per cápita ($)

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía (

kWh

/d/p

)

0 10.000 20.000

400

350

300

250

200

150

100

50

0

30.000 40.000 60.000 60.000

Islandia

Baréim

Kuwait

Canadá

Singapur

Arabia Saudí

Omán

AustraliaSuecia

Bélgica

Países Bajos

Francia

Austria

Irlanda

Japón

Suiza

Reino Unido

Dinamarca

Hong Kong

EsloveniaEspaña

ItaliaChipre

IsraelGrecia

Portugal

MaltaLituania

Letonia

PoloniaArgentinaCroacia

MalasiaMéxico

Chile

TurquiaUruguay

Hungría

AlemaniaNueva Zelanda

CoreaRepública Checa

Rusia

Estonia

Eslovaquia

BielorrusiaBulgaria

Rumania

MacedoniaChina

IndiaAlbania

Panamá

Costa RicaBrasil

FinlandiaNoruega

Estados Unidos

LuxemburgoTrinidad y Tobago

Emiratos Árabes Unidos

1. Resumen Ejecutivo. El almacenamiento de la electricidad

–13–

requerida de forma estable, sin fluctuaciones, y asegurando una señal de calidad con los va-lores 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 interrup-tor 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 fun-cionamiento, 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 continua-mente 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 tradiciona-les, que funcionan con combustibles fósiles (carbón, gasóleo o gas natural). La situación se

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

Fuente de combustible/energía

Generación Transmisión Distribución Entrega

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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 disper-sos 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 distribui-da, 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 ma-nejables) 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 pre-sión 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


–15–

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 ne-cesita 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 posi-bles 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

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

Interruptor

Sistema de energíano renovable

Sistema de energíarenovable

Carga eléctrica

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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.

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

Fuente: www.ree.es

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

F M A M J J

Hidráulica convencional

A S O N D E F

GWh

Generación por bombeo


–17–

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 regan-tes 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 produc-ción 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 res-puesta elevados, del orden de minutos. La integración de elementos destinados al almacena-miento 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 alma-cenamiento 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

–18–

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 máxi-ma. 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 ener-gía 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 per-mitir 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-

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

Perfil de carga

Unidad de Generación 1


+ +=

Tiempo

Po

ten

cia

Máxima unidad de generación 1

D = Descarga C = Carga Tiempo

Po

ten

cia

D D

CC


Almacenamientode energía


–19–

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 racionaliza-ción 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 eléctri-cas inteligentes, elaborado por Tomás Gómez, de la Universidad de Comillas).

Asimismo, esta amplia gama de aplicaciones y casuística hace que las tecnologías de alma-cenamiento 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)

–20–

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 variabili-dad 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 integra-ción 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 in-versiones. 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 optimi-zadas 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 des-pliegue 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 (autocon-sumo), incluyendo la integración con otras formas de uso de la energía, como la calefac-ción/refrigeración, de una forma óptima para todo el sistema de alimentación.

4. Mejorar la competitividad y seguridad de la red eléctrica. El almacenamiento de ener-gía 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


–21–

económicamente atractiva para la expansión de la red y la desconexión de carga. No obs-tante, hay que destacar la creciente necesidad de una regulación específica del almacena-miento 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 se-ñalar que algunos sistemas de almacenamiento de energía, debido a su naturaleza inter-sectorial, 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 interco-nexión 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). Ge-neralmente, 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

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

Almacenamiento de energíaen grandes instalaciones

Fuente decombustible

/energíaGeneración Transmisión Distribución

Servicio deenergía al

cliente

Almacenamiento distribuido de energía

Potencia distribuida

Integración de energías renovables

–22–

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 descri-ben con detalle en este libro.

Los sistemas de almacenamiento pueden conectarse como unidades convencionales de ge-neración, por ejemplo el bombeo hidráulico. También pueden conectarse como unidades reguladoras de frecuencia a través de interfaces DC/AC aplicadas a baterías o como uni-dades 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 descri-bir a los diferentes sistemas de almacenamiento, que pueden ser grandes y pequeños, esta-cionarios 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 em-pleado 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 principa-les mecanismos usualmente implican:


–23–

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 materia-les 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 continua-ción:

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

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

Energía

Mecánica

Química

Electroquímica

Electromagnética

Térmica

–24–

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, tam-pón o amortiguamiento que absorbe o inyecta energía para equilibrar las variaciones en-tre generación y consumo en intervalos cortos de tiempo.

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

Centrales de generación

1 Red de transporte220 kV y 400 kV

2

Subestación de transformación

Subestación de distribución

Consumo industrialde 132 kV a 12,5 kV3

Red dedistribución

Consumo doméstico

4

Centro de controleléctrico

5


–25–

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 almacena-miento 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 (fluctua-ciones 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 su-ministro, lo que define una amplia diferenciación entre los distintos sistemas de almace-namiento.

6. Retraso de inversiones. El uso de sistemas de almacenamiento permite diferir temporal-mente 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 moderni-zación 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 com-prando 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 alma-cenamiento 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 volta-je, 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 ge-neral 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-

–26–

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 des-truye, 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

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

Energía perdida

Energía almacenada

ζ(t)

η1

η2

Fuente de energía Energía utilizada


–27–

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 (ener-gía 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 η1η

2x, 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 mí-nimas.

4. El sistema de almacenamiento debe experimentar una máxima reversibilidad para mini-mizar 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.

–28–

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 ener-gía elástica o de deformación o de compresión.

2. Energía química. Para este tipo de energía podemos disponer de energías de enlace con-tenidas 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 ioni-zación.

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 interaccio-nes 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 almace-namiento 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 anun-ció en 2007 una nueva biobatería que genera electricidad a partir de carbohidratos y uti-lizando 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.


–29–

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 mecá-nica 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 ener-gía 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

–30–

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 pér-didas.

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 se-gura 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 comple-mentarias 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 (400-1.600 W/kg), pero con una relativamente alta densidad de energía (5-130 Wh/kg):


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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 com-presión. La aplicación más pragmática para disponer de grandes cantidades de energía acu-mulada 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 per-mitir 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 dismi-nución 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

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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 in-crementar el rendimiento. Para ello es preciso llevar a cabo una compresión de forma adiabá-tica, 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 expen-sas 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 total-mente 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 hidráu-lico 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


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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 reac-ción química y da lugar a nuevos compuestos que implican nuevos enlaces y diferentes ener-gías 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 acumu-larse 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.

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

Energía mecánica Energía cinética Volante de inercia

Energía de compresión CAES

Energía potencial Hidráulica de bombeo

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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 lí-quidos, 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 pro-ceso 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 subs-tancia mediante su combustión, en condiciones ambientales, tiene un serio y grave inconve-niente: 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 amplia-mente 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 par-tida 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 ener-gía térmica cuyo aprovechamiento es más bien bajo y limitado por las propias leyes de ren-dimiento en un ciclo de Carnot. A diferencia de lo que ocurre con otros combustibles, en


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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 tam-bién 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 peque-ño 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

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

Energía específica práctica (Wh/kg)

En

erg

ía e

spec

ífic

a te

óri

ca (

W/h

/kg

)

10 100 1.000

100.000

10.000

1.000

100

0

10.000

Octano

Plomo/ácido

Níquel/MH

Litio/ion

Baterías actuales

Baterías futuras

Gasolina

Práctico

Litio/azufre

Litio/aireTrigo

Metanol

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existentes, aunque tal como se verá más adelante el mapa de ruta del hidrógeno presenta significativos avances futuros, pueden resumirse en:


Rango de energía: más de 24 h

Tiempo de respuesta: min

Autodescarga: ~0,5%/día

Temperatura de operación: sin límites

Rendimiento: <50%

Reacciones electroquímicas de oxidación-reducción

A pesar de que las reacciones de combustión son las relativamente más fáciles de aplicar, la liberación de la energía en forma térmica no constituye la vía de mayor calidad energética, dadas las inherentes pérdidas y los bajos rendimientos en estos procesos. Por esta razón, la mejor estrategia para obtener energía química del enlace consistiría en poner en marcha reacciones diferentes a la combustión. En ellas debería extraerse un electrón del enlace de una molécula, en un electrodo ánodo, en un proceso que consiste en incrementar el estado de oxi-dación, para entregarlo en un electrodo cátodo para formar parte de otro enlace en lo que se denomina un proceso de oxidación-reducción. Obviamente, para poder recuperar parte de la energía acumulada en el primer enlace, el segundo enlace requeriría menor energía de enlace.

De esta manera, y siguiendo con esta descripción intuitiva y simple, el electrón despren-dido en la semirreacción de oxidación debe suministrar parte de su energía –realizando un cierto trabajo eléctrico, que constituye la energía recuperada, al verse sometido a una cierta diferencia de potencial– antes de ser utilizado para efectuar la semirreacción de reducción. La diferencia de potencial viene fijada a la propia diferencia energética entre los dos estados electrónicos, la cual es descrita por el potencial electroquímico que, por carga electrónica, nos da la diferencia energética.

La generación de corriente mediante procesos de oxido-reducción se inicia con Volta en 1800 a partir del hallazgo de su amigo L. Galvani sobre la generación de electricidad a partir de dos metales conectados al músculo de una rana. Alessandro Volta, menos conocido por


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haber descubierto y aislado el gas metano, pretendió y logró sustituir el músculo de la rana por placas metálicas apiladas entre fieltros empapados en una disolución ácida, obteniendo así la primera pila eléctrica. El uso de dos metales diferentes aseguraba la existencia de un potencial electroquímico que promovía una corriente entre ambos metales ligada a los pro-cesos de oxidación-reacción, y el apilamiento con los fieltros aseguraba el cierre del circuito eléctrico mediante la conducción iónica interna a la pila entre el ánodo y el cátodo.

Estos simples conceptos, mostrados esquemáticamente en la figura 1.13 a y b, permiten jus-tificar las diferentes tipologías para el almacenamiento electroquímico. Por una parte, tene-mos que en función de las reacciones de oxidación-reducción que tengan lugar existirá una determinada diferencia de potencial entre ánodo y cátodo, lo que viene a marcar la tensión nominal en circuito abierto que presentará la celda elemental. En consecuencia, la naturaleza del par de oxidación-reducción elegido marca diferencias significativas y ello está en cierta manera relacionado con la naturaleza de los electrodos elegidos. Así, son bien conocidas las tecnologías basadas en Pb-ácido, NiCd o metal-hidruro.

Otro importante rasgo que marca grandes diferencias en los sistemas de almacenamiento electroquímico, más conocidos como baterías que como pilas, es la propia naturaleza del material que constituye o define el circuito eléctrico interno por donde circulan los iones. Este debe ser un electrolito, el cual puede ser sólido o líquido. Los electrolitos sólidos pre-sentan un volumen fijo y determinado, enmarcado por los propios electrodos.

La principal consecuencia de ello es que la potencia de la batería está definida por el área de los electrodos, asumiendo que se genera una densidad fija de corriente por unidad de área y el potencial viene dado por el par redox implicado, mientras que el total de la energía almacenada depende de la cantidad de material disponible para participar en el proceso de oxidación-reducción. Esta cantidad es fija, y ligada al tamaño del sistema, que a su vez define el área útil de los electrodos, por lo que ambos valores, potencia y energía acumulada, no son variables independientes; por otra parte, al tener una cantidad finita de material activo, tiene lugar un empobrecimiento del mismo, con el consiguiente aumento de la resistencia interna de la celda y su agotamiento final. Esta es la situación de los albores de la tecnología de baterías, lo que es una seria limitación para la gran mayoría de aplicaciones.

Sin embargo, dadas las propias características de las reacciones electroquímicas, se ha traba-jado en la obtención de una completa reversibilidad de reacciones, lo que permite, mediante una fuente de energía externa que aporta la energía necesaria, oxidar al producto reducido y reducir al producto oxidado. Idealmente, este proceso constituiría un proceso repetible

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infinitamente, pero la progresiva degradación del sistema causa pérdida de su capacidad de almacenamiento. Aunque el origen de la batería indica más bien una distribución adosada lateralmente en lugar del apilamiento de la pila, es común asignar esta denominación para el caso de que el sistema sea recargable.

En los últimos 50 años se han desarrollado diferentes aproximaciones tecnológicas que han permitido definir diferentes configuraciones o tipologías de sistemas de almacenamiento ba-sados en procesos electroquímicos. Entre estos, que serán descritos con detalle en los próxi-mos capítulos, cabe destacar por su significancia, repercusión y representatividad técnica los sistemas basados en ion litio, y los sistemas basados en NaS o en NaNiCl. El primero, propuesto en la década de 1980 por M.S. Whittingham y comercializado por Sony en 1991, utiliza la capacidad de alta movilidad iónica del litio, el elemento más ligero después del hi-drógeno y el helio, a través de un electrolito orgánico y su inclusión en la red cristalográfica de los electrodos.

El avance tecnológico se basa en la disponibilidad de nuevos materiales de electrodos y elec-trolitos que faciliten la funcionalidad anteriormente descrita minimizando la degradación de los mismos. A diferencia de esta aproximación, la tecnología NaS o la NaNiCl, conocida también como batería zebra, se basa en las propiedades de conducción iónica del ión sodio de la beta-alúmina, lo que permite tener a este material como un eficaz electrolito sólido que permite el paso de los iones sodio de su estado reducido, sodio metálico Nao, usualmente localizado en el centro de una estructura tubular, al estado oxidado, Na+, formando una sal (NaS o NaNiCl), ubicado en la parte exterior de la estructura.

Figura 1.13. a) Esquema simple de una pila eléctrica mostrando el circuito eléctrico externo,los electrones, y el circuito eléctrico interno, los iones. b) Ejemplo simple de una pila eléctrica.

Fuentes: http://gheto.bligoo.com.co/cultura-tumaco-la-tolita http://energicentro.blogspot.com.es/2013_11:01_archive.html

Ánodo de zinc Cátodo de cobre

Láminaporosa

Flujo decationes Flujo de

aniones

ZnSO4(aq) CuSO4(aq)

Cu(s)Zn(s)

Zn(aq)+2 Cu(aq)

e–

e–e–

e–

+2


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Estas configuraciones o tipologías de baterías formadas a partir de la adecuada combinación de celdas elementales permiten construir baterías que en estas últimas décadas han ido au-mentando sus prestaciones y cada vez más se vislumbran como opciones para el almacena-miento de energía; a su vez, el avance tecnológico permite el desarrollo de nuevas tipologías o configuraciones de la tecnología de almacenamiento electroquímico, como son las baterías metal/aire o litio/azufre.

Para las versiones comerciales existentes de ion litio, zebra o NaS, el compendio medio de sus prestaciones es:

Rango de potencia: variable hasta 50 MW (NaS)

Rango de energía: minutos-horas

Densidad de energía: 250 Wh/kg (ion litio)

Tiempo de respuesta: variable

Autodescarga: ~20%/día (NaS) y 0,2%/día (ion litio)

Temperatura de operación: 300 ºC (NaS) y >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 elec-trodos, 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 configu-rar 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.

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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 tempe-raturas por encima de su punto de congelación. Aparte, al aumentar la temperatura tam-bién 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 máxi-mo 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.

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


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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 elec-troactivas 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%


Número de ciclos: más de 105

Como puede verse, si bien presentan todavía baja densidad energética, sus prestaciones re-lativas 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 consi-guiente 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.

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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.

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

Energía química

Ion litio, NaS, NaNiCl

Energía electroquímica.Electrolito líquido

Energía electroquímica.Electrolito sólido

Baterías de flujo redox

Energía electroquímica.Interfases

SupercapacidadPseudocapacidad

Energía por combustión Hidrógeno

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


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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 energía: ms-mins

Densidad de energía: 0,1-15Wh/kg


Autodescarga: ~ 2-40%/día

Temperatura de operación: de -40 a +85

Rendimiento: ~ 95%


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

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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 circu-lación 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 electró-nica 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 alma-cenada 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 esti-ma 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 siste-mas 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 resis-tencia 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.


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Las características de esta tipología se resumen en:


Rango de energía: ms - 5 min

Densidad de energía: 0,5-5 Wh/kg


Autodescarga: ~ 10%/día

Temperatura de operación: superconductividad de altas temperaturas

Rendimiento: ~ 95%


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 ma-terial. Sin embargo, la cantidad de energía acumulable depende del calor específico del mate-rial 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.

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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 cons-tituyen 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 almacena-miento térmico comercializados son los sistemas térmicos de almacenamiento de energía subterráneos (UTES) para aplicaciones de baja temperatura (menos de 40 ºC) que han des-pertado 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:

• Calefacciónyrefrigeraciónsolardelosedificios.

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

Energía térmica Calores latentesPCM materiales de cambio

de fase

Termo químicaNuevos materiales

termoquímicos

Calor específico Reservas de calor


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• Sectordecalordeprocesoindustrialparaserutilizadocomounaherramientadegestiónde calor para aumentar la eficiencia y reducir el consumo de energía específica de los pro-cesos de fabricación industrial.

• Lageneracióndeenergíaenlosprocesosdeconversióntérmica:motoresdecombustión,de vapor o turbinas de gas.

• Almacenamientodecalorestacionalencombinaciónconlossistemasdecalefacciónurbana.

• Almacenamientointermediodecalordecompresiónenlasplantasdealmacenamientodeenergía de aire comprimido adiabático.

• Agranescaladesistemassolarestérmicosparacalefacciónyrefrigeración,calordepro-ceso y generación de energía incluyendo energía solar concentrada.

Sin embargo, la extensión del uso de estas tipologías de almacenamiento debe todavía sol-ventar 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 examina-dos varios aspectos. Exceptuando la tecnología más extensivamente utilizada hasta hoy, la

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energía hidráulica de bombeo (PSH, pumped sto-rage 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 ven-taja de una determinada tecnología o encontrar un buen compromiso en una sinergia de las tec-nologías. Los principales parámetros o criterios a destacar son:

1. Eficiencia. Al igual que todos los equipos que utilizan energía, los dispositivos de al-macenamiento presentan pérdidas. Para eva-luar la eficiencia de un dispositivo de alma-cenamiento, se debe tener en cuenta el ciclo completo: la carga, el mantenimiento de la carga y la descarga. Las diferentes tecnolo-gías utilizadas se evalúan según su valor de eficiencia. Algunos dispositivos utilizan transformaciones químicas, otros se basan en procesos físicos, y unos pocos son capa-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 relevan-tes para la evaluación de la relación energía/potencia de una tecnología y para determinar

Figura 1.18. Ejemplo de una central hidráulica de bombeo en Cantabria (España).

http://www.oficinacambioclimaticosantander.es/opencms/opencms/Energia.DelAgua.

Hidroelectrica


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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 (mi-lisegundos), y otras unos minutos. Los tiempos de respuesta de las tecnologías disponi-bles 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 mante-ner 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 bom-bear 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.

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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 ca-pacidad de almacenamiento de energía, o el propio tiempo de respuesta del sistema. No obs-tante, es posible clasificar las tecnologías de almacenamiento en función de sus aplicaciones.

Por ello, generalmente, se agrupan las aplicaciones de la siguiente manera:

• Granalmacenamientodeenergía: 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, independiente-mente de la hora de generación de dicha energía.

• Almacenamientodistribuido: incluye suavización de los valores de punta, aplazamien-to de inversiones, seguimiento de carga, gestión de la demanda, reducción de pérdidas, emergencias, restablecimiento del sistema, zonas de regulación, y garantía de la continui-dad del suministro eléctrico durante un período de minutos.

• Calidaddesuministro: 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 reno-vables 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 re-ducción 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 almacena-miento pueden ofrecer alternativas.

Sin embargo, el almacenamiento de energía presenta todavía ciertos problemas que es preci-so 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 disponi-bles para el almacenamiento de energía tienen características diferenciadoras y se encuentran


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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 tér-minos 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

• Elaumentodelacapacidadylaeficienciadelastecnologíasexistentes.

• Eldesarrollodenuevastecnologíasparalasaplicacionesdomésticas,descentralizadaso aplicaciones centralizadas a gran escala.

• Eldesplieguedelmercado.

2. Aspectos de mercado y regulatorios

• Identificaciónocreacióndelasreferenciasadecuadasdelmercadoparaincentivarlacreación de capacidad de almacenamiento y la provisión de servicios de almacena-miento de energía.

• Lacreacióndeunmercadoaescalaeuropea.

3. Aspectos estratégicos

• Eldesarrollodeunenfoquesistemáticouholísticoparaelalmacenamiento.

• Lareduccióndelacomplejidadtécnica.

• Eldesarrollodelasnormasparalaregulacióndelmercadoylosaspectospolíticos.

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

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años, pudiéndose observar que presenta un considerable ritmo de crecimiento, de aproxima-damente 8 millones de GWh/año.

Actualmente, en una central moderna de producción eléctrica se espera obtener una produc-ción 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 pa-norama 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 importan-te desempeñado por los 4.545,45 MToe de la energía eléctrica en la cesta energética global.

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

40

30

20

10

0

2006 2010 2015

Nuclear

2020 2025 2030

Trillón Kilovatios/horas

Renovables Gas Natural Carbón Líquidos


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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 sola-mente 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 méto-dos 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 potencia-lidades 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-

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

Total 144,8 1.673,4 12.476.6

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

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cimiento, determinándose tamaños de mercado de más de 100.000 M€ en 10-12 años, con-siderando 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 razona-ble 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 pers-pectivas 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 enor-me 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 alma-cenamiento de energía eléctrica.

Si tomamos la referencia de los últimos años en España, el coste del kWh se sitúa en el en-torno 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


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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

Bateríasde flujo redox

Supercapacitores Bobinas superconductoras

Acumulación térmica latente,

sensible y termoquímica

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 minCAES

submarino< 2 min

- variable ms ms ms -

Densidad de energíaWh/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

<50% 90% 85-90% 95% 95% 50-100%

Vida media(años)

50-100 años >20 años 25-40 años - 5 años (Ion litio)10 años (NaS)

>20 años >20 años >20 años -

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.

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

Tecnología Ventajas Inconvenientes Aplicaciones

Hidráulica de Bombeo

• Madureztecnológica.• Costosdeoperacióny

mantenimiento bajos. • Largavidaútil.

• Restriccionesimpuestasporlimitaciones geográficas.

• Limitacionesimpuestasporlos tiempos de arranque y de transición entre regímenes de funcionamiento.

• Inversióninicialmuyelevada.

• Protegeralsistemaeléctricodeapagones, reducir distorsiones armónicas y eliminar caídas de potencia en la red.

Ejemplo de aplicación: planta de Lundington enMichigan (USA).

Volante de inercia • Elevadadensidaddepotencia y energía.

• Rápidacapacidadderespuesta.

• Pocomantenimientoyesperanza de vida de 20 años.

• Costeinicialmayorquelasbaterías pero requieren menos mantenimiento y presentan mayor durabilidad.

• Estabilizacióndefrecuenciadelared.

• Sectortransporte(trenes,autobuseseléctricos).

• Suministrodeenergíaduranteun breve intervalo de tiempo (ascensores y grúas).

Ejemplo de aplicación: planta de regulación de Stephentown (EEUU).

CAES (compresed air energy storage)

• ElCAESIsotérmicodestaca por su flexibilidad, la ausencia de emisiones y escalabilidad independiente en la potencia y capacidad de almacenamiento.

• Loscostesdeinversióny explotación, aunque todavía son considerables, son menores que los requeridos por las centrales hidráulicas de bombeo.

• Elevadotiempoderespuesta.• Lascapacidadesy

rendimientos son menores en comparación al sistema hidráulico de bombeo.

• Pocamadureztecnológica.

• Soportealareddedistribucióneliminando la necesidad de sistemas auxiliares de estabilización.

• Actuancomoelementoparaobtener el balanceo de generación de potencia entre oferta y demanda así como de elementos de restablecimientos del sistema.

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

Potencia eléctrica a gas

• Sencillodealmacenaryrecuperar energía química.

• Tecnologíasrelacionadascon el concepto de “electricidad a gas” que permiten la interconexión entre la red eléctrica y la red de gas natural.

• Bajadensidadvolúmicaypeligro de explosión.

• Laintroduccióndeestastecnologías en aplicaciones en la red eléctrica precisan de regulación.

• Lasinstalacionesconestosgases precisan normas de seguridad y obtener la aceptación social.

• Arbitrajedelaenergía.• Serviciosenlaredeléctrica.

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

(continúa)


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


Batería Plomo ácido

• Madureztecnológica.• Modularidadquepermite

diseños avanzados de sistemas a partir de combinación de celdas y módulos más simples o en sistemas híbridos.

• Largostiemposdecarga.• Excesivainluenciadela

temperatura ambiente. • Mantenimientoexcesivo.• Bajonúmerodeciclosparasus

aplicaciones en redes eléctricas.

• Automoción.• Controldelared:frecuencia,

tensión, potencia. • Nivelacióndelacurvadedemanda

diaria.

Ejemplo de aplicación: Southerm Californi Edison Chino Battery Storage Project, Ca, (USA).

Batería Ni-Cd • Tecnologíamadurayrobusta.

• Elevadorendimiento(mejor rendimiento que la batería de plomo ácido).

• Altatoxicidaddelcadmio,elevado coste, efecto memoria.

• Dispositivosdomésticos,aplicaciones en telecomunicaciones, satélites y astronáutica y compensación de energía reactiva.

Ejemplo de aplicación: Golden Valey Electric Association (GVEA), Fairbarks, Alaska, USA.

Batería NiMH • Ecológicamentebenignay con mayor densidad de energía que la batería Ni-Cd.

• Altaautodescarga.• Rangodetemperaturas

aconsejables (0-45 ºC). No trabajan bien a bajas temperaturas.

• Celdascostosas.

• Dispositivoselectrónicosportables(teléfono móviles), vehículos híbridos, telecomunicaciones, satélites, astronáutica.

Batería Ion Litio • Altaeicienciaydensidadde energía, comparada a otras tecnologías electroquímicas

• Bajomantenimientorequerido.

• Altovoltajedelareacciónredox por celda.

• Costeselevadosparaaplicaciones de escala media y alta.

• Debidoasucomplejaestructura interna, mantenimiento de voltajes de seguridad y rangos de temperatura de operación.

• Serequierencircuitosdeprotección.

• Usodeelectrolitosorgánicosinflamables.

• Pequeñosdispositivos,vehículoeléctrico, soporte a red y al transporte de electricidad.

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

(continúa)

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Baterías NaS • Altaenergíaydensidaddepotencia, pulsos de elevada potencia.

• Materialesbaratosyabundantes.

• Pérdidaspormantenimientode la temperatura de la batería.

• Lasbateríasdesodio/azufretienen muchos problemas de corrosión, sellado entre electrodos y en los compartimentos.

• Elementosdeseguridadenlacelda para prevenir reacciones químicas sodio-azufre.

• Gastosdemantenimientoexcesivos.

• Integracióndefuentesdeenergíarenovables y múltiples funciones de gestión energética.

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

Batería Na-Ni-Cl • Rápidacapacidadderespuesta, robustez, buena densidad de energía.

• Pérdidaspormantenimientode la temperatura de la batería.

• Electromovilidad,funcionesdesoporte de la red.

Baterías de flujo redox

• Durabilidadyelevadaeficiencia de energía.

• Largavidamedia.• Bajotiempoderespuesta.• Altamodularidad.

• Bajadensidaddeenergía,complejidad del sistema fluídico.

• Múltiplesfuncionesdegestiónenergética y ajuste del sistema eléctrico en distribución y para usuarios finales.

• Sistemasdealmacenamientoparafuentes de generación distribuida y redes inteligentes.

Ejemplo de aplicación. Sumitomo Electric Industries, (Japan).

Supercapacidad/ Pseudocapacidad

• Altadensidaddepotencia,tiempos de respuestas rápidos.

• Ampliorangodetemperatura de trabajos desde -40 ºC a +85 ºC.

• Eicienciaaltaporciclodecarga/descarga 85-98%.

• Nulomantenimiento,conun elevado número de ciclos.

• Densidadenergéticabaja,alto nivel de autodescarga, fluctuaciones en los valores de voltaje de carga y descarga.

• Costesexcesivoslimitansuuso en redes eléctricas.

• Automóviles,autobuseshíbridos,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.

• Elementosparasistemashíbridosdealmacenamiento.

Ejemplo de aplicación. Instalaciones de energía solar y eólica así como redes in Palmdale, California (USA).

(continúa)


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Bobinas superconductoras

• Altacapacidaddealmacenamiento de energía magnética, y larga vida útil.

• Carecendepartesmóvileslo que hace incrementar su fiabilidad y robustez.

• Sonfácilmenteintegrables como parte de sistemas híbridos de almacenamiento.

• Necesidaddedisponerunsistema criogénico y sistemas modulares para favorecer la escalabilidad.

• Costeselevados.• Elementoscríticospoco

abundantes para las bobinas superconductoras.

• Calidaddeondaenlasredesde distribución de electricidad, típicamente la neutralización de las caídas súbitas de tensión y los microcortes.

• Componentesensistemashíbridos.

Ejemplo de aplicación: Wisconsin Estados Unidos.

Acumulación térmica latente, sensible y temoquímica

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

• Costesdeinversiónaltosdifíciles de recuperar.

• Bajadensidadenergética.• Granpérdidadecaloralo

largo del tiempo.• Noexisteregulaciónparael

mercado de la energía térmica almacenada.

• Producciónyacumulacióndeaguacaliente, 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.

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

Referencias

http://www.ree.eshttp://www.iea.orghttp://science.energy.gov/bes/; http://www.electricitystorage.org/about/welcomehttp://www.ease-storage.eu/http://www.eurobat.org/http://energy.gov/oe/technology-development/energy-storagehttp://www.nrel.gov/docs/fy13osti/58465.pdfhttp://www.sandia.gov/ess/http://www.jcesr.org/

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2Sistemas mecánicos

Los sistemas de almacenamiento de energía basados en energía mecánica están fundamenta-dos 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 poste-riormente en energía eléctrica.

Tres tipos principales de tecnología representan a los sistemas mecánicos de almacenamien-to 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).

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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 pasan-do a través de turbinas para producir electricidad.

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

Tanque inferior

Tanque superior

Toma

Elevador

Transformadores

Fusibles

Casa de máquinas

Tanque de aire

Acceso principalel túnel

Centro de operaciones

Descarga

2. Sistemas mecánicos

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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 alma-cenamiento 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 conec-tando 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

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

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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 cau-sas 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 efi-ciencia 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 ser-vicios 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 finali-dad de mantener un equilibrio en la red eléctrica y prevenir apagones eléctricos. Actualmen-te 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 contra-rio, 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


–65–

para aquellos servicios necesarios para mantener bajo control la transmisión de la potencia eléctrica.

Los diferentes aspectos a considerar son:

• Elcontroldelaprogramaciónydisponibilidadinmediatallevadaacaboporeloperadordel sistema de transmisión.

• Elcontroldelascaídasdevoltajeylareduccióndelasdistorsionesarmónicas.

• Elcontroldelacompensacióndepérdidas.

• Losseguimientosdecarga.

• Lastareasdeprotecciónodebalanceenergéticodelared.

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 almacenamien-to, 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 me-dio 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 uti-lizan 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

–66–

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 per-misos. 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 es-tas 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.


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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 pe-queños 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.

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

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Diversos investigadores también han propuesto la posibilidad de utilizar una caverna subte-rránea 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 tan-to, 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.

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/


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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

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

Energía eólica

Grupo diesel

Centralhidroeléctrica

Línea de aguaLínea eléctricaLínea de consumos eléctricos

Depósitoinferior

Estación de bombeo

Depósitosuperior

Agua de mar

Desaladora

Puntos de consumo

Esquema de funcionamiento

Central hidroeólica de El Hierro

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 princi-palmente basado en una presa hidráulica de bombeo:

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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 in-cluso 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 repre-sentan la solución comercialmente más viable y demostrada para el almacenamiento de gran-des 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 nume-rosas mejoras.

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

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 %


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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 compa-ñías eléctricas y a los entes gestores de redes eléctricas abordar la calidad de red y la intro-ducción 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:

• Lasrestriccionesimpuestasporlaslimitacionesgeográficas.

• Laslimitacionesimpuestasporlasactualesturbinasreversibles,quenosatisfacentodoslosrequerimientos 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 permi-ten bajos regímenes de funcionamiento debido a su alta sensibilidad al nivel hidráulico.

• Laslimitacionesimpuestasporlostiemposdearranqueydetransiciónentreregímenesde funcionamiento.

• Aligualqueocurreconotrastecnologíasdealmacenamiento,nohaytodavíadesarrolla-dos 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-

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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 cen-trales 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 capaci-dad 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 tran-sición 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, re-des 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 ultrarrá-pida donde las nuevas versiones de esta tecnología, con sistemas de velocidad controlable, permitan satisfacer los requerimientos de regulación.


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Finalmente, hay que reseñar que, aparte de estos puntos puramente tecnológicos, la definiti-va 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 remune-raciones 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 compri-mido 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 neumá-tico 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 plan-tas 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,

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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.


Plantas en régimen diabático (CAES diabático o convencional)

Es el primer tipo de sistema que apareció, y el único actualmente desarrollado en instalacio-nes de gran tamaño (escala de MW).

En intervalos de baja demanda de electricidad, esta se utiliza para accionar turbocompre-sores que comprimen aire que se almacena en galerías, típicamente cavernas de sal. Cuando

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-energy-

storage-takes-on-the-variability-conundrum

Gas natural

Aire

Compresores

Motor/generador

Turbina de gas

Caverna


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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-of-

potential/1008374.articlepotential/1008374.article


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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 de-mostradora (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 conta-rían 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:

• Nocuentaconlagranlimitacióngeológicaimpuestaporlaexistenciadecavernas.

• Diseñomodularfácilmenteescalable.

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• Eficienciaentreun10yun20%mayorqueenelCAESconvencional.

• TiempodearranqueinferioraldelCAESconvencionalyaldelCAESadiabático(me-nos de 2 minutos).

La perspectiva más interesante que presenta el CAES submarino es una integración par-cial 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 económica-mente, 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 distri-bución de electricidad.

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


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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 almacenamien-to 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 movi-miento 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 iso-térmico, 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 míni-mo 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 efi-ciencia 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:puedeserubicadosinrestriccionesgeológicasimpuestasporlaexistenciadecavernas.

• Ceroemisiones:elprocesoisotérmiconoconsumefuelniproduceemisiones.

• Componentesdefiabilidadyaprobada:cigüeñal,generadoryalmacenamientoenreci-pientes tubulares de acero.

• Escalabilidad:lapotenciaylacapacidaddealmacenamientosonescalablesdeformain-dependiente.

Esta versión de la tecnología CAES ofrece grandes posibilidades, si bien está todavía en de-sarrollo para grandes instalaciones:

• Buenaalternativaaampliacionesdetransporteydistribucióndeelectricidad,permitien-do una reducción sustancial de costes.

• Integracióndefuentesdeenergíarenovables.

• Eliminalanecesidaddesistemasauxiliaresdeestabilizacióndelaredeléctricaquerequie-ren combustible diesel.

• Capacidaddeofrecerpicosdepotenciapudiendosustituirplantasdegasnatural.

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.


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-


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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 resta-blecimiento del sistema.

El creciente número de plantas de gran escala de granjas eólicas marinas en el norte de Euro-pa 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 tec-nología CAES en todas sus modalidades:

1. La primera generación de CAES corresponde a los sistemas comercialmente en explota-ción. 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.

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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 per-mite una más fácil forma de almacenar, evitando la dependencia de la ubicación, si bien sus costes permanecen en la gama alta.


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 cos-tes 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 ubi-caciones (terrestres o submarinas), su evolución requiere de estudios sobre nuevos materia-les 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 reci-pientes capaces de aguantar más de 300 bares y gradientes térmicos de 600 °C para el CAES isotérmico.


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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 ener-gía 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 mo-tor 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 fun-ciones de generador.

Los volantes de inercia se caracterizan por ser una tecnología rápida de almacenamiento de energía.


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-

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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, cuan-do 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 ne-gativo, -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:

• Sistemasderotor 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).

• Sistemasdecomposite 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, ta-maño 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 man-tener 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


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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 suspen-dido, 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.

Generador

Elemento de sujección

Borde de composite

Soporte magnético

Soporte magnético radial

Carcasa

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

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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, trans-bordadores, autobuses eléctricos) o en sistemas, como ascensores y grúas, en los que es pre-ciso 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 sumi-nistro 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.


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.


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


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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.


Los volantes de inercia presentan numerosas ventajas que hay que centrar y focalizar prin-cipalmente en sus características de potencia/energía:

• Nocontienensustanciastóxicascomolasbaterías.

• Elevadadensidaddepotenciaydeenergía.

• Muyrápidacapacidadderespuesta.

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

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• Pocomantenimientoyesperanzadevidade20años(másde100.000ciclos).

• Elevadaeficienciadeenergía(alrededordel85%).Unaapreciaciónmásoptimistapermi-tiría afirmar que estos sistemas podrían alcanzar eficiencias en torno al 99%. Sin embar-go, 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:

• Elevadocosteinicialdeldispositivo,de3.000€/kWh. En los próximos años será preciso hacer decrecer al menos un factor 4 ó 6 para asegurar su penetración en el mercado ener-gético como elemento complementario al almacenamiento a gran escala.

• Utilizacióndeequipamientopesadoparaasegurarsucorrectofuncionamiento.

En general, los volantes de inercia tienen un coste inicial mucho mayor que las baterías, pero requieren menos mantenimiento y presentan una mayor durabilidad.


Diversos puntos son esenciales para la evolución y consolidación del mercado de los volan-tes de inercia:

• Escrucialeldesarrollodenuevosmaterialesquepermitaneldiseñoylafabricacióndelosvolantes 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.

• Eldesarrollodenuevasmáquinas eléctricasquepermitan intercambiar energía con lacarga 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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• Eldesarrollodenuevastécnicasderodamientos.Esprecisotenerpresentequeestossis-temas trabajan a velocidades de más de 10.000 revoluciones por minuto, por lo que los rodamientos tradicionales presentan problemas. Nuevas técnicas de rodamientos magné-ticos o de levitación utilizando superconductores están en desarrollo pero todavía preci-san probar su fiabilidad y durabilidad.

• Nuevossistemasdecontroldigitalydecomunicacionesparafacilitarelcontroldelsis-tema, cuya característica esencial es su velocidad de respuesta a la vez que incrementa el valor y el papel de la electrónica de potencia.

• Sistemasdeseguridadmejorados.

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 Ja-pan. http://www.fepc.or.jp/english/library/electricity_eview_japan/__icsFiles/afieldfi-le/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 Chi-na. 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 luktui-render Windenergie-Produktion.

[10] http://www.rwe.com/web/cms/en/183732/rwe/innovation/projects-technologies/energy-storage/compressed-air-energy-storage/

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3Sistemas 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 elec-trones 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 acumula-ción 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 componen-te 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 dis-tinguir dos semirreacciones, una de oxidación y otra de reducción, que en su conjunto defi-nen 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 pro-ducidos (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

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mediante una membrana en catolito y anolito (figura 3.1b). Puede ser también un medio al-calino. 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 can-tidad de energía externa: esta es la alternativa para sistemas recargables.

A continuación se describe en primer lugar lo esencial del conjunto de sistemas electroquí-micos de almacenamiento, para detallar posteriormente las características de las principales baterías y sistemas.

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.

Voltímetro

Ánodo de zinc

Cátodo de cobre

Carbono

Grafito

Mn O2 +

+NH4Cl + ZnCI

2

Barra decarbón(cortado)

Zinc(Anodo)

MnO2 (+C)

NH4Cl (+Zn Cl

2)

Zn

Electrolito

Ánodo

Cátodo

Aislante

Zinc

Solución ZnSO4

e– e+

Cottonplugs

Solución CuSO4a

c d e

b

3. Sistemas electroquímicos

–93–

3.1. Conceptos

Las baterías son dispositivos multiceldas de almacenamiento de energía basados en una va-

riedad de sistemas químicos específicos que permiten la transformación de energía química

en energía eléctrica (y viceversa), mediante procesos electroquímicos de oxidación/reduc-

ción.

Las celdas están constituidas por dos electrodos –denominados ánodo y cátodo– y un elec-trolito encerrado entre los dos electrodos en el recipiente contenedor. Las celdas suminis-tran 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 depen-den 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 conecta-bles 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 satis-facer las crecientes demandas del sistema eléctrico, incluida la movilidad o portabilidad eléc-tricas.

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 electro-químicas 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.

–94–

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 ba-terías 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, nue-vas versiones avanzadas de ion-litio, ion-sodio, magnesio y nano-“supercapacidades” están todavía en su fase de desarrollo.


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3.2. Funcionamiento detallado

Cada celda de una batería tiene los siguientes componentes:

• Dosparejas electroquímicamente activas:

• Unaenelánodo;eselparqueparticipaenlasemirreaccióndeoxidación.

• Otraenelcátodo;eslaqueparticipaenlasemirreaccióndereducción.

• Unelectrolito, que es un medio aislante electrónicamente y conductor de iones y que puede ser sólido o líquido.

• Doselectrodos (ánodo y cátodo).

• Unseparador o membrana para aislar los dos electrodos evitando el cortocircuito y per-mitiendo el paso de iones.

• Uncontenedor que hace las veces de embalaje/cierre del sistema.

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.

–96–

Con esta configuración, los electrones fluyen desde un electrodo al otro a través de un cir-cuito 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 esta-dos 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 recarga-ble.

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, ganan-do electrones. De esta forma, la celda electroquímica acumula energía eléctrica en forma de energía química, que posteriormente podrá suministrar como electricidad de forma progre-siva.

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 elec-troactivas se vean envueltas en estos procesos de carga para poder mantener el nivel de capa-cidad 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 envejeci-miento 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 últi-mos 50 años, en los que los sistemas electrónicos y la movilidad eléctrica han estimulado el desarrollo de estas tecnologías. Actualmente, estos sistemas electroquímicos ofrecen eficien-cias en el rango de un 70-95%, dependiendo del estado de carga, de las condiciones de des-carga y de la tecnología. Las tecnologías de ion-litio y las de los supercondensadores son las de máxima eficacia.


–97–

3.3. Campos de aplicación

En el campo de las redes eléctricas, los sistemas electroquímicos constituyen una gran ex-pectativa como elementos de almacenamiento de energía eléctrica en los diferentes modelos de redes menos centralizados, con un mayor grado de fuentes distribuidas, con un incre-mento 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 despla-zamientos 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 minu-tos.

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.

Red externa

Control

Descarga

Catión

CargaElectrodo

–(ánodo)

Electrodo+

(cátodo)+

+

+

Anión

Descarga

Car

ga

N bateríasconectadas enserie/paralelo

–

–

–

e–

–98–

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 mó-vil, 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 disponibili-dad de energía eléctrica móvil facilitada por estos sistemas electroquímicos.

Actualmente, el desarrollo del automóvil totalmente eléctrico es también parejo con el desa-rrollo 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 eléc-tricas, 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 fabrica-dos 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 represen-tativos 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.


–99–

Mientras que para el sector de sistemas electrónicos y de las comunicaciones se ha experi-mentado una evolución e implementación muy exitosa y madura, en el sector de la movili-dad electrónica la situación es más prometedora que exitosa, y no se puede considerar ma-dura. 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 auto-movilístico. Sin embargo, los sistemas ya implementados han contribuido a crear ya un enorme mercado que sirve como base y fundamentación para su futura expansión consoli-dada 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 (fi-guras de mérito), para poder juzgar adecuadamente sus características y capacidades:

• Elprimerconceptocorrespondealadensidad volumétrica o a la densidad másica. ¿Cuál es la energía, Wh, por kilo, kg, o por litro, l? (Wh/kg; Wh/l).

• Elsegundocorrespondealnúmero de ciclos previstos sin pérdidas mayores del 80% en su capacidad de almacenamiento.

• Elterceroconciernealoscostes 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 implan-tación es el coste de la energía por ciclo. Para conseguir costes bajos y competitivos es pre-ciso 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

–100–

adecuado número de ciclos, debido a procesos y mecanismos intrínsecos causados por la degradación de los electrodos y la pérdida en su capacidad de recarga. Estos aspectos cons-tituyen uno de los mayores retos para las baterías de plomo-ácido, Ni-MH y litio en todas sus diferentes opciones tecnológicas.

Por otra parte, los valores de densidades energéticas son solo condicionantes para algunas aplicaciones en las que el volumen o el peso del sistema puedan ser determinantes, tal como ocurre en la movilidad eléctrica. En general, las aplicaciones en redes eléctricas no presentan restricciones causadas por el espacio o la ubicación, por lo que el aumento de densidad ener-gética o de potencia no es uno de los parámetros mayormente determinantes.

En este escenario, algunas de las tecnologías ofrecen características distintas, al utilizar dife-rentes materiales, componentes o aproximación tecnológica. Un claro ejemplo de ello lo constituyen los diferentes tipos de baterías basadas en litio, expresadas en la tabla 3.3.

Muchos de estos parámetros constituyen hitos en la hoja de ruta de comercialización de estos productos, pero su consecución y consolidación en el mercado son todavía una in-cógnita a causa de la falta de regulación y normativas sobre el almacenamiento de la ener-gía. Asimismo, la propia sobredimensión de la oferta de generación y la falta de reestruc-turación en el sector están frenando sus expectativas de comercialización enfocadas al sector estacionario, con gran capacidad y necesario para abordar los problemas asociadas a las redes eléctricas.

TecnologíaDensidad

volumétrica Wh/l

DensidadmásicaWh/kg

Número de ciclos

Costes de inversiónk€/kWh o k€/kW

Costes por ciclo€/kWh/ciclo

Plomo-ácido 140-250 60-100 >3.000 150-100 <0,08-0,04

Ni-MH 80-450 60-140 6.000-8.000 250-1.000 <0,08

NaS 150 105 >10.000 2.000-3.000/kW 0,03-0,6

Litio 350-800 180-350 >5.000 200 <0,1

VFR >50 >40 >30.000 <120 <0,03

Tabla 3.2. Estimaciones de parámetros y costes para las tecnologías comerciales de almacenamiento electroquímico (previsión 2020).

Fuente: IREC.


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3.6. Ventajas e inconvenientes

Probablemente la principal ventaja de la tecnología basada en almacenamiento electroquí-mico 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 pene-tración 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.

Tecnología basada en el uso de litio

Densidad volumétrica

Wh/l

Densidad másicaWh/kg Número de ciclos

Costes de inversión

k€/kWh o k€/kW

Ion-litio basada en Co 550-800 250-350 >5.000 200/kWh

Ion-litio basada en LFP 350 180 >3.000En el 2050 200/kWh

Ion-litio versión potencia 220 100 10.000En el 2050

< 20/kW

Li-S 350-500 350-500 3.000 <350/kWh

Li-aire 700-1.000 >3.000 300-500/kWh

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

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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 electro-lito o bajos tiempos de respuesta, y por encima de los 40 oC presentan un aumento de la de-gradación 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 alma-cenamiento 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-


–103–

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.


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 tiem-po, según esté frente al ánodo o frente al cátodo. Este proceso es conocido como dismuta-ción, donde el Pb2+ presenta las siguientes semirreacciones:

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 ne-gativas 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.

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)

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Este proceso es totalmente reversible, excepto si se forman cristales grandes de sulfato de plo-mo 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 intensida-des 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 reac-ciones 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:

• Bateríaabierta,ventiladaoinundada.Las baterías abiertas o ventiladas son las más usa-das. 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 produ-cidos. 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).

• Bateríaselladaoreguladaporválvula(VRLA). El oxígeno que se produce en la placa positiva se recombina con el hidrógeno de la placa negativa. Esta “recombinación” pro-duce agua (H2O). En el caso de este tipo de batería, contiene unas válvulas sensibles a la

Tabla 3.4. Baterías de plomo-ácido.

2V Electrolito(H2SO4aq.)

Pb + PbO2 + 2 H2SO4 2 PbSO4 + 2 H2O

Pb Pb (II)–

Pb (IV) Pb (II)+


–105–

presión, funcionando también con este principio de “recombinación”. Las baterías sella-das ofrecen ventajas sobre las abiertas: la ausencia de fugas de electrolito, la mínima emi-sión de gases, la nula posibilidad de contaminación del electrolito y los bajos requeri-mientos 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:

• Eltipodeplacas: planas, tubulares o de Planté.

• Eltipodealeación: plomo-antimonio, plomo-calcio, plomo-selenio.

• Eltipodeelectrolito: líquido, gelificado o adsorbido.

• Eltipodemantenimiento: las baterías selladas no suelen tener mantenimiento, las bate-rías 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.

• Eltipodeuso: 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).

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

Terminal positivo

Electrolito(ácido sulfurico acuoso)

Cubierta protectora

Separador de celdasÁnodo (plomo)

Cátodo(dióxido de plomo)

Conectores

Tapas de ventilación

Terminal negativo

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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 funciona-miento (hasta 45 0C) pueden mejorar el rendimiento de la batería en términos de mayor ca-pacidad, pero al mismo tiempo reducen el tiempo de vida del sistema. Debido a su baja autodescarga diaria (<0,1%), las baterías de plomo-ácido son adecuadas para el almacena-miento de energía durante largos períodos de tiempo.

Aparte del relativamente pobre rendimiento de la batería a temperaturas de ambiente bajas y altas, y su tiempo de vida corto, las principales desventajas de la batería de plomo-ácido es la necesidad de mantenimiento periódico de agua (en el caso de una batería con liquido) y su baja densidad de energía y de potencia específica, con valores en el rango de 30 Wh/kg y 180 W/kg, respectivamente. Por otro lado, este tipo de baterías presentan dificultades en el cicla-do, a menudo en el estado parcial de carga, lo que puede conducir a un fallo prematuro de-bido a la sulfatación anteriormente mencionada, que es acelerada si la tensión cae por debajo de 1,9 V.


Estas baterías se usan sobre todo en almacenamiento en la industria del automóvil. A pesar de su peso y baja densidad energética, las baterías secundarias basadas en la tecnología de plomo-ácido se utilizan también para el almacenamiento de energía a pequeña y media esca-la en estaciones de comunicaciones, en subestaciones eléctricas o emergencias y en plantas industriales. Estos usos requieren una cierta reingeniería de las baterías.

La función principal de las baterías de plomo-ácido en el almacenamiento de energía a gran escala es, pues, proporcionar “reserva rodante” para compensar cualquier evento en una planta de producción o fallos en los equipos de línea en la transmisión de potencia energética, o disponibilidad para suministrar energía cuando otras plantas se ponen en lí-nea. Estos sistemas toman energía de la red cuando la frecuencia o el voltaje son demasia-dos altos, y retornan esta energía a la red cuando comienza a ceder la frecuencia o el vol-taje.


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Actualmente los sistemas proporcionan unos pocos minutos de energía y son usados como baterías de arranque para motores, baterías de tracción que suministran cantidades bajas de corriente en tiempos largos (por ejemplo, para carros de golf) o para uso estacionario (por ejemplo, UPS o energías renovables). No obstante, la previsión, incluyendo la compen-sación de los picos de carga y el apoyo a la introducción de las energías renovables, requiere duraciones de almacenamiento más largas y, por tanto, la redefinición de la ingeniería de estos sistemas para poder manejar mayores capacidades de energía o potencia.

Los tiempos más largos de descarga requieren nuevas químicas y/o nuevos diseños que ofrezcan mayor robustez de las estructuras de electrodo y garanticen vidas medias más lar-gas. En esta línea, electrodos de Pb-C son utilizados para combinar la alta densidad de ener-gía de una batería con la alta potencia. El uso de estos materiales permite la extensión del ciclo de vida y durabilidad de la potencia específica. La presencia de carbono, que se añade a los electrodos negativos, no cambia la naturaleza de la reacciones de transferencia de carga pero sí aumenta la potencia específica de la batería y reduce la incidencia de sulfatación du-rante los ciclos de carga, que es uno de sus principales fallos. En estas condiciones, para po-der tener descargas de las baterías relativamente profundas, los electrodos de plomo mejora-dos con carbono en configuración VRLA tienen una mejora del ciclo de vida, presentando mejoras de hasta un factor de 10 en tasas significativamente altas de descarga (hasta 4 C).


Se han desarrollado diversas experiencias de campo en base a estas tecnologías (ver la tabla 3.5). La continua reducción de costes, las mejoras en la vida media y el estado de carga son fundamentales para valorar cualquier química de la batería para expandirse en estas aplica-ciones en la red eléctrica.

Entre estos ejemplos destaca el sistema ubicado en Chino (California), que se terminó a fi-nales de 1988. Esta batería de 40 MWh utilizaba baterías de tamaño industrial de plomo-ácido combinando células en serie y en paralelo para tener un sistema de más de 10 MW entregando energía a la red eléctrica en 2.000 V y 8.000 A durante 4 horas. Sus costes fueron estimados en 1995 en más de 150 euros/kWh para la batería; hoy podrían situarse alrededor de los 100 euros a causa del decrecimiento de los costes, pero los costes por la instalación completa exceden a más del doble.

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Nombre Aplicación Fechas de operación Potencia Energía Tipo de batería Fabricante

Crescent Electric Membershio Cooperative (ahora Energy United), BESS, Statesville, NC (EE.UU.)

Nivelación de la curva de demanda diaria.

1987-mayo de 2002

500 kW 500 kWh Celda inundada2080 Ah a C/5; 324 celdas

GNV Industrial Battery, ahora Exide Battery

Berliner Kraft- und Licht (BEWAG) Battery System, Berlín (Alemania)

Provisión de reservas de potencia para el control primario de frecuencia del sistema eléctrico y regulación de frecuencia.

1987-1995 8,5 MW en 60 min de regulación de frecuencia, 17 MW por 20 min de provisión de reservas de potencia para el control primario de frecuencia del sistema eléctrico.

14 MWh Celda inundada, 7080 celdas en 12 cadenas paralelas de 590 celdas cada una. Tamaño de celda: 1.000 Ah.

Hagen OCSM cells

Southerm Califor-nia Edison Chino Battery Storage Project, CA (EE.UU.)

Diversas aplicaciones, como la provisión de reservas de potencia para el control secundario y terciario de frecuencia del sistema eléctrico; apoyo a la estabilidad del sistema eléctrico; apoyo al control de tensión mediante la regulación de potencia reactiva; y para la puesta en operación de una planta de generación de forma autónoma, es decir, sin consumir potencia transitoriamente del sistema eléctrico.

1988-1997 14 MW 40 MWh Celda inundada, 8.256 celdas en 8 cadenas paralelas de 1.032 celdas cada una. Tamaño de celda: 2.600 Ah.

Exide Batteries GL-35 cells

Puerto Rico Electric Power Authority (PREPA) Battery System, Puerto Rico

Provisión de reservas de potencia para el control primario de frecuencia del sistema eléctrico y regulación de frecuencia.

11/1994-12/1999

20 MW 14 MWh Celda inundada, 6.000 celdas en 6 cadenas paralelas de 100 celdas cada una. Tamaño de celda: 1.600 Ah.

C&D Battery

PQ2000 Instalación en Brockway Standard Lithography Plant en Homerville, Georgia (EE.UU.)

Calidad de potencia, y sistemas que aseguran un continuo suministro de energía a cargas críticas durante posibles incidencias o faltas de suministro de la red exterior.

1996-2001 2 MW 55 kWh AC Battery, adquirida por Omnion Power Engineering en 1997, a su vez adquirida por S&C Electric en 1999.

Metlakatla Power y Light (MP&L), Alaska (EE.UU.)

Regulación de tensión y desplazamiento de sistemas auxiliares diesel.

1997- presente

1 MW 1,4 MWh VRLA; 1.134 celdas/378 cada uno, 100 A, 75 módulos en una cadena.

GNB Industrial Battery, ahora Exide Technologies and General Electric

Tabla 3.5. Ejemplos de instalaciones basadas en plomo-ácido.


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En este punto, conviene observar el elevado número de ciclos requeridos (>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.


Las nuevas versiones de la tecnología (Pb-C), basada en el uso de electrodos de carbón, per-miten obtener características interesantes para sus aplicaciones en redes eléctricas. Su modu-laridad 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 asegu-rar costes de la energía por ciclo en el rango inferior a los 4 c€/kWh/ciclo. Los costes actua-les 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.


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 sis-temas híbridos.

Sus principales limitaciones son:

• Loslargostiemposdecarga.

• Laexcesivainfluenciadelatemperaturaambiente.

• Elmantenimientoexcesivo.

• Elbajonúmerodeciclosparasusaplicacionesenredeseléctricas:menosde3.000ciclos.

• Labajadensidadenergéticaydepotencia.

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El principal reto de esta tecnología consiste en superar el bajo número de ciclos. Diversas opciones están siendo implementadas para conseguirlo:

• Nuevoselectrolitosyusodeaditivosenloselectrolitosácidos.

• Nuevosmaterialesparaelectrodosespecialmentedirigidosalaopciónplomo-carbón.

• Desarrolloeimplementacióndenuevasestrategiasdediagnosisymodelizacióndelesta-do de los sistemas de baterías para controlar sus velocidades de carga y descarga así como su estado de salud.

• Asegurarsuóptimofuncionamientoenelrangode-30ºCa+60ºC

• Validacióndelatecnologíaenpruebasdecampoparaconsolidarsufiabilidadenrégimende operación.

Batería Coste total del sistema de almacenamiento

Planta 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

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


–111–

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 dife-rencia 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 elec-trónica y sistemas portátiles.

Esta tecnología tiene diferente variantes:

• Níquel-cadmio:Ni-Cd

• Níquel-zinc:Ni-Zn.

• Níquel-hierro:Ni-Fe

• Níquel-hidrurosmetálicos: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.


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 electro-do negativo, y son mayormente conocidas como baterías de níquel/hierro y de níquel/cad-

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mio, respectivamente. El electrolito es una disolución concentrada de KOH y la reacción química global de cada celda es la siguiente:

Ambos tipos de baterías fueron comercializadas y han estado sujetas a investigaciones para-lelas, especialmente teniendo en cuenta el electrodo positivo de óxido de níquel y sus com-binaciones 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 apre-ciado 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.

Fe + 2 NiOOH + 4 H2O →← Fe(OH)2 + 2 Ni(OH)2H2O 1,37 V

Cd + 2 NiOOH + 4 H2O →← Cd(OH)2 + 2 Ni(OH)2H2O 1,30 V

Tecnología VoltajeDensidad

volumétrica Wh/l

DensidadmásicaWh/kg

Número de ciclos

Costes de inversión

k€/kWh o k€/kW

Costes por ciclo€/kWh/ciclo

Plomo-ácido 2,0 50 25 900150-100

(2020<0,08-0,04

(2020)

Ni-Cd bolsillo 1,2 40 20 2000

250-1000(2020)

< 0,08(2020)

Ni-Cd sellada 1,2 100 35 700

Ni-MH 1,3 140 80 >600

Ni-Zn 1,6 60 120 500

Ni-Fe 1,25 65 45 >2.000

Ni-H2 1,25 105 64 6000

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


–113–

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:

• Rendimientoinferiorabajastemperaturas.

• Corrosiónyautodescargarelativamenteelevadas.

• Rendimientoeléctricoglobalpobredebidoaunbajo sobrepotencialde evolucióndelhidrógeno 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. Mu-chos intentos de resolver el problema de gasificación no han tenido éxito. La batería de níquel-cadmio 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 conver-tido 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.

Tabla 3.8. Baterías alcalinas basadas en níquel.

1,2 - 1,4 VElectrolito(KOH aq.)

CdNi/Cd Cd (II)–

H2Ni/H2 H2O

Ni/MH LaNi5H6 LaNi5

Ni (III) Ni (II)+

2 NiOOH + Cd + 2 H2O 2 Ni(OH)2 + Cd(OH)2

NiOOH + Mhx Ni(OH)2 + MHx–1

NiOOH + 1/2 H2 Ni(OH)2

Ànodo Cátodo

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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 manteni-miento y la excelente seguridad. Además, este tipo de baterías aguantan procesos de conge-lación y descongelación sin ningún efecto en su comportamiento.

Las celdas y baterías están disponibles en muchos tamaños y con varias formas de electro-dos (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 proble-mas 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 nue-vas 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 redu-ce 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

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

Placa positiva

Separador

Placa negativade cadmio

Lengüeta positiva soldada al terminal positivo

Mecanismo de apertura resellable

Terminal negativo

Terminal positivo

Cobertura

Junta tórica aislante

Estuche de acerocon depósito de níquel


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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:

• Selladaparaequiposportátiles. 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 plo-mo-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 prin-cipalmente 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 fuer-tes: los más prometedores son el cadmio, el hierro, el zinc y el hidrógeno. La batería de hi-drógeno-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 ener-gía 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 ní-quel, forma una celda con un potencial de 1,25 V. Las semirreacciones se detallan a continua-ción:

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

Electrodo negativo: H2 + 2 OH– →← 2 H2O + 2 e–

Electrodo positivo: 2 NiOOH + 2 H2O + 2 e– →← Ni(OH)2 + 2 OH–

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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 fragmen-tarse, 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 ne-gro 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 económi-camente 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 óxi-do de níquel.

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


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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:

Posteriores trabajos de desarrollos comerciales se han centrado en dos nuevas aleaciones para almacenar hidrógeno a nivel del electrodo:

• Unacomplejaaleaciónbasadaentierrasrarasconvariosaditivosparaajustarlapresiónde 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 co-rresponde 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, cobal-to, manganeso y/o aluminio.

• UncomplejomulticomponentesimilardeunaaleacióndetipoAB2, 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 su-perior 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 níquel-cadmio (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 níquel-cadmio 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 va-rios tamaños. Las celdas pequeñas son usadas para dispositivos electrónicos portables (telé-fonos 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).

Electrodo positivo: 2 NiOOH + 2 H2O + 2e– →← Ni(OH)2 + 2 OH– E0 = 0,49 V vs. SHE

Electrodo negativo: MH + OH– →← M + H2O + e– E0 = -0,83 V vs. SHE

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Hasta el momento, las aplicaciones más importantes se encuentran en ferrocarriles, aerona-ves, baterías de tracción para locomotoras de minas y vehículos industriales.

Las baterías de níquel-cadmio selladas han encontrado también su uso en aplicaciones do-mésticas, aunque algunas tienen un especial diseño para telecomunicaciones, satélites y as-tronáutica. Progresivamente, estas baterías están siendo reemplazadas por las de níquel-hi-drógeno 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.


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 almace-namiento. La más conocida se encuentra en Alaska, cubriendo una potencia nominal de 27

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


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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 sobresalien-te 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 situa-ciones, en los primeros años de funcionamiento se ha podido constatar una reducción de más del 60% de los cortes del suministro de energía.

Nombre Aplicación Fechas de operación Potencia Energía Tipo de batería Fabri-

cante

Golden Valley Electric Association (GVEA), Fairbanks, Alaska (EE.UU.)

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

9/19/2003- presente

27 MW 14,6 MWh

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

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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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 almacenamien-to, 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 almacena-miento de energía en redes eléctricas son sus elevados costes.

Incluso las mejores previsiones en la hoja de ruta de esta tecnologías para el periodo 2020-2030 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%.


Estas tecnologías se han beneficiado del creciente conocimiento de los mecanismos y proce-sos electroquímicos, lo que ha permitido un aumento de fiabilidad con una continua evolu-ción 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 confir-men su fiabilidad y sus largas vidas medias.

Inicialmente, su primer inconveniente ha sido el uso de materiales como el cadmio, que compli-can su gestión medioambiental. Superado este punto con el uso de electrodos negativos diferen-tes, 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.


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La competitividad de estas tecnologías para el mercado de redes eléctricas pasa por un decre-cimiento 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 efi-ciencia 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 poten-cial 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 acuo-sos. 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

oC, 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.

–122–

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 nega-tivo y azufre líquido como electrodo positivo en su exterior, que opera de forma muy efi-ciente entre 300 y 400o C. Teniendo en cuenta que el azufre es aislante, este puede ser absor-bido 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-alúmi-na al electrodo de azufre:

En el primer paso, el polisulfuro de sodio (Na2S5) se forma como un líquido inmiscible con el azufre líquido. De esta forma, el voltaje de circuito abierto es invariante a 2,076 V. Una vez que todo el azufre ha sido convertido a Na2S5, líquido iónicamente conductor, la descarga va acompañada de la formación de Na2S3 en una sola fase, mientras que el potencial disminuye drásticamente a 1,78 V. Estas reacciones son totalmente reversibles.

Paso 1 2 Na+ 5 S → Na2S5 Eo = 2,076 V

Paso 2 2 x Na + (5-x) Na2S5 → 5 Na2S 5-x (0<x<2) Eo = 2,076 → 1,78 V

Figura 3.7. Estructura de batería sodio-azufre. Fuente: http://cenvironment.blogspot.com.es/2012/11/sodium-sulfur-battery.html

Terminal

Aislante eléctrico

Cámara de sodio

Metal

Electrodo de sodio

Electrodo de azufre

Recipiente contenedor

Electrolito sólido (beta-alúmina


–123–

La tecnología actual es fruto de una colaboración japonesa entre NGK Insulators, Ltd., y Tokyo Electric Power Company (TEPCO), que se inició en 1984. Su objetivo es el desarro-llo de las celdas con la capacidad para el uso de servicios de desplazamiento de consumo del pico al valle de la carga, aplicaciones de suavización de picos que puedan requerir hasta una descarga de 8 horas período.

La tecnología crítica para tales celdas implica la fabricación de tubos de beta-alúmina de muy alta calidad y dimensiones precisas con gran diámetro. Uno de sus modelos puede inyectar 50 kW de potencia nominal durante 7 h. La densidad de energía y la eficiencia energética de este tipo de baterías son muy elevadas, de 151 kW h/m3 y un 85%, respectivamente.

En estas baterías NaS no hay autodescarga, necesitan un bajo mantenimiento y logran un 99% de reciclado. Sin embargo, tienen un autoconsumo de energía para poder mantener la temperatura a 300 oC necesaria para tener licuados los elementos y mantener la elevada con-ductividad iónica del separador de beta-alúmina. Dichas baterías presentan una vida media de 15 años y necesitan un área de instalación que es un tercio de la requerida para baterías de plomo-ácido.

En paralelo, se han ido desarrollando las baterías de sodio-cloruro de níquel, también lla-madas ZEBRA (Zero Emission Battery Research Activities). Tienen las mismas característi-cas que la batería de Na-S (electrolito de beta-alúmina, electrodo de sodio, altas temperatu-ras), pero se reemplaza el electrodo líquido de azufre por electrodo sólido de cloruro de níquel. La reacción asociada es la siguiente:

Se añade al compartimento del electrodo positivo un segundo electrolito líquido (el cloroa-luminato de sodio, NaAlCl4), para mejorar el contacto iónico entre el sólido NiCl2 y el electrolito sólido (figura 3.8).

Estas celdas muestran diversas ventajas con respecto a las de Na-S:

• Labateríaseensamblaenelestadodescargadoysecargadespuésdesellarla;deestafor-ma se elimina la necesidad de manejar el sodio líquido.

• Losmaterialesdepartidasonpolvosdeníquelysalcomún,amboscomercialmentedis-ponibles.

Na + NiCl → Ni + 2 NaCl Eo = 2,58 V

–124–

El sodio es ultrapuro, debido a que se produce in situ mediante la reducción electroquímica de iones Na+ que han pasado por el tubo de beta-alúmina. La celda opera a más baja tempe-ratura (250-350 oC) que las de Na-S (300-400 oC) y presenta menos problemas de seguridad. Asimismo, el polvo de níquel puede ser recuperado en el proceso de descarga y reciclado y, debido al diseño central, se reducen los problemas de corrosión (tabla 3.10).

Figura 3.8. Esquema de los componentes de una batería de sodio/cloruro de níquel, Na-NiCl2.Fuente: http://egresadoselectronicaunc.blogspot.com.es/2013/02/especificaciones-tecnicas-de-vehiculos.html

Elemento estanqueidad

Colector electrónico positivo

Cloruro de níquel + clorurode aluminio y sodio

Electrolito cerámico

Sodio

Cubierta de la celda(polo negativo)

+–

Tabla 3.10. Baterías de sodio de alta temperatura.

2,1 - 2,6 VElectrolito

(β’’ Na-Al2O3)

270 - 350 °C

Na Na+

–

S Sx2

+

Ni (II) Ni

2 Na + xS Na2Sx (x = 5 – 3)

2 Na + NiCl2 2 NaCl + Ni

Ánodo Cátodo


–125–


Un típico módulo de batería de sodio-azufre es de 50 kW a 360 kWh o de 50 kW a 430 kWh. La media de eficiencia de ida y vuelta es del 86%, pudiendo superar el 90%, con un ciclado mucho mejor que las baterías de plomo-ácido o níquel-cadmio o Ni-MH. A profundidad de descarga del 100 % pueden dar 2.500 ciclos.

Estos parámetros y características convierten a esta tecnología en una gran candidata para las aplicaciones en redes eléctricas que van desde rápidas descargas en un breve intervalo de tiempo hasta servicios de gestión de la energía a más largos plazos. Es una tecnología muy apta para el desplazamiento de carga y para evitar los picos de carga. La figura 3.9 muestra una típica instalación de puesta a punto de baterías de sodio azufre.

Figura 3.9. Puesta a punto de una instalación de baterías de sodio azufre.Fuente: https://www.xcelenergy.com/staticfiles/xe/Corporate/Environment/wind-to-battery%20fact%20sheet.pdf

–126–


Las baterías de sodio no muestran reacciones parásitas, comunes en los electrolitos acuosos; sin embargo, tienen grandes pérdidas térmicas debido a la alta temperatura de operación. Los trabajos de desarrollo de las baterías Na-NiCl para su uso en vehículos eléctricos han tenido un gran progreso en los últimos 20 años en el Reino Unido, Alemania y Sudáfrica. Un ejemplo de ello es el modelo de vehículo eléctrico ThinkCity, propulsado por baterías

Nombre País Localización kW Comienzo/estado

TEPCO (Tokyo Electric Power Company)

Japón Muchas localizacio-nes alrededor de Tokio

200.000 (aprox) A finales de 2008

HEPCO (Hokkaido Electric Power Company)

Japón Wakkanai City, Hokkaido

15.000 Febrero de 2008

Otras compañías eléctricas japonesas

Japón Muchos lugares que no sean Tokio

60.000 (aprox.) A finales de 2008

JWD (Japan Wind Development Co. Ltd)

Japón Rokkasho Cillage, Aomori

34.000 Agosto de 2008

AEP (American Electronic Power)

Estados Unidos Charleston (WV), Bluffton (OH), Milton (WV), Churubusco (IN), Presidio (TX)

11.000 Excepto Presidio: julio 2006-enero 2009Presidio: enviado en Noviembre de 2009

NTPA (New York Power Authority)

Estados Unidos Long Island (NY) 1.000 Abril de 2008

PG&E (Pacific Gas and Electric Company)

Estados Unidos No decidido 6.000 Enviado en 2008

Xcel Estados Unidos Luverme (MN) 1.000 Noviembre de 2008

Younicos Alemania Berlín 1.000 Julio de 2009

Enercon Alemania Emden (Baja Sajonia) 800 Julio de 2009

EDF Francia Isla de la Reunión 1.000 Diciembre de 2009

ADWEA (Abu Dhabi Water & Electricity Authority)

Unión de los Emiratos Árabes

Abu Dhabi 48.000 Opera parcialmente

Tabla 3.11. Algunas instalaciones de baterías Na-S en el mundo.


–127–

Na-NiCl de una capacidad de 28 kWh que permiten un rango de 170 km. Aparte de este tipo de aplicaciones, esta tecnología tiene una amplia aplicación en el campo de las redes eléctricas. En la tabla 3.11 se muestran algunas de las instalaciones a escala mundial, y en la tabla 3.12, dos ejemplos de referencia representativos de las instalaciones de baterías Na-S llevados a cabo por la principal compañía fabricante de esta tecnología.

En los últimos años se ha producido un espectacular crecimiento en los KW instalados en base a esta tecnología. Recientemente, un accidente con un incendio posterior en una planta ha llevado a NGK a revisar las normas de seguridad.

Un gran demostrador de baterías de sodio-azufre se encuentra en el parque eólico de Rokkasho-Futamata, en la prefectura de Aomori (Japón). Siendo un gran ejemplo de inte-gración de energía eólica, el proyecto Rokkasho-Futamata, puesto en marcha en 2008, pro-porciona 34 MW de potencia y una capacidad de almacenamiento de 238 MWh al parque eólico, de una capacidad de generación de 51 MW, para proporcionar servicios de desplaza-miento de consumo del pico al valle (load levelling).

Esto permite el suministro de energía eólica generada en horas de bajo consumo a horas pico. Las baterías se cargan de noche, cuando la demanda de energía es menor, para luego poder suministrar la electricidad almacenada a la red juntamente con la electricidad gene-rada por las turbinas eólicas durante los intervalos de pico de demanda. Así se consigue un suministro continuo de electricidad a la red, incluso durante períodos durante los

Nombre Aplicación Fechas de operación Potencia Energía Tipo de

batería Fabricante

AEP Sodium Sulfur Distributed Energy Storage System at Chemical Station, N. Charleston, WV (EE.UU.)

Optimización del uso de las líneas de transmisión de potencia eléctrica; reducción de la necesidad de instalación y/o actualización de nuevas líneas.

2006- presente

1 MW 7,2 MWh

Módulo de 20 celdas cada uno de 50 kW batería NAS

NGK Insula-tor LTD / S&C Electric Co.

Long Island, New York Bus Terminal Energy Storage System (EE.UU.)

Desplazamiento temporal de la generación, según los precios en el mercado eléctrico.

2008- presente

1,2 MW 6,5 MWh

Módulos de 20 celdas de 50 kW (pico 60 kW)

NGK Insula-tors LTD (batería) / ABB Inc.

Tabla 3.12. Prototipos de referencia representativos de baterías Na-S instaladas por la firma NGK.

–128–

cuales la producción de electricidad cae a consecuencia de un descenso de las rachas de viento.

Este sistema de almacenamiento, fabricado por NGK Insulators, pertenece a la compañía Japanese Wind Development Co. (JWD). El coste del proyecto combinado (turbinas más baterías) es aproximadamente el 180% del coste de las turbinas. Así, el coste adicional de las baterías, que aumenta enormemente el coste del proyecto, es un importante impedimento para la expansión de esta tecnología. En la tabla 3.13 se muestran algunos de los ejemplos de sistemas en redes eléctricas llevados a cabo por la firma japonesa Sumitomo.


Las previsiones de mercado para esta tecnología prevén aumentar de 316 MW a más de 1 GW en 2020. El mayor sistema construido tiene una potencia de 34 MW, con una capacidad energética de 245 MWh, y es utilizado para estabilizar la energía producida por un campo de energía eólica.

Figura 3.10. El sistema de almacenamiento de Rokkasho-Futamataconsiste en 17 unidades de baterías Na-S de 2 MW de potencia cada una.

Fuente: http://www.cleanenergyactionproject.com/CleanEnergyActionProject/CS.Rokkasho- FutamataWindFarmEnergyStorageCaseStudy.html


–129–

A pesar de sus problemas de seguridad y sus retos, es una tecnología suficientemente madu-ra, apta hoy en día para grandes instalaciones, pero no es muy adecuada para instalaciones pequeñas. En muchas de sus instalaciones son posibles tiempos de descarga de más de 8 horas. No obstante, es preciso evitar los problemas generados por descargas profundas, por lo que son necesarios sistemas de control más sofisticados para evitar la degradación de sus características.

Sus costes actuales son elevados, de alrededor de los 2.000 euros/kW. Las previsiones para los próximos años hacen prever un fuerte decrecimiento de costes, con objetivos del 50% de reducción en 15 años.


La batería de sulfuro de sodio puede tener muy alta energía y densidad de potencia debido a la química propia de los metales alcalinos como el sodio. Las cantidades reportadas difieren

Situación Aplicación Tamaño Fecha de operación

Kaskima Kita Power Stations, Japón Seguimiento de la demanda. 200 kW x 4 h 1996

Sumitomo Densetsu Co. Ltd Seguimiento de la demanda. 100 kW x 8 h Feb. 2001

Instituto de Energía Aplicada Regulación de la producción eólica. 170 kW x 6 h Mar. 2001

Tottori SANYO Electric Co., Ltd Seguimiento de la demanda.1.500 kW x 1 h (3.000 kW x 1,5 s)

Abril 2001

Obayashi Corp (Dunlop Golf Course)

Almacenamiento de energía solar. 30 kW x 8 h Abril 2001

Universidad Kwamsei Gakuin Nivelación de la curva de demanda diaria. 500 kW x 10 h Jul. 2001

CESI, Italia Nivelación de la curva de demanda diaria. 42 kW x 2 h Nov. 2001

Tomamae Wind VillaRegulación de la producción eólicay almacenamiento.

4.000 kW x 90 min 2005

Tabla 3.13. Ejemplos de sistemas en redes eléctricas

–130–

ampliamente, sobre todo debido a las diferencias en la construcción de sistemas de trabajo. Esto se debe sobre todo a los enfoques diferentes de aislamiento térmico, así como a factores tales como el grosor de las paredes de electrolito y la propia estructura de las celdas. Las densidades de energía más bajas se encuentran alrededor de 50 Wh/kg y la más alta en el entorno de los 200 Wh/kg. Las densidades de potencia van desde alrededor de 100 W/kg a 200 W/kg.

Probablemente, la mayor ventaja que presenta esta tecnología es el hecho de que todos los materiales son baratos, aunque la beta-alúmina es difícil de trabajar. Los materiales también son muy abundantes y no escasearían ni siquiera si cada casa y cada coche en el mundo tu-vieran una gran batería de sulfuro de sodio. El hecho de que hoy en día las baterías de sodio-azufre sean caras es puramente debido a que no son producidas en masa. Los materiales necesarios no son caros y las técnicas para la producción se prestan a la producción en masa.

En consecuencia, se prevé que los precios podrían caer para las grandes aplicaciones estacio-narias, si bien ahora están por encima de los centenares de euros por KWh, aunque presentan una alta eficiencia energética en un ciclo. Hay que indicar que aunque se asegure una vida media de 15 años, existe un gran riesgo de que la beta-alúmina se degrade en base a la acción del sodio, que puede llegar a reducirla causando una paulatina pérdida de su funcionalidad, con el consiguiente deterioro de la celda.

El desarrollo de baterías de sodio-azufre encuentra muchos problemas:

• Corrosión. El polisulfuro de sodio caliente es altamente corrosivo para acero u otras aleaciones.

• Sellado. Es necesario tener un sellado aislante entre los dos electrodos y también en cada compartimento para evitar la entrada de aire y la inestabilidad química. La oxidación del sodio puede ser explosiva.

• Seguridad. Es necesario incorporar elementos de seguridad en la celda para prevenir la reacción entre el sodio líquido y el azufre líquido, lo cual provocaría fuego. El electrolito sólido de beta-alúmina puede presentar fatigas mecánicas, con fracturas que constituyen un importante riesgo.

• Problemasdefinaldecarga. Las celdas de Na-S no tienen un mecanismo de sobrecarga y la celda completamente cargada es aislante. Esto significa que en la cadena de celdas conectadas en serie, la primera celda para llegar a la parte superior de carga experimenta un alto voltaje


–131–

a través de ella que puede conducir a la ruptura de la cerámica. Este problema solo puede ser evitado mediante la conexión de celdas en serie/paralelo con conexiones cruzadas.

• Fallodecelda. Un problema relacionado ocurre cuando las celdas fallan porque tienden a ir al circuito abierto, ya sea inmediatamente o transcurrido un intervalo de tiempo. De nuevo, esto exige un procedimiento automático a corto circuito de fallo de celda o un grupo de celdas.

• Gastosdemantenimientoexcesivos, aproximadamente entre el 2 y el 4% del coste.

Por su parte, las baterías tipo zebra, aparte de su aplicación en el área de la movilidad eléctri-ca, son también comercializadas para almacenamiento y sistemas de alimentación ininte-rrumpida. Su nivel de seguridad es mayor que las Na-S y precisan menos mantenimiento.


Dada su naturaleza, este tipo de tecnología precisa de un sistema optimizado de aislamiento térmico para mantener la alta temperatura, aproximadamente 300 ºC, y una metodología de calentamiento minimizando el consumo de energía. Este sistema debe estar integrado en sus herramientas de control y diagnóstico, incluyendo protocolos estandarizados de comunica-ciones para facilitar su integración y control en operación en la red eléctrica.

Asimismo, la fragilidad del electrolito sólido constituye un alto riesgo para esta tecnología ya que implica un alto riesgo de explosión y fuego, lo que puede significar un inconveniente para su popularización o una complicación en su uso debido a las medidas extra de seguri-dad.

A pesar de las buenas prestaciones y características demostradas en los diferentes tests de campo llevados a cabo con esta tecnología (tablas 3.11, 3.12 y 3.13), esta tecnología, para continuar siendo competitiva, debe presentar una reducción de costes durante los próximos 15 años en base a una mejora en su ciclo de vida mediante la introducción de nuevos mate-riales con menos corrosión.

Así, esta tecnología debe aún superar importantes retos de materiales, diseño de celda y de sistema apilado, herramientas y elementos de control y diagnosis para asegurar sus presta-ciones.

–132–

No obstante, hay que indicar que esta tecnología presenta ya hoy en día costes por kWh/ciclo de pocos céntimos de euro y que posibles mejoras futuras, junto con las correspon-dientes garantías de seguridad, pueden confirmarla como una clara alternativa para tener costes muy por debajo de los 2 c€/kWh/ciclo.

3.11. Las baterías de ion-litio

3.11.1. Conceptos

El litio metal es el metal más ligero conocido (Pm = 6,939 g/mol) y presenta un elevado po-tencial estándar de reducción (-3,04 V). La combinación de estas dos características propor-ciona al elemento unas propiedades energéticas muy favorables, con una capacidad específi-ca teórica de 3.860 Ah/kg (vs. Zn 820 Ah/kg, Pb 260 Ah/kg), muy óptima para ser utilizado como electrodo en baterías electroquímicas.

Sin embargo, la reducción de ion litio a litio metálico suele originar crecimientos dendríticos capaces de causar cortocircuitos en la batería. Además, parte del litio que crece en las dendri-tas suele quedar aislado para reaccionar con el electrolito, por lo que es necesario añadir más cantidad de litio del estequiométrico, con el consecuente descenso de densidad de energía.

Para solucionar estos problemas, se han planteado dos estrategias:

Baterías con electrolito sólido. Estas baterías evitan el crecimiento de las dendritas pero presentan bajas conductividades iónicas y abren un importante desafío para obtener mejores electrolitos sólidos.

Baterías de ion-litio. Estas baterías, por su parte, eliminan un electrodo de litio metálico y lo sustituyen por un electrodo que intercale o inserte el litio en la propia red cristalina del material utilizado como electrodo.

Así surgen las baterías de ion-litio, cuya tecnología ha avanzado enormemente desde los años ochenta y que suponen una revolución dentro del área de investigación, ya que se introducen nuevos conceptos de reacciones electroquímicas, como son las reacciones de inserción o intercalación. Actualmente, ion-litio es una de las tecnologías más promete-doras.


–133–


La evolución de las baterías de ion-litio ha llevado a la coexistencia de diferentes materiales, tanto para cátodo como para ánodo y para electrolitos. Estos materiales definen diferentes variantes de la tecnología y compartimentan el mercado en base a sus prestaciones y a las patentes correspondientes. Su funcionamiento es esencialmente muy similar: se busca la máxima eficiencia en la intercalación/desintercalación del litio y se trata de minimizar la degradación causada u originada por estos procesos.

Materiales para cátodos:

Materiales para ánodos:

Los electrolitos son mezclas de diferentes carbonatos (DMC dimetil, EC etileno, EMC etil metil) con diferentes sales de litio (LiPF6 hexafluorofosfato, LiBF6 tetrafluoroborato, Li-BOB di-oxalato borato).

• LCOÓxidodecobaltolitio.Actualmentecubreel50%delmercadodelasbateríasde litio.

• LMOÓxidodemanganesolitio.Cubreel10%delmercado.

• NMCÓxidodecobaltomanganesoníquellitio.Cubreel25%.

• NCAÓxidodealuminiocobaltoníquellitio.Cubreel10%.

• LFPFosfatodehierrolitio.Cubreel5%,aunquetieneunafuerteprevisióndecreci-miento.

• Grafito

• Derivadosdelcarbóncomografeno,carbonesactivos,funcionalizados,etc.

• Aleacionesdeestaño

• Basadosensilicionanoestructurado

• LTOTitanatosdelitio

–134–

La figura 3.11 ilustra el sistema de batería básico de litio-ion. Las baterías de Li-ion se basan en una reacción electroquímica entre iones litio de intercalación y de-intercalación entre las capas atómicas del material que constituye los electrodos cátodos (LCO) y ánodos (C). Es-tas reacciones son, por ejemplo, para el caso indicado:

A posteriori, se produce la reacción de descarga a través de la migración de iones de litio del ánodo al cátodo

LiCoO2 + C → Li 1–x CoO2 + LixC

descargaLi 1–x CoO2+ LixC ⇆ Li 1–x+dxCoO2+ Lix–dxC

carga

Figura 3.11. Esquema de funcionamiento de baterías de ion de litio. Figura adaptada de: Lithium Ion Rechargeable Batteries. Technical Handbook.

ElectrolitoElectrolito

Ánodo

Corriente

Corriente

Separador Separador

e–e–

Cátodo

Cargador

Carga

Ánodo Cátodo

Descarga


–135–

En el estado de carga completa, el litio se almacena, intercalado, en el material de ánodo (tí-picamente, grafito). Durante la descarga, el litio migra desde el ánodo a través del electrolito hacia el cátodo en forma de iones + hacia el cátodo. Al mismo tiempo, los electrones fluyen del ánodo transfiriéndose por un circuito externo y entrando en el cátodo.

Durante el ciclo inicial de la batería, una capa delgada, conocida como interfase sólido de electrolito (SEI), se forma espontáneamente sobre la superficie de los electrodos como con-secuencia de la descomposición del electrolito. Esta capa es generalmente aislante pero ióni-camente conductora.

Esta capa se forma, en general, en el ánodo de grafito que opera a potenciales a los que el electrolito es termodinámicamente inestable (menos de 600 mV vs. Li / Li +), creando una fase heterogénea compleja con muchas interfases secundarias. La composición, el comporta-miento y las propiedades de la SEI varían con los diferentes sistemas de electrodo/electrolito y condiciones de operación, siendo actualmente el foco de numerosos estudios sobre la es-tructura interfacial y la dinámica electroquímica de transferencia de carga.

El electrolito es, por lo general, un orgánico no acuoso líquido, como carbonato de etileno, EC, que contiene sales de litio disueltas como LiPF6.

La reacción de intercalación de litio en diferentes materiales ha sido ampliamente estudiada y constituye la diferenciación entre distintas compañías para marcar los derechos de propie-dad industrial. A continuación se muestran algunos ejemplos utilizados (figura 3.12).

Con estos materiales de ánodo y cátodo, se han podido alcanzar altas densidades de energía, de aproximadamente 170-300 Wh/L, y densidades de energía por unidad de peso de aproxi-madamente 75-160 Wh/kg. Los voltajes son altos, siendo el voltaje promedio de operación de 3,6 V – 3,7 V para baterías con ánodos de grafito. Estos voltajes son aproximadamente tres veces el voltaje de corte característico de las baterías de Ni-Cd y Ni-MH.


Este tipo de baterías han reemplazado a las baterías alcalinas en un amplio rango de aplica-ciones en el campo de los dispositivos electrónicos, utilizándose actualmente en aplicaciones pequeñas como teléfonos móviles, por lo que la producción bruta anual es de alrededor de 2.000 millones de celdas. De hecho, actualmente, las baterías de grafito-LiCoO2 se encuen-

–136–

Tabla 3.14. Baterías de ion-litio.

3,2 - 4,2 VElectrolito

(LiPF6 en disolvente orgánico)

LiC6 C–

M (IV) M (III)+

Co (IV) Co (III)

Fe (III) Fe (II)

Li1–xMn2O4 + LixC6 LiMn2O4 + 6C

Li1–xCoO2 + LixC6 LiCoO2 + 6C

Li1–xFePO4 + LixC6 LiFePO4 + 6C

Ánodo Cátodo=

Figura 3.12. Intervalo de potencial de los diferentes materiales de electrodos de intercalación de litio con respecto al potencial del litio metálico.

Fuente: http://www.biblioteca.uma.es/bbldoc/tesisuma/17116697.pdf

Vo

ltaj

e (V

vs.

Li+/L

i)

Capacidad del Ánodo (mAh/g)

Capacidad del Cátodo (mAh/g)

Án

od

o

Voltaje de batería

Cá

tod

o

05

4

3

2

1

0

200 400 600 800 1000

0 1000 2000 3000 4000 5000

LixV

2O

5

LixV

6O

13

LixMnO

2

LixMn

2O

4 LixCoO

2

LixNi

yCo

1-yO

2

LiC6

LixFePO

4

LiSi

Ge

CarbonesGrafito

Sn


–137–

tran en la mayoría de los dispositivos electrónicos portátiles: teléfonos móviles, computado-ras portátiles y cámaras digitales.

Este tipo de baterías atrae mucho interés en el campo de materiales, la tecnología y otros campos, con el fin de obtener dispositivos de alta potencia para aplicaciones de vehículos eléctricos y almacenamiento de energía estacionaria, en donde los nuevos materiales permi-ten abordar un rango mejorado de prestaciones.

Por otra parte, sus características dinámicas son también destacadas. El tiempo que tarda en alcanzar el 90% de la potencia nominal de la batería es de alrededor de 200 ms, con una efi-ciencia de ida y vuelta del 78% en 3.500 ciclos. Esto hace que estas baterías sean muy buenas candidatas para aplicaciones en las que el tiempo de respuesta es importante, presentando una autodescarga mínima de solo 1-5%, sin ningún efecto de memoria como ocurre con las baterías de Ni-Cd y Ni-MH.


Actualmente, el mayor impulsor de esta tecnología es la industria automovilística, como sistema de almacenamiento de energía eléctrica para el coche eléctrico.

No obstante, tomando a la industria automovilísta como tractor de una industria de baterías innovadora, también se ha extendido el uso de sus potencialidades en dirección al amplio mercado que constituyen las redes eléctricas. Para ello se han implementado diferentes de-mostradores. Un buen ejemplo de demostrador de baterías de ion-litio es el del proyecto de Tehachapi, en California (EE.UU.).

Este demostrador se encuentra ubicado en el área de producción de energía eólica de Teha-chapi. Este área es una de las mayores del mundo en potencial de producción de energía eólica, ya que se prevé la instalación de 4.500 MW de potencia eólica antes del año 2015.

El sistema de almacenamiento de este proyecto consta de una batería de ion-litio basada en cá-todos de fosfato, de 8 MW con 4 h de autonomía (32 MWh de capacidad de almacenamiento).

El agente del sistema eléctrico Southern California Edison (SCE) está testeando el sistema para determinar su efectividad. Esta batería y el resto de equipamientos de la unidad de al-macenamiento se alojan en un edificio de 585 m2 que es controlado remotamente.

–138–

Figura 3.13. Parque eólico de Tehachapi, donde se encuentra ubicado el demostrador basado en baterías de ion-litio con cátodos de LiFePO

4.

Fuente: http://clui.org/ludb/site/tehachapi-wind-farm

Transporte Sistema Red

– Estabilización de tensión.– Disminución de pérdidas por

transporte.– Reducción de la congestión del

transporte de electricidad.– Aporta fiabilidad y evita la

necesidad de recurrir a desprendi-mientos de carga.

– Permite retrasar la inversión para el refuerzo de la infraestructura de transporte.

– Optimización del transporte asocia-do a las renovables.

– Adecuación de la capacidad del sistema.

– Integración de fuentes de energía renovables.

– Desplazamiento temporal del aporte de energía eólica a la red.

– Regulación de la frecuencia.– Sustitución de reservas rodantes y

no rodantes (que llevan asociada una importante huella de carbono).

– Gestión de rampas.– Arbitraje del precio de la energía.

Tabla 3.15. Beneficios que presta el proyecto de almacenamiento de electricidad basado en baterías de ion-litio en Tehachapi.


–139–

El coste total de este proyecto es el equivalente a 42 M€. Este coste es sufragado en un 46% por el DOE (Departamento de Energía de los EE.UU.) y en el 54% restante por entidades, entre las que destacan la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) y el propio fabricante de baterías A123 Systems.

Muchas compañías eléctricas están evaluando sistemas de 25-50 kW como elementos de al-macenamiento de energía eléctrica distribuidos (DESS), y algunas compañías las han imple-mentado, dada la alta densidad energética de esta tecnología, en un tráiler para servicios au-xiliares móviles.

En Europa, empresas como EDF Energy Networks, junto a ABB, han implementado siste-mas experimentales (200 kW durante una hora) en granjas eólicas y fotovoltaicas para ayu-dar al control de voltaje, la regulación de la frecuencia, la corrección del factor de potencia, la compensación dentro de la capacidad de la batería de la intermitencia, el soporte a la ram-pa de conexión, el mantenimiento de la potencia hasta que fuentes alternativas sean conecta-das, la mitigación de las oscilaciones, o la reserva.

Siemens también está desarrollando, en conjunción con fabricantes de baterías, un sistema modular de almacenamiento de energía especialmente dirigido a redes inteligentes y con posibilidades de expansión a rangos de 2 MWh con potencias de salida de hasta 8 MW.

Sin embargo, todos estos productos están todavía en fase de demostración y evaluación y todavía son necesarios más proyectos de demostración con grandes capacidades, así como para aplicaciones domésticas de menor capacidad, para validar el nivel de robustez de las baterías soportando energías renovables.


El impulsor de esta tecnología ha sido la industria automovilística como sistema de almace-namiento de energía eléctrica para el coche eléctrico. No obstante, sus costes son todavía excesivos para esta aplicación teniendo en cuenta la actual capacidad de ciclado ofrecida por los fabricantes. En la figura 3.14 se muestra la estimación sobre la evolución de costes para las baterías de ion-litio.

La ventana de estado de carga es la capacidad disponible en la batería relativa a su capacidad total. Aplicaciones conservadoras trabajan dentro del 65%, mientras que otras más agresivas

–140–

usan el 80%; en los próximos 5-10 años, muchas aplicaciones es probable que migren a un valor mayor.

No obstante, hay que indicar que los diseños para redes son más caros, más del doble, que los previstos para sus aplicaciones en movilidad eléctrica.

A pesar de estas limitaciones de costes y vida media, el éxito para la implantación de esta tecnología depende extraordinariamente de la capacidad de la industria de reducir sus costes frente a los costes esperables de las tecnologías de plomo-ácido o de sodio de alta tempera-turas.

El límite máximo de precios para los próximos años para una implantación exitosa de las tecnologías de litio en redes eléctricas se sitúa en el rango de los 150 euros/kWh, precio in-ferior a los 200 euros/kWh previstos actualmente para el automóvil.

Figura 3.14. Estimación sobre la evolución de los costes para las baterías de ion-litio.

2010 2020

Años

2030

1200

1000

800

600

400

200

Previsión largo plazo

€/k

Wh

Despegue mercadointroducción mejoras tecnológicas

Coste bajo

Coste alto

Coste medio

Escenarios


–141–

En cierta forma, el fuerte interés por parte de las industrias eléctricas se basa en que se espe-ra obtener beneficio del fuerte desarrollo que la industria de baterías de litio debe tener para implementar sistemas de 50 kWh para los vehículos eléctricos EV o bien de 15-20 kWh para los vehículos PEHV, con un mercado estimado de más de 30 GWh en los próximos años para vehículos eléctricos.


Los principales atractivos de esta tecnología radican en:

• Laaltadensidadenergética.

• Elreducidopesoyelpequeñovolumen.

• Laaltaeficienciaporciclo:valoresenelrangoentreel85yel98%,segúnlavariantetec-nológica.

• Elbajomantenimientorequerido.

• Elbajoniveldeautodescarga:0,1%pordía.

• Elaltovoltajedelareacciónredoxporcelda.

• Elhechodequefacilitealtapotenciaencortosperíodosdetiempo,asícomomásbajosniveles de potencia en más largos períodos de tiempo (horas), con tiempo de respuesta de segundos.

En cuanto a sus inconvenientes, cabe mencionar que estas baterías necesitan mantener un voltaje de seguridad y rangos de temperatura de operación debido a su compleja fragilidad interna, requiriendo circuitos de protección. Por otro lado, el uso de electrolitos orgánicos inflamables plantea cuestiones acerca de su seguridad.

Su principal ventaja está relacionada con el fenómeno de la intercalación del litio, pero ello también es responsable de su paulatina degradación, al degradarse la estructura cris-talográfica de los electrodos a causa de la intercalación en sí misma y generando una cre-ciente impedancia interna en la batería. A pesar de que algunos prototipos prometen altas capacidades de ciclado, de varios miles de ciclos, esta capacidad de ciclo de carga/descar-

–142–

ga no es todavía suficiente para compensar los costes con una adecuada vida media del sistema.


Diversas innovaciones deben consolidar las previstas mejoras en las características de las baterías basadas en el uso de nuevos materiales de cátodo, de ánodo y de electrolitos.

Estas mejoras deben ser:

• Elincrementoenelcicladoy/olavidamedia;debeestargarantizadounnúmerodecicla-do superior a 10.000.

• Lareduccióndecostes.

• Elincrementodelaseguridad.

• Lamejoradelintervalodetemperaturasdetrabajo.

• Ladefinicióndeunacompletacadenadereciclado,consumetodologíaysucontrol.

• Laimplementacióndenuevasherramientasdecontrolydiagnósticodelabateríaadapta-das a sus funciones en las redes eléctricas, controlando la temperatura, el voltaje y la co-rriente por celda y módulo de la batería sin un incremento de los costes.

En este contexto, la tecnología basada en ion-litio deberá competir en los próximos 20 años en costes y vida media efectiva con otras novedosas tecnologías, como NaS, NaNiCl2, VRB y ZnBr, con similares o parecidos tiempos de respuesta o requerimientos de potencia y ener-gía, que a su vez ofrecen ventajosas opciones y prestaciones, y muy probablemente sin pre-sentar el previsto aumento en el coste del litio en el futuro.

A pesar de su positiva sinergia actual con el empuje ofrecido por la industria del automóvil, las baterías basadas en ion-litio podrían perder su mercado en redes eléctricas frente a otras tecnologías con prestaciones en el mismo rango pero con solo una fracción de su coste, en función de la evolución de sus prestaciones y siempre que no sea capaz de reducir sus actua-les costes.


–143–

Aunque las primeras celdas de ion-litio fueron comercializadas en Japón en 1991 para las aplicaciones en sistemas electrónicos portátiles y su producción alcanza 22 años después más de 2.000 millones de celdas por año para estas aplicaciones, su introducción en el mercado de las redes eléctricas es aún incipiente y con enormes desafíos pendientes de resolver, como son los más arriba indicados, y aunque nuevos materiales como LiFP o aleaciones de silicio con litiación completa son muy prometedores, esta tecnología está en fase de desarrollo y demostración para las aplicaciones en almacenamiento de energía.

3.12. Baterías de flujo redox

3.12.1. Conceptos

Las baterías de flujo redox (RFB) representan una tecnología de almacenamiento de energía altamente eficiente basada en el uso de especies electroactivas de distinto estado de oxidación y solubles en electrolitos líquidos.

A diferencia de las tecnologías previas, las especies electroactivas no forman parte del mate-rial del electrodo, excepto en su versión híbrida, ZnBr, en donde sí ocurre esto en uno de los electrodos.

Por tanto, conceptualmente, las baterías de flujo son más próximas a la idea de una pila de combustible que al propio concepto de batería. La principal consecuencia de esta caracterís-tica es que en las baterías de flujo la potencia de salida y la capacidad de almacenamiento energético están totalmente desacopladas, lo que constituye una relevante ventaja para el diseño de sistemas adaptados a las necesidades de la red eléctrica. Además, ello confiere un elevado grado de escalabilidad y modularidad a estos sistemas.

Otra de sus características es su muy corto tiempo de respuesta, de solo milisegundos, lo que abre un amplísimo abanico para sus aplicaciones en redes eléctricas. Ello, junto con su eleva-do número de ciclos, hace de esta tecnología simple una candidata a su utilización como elemento de almacenamiento de energía eléctrica.

–144–


Las baterías de flujo consisten en dos tanques para almacenar los electrolitos; un sistema que comprende un número determinado de celdas conectadas en serie o paralelo (apilamiento de celdas) para convertir la energía de las especies electroactivas contenidas en los electrolitos en electricidad o viceversa; un sistema hidráulico de bombas y tuberías para impulsar los electrolitos a través de todo el sistema, y un dispositivo de interconexión con la red para la entrega de la energía generada. Un simple esquema de los sistemas de batería de flujo redox se muestra en la figura 3.15.

La energía química está almacenada en los electrolitos, contenidos en depósitos desde donde son bombeados hasta uno o varios stacks compuestos de celdas electroquímicas. En cada semi-celda tiene lugar la transferencia electrónica entre la especie electroactiva del electrolito

Figura 3.15. Esquema de una batería de flujo redox.

Carga / Descarga

Bomba Bomba

Electrodo

Membrana

Electrolito I Electrolito II

Tan

qu

e d

e el

ectr

oli

toTan

qu

e de electro

lito


–145–

y el electrodo. Cada celda está compuesta de dos compartimentos divididos por un separa-dor que impide el paso de especies electroactivas de un compartimento a otro.

La capacidad de almacenamiento de energía está determinada por la concentración de reac-tivo (especie electroactiva) en el electrolito y el tamaño de los tanques, mientras que la po-tencia está determinada por el número de celdas individuales en el stack de la batería y el área del electrodo. Como resultado, la potencia y la capacidad de energía almacenada son inde-pendientes. Esta característica hace únicas a las baterías RFB, ya que pueden ser diseñadas dependiendo de la aplicación, es decir, la capacidad de almacenamiento puede ampliarse adicionando más electrolito y, al mismo tiempo, podemos ampliar la potencia de salida de la batería adicionando más celdas al stack.

El coste por kWh del sistema disminuye substancialmente al incrementar la capacidad de almacenamiento, lo cual hace que las baterías de flujo sean atractivas para aplicaciones que requieren tiempos de almacenamiento superiores a 4-6 horas.

Otras características atractivas de este tipo de baterías en oposición a otros sistemas de alma-cenamiento de energía son:

• Reaccioneselectródicassimples.

• Corrientesfavorablesdeintercambio.

• ComparadasconlasbateríasdeNa-S,noserequierenaltastemperaturas.

• Reaccioneshomogéneasquenoconllevancambiosmorfológicosquelimitenelciclodevida y la profundidad de descarga.

Las únicas partes móviles son las bombas, que se deben reemplazar cada 5-7 años. Uno de los inconvenientes de este tipo de baterías, comparado con otras, es su tamaño. Mientras que las celdas no son extremadamente grandes en tamaño, los tanques de almacenamiento del electrolito son bastante voluminosos, suponiendo una desventaja en cuanto a espacio se re-fiere sobre todo para aquellas aplicaciones donde este es limitado, como edificios y coches. Otra desventaja es la toxicidad de algunos electrolitos empleados. Por esta razón, esta tecno-logía es muy atractiva para almacenamiento estacionario, como aplicaciones de nivelación de carga o aplicaciones autónomas.

El concepto de celda de flujo redox fue inicialmente investigado en Japón en 1971. Posterior-mente se realizaron numerosos avances: aparecieron entre 1980 y 1990 demostradores a me-

–146–

dia escala basados en diferentes variantes químicas (tabla 3.16) que probaron la alta eficiencia energética alcanzable, como la obtenida para el sistema Fe/Cr propuesto inicialmente por la NASA. En la actualidad, esencialmente existen tres tipos diferentes de productos comercia-les basados en tecnología redox, que veremos a continuación.

Funcionamiento de las baterias de flujo redox de vanadio

La implementación y desarrollo de este tipo de baterías tuvo lugar en 1984 por parte de la Universidad de Nueva Gales del Sur (Australia) por Skyllas-Kazacos.

Sistema redox Electrolito

Reacciones de electrodo de

carga/descargaOCP(V)

Densidad de corriente de

carga/descarga

(mA/cm2)

Material de membrana y

electrodo usado

Eficiencia de carga/descarga

(%)

Hierro/Cromo

1 M CrCl3 y FeCl2 en 2M HCl en semicelda negativa y positiva.

Electrodo positivo: Fe2+ → Fe3+ + e–

Electrodo negativo:Cr3+ + e– → Cr2+

1,18 21,5 Fieltro de carbono con trazas de plomo y oro para la semirreacción Cr. Membra-na de intercambio iónico.

95 (culómbica)

Hierro/titanio

Semicelda positiva: 1M FeCl3 + 3M HCl.Semicelda negativa:1 MTiCl3 + 3,5M HCl.

Electrodo positivo: Fe2+ → Fe3+ + e–

Electrodo negativo:Ti4+ + e– → Ti3+

1,19 14 Hoja de grafito y platino. Mem-brana permeable aniónica.

44-50 (total)

[Ru(bpy)3](BF4)2

0,02 M [Ru(bpy)3](BF4)2 como especie activa y 0,1 M TEABF4 como electrolito de fondo en acetonitrilo.

Electrodo positivo:[Ru(bpy)3]

2+ → [Ru(bpy)3]

3+ + e–-

Electrodo negativo:[Ru(bpy)3]

2+ + e– → [Ru(bpy)3]

+

2,6 3 V-50% SOC5(carga)5 (descarga)

Membrana de intercambio aniónico.

18 (total)

Tabla 3.16. Estudios iniciales llevados a cabo por la NASA y Japón referentes a las baterías de flujo redox.


–147–

Las especies electroactivas empleadas en ambos compartimentos son iones del mismo ele-mento químico, el vanadio, por lo que el problema de contaminación por difusión de los pares redox a través de la membrana se elimina.

El potencial de circuito abierto de la celda totalmente cargada es de 1,6 V, siendo la concen-tración en ambos compartimentos de 2 M de ion vanadio, aunque en los últimos años se vienen desarrollando notables esfuerzos para disponer de mayores concentraciones y au-mentar así la densidad energética de la batería. Ambos compartimentos están separados por una membrana de intercambio iónico, típicamente de protones.

Este tipo de baterías tienen las siguientes ventajas:

• Eficienciassuperioresal85%.

• Respuestarápida,depocosmilisegundos(0,001s).

• Vida larga,pudiendollegara funcionarmásde10.000ciclosyestimándosemásde15años de vida media. Límites de 30.000 ciclos y vidas superiores a los 25 años han sido también anunciados. El electrolito tiene una vida indefinida y, por lo tanto, se puede reu-tilizar. Únicamente las bombas de circulación del electrolito necesitan ser remplazadas cada 7-10 años como parte del mantenimiento del sistema.

• Bajaonulaautodescarga.

• Unodelosmayoresinconvenientesdeestetipodebateríaseselaltocostequeconllevanel electrolito y la membrana de intercambio de protones, pero su gran número de ciclos, o larga vida media, hace disminuir los costes por kWh almacenado a niveles admisibles para su utilización en redes eléctricas.

Funcionamiento de las baterías de flujo redox de polisulfuro-bromo

Los sistemas de polisulfuro-bromo, también llamados Regenesys, fueron patentados en 1983 y son una opción alternativa a las más extendidas baterías de vanadio.

Están basados en la reacción electroquímica de NaBr y polisulfuro de sodio. Los electrolitos están separados por una membrana polimérica, la cual solo permite el paso de iones sodio a través de ella. Durante el ciclo de carga, los iones bromuro son transformados en tribromu-ro en el electrodo positivo, mientras que en el electrodo negativo, el tetrasulfuro (S4

2-) es re-

–148–

ducido a disulfuro S22-. El ciclo de descarga consiste en el proceso inverso. Estos sistemas son

interesantes debido a la abundancia del electrolito, los costes razonables y la alta solubilidad en medio acuoso.

Tienen un potencial de circuito abierto de 1,5 V y una eficiencia de energía de 60-65% de-pendiendo de las condiciones de operación. Trabajan a temperaturas de 20-40 ºC.

Este sistema muestra las siguientes desventajas:

• Contaminacióndeamboselectrolitosatravésdelamembrana.

• Dificultaddemantenerelbalancedelelectrolito.

• Deposicióndeespeciesdeazufreenlamembrana.

• HayqueprevenirlaformacióndeH2S y Br2.

Funcionamiento de las baterías de flujo híbridas de zinc-bromuro

En este tipo de baterías, dos disoluciones acuosas, basadas en Zn y Br, son almacenadas en tanques separados. Estas disoluciones fluyen a través de la celda electroquímica producien-do reacciones reversibles.

Durante el proceso de descarga, el bromo, Br2, es convertido a Br- en el electrodo positivo. En el electrodo negativo, el Zn metálico es convertido a ion Zn2+.

Los electrodos están formados por un compuesto de carbón-plástico separado por una membrana microporosa de poliolefina. Para prevenir la toxicidad de los vapores de bromo en el compartimento positivo se usan aminas, que forman con el bromo un complejo que se deposita en el fondo del tanque.

Esta tecnología fue inventada por Exxon en 1970 y empieza ahora a ser comercial en tamaño de 1 MW / 3 MWh. Además, debido a la ausencia de autodescarga, una gran cantidad de energía puede ser almacenada por largos períodos de tiempo. Es importante destacar la alta energía especifica, llegando a 78-85 Wh/kg (2-3 veces la de plomo-ácido) con una eficiencia de energía del 75-85% y un elevado número de ciclos de carga/descarga (miles), con una profundidad de descarga del 100 % sin ocasionar ningún daño a la batería.

Estos productos están fabricados a base de plástico reciclado, lo que permite la producción a bajo coste con alta reciclabilidad, y constituyen otra de las opciones ofrecidas por las bate-rías de flujo.


–149–

Las perspectivas para la utilización de diferentes pares como especies electroactivas ha lleva-do a diversas propuestas por parte de diferentes fabricantes, fruto de diversas estrategias comerciales. La tabla 3.17 recoge algunas de estas propuestas.


Debido a que las baterías de flujo redox tienen desacopladas la potencia y la capacidad de energía y presentan un tiempo de respuesta muy corto se muestran como dispositivos muy versátiles, pudiéndose aplicar para todas las necesidades de almacenamiento de energía, como UPS, nivelación de carga, ahorro en picos de consumos, telecomunicaciones, centrales eléctricas e integración de las renovables eólicas o fotovoltaicas.

Su mejor campo de aplicación cubre el rango de capacidades de almacenamiento de energía eléctrica de media a gran escala. Por el contrario, esta tecnología no es la más indicada, a menos que se consiga una muy alta concentración de las especies electroactivas en los elec-trolitos, para las aplicaciones domésticas o residenciales o para los vehículos eléctricos. No obstante, sus características la hacen interesante para aplicaciones en redes inteligentes.

Figura 3.16. Batería de flujo redox Zinc/bromuro de 5kW 10 kWh comercializada por la empresa australiana RedFlow

Fuente: http://redflow.com/redflow-products/zbm-overview/

–150–

Sistema redox Electrolito

Reacciones de electrodo de carga/

descargaOCP(V)

Densidad de

corriente carga/

descarga (mA/cm2)

Tipo de celda

Eficiencia de carga/des carga

(%)

Vanadio 1,6-2 M Sulfato de vanadio en ácido sulfúrico en las dos celdas.

Electrodo negativo: V3+ + e– → V2+ Electrodo positivo:VO2+ + H2O – e–– → VO2+ + 2H+

1,6 10-130 1-5 kW stack 88% a 40 mA/cm2 (total)

Vanadio/bromuro

1-3 M en bromuro de vanadio en 7-9M HBr y 1,5-2M en HCl.

Electrodo positivo:2VBr3 + 2 e–– → 2VBr2 + Br– Electrodo negativo:2Br– + Cl–– → ClBr2 + 2 e–

1,4 20 Celda de flujo

74 (total)

Magnesio/vanadio

Semicelda positiva: 0,3 M Mn(II)/Mn(III) en ácido sulfúrico. Semicelda negativa: V(III)/V(II) en 5 M ácido sulfúrico.

Electrodo positivo:Mn(II)– → Mn(III) + e–

Electrodo negativo:V(III) + e–– → V(II)


63 (total)

Vanadio/cerio

Semicelda positiva: 600 mL de 0,5 M Ce(III) en 1 M de ácido sulfúrico. Semicelda negativa: 600 mL de 0,5 M de V(III) en 1 M de ácido sulfúrico.

Electrodo positivo:Ce3+– → Ce4+ + e–

Electrodo negativo:V3+ + e– → V2+

1,5 22 Celda de flujo cilíndrica

90 (culómbica)

Vanadio/glioxal (O2)

Semicelda positiva: 50 mL de glioxal- HCl en concentra-ciones diferentes. Semicelda negativa: 1-2 M de V(III) + 3 M ácido sulfúrico.

Electrodo positivo:[OC]RE + H2O

– → [OC]ox + 2H+ 2e–

Donde [OC]RE materia orgánica reductora; [OC]ox producto orgánico electro-oxidado. Electrodo negativo: V3+ + e–– → V2+


60(culómbica)

Tabla 3.17. Variantes de baterías de flujo basadas en vanadio.


–151–


Con esta tecnología se han instalado numerosos sistemas de demostración, si bien el total de potencia y capacidad instalada es todavía más bien escaso.

Desde 1999, Sumitomo Electric Industries (SEI), en Japón, ha instalado numerosos sistemas, más de 20 sistemas medianos y grandes, para una gama amplia de aplicaciones, incluyendo almacenamiento de energía eólica, de nivelación de carga, demostrando una eficiencia ener-gética de 80%.

En 2001, la compañía SEI instaló en Sudáfrica del Sur un sistema de almacenamiento de energía de vanadio de 240 kW / 520 kWh usando seis celdas de 40 kW. Pinnacle VRB, en 2003, también instaló un sistema de 250 kW / 1 MWh para HydroTasmania, en Australia, para el almacenamiento de la energía eólica y la sustitución del combustible diesel, y otro de 200 kW / 800 kWh es la isla King, en Tasmania, para la misma compañía. VRB Power, en 2004, para soporte a la estabilidad de la red en zonas rurales de EE.UU., utilizó un sistema de 250 kW / 2 MWh.

Figura 3.17. Sistema fabricado por la empresa Zigor.

–152–

Figura 3.18. Batería de flujo de vanadio diseñada por Celltrom (Cellcube FB10/100).

Figura 3.19. Batería de flujo redox de vanadio de 260 kW diseñada por Rongke Power.Fuente: http://www.raeng.org.uk/mews/releases/pdf/ChineseAcademyofSciences/HuaminZhang.pdf


–153–

En Europa existen varios demostradores, entre los que destaca el que se halla en Riso, en la DTU de Dinamarca, con unas capacidades de 15 kW / 120 kWh.

Por su especificidad, son destacables por sus aplicaciones algunos de los demostradores ins-talados por Sumitomo Electric Industries, que ha instalado un sistema de 4 MW / 6 MWh en Subaru Wind Farm, en Japón, para el almacenamiento de la energía eólica y la estabi-lización de energía producida por los aerogeneradores. Este último sistema tiene una eficiencia energética de alrededor del 80%; después de tres años de prueba sigue ofre-ciendo unas expectativas de una larga vida media, apta para un muy elevado números de ciclos, más de 3 x 104 ciclos. También se ha ensayado una batería de vanadio de flujo redox para un carro de golf eléctrico sobre el terreno en la UNSW, aproximándose sus prestaciones a las facilitadas por una batería de plomo-ácido, con la ventaja añadida de la recarga rápida de electrolitos. Existen también numerosos ejemplos de pequeños sis-temas de 5 kW.

Por su parte, Regenesys Technologies construyó el primer sistema de gran capacidad basado en ZnBr en 2003, con 15 MW de potencia y 120 MWh de capacidad energética. Estos siste-mas tienen un sistema modular de 100 kW cada uno. La eficiencia de energía del sistema es del 78%, con una vida relativamente larga (15 años). El proyecto costó unos 250 millones de dólares. Debido a la ausencia de autodescarga, es adecuado para almacenar energía durante largos períodos de tiempo.


La escalabilidad y modularidad de esta tecnología facilita enormemente el diseño de sistema en un amplio rango de potencia (en el rango de 7-10 MW), y dado que su capacidad energé-tica es totalmente independiente de la potencia del sistema, es muy factible acumular rangos de suministro de energía de hasta 10 horas.

Por otra parte, hay que considerar su apreciablemente corto tiempo de respuesta, de pocos milisegundos, y su apreciablemente larga vida con un muy elevado números de ciclos. Estas características dan lugar a una significativa reducción de costes del sistema, junto a una gran potencialidad para ser aplicada esta tecnología a un amplio abanico de tareas en la red eléctrica.

–154–

Sus previsiones de costes se sitúan en el rango de 250 €/kW con un coste de 120 €/kWh, lo que teniendo presentes su vida útil y el número de ciclos, da unos costes por kWh/ciclo por debajo de los pocos céntimos de euro, <3 c€, y con previsiones en su hoja de ruta de decrecer.


Esta tecnología presenta muy buenas características y propiedades excepto en sus densida-des volúmicas y másicas. Entre sus ventajas cabe destacar:

• Muyaltoniveldeescalabilidadymodularidad.

• Tiemposderespuestadesolounospocosmilisegundos.

• Muyelevadonúmerosdeciclos.

• Vidaútilmuylarga.

• Bajo,engeneral,ymedioparaelusodeBr,impactomedioambientaltomandosimplesmedidas de protección.

• Mínimosproblemasdereciclaje.

Por el contrario, presenta algunos inconvenientes cuya superación requiere todavía de inves-tigación:

• Rangolimitadodetemperaturasdetrabajo.Abajastemperaturas(0ºC),poreldecreci-miento de la eficiencia y por la congelación de los electrolitos, y a altas (45 ºC), por la generación de cinéticas químicas que comportan una cierta degradación del electrolito.

• Subajadensidaddepotenciaydeenergíalimitansuaplicaciónenciertasáreasopuntoscon restricciones espaciales.

• Lautilizacióndeelectrolitosquímicamenteagresivosincrementaligeramenteloscostesde mantenimiento


–155–


Uno de los principales desafíos para esta madura tecnología que todavía precisa completar su etapa de comercialización es demostrar la optimización de su binomio costes-funcionali-dades en la red eléctrica. Solo corroborando la fiabilidad de sus prestaciones en el tiempo, esta tecnología consolidará su penetración en el mercado.

Para ello el progreso en las baterías de flujo precisa centrarse en:

• Nuevasespeciesquímicasquepermitancinéticasmásrápidas,másaltosvoltajesymayo-res densidades energéticas.

• Nuevoselectrolitosutilizandoelementosabundantesybaratos.

• Desarrollodenuevasmembranasdebajocosteylargavidaútil.

• Nuevosmaterialesparaelectrodosconmuchamayoractividadelectroquímica.Procesosde nanoestructuración para aumentar la actividad electroquímica.

• Desarrollodeinnovadoresdiseños,consistemasdeflujomejorado,mejorselladoyapi-lamiento y combinación de celdas.

• Introduccióndeelementosdediagnosisin situ.

• Mejorayoptimizacióndelosmétodosdefabricaciónagranescalaacostesreducidos.

3.13. Nuevos tipos de baterías electroquímicas

3.13.1. Conceptos

A pesar del importante auge acaecido en las últimas décadas, con un mercado de más de 2.000 millones de celdas por año para aplicaciones en la electrónica portátil o la electromo-vilidad, las grandes aplicaciones industriales, entre las que clasificamos el almacenamiento de energía eléctrica propiamente dicha, plantean requerimientos mucho más exigentes en rela-ción a la vida media, la seguridad y el coste.

A pesar del serio desafío que ello representa, el fuerte crecimiento del mercado en el sector de las aplicaciones en redes eléctricas, que se cifra en tasas mayores a bastantes decenas de

–156–

MWh por año, hace que la industria lleve a cabo importantes esfuerzos en la búsqueda de nuevas soluciones. Entre ellas, destacamos y describimos como representativas de estas emergentes variantes tecnológicas las siguientes:

• Metal-aire

• Ion-sodio

• Litio-azufreymagnesio-azufre

3.13.2. Baterías metal-aire

Funcionamiento detallado

En los años 1960 y 1970 se realizó ya un trabajo considerable en baterías de metal-aire para una variedad de aplicaciones, y actualmente la tecnología metal-aire podría volver a consti-tuir una seria opción. Los ánodos de estas baterías son metales comúnmente disponibles con alta densidad de energía, como el aluminio, el zinc o el litio, que liberan electrones cuando se oxidan. Los cátodos o electrodos de aire se elaboran a menudo de una estructura porosa o una malla de metal recubierta con catalizadores adecuados.

Los electrolitos son buenos conductores de iones OH– como KOH, pudiendo estar en for-ma líquida o, alternativamente, pueden estar basados en una membrana de polímero sólido saturado con KOH. Este tipo de baterías generan electricidad a través de una reacción redox entre el metal y el oxígeno del aire, el cual no se almacena en la batería. Esto proporciona una batería con un cátodo inagotable. Por ejemplo, las reacciones de la batería Zn-aire:

Similar comportamiento puede ser obtenido utilizando otros metales fuertemente reactivos, como los más arriba indicados. Entre ellos, el litio y el zinc son los que ofrecen un mayor

Ánodo: Zn + 4 OH- → Zn(OH)4 2- + 2 e-

Cátodo: O2 + 2 H2O + 4 e- → 4 OH-

En el fluido: Zn(OH)4 2- → ZnO + H2O + 2 OH –

Reacción global: 2 Zn + O2 → Zn O


–157–

interés por sus altos valores teóricos de muy alta densidad energética. Para el zinc-aire se sitúa por encima de los 2.000 Wh/kg, y para el litio-aire, dada la baja masa atómica del litio, la densidad energética se sitúa por encima de los 11.000 Wh/kg. Para el aluminio, los valores son mejores que para el zinc, pero debido a que es más sensible a fenómenos de corrosión está siendo menos utilizado.

Campos de aplicación

Las características de alta densidad de energía y bajo coste de este tipo de baterías las hacen viables y muy prometedoras para muchos tipos de aplicaciones y muy abiertas para un am-plio rango de potencias; sin embargo, su dificultad de recarga hace que se necesite todavía avanzar en esta tecnología.

Hay que destacar que una de las opciones utilizadas actualmente es la recarga mecánica, que implica una extracción y sustitución del electrodo metálico.

A pesar del menor valor de la densidad energética del Zn que para el Li, el hecho de ser éste un material abundante y de bajo coste ha centrado en él mucha atención, ya que las prestaciones y características de sus celdas son potencialmente aptas para satisfacer los requerimientos de las di-ferentes funcionalidades en redes eléctricas.

Ejemplos prácticos

Una de las primeras baterías recargables de metal-aire fue desarrollada por Israel para su uso en vehí-culos eléctricos de tracción. Para estos primeros prototipos, cabe reseñar entre sus características principales una alta energía específica (>200 Wh/kg) pero una potencia especifica modesta (100 W/kg a 80% de estado de descarga). En este prototipo inicial se construyeron 8 módulos y cada módulo comprende un apilamiento de 66 celdas (150 kWh). Este prototipo fue testeado por Mercedes Benz 410 Postal Van en Alemania; este vehículo tiene un rango de 300 km entre recargas.

Descarga

Recarga

Zn → ZnO

ZnO → Zn2OH– O

2

O2

2OH–

e–

e–e–

e–

e–

e–

e–

e–

Zn Electrolito Cátodo Aire

Descarga

Figura 3.20. Esquema de funcionamiento de baterías de metal-aire.

Figura adaptada de: Progress in Natural Science 19 (2009) 291-312.

–158–

También en Santa Bárbara, California (EE.UU.), un autobús fue equipado con una batería de zinc-aire. Este diseño utilizaba nanopartículas de Zn que al final del proceso se habían convertido en nanopartículas de ZnO. Este prototipo utilizaba una recarga mecánica, preci-sando la sustitución del electrolito exhausto que contenía las nanopartículas de ZnO por un nuevo electrolito con las nanopartículas de Zn.

En 2004, la compañía californiana Polyplus Co ha introducido nuevos prototipos de litio-aire basados en el desarrollo de una capa protectora para el litio que permite el uso de un electrolito acuoso.

Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica

Uno de los principales atractivos de estas tecnologías es su alta densidad energética y, aunque todavía no son tecnologías en absoluto maduras a nivel comercial, actualmente existen im-portantes programas de investigación en Europa, EE.UU. y Asia que se centran principal-mente en obtener sistemas de recarga eléctrica y/o mecánica y en incrementar su seguridad.

Gracias al efecto tractor por parte de la industria automovilística, se esperan rápidas evolu-ciones; sin embargo, su comercialización se circunscribe a un período de más allá de 25 años.

Claves para su desarrollo futuro

Dada la utilización de materiales abundantes y de bajo coste, junto con la elevada densidad energética, su comportamiento eléctrico, durabilidad y fiabilidad, la tecnología basada en metal-aire podría constituirse en un futuro de unas decenas de años, necesarios para conso-lidar su comercialización, en una de las más claras alternativas. No obstante, serán precisos más investigación y el desarrollo de prototipos para su evaluación directa.

3.13.3. Baterías de ion-sodio

En los últimos años, importantes esfuerzos han estado dirigidos a reemplazar el ion-litio por el ion sodio. A pesar de las menores prestaciones debido a las diferencias intrínsecas entre ambos iones, litio y sodio, se espera obtener un importante decrecimiento en los costes de fabricación. Así, las baterías de ion-sodio a temperatura ambiente pueden ser una alternativa más fácil de implementar que la del litio y una competidora con otras tecnologías. Ello les


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permitiría acometer al menos un sector del mercado, ya que se prevé que las necesidades suscitadas por el arranque de este, con niveles de dar respuesta a GWh, van a admitir y nece-sitar la contribución de todas las tecnologías disponibles.

El bajo coste, el uso de disoluciones acuosas, su modularidad y su alta seguridad hacen pre-ver que se llegue a prestaciones equivalentes a las alcanzadas con el plomo-ácido a costes inferiores, con una vida media mucho más larga, de >5.000 ciclos.

3.13.4. Otras opciones y baterías Li-S o Mg-S

Actualmente existen distintas químicas emergentes que están siendo evaluadas para su po-tencial aplicación en redes eléctricas.

Entre ellas, podemos destacar varias opciones, pero quizá merecen una mención especial las combinaciones Li-S, con una densidad volumétrica de 2.600 Wh/litro, y el Mg-S, con un valor todavía mayor, de 4.000 Wh/l.

Además, el creciente nivel de exigencia sobre la abundancia y los costes de los materiales implicados en una tecnología ha hecho poner un mayor énfasis en las químicas como Mg-S, que implican esencialmente dos elementos abundantes y baratos con prestaciones muy pro-metedoras, si bien están todavía en fase de investigación y desarrollo.

Otras aproximaciones intentan combinar las ventajas ofrecidas por estas nuevas químicas con las ventajas ofrecidas por los sistemas de flujo para los que existe un desacoplamiento entre densidad energética y densidad de potencia, con las ventajas que ello significa para su escalabilidad en el diseño para aplicaciones en redes eléctricas.

Como ejemplo de la incesante y creciente actividad en el desarrollo de nuevos sistemas de almacenamiento eléctrico basado en sistemas electroquímicos, recientemente se ha consti-tuido por parte del Department Of Energy, DOE (Estados Unidos) un nuevo centro de in-vestigación como centro internacional de referencia en investigación sobre almacenamiento eléctrico que centra sus actividades en desarrollar e implementar estas nuevas tecnologías que pueden devenir alternativas en los próximos años (www.jcesr.org/).

–160–

3.14. Los condensadores electroquímicos

3.14.1. Conceptos

Una de las características más significativas de los sistemas electroquímicos de almacenamiento de energía eléctrica son sus densidades másicas de energía y de potencia. En la figura 3.21 se muestra un gráfico que relaciona potencia específica (W/kg) con la energía específica (Wh/kg) para diferentes baterías en comparación con las capacidades.

El esquema está parametrizado con los tiempos de descarga necesarios para disponer de la energía almacenada por kilogramo, pudiéndose ver lo difícil que resulta para estos sistemas

Figura 3.21. Densidad de potencia versus densidad de energía para diversos sistemas de almacenamiento electroquímico parametrizado por los tiempos de disponibilidad energética.

Fuente: Nature Materials, 2008. 7(11), p. 845-854.

Li-ionNi/MH

Li-Primaria

3,6 ms

3,6 s

36 s

1 h

10 h

PbO2

Pb

10–2 102 10310–1 1 10Densidad de energía Wh/kg

Den

sid

ad d

e p

ote

nci

a W

/kg

105

104

103

102

10

1

0,36 s

Capacidades electrónicas

Capacidades electroquím

icas


–161–

ofrecer altos niveles de energía concentrados en un muy breve intervalo de tiempo. Solo las denominadas capacidades electroquímicas ofrecen prestaciones superiores a las baterías an-teriormente expuestas.

Los condensadores electroquímicos o supercapacidades (SC), también llamados ultracapaci-dades se fundamentan en los trabajos de Helmholtz en el siglo XIX sobre el comportamien-to de la superficie de un metal sumergido en un electrolito. No obstante, no fue hasta 1957 que el primer dispositivo de almacenamiento de carga eléctrica utilizando la doble capa de electrodos de carbono poroso en un electrolito acuoso fue patentado por H.I. Becker, de General Electric.

Un SC es similar a un condensador electrónico por el diseño y la construcción, pero con un electrolito en lugar de un material dieléctrico. Los SC se clasifican en tres tipos en función de las características del mecanismo de almacenamiento de la carga eléctrica:

1) Condensadores de doble capa electroquímica (EDLC).

2) Pseudocapacidades.

3) Sistemas híbridos, que combinan los procesos de corriente faradaica y no faradaica para almacenar carga.

Los mecanismos envueltos en el proceso de carga y descarga son altamente reversibles, por lo que presentan una casi ilimitada capacidad de ciclado. Su interés para el almacenamiento está en su gran capacidad de suministrar una gran cantidad de energía en un breve período de tiempo, lo que es fundamental para complementar la respuesta de suministro de energía en una red que no solo precisa de un sistema a medio o largo tiempo sino que requiere la combinación de sistemas de muy rápida respuesta con sistemas capaces de mantener en un período más largo.

Así, las capacidades electroquímicas o supercapacidades (SC) están atrayendo una amplia atención para el almacenamiento de energía (>1 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

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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.


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 impli-ca 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 ac-tivo, tales como materiales a base de carbono (nanotubos de carbono, fibras de carbono, grafeno, etc.), polímeros conductores (polipirrol, polianilina, etc.) y óxidos metálicos (óxi-dos 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


–163–

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 benefi-cios 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 com-plicado 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 capa-cidad 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:

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 almacena-miento de corriente faradaica y no faradaica.

Así, su energía y su densidad de potencia son mucho más altas que los parámetros corres-pondientes de EDLC. Por otro lado, su estabilidad en ciclado es mucho mejor que la de las

C = Qtot/Vtot

–164–

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.


Desde el punto de vista de las grandes capacidades energéticas, los SC no parecen ser atrac-tivos 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 bene-ficios de las propiedades de ambos, minimizando costes y optimizando prestaciones, espe-cialmente 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 consecuen-cia, 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.

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.

Terminales de cobreFilm de empaquetado

Condensador

Magnificiación

Colector (goma conductora)Electrodo (Carbón activado)

Junta Separador


–165–

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 estabi-lidad a transitorios, al poder absorber energía muy rápidamente, las correcciones de las va-riaciones de frecuencia ocasionadas por la falta de adaptación entre la generación y el consu-mo 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.


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, ascenso-res, 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.


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 volta-je de la red, y para mantener la calidad de la red a causa de su rápida respuesta. La tecnología

–166–

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


Ventajas:

• Mínimaresistenciainterna,quegarantizaladisponibilidaddelaenergíaalmacenadaenbreves tiempos de descarga (a partir de pocos milisegundos).

• Elevadadensidaddepotencia,convaloresmayoresde3.000W/kg(10-20kW/h)paraenergía almacenada superior a varios Wh/kg (5 Wh/kg).

• Adiferenciademuchasbaterías,losSCofrecenunampliorangodetemperaturasdetra-bajo, desde -40 ºC a +85 ºC.

• Laeficienciaporciclodecarga/descargaesmuyalta,entre85y98%.

• Prácticamentenulomantenimiento,conunelevadonúmerodeciclos,medidosendece-nas de millones (>106), lo que confiere largas vidas útiles, superiores a los 20 años, a ex-cepción de los problemas que pueda originar la fluctuación en los valores del voltaje de carga/descarga.

Inconvenientes:

• Densidadenergéticabaja,<20Wh/kg.

• Altoniveldeautodescarga,quepuedeoscilarentreel2%/díahastael40%/día.

• Fluctuacionesenlosvaloresdevoltajedecargaydescarga.Elloimplicaelacoplamientode una electrónica de potencia para controlar el sistema, con el consiguiente aumento del coste y disminución de la eficiencia.

• Costesexcesivosquelimitansuusoenredeseléctricas,paralasquehayquepreverinsta-laciones para rangos de unos 10 MW. Los costes están en 100-400 €/kW, y en energía, según prestaciones, pueden oscilar entre los 300 y los 4.000 €/kWh.

• Algunospotencialescomponentes,porejemploacetonitriloutilizadocomoelectrolito,presentan impactos ambientales que requieren control.


–167–


A pesar de su creciente aplicación en los últimos años y del aumento de empresas comercia-lizadoras, para sus aplicaciones en redes eléctricas los SC son todavía un producto en fase de demostración y en fase de desarrollo.

Las innovaciones de la tecnología deberán asegurar mejoras en:

• Implementacióndedemostradoresparavalidarsuintroducciónenredeseléctricas,espe-cialmente entre las diferentes variantes simétricas y híbridas en sus opciones asimétricas y compuestas.

• Electrolitosquepermitanasegurarvoltajesmayoresde2,7Vconmenortoxicidad.Loslíquidos iónicos constituyen una de las alternativas más prometedoras y auguran objeti-vos factibles de más de 4 V.

• Usodematerialesconmayoressuperficiesactivas:nanofibras,nanotubosdecarbóngra-feno, nanoestructurados materiales (óxidos metálicos), que aproximadamente ofrezcan 3.000 m2/g y que permitan incrementar la capacidad hasta el rango de 600F/g, tendiendo a superar los 1.000 F/g con costes de aproximadamente 1 c€/F.

• Nuevosmaterialesquepermitanmayoresdensidadesdeenergíamáspróximasamuchasde las actuales baterías (50 Wh/kg), decreciendo los costes en más de un orden de magni-tud.

• Bajarloscostesdeproducción.

• Optimizacióndelasfluctuacionesdelvoltajedecarga/descargaydesussistemasdecon-trol.

3.15. Tabla resumen

Principales aplicaciones, ventajas y limitaciones de las diferentes tecnologías de almacena-miento de energía eléctrica basadas en procesos electroquímicos.

–168–

Tecnología Área de empleo Ventajas Desventajas

Batería plomo-ácido Automoción, nivelación de la demanda diaria, reserva rodante, control de frecuencia.

Tecnología madura. Largos tiempos de carga, excesiva influencia de la temperatura ambiente, mantenimiento excesivo, baja densidad energética y de potencia, bajo número de ciclos.

Batería Ni-Cd Pequeños dispositivos, satélites y astronáutica.

Tecnología madura, robustez, larga vida de ciclo, mejor rendimiento que plomo-ácido a pequeña escala.

Alta toxicidad del cadmio, elevado coste, efecto memoria.

Batería Ni-MH Pequeños dispositivos portátiles, vehículos híbridos.

Con mayor densidad de energía que Ni-Cd.

Dependencia de metales de tierras raras, escalado limitado al orden de kW.

Baterías Na-S Integración de fuentes de energía renovables, funciones de gestión energética.

Eficiencia de energía, pulsos de elevada potencia, rápida capacidad de respuesta, densidad de energía.

Pérdidas por mantenimiento de la temperatura de la batería.

Batería Na-NiCl Electromobilidad, también en funciones de soporte de la red.

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

Pérdidas por mantenimiento de la temperatura de la batería.

Batería ion-litio Pequeños dispositivos, vehículo eléctrico, también funciones de soporte a la red.

Alta eficiencia, alta densidad de energía, alta eficiencia, altos tiempos de respuesta, baja velocidad de autodescarga, bajo mantenimiento, reducido peso y volumen.

Coste elevado para aplicacio-nes de escala media y alta, mantener un voltaje de seguridad y rango de temperatura de operación.

Baterías metal-aire Proyectos de electromovili-dad.

Gran potencial por su elevada densidad de energía, materiales abundantes y no tóxicos y bajo coste.

En fase de desarrollo, problemas de ciclabilidad, baja eficiencia de energía.

Baterías de flujo Múltiples funciones de gestión energética (load levelling, peak shaving), ajuste del sistema eléctrico, integración de renovables.

Versatilidad (escalado independiente de potencia y capacidad), vida útil, elevada eficiencia de energía, tiempos de respuesta cortos.

Baja densidad de energía y potencia, utilizan electrolitos químicamente agresivos, complejidad del sistema hidráulico, rango de temperaturas de trabajo.

Supercapacidades Potencial uso en electrónica y redes eléctricas.

Alta densidad de potencia, excelente reversibilidad y vida útil alta con gran número de ciclos.

Densidad energética baja, alto nivel de autodescarga, fluctuaciones de voltaje de carga y descarga, altos costes.


–169–

Referencias

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[14] P. Simon and Y. Gogotsi, Materials for electrochemical capacitors. Nature Materials, 2008. 7(11): 845-854.

–171–

4Sistemas químicos

La energía eléctrica puede ser transformada en energía química mediante procesos que dan como resultado moléculas químicas que contienen la energía eléctrica entregada y que pue-den ser fácilmente transportadas.

Por su parte, estos compuestos químicos abren diversas opciones para la recuperación de la energía contenida en ellos transformándola en energía eléctrica. Otra opción es su transfor-mación en energía térmica.

Este paso de electricidad a energía química, para generar de nuevo electricidad o bien calor, consta esencialmente de tres pasos fundamentales:

1º. Disociación o reducción de moléculas, obteniéndose un compuesto químico transporta-dor de la energía ganada durante el proceso de reducción. La base de estos procesos la constituyen el agua (H2O) y el dióxido de carbono (CO2), dos moléculas abundantes, baratas y disponibles.

Estas moléculas se disocian o se reducen mediante el aporte de la energía eléctrica y se transforman en subproductos de alto valor añadido como vectores de energía: el hidróge-no (H2) o diversas formas reducidas de las moléculas “C1”, es decir, aquellas que contie-nen un solo átomo de carbono (CO, CH4, CH3OH o HCOOH):

La primera de estas reacciones es conocida como electrólisis del agua, y su tecnología asociada (equipos de electrólisis) es bien conocida y utilizada. También puede ser obtenida

2 H2O ↔ 2H2 + O2

2 CO2 ↔ 2CO + O2

–172–

mediante fotoelectrocatálisis, usando energía solar para disociar directamente la molécu-la de agua.

La segunda de ellas es conocida como reducción del CO2. La tecnología precisa para ello, vía energía eléctrica o electrorreducción, es más novedosa y puede dar lugar a diferentes subproductos, como metano o ácido fórmico. Asimismo, también puede ser obtenida por vías fotocatalíticas.

2º. Almacenamiento de la molécula química transportadora de la energía entregada. Usualmente se trata de hidrógeno, aunque formas reducidas de CO2, como metano o productos de valor añadido como metanol o ácido fórmico, son nuevas opciones.

En el caso del hidrógeno, este puede ser almacenado en condiciones criogénicas en su forma líquida o en fase gaseosa a presiones de hasta 700 bares, o absorbido en materiales sólidos a bajas presiones. No obstante, su inyección directa en gasoductos, a presiones de 16 o 72 bares según la sección del mismo, constituye una clara opción.

Obviamente, en el caso de producir metano a partir de la reducción de CO2, su almace-namiento en la red de gasoductos es la alternativa más eficiente.

3º. Proceso final de conversión energética. Las especies químicas pueden ser utilizadas de diferentes maneras para recuperar la energía transportada por ellas. Así, a partir del hi-drógeno los caminos de recuperación de la energía podrían ser:

a) Producir electricidad o energía térmica.

b) Reaccionar con CO2 capturado para producir metano sintético mediante un proceso catalítico, metanación, o combustibles líquidos mediante síntesis vía Fischer-Tropsch, o incluso reaccionar con nitrógeno mediante un proceso Haber-Bosch para producir amoníaco.

c) Alternativamente, podría ser utilizado como fuente energética para movilidad en sis-temas basados en pilas de combustible.

4. Sistemas químicos

–173–

4.1. Conceptos

Cualquier excedente en la producción de energía eléctrica puede transformarse en energía química mediante electrólisis del agua. Ello es especialmente útil en los casos en los que se dispone de un elevado porcentaje de fuentes renovables para las que no se puede controlar ni programar la disponibilidad de viento o de sol.

Si se considera el 100% como el total del excedente de energía eléctrica, hay que valorar que la eficiencia actual en el proceso de electrólisis nos permitirá obtener en torno del 70% del total energético bajo forma de hidrógeno en función de la tecnología del electrolizador.

Considerando una eficiencia del 80% en el proceso de metanización, se obtiene un rendi-miento global del 56% en la obtención de metano sintético. Estos valores todavía tienen margen de mejora en los próximos años.

Si los gases producidos precisan almacenarse a alta presión, de 700 bares o licuados, casi el 50% de su valor energético será gastado, quedando aproximadamente menos de un tercio de la energía inicial, mientras que si son inyectados en un gasoducto, el aprovechamiento que-dará próximo al 50% de la energía total inicial. Si se elige la reelectrificación para el aprove-chamiento final de la energía, los valores de eficiencia caerán al 40% o menos. Estos valores son similares respecto a la energía primaria consumida por las plantas térmicas convenciona-les, con la salvedad de que estas además emiten alrededor de 1 kg/kWh de CO2.

Comparativamente, el rendimiento en un ciclo de almacenamiento de energía hidráulica bombeada es estimado del orden del 70% sin contar las pérdidas ocasionadas por el trans-porte de la energía eléctrica, aproximadamente un 2% en 500 km, ya que mientras el sistema de conversión química puede instalarse prácticamente en cualquier lugar los sistemas hi-dráulicos de bombeo u otros de gran capacidad como el CAES no lo permiten.

A pesar de la menor eficiencia actual en el aprovechamiento energético, el valor destacado de este proceso de almacenamiento radica en la interconexión entre el sistema de generación, transporte y distribución de energía eléctrica con su equivalente de la red de transporte y distribución de gas natural. Estos procesos son conocidos internacionalmente como conver-sión de “energía a gas” (power to gas).

Este sistema posibilita el uso, a unos costes muy competitivos, del excedente de producción de energía eléctrica, que de otra forma se perdería. Este aprovechamiento depende de las características de los electrolizadores para integrar estos excedentes de energía en la red de transporte y distribución de gas. Esta red de gas ofrece una enorme capacidad de almacena-

–174–

miento de energía, cifrada en TWh, teniendo en cuenta su longitud en kilómetros y sus sec-ciones. Aunque la inyección de hidrógeno se limite a un bajo porcentaje (un 3%, por reco-mendaciones 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 parti-da. Sin embargo si se considera un valor de eficiencia media de producción de energía foto-voltaica 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 interme-dia de energía fotovoltaica. Se han desarrollado nuevos prototipos y demostradores de foto-rreactores para obtener de forma directa eficiencias STH competitivas con este 11%. Están en marcha programas de investigación y desarrollo intensivos sobre fotosíntesis artificial en

Fotones

Electrones

Electrolizadores < 70%Procesos

fotoelectroquímicos PEC

Proc

esos

foto

volta

icos

Compuestos químicos

Combustiblessolares> 10%

12-20%

< 1 €/Wp

< 6 c €/kWh< 6 c €/kWh

✺

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


–175–

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


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 ante-rior.

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

Central eléctrica

Electricidad

Electricidad

Electricidad

Electricidad Electricidad Electricidad

Suministro directo Metanación

CO2

Central eléctrica

Estación de servicio de electricidad

Almacenamiento de H2

Almacenamiento de metano o red de gas

natural

Red eléctrica Electrólisis

Síntesis de Fischer-Tropsch

Estación de servicio de H

2

Estación de servicio de gas natural

Estación de servicio de

diésel

H2

H2

H2

H2

CH4

H2

CxH

y

CH4

–176–

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 reduc-ción 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 mo-vimiento 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 mo-tivado 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 res-puesta 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 prefe-ridos para la producción de hidrógeno a gran escala. Se utiliza un electrolito líquido (nor-malmente 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%.


–177–

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 exter-no. El hidrógeno se produce en el cátodo. Son considerados como una opción más pro-metedora 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 uni-dad puede ser utilizada para producir hidrógeno a partir de una fuente de energía renova-ble 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

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

–178–

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 re-quieren 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 proble-mas 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 impe-diría su comercialización global.

Por el contrario, los sistemas que trabajan a altas temperaturas pueden funcionar con ele-mentos 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.

El proceso de Sabatier es una combinación de una reacción endotérmica water-gas shift in-vertida 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.

CO2 + 4 H2 → CH4 + 2 H2O


–179–

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 con-versión casi completa de CO2 a CH4 es teóricamente posible. Termodinámicamente, el pro-ceso de metanación está favorecido a baja temperatura y a alta presión. Sin embargo, la re-ducción 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 catalizado-res 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

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

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

Electrólisis Alta temperatura

Reactor Síntesis

Recuperador

Electricidad

O2

H2O CH4

PtG

CO2CO2H2

H2O-Steam

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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 (microorganis-mos), líquido (medio de reacción) y gas (CO2 y CH4).


El almacenamiento de energía química tiene un enorme potencial debido a la elevada densi-dad energética de los vectores energéticos considerados (hidrógeno, metano) y a la oportu-nidad 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 funcionalida-des:

• Elarbitrajedelaenergía.

• Losserviciosenlaredeléctrica.

• Elalmacenamientoestacional.

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 caracte-rísticas que los hacen adecuados para ofrecer diversos servicios en la red eléctrica, especial-mente 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 exce-dente de energía eólica, se produce hidrógeno utilizando un dispositivo de 10 kW y, pos-teriormente, este se convierte en energía eléctrica mediante un sistema de combustión in-terna de 55 kW.


–181–

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 rela-cionados 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

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

Transporte de electricidadenergía renovable

(eólica y fotovoltaica)

100%

Transformador

Eficiencia 95,5%Pérdidas 5,0%

95,0%

Línea de tensión de 380 kV (500 km)

Planta hidroeléctrica de bombeo

90,3%

72,2%(transporte y almacenamiento

de electricidad)



Electricidad a gas “H2”

energía renovable(eólica y fotovoltaica)

100%

Transformador y rectificador


95,0%

electrólisis incluyendo equipamiento off-aire

Compresor, almacenamiento y tubería de H2

71,3%

69,9%Electricidad a gas

(transporte y almacenamiento)


Transporte de gas (500 km)

70,2% Eficiencia 98,5%Pérdidas 1,1%


Electricidad a gas “CH4”

energía renovable(eólica y fotovoltaica)

100%

Transformador y rectificador


95,0%

Metanación

Compresor, almacenamiento y tubería de CH

4

57,1%

56,1%Electricidad a gas

(transporte y almacenamiento)


electrólisis incluyendo equipamiento off-aire


Transporte de gas (500 km)



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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 ca-pacidad nominal de 100 kW y capacidad máxima de 300 kW de sobrecarga, para el almace-namiento 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 (CO2-reacción utilizando energías renovables y tecnologías catalíticas), que es apoyado por el Mi-nisterio 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 Investi-gación de Hidrógeno (ZSW), con socios como Fraunhofer IWES y ETOGAS (antigua So-larfuel), 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 intermi-tentes 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.


–183–

E.ON ha sido una de las primeras empresas públicas en invertir en una planta “P2G” a esca-la 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 loca-lidad 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 pla-nea 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-

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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 propo-nen 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 necesida-des energéticas.

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-planta-

productora/audi-e-gas-270613-03/


–185–

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% me-nores 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 reac-tor 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 sínte-sis 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 pro-ductos 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,

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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 Johannes-burgo (Sudáfrica). La compañía se formó en 1950 en Sasolburg (Sudáfrica). Desarrolla y comercializa tecnologías, incluidas las tecnologías de combustibles sintéticos a partir de car-bón 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-

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


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


La capacidad energética es dependiente de la capacidad de almacenamiento externa al siste-ma 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 quí-micas 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 fa-bricante. La capacidad de generación de hidrógeno fluctúa de 50 kg/hora para electrolizado-res 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 presta-ciones de las SOFC al menos a 2 A/cm2. Estas prestaciones permitirían alcanzar productivi-dades 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 preci-sa una reducción de más del 50%, esperándose valores en el entorno de los 300 €/kW, excep-to 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.

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Sin embargo, hay que considerar el coste de la producción de un kilogramo de hidróge-no 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.


Ventajas:

• Las tecnologías relacionadas conel conceptode“electricidadagas” (Power to Gas) permiten la interconexión entre la red eléctrica y la red de transporte y distribución de gas natural.

• EstastecnologíasofrecencostesporkWhmuycompetitivosparagrandesymuygrandescapacidades de almacenamiento de energía. Ello es especialmente así cuando no es preciso construir instalaciones específicas de almacenaje porque se utiliza la propia red de trans-porte y distribución del gas natural, en lugar de utilizar cavernas, sitios geológicos o de-pósitos terrestres.

• Estastecnologíaspermitenconvertirenergíasrenovablesenhidrógeno,metanouotroscombustibles 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 tecnologíasestánabiertasa lautilizacióndirectade laenergíasolarparareducircomplejidad y costes, convirtiendo directamente la energía solar en energía química (combustibles solares).

• Presentauntiempoderespuestamuyrápido,quepermitesuintegracióndirectaenlaredeléctrica para la gestión y control de la energía eléctrica.

• Lacapacidadenergéticaesindependientedelapotenciadelsistema,queesaltamentees-calable y modular, permitiendo diferentes tamaños de sistemas hasta sistemas de almace-namiento estacionales (semanas, meses).


–189–

• Las eficiencias globales actuales superan las correspondientes a unaplanta térmica decarbón, existiendo todavía un largo recorrido para alcanzar valores todavía más competi-tivos.

Desventajas:

• Elusodecatalizadoresdelgrupodelplatinoenlossistemasabajastemperaturaslimitalareducción de costes, así como el volumen de producción de electrodos.

• Elusodesistemastrabajandoaaltastemperaturasimplicaunelevadoestrésdelosmate-riales que afecta a la vida útil de los dispositivos.

• Lasinstalacionesconhidrógenorequierennormasdeseguridadylaobtencióndelaacep-tación social.

• Laeficienciaprecisaseroptimizadatantoensuparteeléctricacomoensupartetérmica.

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

1kWh 100kWh 1MWh 10MWh 100MWh 1GWh 10GWh 100GWh 1TWh 10TWh 100TWh10kWh

1 año

1 mes

1 día

1 hora

Volantes de inercia

Baterías

Hidroeléctricabombeo

Combustible solar(metano)

Airecomprimido

Hidrógeno

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• Loscostesdelosequiposdelsistemadebenserreducidosparaasegurarsucompetitividad.

• Laintroduccióndeestastecnologíasenaplicacionesenlaredeléctricarequiereregula-ción.

• Lossistemasdereelectrificación,encasodesernecesarios,precisanincrementarsuefi-ciencia 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 dis-tribución 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 sepa-ración 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 electró-nicas 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 faci-litando enormemente el almacenamiento de energía eléctrica en forma de gas, ya sea hidró-geno 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.


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

Energía solar Electricidad

Agua

Fotoelectroquímica Electrólisis alta temperatura

HidrógenoElectrólisis

Dióxido de carbonoBiogás

Hidrogeneración catalitica

Red de distribución de gas natural (CH

4)

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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 Niederaus-sem, 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-173http://www.energyfrontier.us/sites/all/themes/frontiers/pdfs/Lewis_Presentation.pdfhttp://www.eera-set.eu/index.php?index=78http://emat-solar.lbl.gov/research/application-photo-electrochemical-cell-pecW. 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

–193–

5Sistemas 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 dis-minución 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 utiliza-dos en el sector doméstico, que definen un gran mercado de millones de unidades. Supo-niendo 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 conside-rable 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 dispo-ner 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 tér-micos 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 cuan-do 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 com-bustión interna, las microturbinas, etc., o para aprovechar fuentes de energía térmica resi-dual.

–194–

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 cual-quier fuente de energía directa o la producida como energía térmica residual que se genera durante los procesos de generación eléctrica (cogeneración, microturbinas, pilas de combus-tibles, 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:

• Incrementodelaeficienciaenmuchosprocesosalpermitirlarecuperacióndelcalorresidual.

• Absorcióndelospicosdeconsumoydisminucióndeldimensionadodelossistemasdegeneración.

• Reduccióndelasdesviacionestemporalesentrelosperfilesdegeneraciónydeconsumo.

• Sefacilitalautilizacióndefuentesdeenergíasrenovables.

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].


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).

5. Sistemas térmicos

–195–

• 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, la-tente 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 espe-cíficas en cada una de ellas.

a. Almacenamiento sensible: Sistemas basados en el calor específico del medio de acumu-lación, que generalmente está almacenado en un acumulador debidamente aislado. Se

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

Criterios de clasificación

Duracióndel período

Principio básico

Temperatura

Mensual/AnualLargo plazo(Estacional)

Horaria/DiariaCorto plazo (Instantánea)

Acumulación de frío

Acumulación de calor

Acumulación sensible

Acumulación latente

Termoquímica

Alta temperatura

Media temperatura

Baja temperatura

Termoquímica

Absorción

Adsorción

–196–

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 pro-cesos 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 quí-micas 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 repre-senta 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 comple-ta. 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.


–197–

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.

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

0 100 150 200 250

Temperatura °C

Cap

acid

ad d

e ac

um

ula

ció

n (

kWh

/m3)

300 350 400 450 500 55050

800

750

700

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Termoquímica

Latente

Sensible

–198–

La energía acumulada dependerá, pues, del tipo de material utilizado (y de su calor específi-co), 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 (só-lido, líquido o gas), como muestra la figura 5.4.

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

Sensible (hormigón)

Sensible (agua)

Latente (PCM)

Adsorción

Termoquímica

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

Acumulaciónsensible

Materialde acumulación

Períodode acumulación

Líquido

Sólido

Gas

Mensual/AnualLargo plazo(Estacional)

Horaria/DiariaCorto plazo (Instantánea)


–199–

La tabla 5.1 recoge los principales materiales de acumulación sensible más utilizados, indi-cando las temperaturas de acumulación habituales, la densidad del material térmico y la ca-pacidad 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, de-ben también ser considerados. La siguiente gráfica permite visualizar las capacidades de al-macenamiento 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 tempe-ratura, ya que además presenta numerosas ventajas complementarias:

• Materialconcostereducido,fácilmentemanipulable,notóxicoeincombustible.

Material Tipo Rango Tº (ºC)

Densidad kg/m3

Capacidad kJ/kgK

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) <78 790 2,4

Propanol Líquido (aceite orgánico) <97 800 2,5

Butanol Líquido (aceite orgánico) <118 809 2,4

Sal fundida (nitratos) Líquido (inorgánico) 450 1.825 1,6

Vapor de agua a 5 bar Gas 400 0,3266 2,1 kJ/kg

Vapor de agua a 5 bar Gas 140 0,5365 4,3 kJ/kg

Tabla 5.1. Principales materiales de acumulación sensible utilizados. Temperaturas de trabajo, densidad y capacidad de almacenamiento.

Fuente: Gil, A., Bales, C., Cabeza, L. [5-7].

–200–

• Densidadycapacidaddealmacenamientorelativamenteelevadas.

• Sistemasdecarga/descargasencillos,quepermiten,entreotros,procesosdecargaydes-carga simultáneas.

Cabe tener en cuenta algunos inconvenientes: reducido rango de temperatura de aplicación, entre 0 y 100 ºC, elevada corrosividad y complejidad de los procesos de estratificación.

Asimismo, durante los últimos años, la mejora de materiales aislantes térmicos ha permi-tido también potenciar las mejoras de estos sistemas en comparación a los sistemas pre-vios. Actualmente existen materiales aislantes disponibles, como SiO2 microporoso, con temperatura máxima de operación de 1.700 ºC y con conductividades térmicas de solo 0,026 W/mK.

Figura 5.5. Capacidad de almacenamiento térmico (kWh/m3) según la temperatura.Fuente: IREC.

0 100 150 200

Agua

25050

150

100

50

0

Roca

Temperatura °C

Cap

acid

ad d

e al

mac

enam

ien

to k

Wh

/m3

Aceite térmico Aceite orgánico


–201–

5.2.2. El almacenamiento basado en calor latente

Los sistemas de acumulación latente se basan en la energía necesaria para producir un cambio de fase en un determinado material, el llamado calor latente. Este cambio de fase tiene lugar a una temperatura constante, que dependerá del tipo de material utilizado [8], los denominados materiales de cambio de fase (en inglés, Phase Change Materials, de ahora en adelante PCM).

La acumulación latente se define como la energía acumulada en un determinado material que se libera al sufrir un cambio de fase a una determinada temperatura. Actualmente se está trabajando en el desarrollo de nuevos PCM con distintas temperaturas de cambio de fase [7].

La figura 5.6 muestra una clasificación general de los PCM basándose en el origen de los materiales utilizados.

La siguiente tabla recoge las características de los principales grupos de PCM utilizados que pueden resumirse en:

a. Cambio de fase: Actualmente, todos los materiales utilizados se basan en el calor latente del proceso de fusión/solidificación (sólido-líquido).

b. Temperatura de cambio de fase: Podemos definir tres rangos de temperatura, para cada uno de los cuales se utiliza un tipo de PCM: Temperaturas de refrigeración; se utiliza hielo como PCM. Temperaturas de calefacción y producción de agua caliente sanitaria

Figura 5.6. Clasificación general de los principales PCM utilizados en sistemas de almacenamiento latente. Fuente: IREC; Bales C. [3].

Acumulaciónlatente

Eutéctico

Orgánicos

Parafinas

Otros materiales

Sales hidratadas

Materialesmetálicos

Inorgánicos

–202–

(ACS); básicamente se utilizan materiales orgánicos (parafinas, ácidos grasos) y algunas sales inorgánicas hidratadas. Altas temperaturas; superiores a los 100 ºC y hasta los 400 ºC, donde se utilizan básicamente materiales inorgánicos.

Los materiales orgánicos (como las parafinas o los ácidos grasos) presentan ventajas genera-les, como su facilidad de uso (materiales poco corrosivos), estabilidad térmica y un reducido o nulo efecto de sobreenfriamiento. Por otro lado cabe destacar su baja densidad, una redu-cida conductividad térmica y una entalpía de cambio de fase baja, factores que, así como el hecho de ser inflamables, dificultan el uso de estos materiales.

Por el contrario, los materiales inorgánicos (como las sales hidratadas o las sales metálicas) tienen una mayor entalpía de cambio de fase y una mayor densidad, por lo que aumenta su capacidad de almacenamiento térmico. Sin embargo, tienen importantes limitaciones debido a su alto grado corrosivo, presentan fenómenos de separación de fases a lo largo de su vida útil y un efecto de sobreenfriamiento que hace necesarios consumos de energía considera-bles para mantener la temperatura de cambio de fase.

Tipo Material Tº cambio de fase (ºC)

Densidad media kg/m3

Calor latente kJ/kg

Orgánicos

Parafinas 0-70 ºC 750-830 150-200

Hielo 0 ºC 917 334

Ácidos grasos 16-102 ºC 800-900 100-250

Azúcares 60-210 ºC 750-850 200-420

Inorgánicos

Sales hidratadas 14-117 ºC 1.300 50-300

Hidróxidos 120-400 ºC – 450-680

Carbonatos 400-800 ºC – 580-1.200

Cloruros 400-750 ºC – 550-820

Metales 30-150 ºC – 25-90

Nitratos 140-350 ºC – 75-375

Tabla 5.2. Principales características de los PCM más utilizados.Fuentes: IREC; Cabezas, L. [9].


–203–

La figura 5.7 visualiza las capacidades de almacenamiento en función de la temperatura de trabajo según el tipo de PCM.

En el gráfico destacan los materiales inorgánicos como los nitratos, con una capacidad de acumulación elevada a muy alta temperatura de cambio de fase.

Los PCM se pueden clasificar según las dimensiones del encapsulado o según el tipo de PCM. Se identifican de forma genérica: macroencapsulados o microencapsulados [3].

1. Macroencapsulación. Básicamente, se trata de cápsulas cilíndricas o esféricas en el inte-rior de las cuales se coloca el PCM. Generalmente, las cápsulas se fabrican con materiales plásticos (poliésteres, polietileno, etc.), y para reducir los efectos negativos de la baja conductividad térmica de los materiales encapsulantes, las cápsulas se diseñan garantizan-do la máxima superficie de intercambio de calor. Posteriormente, estas cápsulas se pueden

Figura 5.7. Capacidad de carga de los distintos tipos de PCM existentes.Fuente: IREC; Gil, A., Cabezas, L., Streicher, W. [5, 7, 8].

0 400 600 800 1000200

1200,00

1000,00

800,00

600,00

400,00

200,00

0,00

Temperatura de fusión (°C)

Carbonatos

Cloruros

Hidróxidos

AzúcaresHielo

Ácidos grasos

Nitratos

Sales hidratadas

Parafinas

Cal

or

late

nte

(kJ

/kg

)

–204–

usar formando parte de estructuras fijadas en el interior de acumuladores, canales de ventilación, etc., dejando circular por su alrededor los fluidos caloportadores (agua, aire). En otros casos, los PCM encapsulados forman parte de materiales constructivos como aislantes, ladrillos, membranas o revestimientos y sus funciones pueden ser como mate-riales de acumulación térmica o como materiales aislantes.

2. Microencapsulación. Utiliza cápsulas microscópicas (de 2-20 µm) [10]. Igual que en el caso anterior, se pueden utilizar formando parte de materiales constructivos, pero la no-vedad es su utilización mezclados con agua. Esta mezcla genera un fluido viscoso, con un determinado % de PCM, que recibe el nombre de lodos de PCM (PCM slurry). Estos lodos tienen un comportamiento similar a otros fluidos térmicos, por lo que pueden ser utilizados en sistemas de bombeo, intercambiadores de calor…

Para la correcta elección de un PCM deberíamos asegurar los siguientes criterios:

• Temperaturadecambiodefaseajustadaalatemperaturademandada.

• Máximavariaciónentálpica,próximaalaTemperaturademandada.

• Elevadaconductividadtérmica,preferiblementeenambasfases.

• Elevadadensidadypocavariacióndevolumentraselcambiodefase.

• Estabilidadquímicayestructural.

• Inexistenciadefenómenosdeseparacióndefases.

• Compatibilidadconmaterialescontenedores.

• Notóxico,niinflamable,nicontaminante.

• Reducidocosteyfácilmenteutilizable.

5.2.3. Almacenamiento basado en procesos termoquímicos

Muchos autores diferencian entre los sistemas de acumulación termoquímica y los sistemas basados en los procesos de adsorción y absorción [3].


–205–

En este documento, teniendo en cuenta el grado de desarrollo de estos sistemas TES, se ha considerado oportuno hacer esta diferencia a nivel de clasificación interna de los sistemas de acumulación termoquímica [1], tal como se refleja en la figura 5.8.

La diferencia consiste únicamente en que, en los procesos de adsorción y absorción, la reac-ción responsable de la generación de calor está vinculada directamente con la hidratación/deshidratación de los materiales de acumulación utilizados.

1. Acumulación termoquímica: En las reacciones termoquímicas el calor se utiliza para provocar la descomposición de una sustancia en dos componentes que se pueden almace-nar de forma separada. Se trata de una reacción reversible, puesto que mezclando los dos componentes y aplicando calor se volverá a generar la sustancia original. Se definen dos reacciones: reacciones de carga térmica del acumulador (reacciones endotérmicas) y reac-ciones de descarga térmica (reacciones exotérmicas):

2. Acumulación por adsorción: Esta reacción se basa en la liberación de calor generada a partir del proceso de adhesión de agua (o vapor de agua) en la superficie de un material poroso. Los procesos de carga térmica de los acumuladores se basarán en la aplicación de calor liberando el agua acumulada en la superficie del material.

AB + Calor → A + B Reacción endotérmica

A + B → AB + Calor Reacción exotérmica

Figura 5.8. Clasificación general de los sistemas de acumulación termoquímica. Fuente: IREC; Bales, C. [6].

Acumulacióntermoquímica

Termoquímica

Absorción

Adsorción

–206–

3. Acumulación por absorción: Reacción basada en la adhesión de agua a la propia estruc-tura del material absorbente, provocando cambios estructurales en dicho material (en algunos casos, hasta pueden implicar un cambio de fase de estos).

Ambos sistemas de acumulación (adsorción y absorción) se basan en reacciones reversibles entre un material y el agua, y pueden clasificarse según si se trata de sistemas abiertos o ce-rrados. En los primeros el agua y el calor son aportados por el mismo aire exterior, mientras que en los sistemas cerrados se utiliza un fluido portador de calor, cuyo caudal debemos garantizar para evitar situaciones de equilibrio y, por lo tanto, una parada del sistema.

Las siguientes ecuaciones esquematizan las dos reacciones que tienen lugar en dichos procesos:

En la tabla 5.3 se detallan los distintos materiales más utilizados en las reacciones termoquí-micas, de adsorción y de absorción, así como los valores de capacidad de almacenaje y de temperatura de las reacciones de cada uno de ellos.

Sal hidratada + calor → Sal + agua Reacción endotérmica

Sal + agua → Sal hidratada + agua Reacción exotérmica

Tipo Procesos Materiales Tº reacción(ºC) Capacidad kWh/m3

Materiales porosos Adsorción Zeolitas 100-180 125-250

Silicagel 60-80 250-300

Sales hidratadas Absorción MgSO4 50-150 140-160

CuSO4 50-90 200-350

LiSO4 80-140 197-250

Sales Termoquímica CaCl 50-150 200-240

MgCl 80-120 305-350

Disociaciones catalíticas

Termoquímica SO3 520-960 1.235 kJ/kg

NH3 400-500 3.940 kJ/kg

Tabla 5.3. Principales tipos de materiales utilizados en acumulación termoquímica. Fuentes: IREC; Ferchaud, C., Kerskes, H. [11], [12].


–207–

Se puede comprobar que los procesos de adsorción y absorción son reacciones a temperatu-ras bajas o intermedias, mientras que las reacciones termoquímicas como las disociaciones catalíticas tienen lugar a temperaturas muy superiores.

Las características de las reacciones termoquímicas utilizadas en los sistemas TES permiten considerar que la capacidad de almacenamiento de estas es muy superior a la del resto de sistemas TES. De forma genérica, se puede decir que estas reacciones son las responsables de las pérdidas del sistema, puesto que las pérdidas de energía durante el período de acumula-ción son inexistentes.

Las reacciones termoquímicas planteables desde el punto de vista de la acumulación de ener-gía deben cumplir las siguientes características:

Figura 5.9. Capacidad de almacenaje (kWh/m3) en función de la temperatura de los principales tipos de materiales utilizados.

Fuente: IREC.

0 400 600 800 1000 1200200

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Temperatura (°C)

Zeolitas

Disociaciones catalíticas

Sales hidratadas

Sales hidratadas

Silicagel

ZeolitasCap

aci

da

d

de

alm

acen

amie

nto

(kW

h/m

3)

Sales hidratadas Sales hidratadas Sales hidratadas Disociación catalítica Disociación catalítica

Zeolitas Silicagel Silicagel Sales hidratadas

–208–

• Reversibles: Deberán ser reversibles y siempre de forma completa. No se considerarán aquellas reacciones que puedan generar reacciones paralelas o que provoquen cambios en los componentes utilizados a corto plazo.

• Rendimientosdelasreacciones: Ambas reacciones (endotérmica y exotérmica) deben tener suficiente rapidez para poder absorber o liberar toda la energía. La velocidad de reacción y el rendimiento global no deben disminuir con el tiempo.

• Controldereacción: El control de reacción es importante y generalmente se consigue mediante el control de la temperatura, de la presión o de los agentes catalíticos externos utilizados en algunas reacciones.

• Materiales fácilmentealmacenables: Todos los componentes de la reacción deben ser fácilmente utilizables y su almacenaje deberá ser a temperaturas inferiores a la tempera-tura de reacción.

• Seguridad: Los componentes de la reacción, así como el producto generado no deberán ser tóxicos, ni inflamables, y deberán ser poco corrosivos.

• Coste: Costes reducidos y elevada disponibilidad de los componentes.


Las aplicaciones más comunes en las que de forma habitual se utilizan los sistemas TES son la producción y acumulación de agua caliente sanitaria, los sistemas de climatización, los procesos industriales con demandas térmicas o producciones de energía térmica residual.

También cabe resaltar el importante papel de estos sistemas TES en sistemas basados en fuentes de energía renovables, con unos períodos de generación de calor claramente defini-dos que no se acoplan a los momentos de consumo.

Por último, y sobre todo vinculado a procesos industriales, hay que destacar el uso de siste-mas TES en centrales y sistemas de producción de electricidad, con generación simultánea de electricidad y calor (equipos de cogeneración, motores de combustión, turbinas, ORC).

A modo de ejemplo, uno de los sistemas TES más comunes son los acumuladores de agua caliente sanitaria que, gracias a su aislamiento, permiten la acumulación a bajo coste durante


–209–

Figura 5.11. Demanda de energía media mensual de calefacción. Fuente: IREC.

1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122Hora del día

Dem

and

a d

e en

erg

ía (

kW)

Figura 5.10. Comparación de las demandas de energía vs radiación solar. Demanda de energía media horaria para la producción de agua caliente sanitaria (ACS).

Fuente: IREC.

0 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 242Hora del día

Dem

and

a d

e en

erg

ía (

kW)

–210–

horas o incluso días. La utilización de estos acumuladores permite el uso de sistemas de energía solar térmica puesto que, tal como se puede apreciar en la figura 5.10, el sistema TES permite usar la energía térmica generada durante las horas centrales del día con radiación solar en los momentos de consumo.

Existe la posibilidad de diseñar el sistema TES para acumular la energía solar durante una época del año, con mayor producción de calor, para ser consumida en las épocas de mayor consumo. En la figura 5.11 se aprecia esta posible acumulación durante el verano para cubrir la demanda de calefacción.

A modo de ejemplo, utilizando los nuevos materiales, un sistema de almacenamiento térmi-co a partir de un calentador eléctrico precisa de un volumen aproximado de 0,2 m3, con un peso de 250 kg, para tener 6 kW de potencia de almacenamiento y un capacidad energética superior a 45 kWh.


La acumulación sensible es el sistema más extendido de todos los sistemas TES. Este tipo de sistemas puede usarse en todo tipo de aplicaciones: acumulación de agua caliente sanitaria (ACS), climatización, procesos industriales, etc. El material de acumulación utilizado, así como sus características básicas, definirán el ámbito de aplicación [13, 14], y su consumo eléctrico condiciona la dimensión del transporte y la distribución de la red eléctrica.

Las acumulaciones mediante el uso de sólidos (lechos de roca, residuos de hormigón, ladri-llos refractarios) se utilizan en aplicaciones de climatización a baja temperatura, ya sea en forma de lechos o paredes [15] u otros sistemas de acumulación en el subsuelo [16]. Pese a que la capacidad de acumulación es reducida, el uso de lechos de roca o de residuos de hor-migón se debe a su reducido coste.

En aplicaciones a mayor temperatura, habituales en procesos industriales o centrales ter-moeléctricas [17], pueden utilizarse materiales sólidos con capacidad de acumulación mayor, como los ladrillos refractarios, hierro fundido o sales diversas. En estos casos, el coste de estos materiales es superior, pero también son superiores las temperaturas máximas de acu-mulación.


–211–

La acumulación de vapor de agua se limita a aplicaciones industriales y plantas termosolares (como ejemplo, destacan las plantas termosolares PS10 y PS20 ubicadas en Sevilla [18]). En estas aplicaciones el uso de sistemas TES persigue garantizar el funcionamiento de los pro-cesos, ya sea manteniendo una determinada presión de trabajo o garantizando picos de de-manda.

Estos sistemas de acumulación raramente se plantean para largos períodos de acumulación y no superan las horas de acumulación.

El uso de fluidos térmicos es el más habitual en los sistemas TES sensibles. En función de la temperatura de trabajo usaremos un material de acumulación u otro.

• AcumulaciónaT<0ºC: Se utilizan fluidos frigoríficos y se aplican a sistemas de climati-zación o recuperación de frío residual de procesos industriales.

• AcumulacionesaT>100ºC: Se utilizan aceites térmicos o sales fundidas. Su aplicación se limita a plantas termosolares o en procesos industriales para la recuperación de calores residuales a alta temperatura.

• Acumulacionesentre0y100ºC: Generalmente se utiliza el agua como fluido térmico y se aplica en todos los procesos dentro de este rango de temperatura (procesos industria-les, sistemas de climatización, ACS).

Dentro de este último grupo de aplicaciones cabe destacar los sistemas de acumulación esta-cional o grandes acumuladores [19], puesto que su desarrollo se encuentra en las primeras etapas de comercialización. Se aplican en todas las aplicaciones donde entre el período de producción y la demanda hay meses de diferencia. En diferentes publicaciones se han refe-renciado y caracterizado cuatro sistemas constructivos diferentes [20]:

• Tanquesdeacumulaciónestacional (tank thermal energy storage, TTES): El material de acumulación utilizado es agua. Se trata de acumuladores enterrados construidos a partir de estructuras de hormigón u otros elementos prefabricados (tipo sandwich) y una fina capa de acero inoxidable que asegura su impermeabilidad. Generalmente se utilizan tam-bién materiales aislantes para disminuir las pérdidas de temperatura, permitiendo trabajar a temperatura de hasta 60 ºC [21]. Se trata de sistemas con un coste elevado y se utilizan como acumuladores a corto plazo de hasta 200 m3 y capacidad de almacenamiento de 60-80 kWh/m3.

–212–

• Balsasdeacumulaciónestacional (pit thermal energy storage, PTES): En este caso se utiliza como material de almacenamiento agua o una mezcla de agua y grava. El uso de agua implica una mayor capacidad de almacenamiento, pero también un mayor coste de construcción. En cambio, el uso de mezcla de sólidos/agua simplifica la construcción pero también disminuye la capacidad de almacenamiento y dificulta el funcionamiento y las operaciones de mantenimiento del sistema. Se trata de acumuladores enterrados que no utilizan elementos estáticos para su construcción [22]. Básicamente se trata de una balsa donde los laterales se recubren con material impermeable. La cubierta representa la parte más compleja y de mayor coste. Generalmente no se utilizan estructuras de apoyo, sino que esta flota sobre el agua acumulada. Debe garantizar un buen aislamiento térmico y evitar la entrada de oxígeno. La utilización de material aislante en los laterales de la balsa únicamente se recomienda en aplicaciones con temperatura de trabajo superior a los 40 ºC. En el caso de sistemas cuyo material de acumulación es agua, la capacidad de alma-cenamiento se encuentra entre 60 y 80 kWh/m3, mientras que en los sistemas que utilizan mezcla de agua y sólidos esta se encuentra entre 30 y 50 kWh/m3.

• Acumulaciónestacionalmediantepozosoacumulacióngeotérmica (borehold thermal energy storage, BTES): El propio subsuelo es el material de acumulación, por lo que los subsuelos con un mejor comportamiento térmico son los rocosos, o los saturados con agua pero sin caudal. Su construcción se limita a la perforación de pozos (que actúan como intercambiadores de calor) con profundidades de entre 30 y 100 m. El diseño de la distribución de los pozos, el conexionado de los pozos (serie/paralelo) y el sentido de circulación del agua (generalmente, desde los pozos más céntricos a los laterales) definen el comportamiento térmico del acumulador y su capacidad de almacenamiento final. De

Figura 5.12. Tanques de acumulación estacional TTES [20]. Fuente: © Thomas Schmidt, ([email protected]), SOLITES (http://www.solites.com/SolitesProfile/Contact.aspx)


–213–

forma general, esta se sitúa entre los 15 y los 30 kWh/m3. El coste dependerá básicamen-te de la profundidad de los pozos y está entre 50 y 80 €/m de pozo, en función del tipo de subsuelo [23].

• Acumulaciónestacionalporacuíferos (aquifer thermal energy storage, ATES): Estos sistemas se basan en la utilización de agua de acuíferos en los que no haya caudales de circulación natural. Se limitan a la construcción de pozos de carga/descarga que actuarán como punto caliente y punto frío de forma sucesiva. La inyección/extracción de agua caliente a través de uno u otro dependerá de la época del año y, por lo tanto, la circulación del agua a través de estos pozos deberá ser reversible. El uso de aislantes no es posible en este tipo de acumuladores, por lo cual se recomienda su uso únicamente en instalaciones

Figura 5.13. Balsas de acumulación estacional (PTES) [20]. Fuente: © Thomas Schmidt, ([email protected]), SOLITES (http://www.solites.com/SolitesProfile/Contact.aspx)

Figura 5.14. Acumulación estacional mediante pozos (BTES) [20].Fuente: © Thomas Schmidt, ([email protected]), SOLITES (http://www.solites.com/SolitesProfile/Contact.aspx)

–214–

con necesidades de acumulación no inferiores a 20.000 m3 y con temperaturas de acumu-lación inferiores a los 50 ºC [24]. La capacidad de almacenamiento de este tipo de sistemas se encuentra entre 30 y 40 kWh/m3.

Dentro de los sistemas de acumulación sensible basados en la utilización de materiales sóli-dos destaca la utilización de ladrillos de silicio, con una densidad menor del doble de la del agua y con un rango térmico de hasta 700 ºC. Esto compensa la mayor capacidad específica kJ/kgK del agua: 4,19 frente a 1 del ladrillo refractario de silicio.

La aplicación más común de dichos materiales son los acumuladores de calor eléctricos. En estos, los ladrillos que encierran en su interior los elementos eléctricos calefactores tienen un sistema de ranuras que facilita la circulación de aire para la descarga térmica del acumulador. Este sistema está recubierto de material altamente aislante para asegurar las mínimas pérdi-das de calor. Las unidades básicas (típicamente, de entre 2 y 7 kW) están equipadas de siste-mas de gestión inteligentes que permiten poder almacenar en un ciclo de carga entre 16 y 56 kWh con una temperatura máxima de 700 ºC en el núcleo.

En la tabla 5.4 se muestran las propiedades y las composiciones de los dos ladrillos refracta-rios más utilizados actualmente:

Por su parte, en relación con los sistemas de almacenamiento basados en calor latente, a pe-sar de que ya existen algunos productos comerciales [25, 26], muchos de los materiales des-critos se encuentran aún en fase de desarrollo y las aplicaciones existentes son pilotos o en fase de laboratorio.

Figura 5.15. Acumulación estacional por acuíferos (ATES) [20]. Fuente: © Thomas Schmidt, ([email protected]), SOLITES (http://www.solites.com/SolitesProfile/Contact.aspx)


–215–

De forma genérica, las aplicaciones de los PCM pueden utilizarse tanto para la acumulación de frío como de calor. En el primer caso, las aplicaciones se basan en la acumulación de nie-ve/hielo, que en épocas estivales se usa para la refrigeración de espacios [27].

Las aplicaciones de acumulación de calor pueden clasificarse según rangos de temperatura: alta y baja temperatura.

• Aplicacionesaaltatemperatura: Aplicadas a instalaciones termosolares [17] o en otras aplicaciones industriales a alta temperatura. Se trata de grandes acumulaciones de sales inorgánicas fundidas que permiten la generación eléctrica en horas sin radiación solar.

• Aplicacionesabajatemperatura: La gran mayoría de aplicaciones utilizan el concepto de encapsulación de los PCM en receptáculos garantizando la estabilidad estructural del acumulador. En algunos casos, sin embargo, se trabaja con la incorporación de los PCM directamente en materiales constructivos (plásticos, membranas) [7], pero la disminución de la resistencia estructural de los elementos constructivos una vez incorporados los PCM dificulta su aplicación.

Los procesos de adsorción y absorción incluidos tienen lugar a temperaturas relativamente bajas, comparadas con el resto de reacciones termoquímicas. Esta diversidad en las tempera-turas en que tienen lugar las reacciones hace que estos sistemas TES sean utilizables en apli-caciones muy distintas.

Por su parte, en el caso de procesos abiertos, donde el agua y el calor provienen del aire ex-terior, los procesos de adsorción y absorción se utilizan en procesos de secado (de determi-nados procesos industriales) o en ambientes donde es necesario un control de la humedad

Propiedad Magnesita Magnetita

Calor específico 1,05 kJ/kgK 0,94 kJ/kgK

Conductividad térmica 5,8 W/mK 2,54 W/mK

Densidad 2,85 kg/dm3 3,85 kg/dm3

Composición MgO 87% Fe2O3 79%

Tabla 5.4. Propiedades de ladrillos refractarios. Fuente: IREC.

–216–

del aire (sistemas de refrigeración o climatización). En este apartado cabe destacar los siste-mas de refrigeración solar. Estos, pese a no ser diseñados como sistemas TES propiamente dichos, se basan en los procesos de adsorción y absorción. Gracias a la energía térmica pro-ducida por el sistema solar y mediante reacciones termoquímicas se consigue cubrir las de-mandas de frío de los sistemas de climatización.

Por el contrario, los procesos termoquímicos precisan de más altas temperaturas, por lo que estos sistemas TES son utilizables en aplicaciones muy distintas. Así, cabe destacar las apli-caciones a alta temperatura utilizables en instalaciones termosolares o en procesos industria-les. En estos casos, la acumulación se plantea para períodos cortos de tiempo (acumulación diaria) y se apremia la temperatura de reacción.

Por último, cabe destacar el caso del sistema energético de la isla de Pellworm (islas Fri-sias, en Alemania), donde existe un sistema de generación híbrida que combina fotovoltai-ca, eólica y biomasa en el que se han utilizado sistemas de acumulación de energía eléctri-ca en forma de baterías y acumulación térmica mediante el uso de acumuladores eléctricos de calor. Esto permite que el sistema energético de la isla sea en un 100% de origen reno-vable. [28]


El coste final de acumulación generalmente viene referido a la capacidad de acumulación (€/kWh) o a la potencia de acumulación (€/kW).

Para el cálculo de este coste se tienen en cuenta los costes de inversión y los costes de opera-ción y mantenimiento (€). En segundo lugar se referenciarán dichos costes a la energía sumi-nistrada desde el sistema TES al consumidor (kWh) o la potencia del mismo (kW). De esta forma se tienen en cuenta las capacidades de almacenamiento del sistema y las pérdidas pro-vocadas por los procesos de carga/descarga y durante el período de acumulación.

En la tabla 5.5 se resume, para cada una de las principales tecnologías de acumulación térmi-ca, cada uno de los parámetros anteriormente descritos.

A modo de ejemplo, a continuación se detalla el cálculo de los costes de acumulación de los calentadores eléctricos. El coste de inversión actual puede situarse entre los 50 y los


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125 €/kW, a los que debemos añadir el coste de instalación y el sistema de control y gestión, que estará en torno a los 500-650 €/instalación. Considerando que el consumo de agua ca-liente sanitaria de una vivienda se sitúa en torno a los 2.000 kWh/año [30], si tenemos en cuenta la vida útil media de estos sistemas, el coste por kWh almacenado se sitúa en el ran-go de unos pocos céntimos de euro.

Dado este reducido coste, estos sistemas de acumulación pueden considerarse como una clara opción para su integración a la red eléctrica, evitando el sobredimensionado de la mis-ma o suavizando sus curvas de carga, puesto que permiten consumir energía eléctrica duran-te las horas valle o utilizar sistemas de energía renovable distribuidos.

Mientras que los calentadores eléctricos son utilizados durante todo el año, los acumulado-res eléctricos de calor son utilizados principalmente durante los períodos invernales con demandas de calefacción. A pesar de ello, su integración como parte de un sistema domésti-co con gestión inteligente de la energía será un hito en el futuro próximo que abrirá opciones a fuentes renovables distribuidas.

Tecnologia TES Capacidad kWh/tn

Potencia kW

Eficiencia %

Período de acumulación

Coste €/kWh

Sensible (caliente) 20-80 1-10.000 50-90 Día - mes 0,08-0,1

Sensible (fría) 10-20 1-2.000 70-90 Hora - semana 0,08-0,1

Sensible (estacional ATES) 5-10 500-10.000 50-90 Día - mes 0,16-0,4

Sensible (estacional BTES) 5-30 100-5.000 50-90 Día - mes 0,16-0,4

Latente 50-150 1-1.000 75-90 Hora - semana 10-50

Termoquímica 120-350 10-1.000 75-100 Hora - día 8-40

Tabla 5.5. Características básicas de los principales sistemas TES. Fuentes: IREC [2, 14, 29].

–218–


Ventajas:

• Laacumulacióndecalorprocedentedesistemasderecuperacióndeenergíatérmicaresi-dual permite reducir el consumo de energía primaria en usos industriales, en edificios con elevados consumos térmicos o en centrales de generación eléctrica.

• Absorberlospicosdeconsumoydisminuireldimensionadodelossistemasdegenera-ción.

• Reducirdesviacionestemporalesentrelosperfilesdegeneraciónydeconsumo.

• Facilitarlautilizacióndefuentesdeenergíasrenovables.

• Optimizarlossistemashíbridosdegeneracióncondistintasfuentesdeenergíaycalorresidual, muy común en procesos industriales, redes de distribución de calor y/o sistemas de climatización de edificios.

• UtilizarlospropiosedificioscomosistemasdeacumulaciónmedianteelusodesistemasTES basados en PCM incorporados en los materiales constructivos.

• Laacumulacióntermoquímicapermitelaacumulaciónalargoplazoconpérdidasmuyreducidas.

• Capacidad para combinar sistemas de almacenamiento basados en calor sensible conbombas de calor, potenciando su uso en los sistemas de calefacción y refrigeración de edificios.

• Reduccióndelainversiónenredesdetransporteydistribucióndeelectricidad,asícomoaumento de la eficiencia en muchos sistemas de generación al utilizar parte del calor resi-dual para cubrir las demandas de energía térmica más próximas al punto de generación.

• Lossistemasdeacumulaciónsensible,comoloscalentadoreseléctricosolosacumulado-res de calor eléctricos, facilitan el uso de fuentes de calor distribuidas, así como la gestión de la acumulación de energía en redes de calor.

• Estainteracciónconlasredeseléctricasinfluyesobrelagestióndelossistemasauxiliares,por lo que contribuye al arbitraje del mercado de la energía en base a la capacidad alma-cenada por ellos y puede actuar como “rápido” elemento para balancear la red eléctrica.


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Inconvenientes:

• La integracióndevarios sistemasdegeneraciónenacumuladoresdomésticospresentalimitaciones importantes de gestión y rendimientos mejorables.

• LosmaterialesPCMseencuentranenfasededesarrollo,conperíodosdevidaútilaúncortos.

• NoexistenmuchasexperienciasdeincorporacióndematerialesPCMenelementoscons-tructivos.

• Existepocaexperienciaenlaintegracióndesistemasdeadsorciónyabsorciónafuentesrenovables.

• Laacumulacióndecalortermoquímicaseencuentraensusprimerasfasesdeinvestiga-ción.

• Noexisteregulaciónparaelpotencialmercadodelaenergíatérmicaalmacenada.

• Reducidonúmerodeexperienciasenelusodeacumulaciónestacionalylossistemasdegestión de carga y descarga.

• Laredeléctricanoestápreparadaparalagestióndelossuperávitsdeenergíaenunusoextendido de sistemas de almacenamiento térmicos distribuidos. Tampoco están disponi-bles las herramientas de control de gestión por parte de la demanda de energía ni existen tarifas flexibles.

• Losreducidosvaloresdecapacidaddeacumulaciónlimitanalgunasaplicacionesdebidoa los excesivos volúmenes requeridos.

• Mínimasexperienciassobresuintegraciónygestiónenunaredinteligente.


Diversos puntos son y serán clave para tener una amplia integración de sistemas de almacena-miento de energía térmica. Muy a menudo, no se enfatiza suficientemente la importancia de la energía térmica y, en cambio, casi el 50% de la demanda energética en Europa es usada para generar calor. Aparte de los procesos industriales, la mayor parte de este calor es almacenado

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utilizando sistemas basados en agua para aplicaciones residenciales distribuidas o aplicaciones centralizadas de calefacciones de barrio. Esto nos da una elevada capacidad de almacenamien-to, que es muy superior incluso a la capacidad del sistema hidráulico de bombeo.

En consecuencia, las tecnologías de almacenamiento térmico jugarán en breve un importan-te papel para balancear la gestión de las redes eléctricas y, si la situación actual no varía, ello sucederá desde el posicionamiento de la demanda gestionada por los consumidores, a dife-rencia de otros sistemas de almacenamiento, ubicados y gestionados por el gestor de red.

Se identifican muchos puntos clave para el desarrollo futuro de estos sistemas y de su inte-gración, de los cuales destacan:

• Implementarsistemasdeacumulaciónhíbridos,condistintasfuentesdecalorrenovabley residual.

• ExperienciaenelusodematerialesPCMaplicadosaelementosconstructivosdeedifi-cios.

• Experienciaynuevosmaterialesparaelusodesistemasdeabsorción/adsorciónensiste-mas solares térmicos.

• Lareduccióndetasasolaimplantacióndetarifasespecialesparaelusodeenergíaeléctri-ca en sistemas térmicos son clave para asegurar una rápida y amplia implantación de sis-temas térmicos, especialmente en el área residencial, las ciudades y la industria.

• LossistemasbasadosenPCMestánlimitadosporsuselevadoscostes,queimpidensuaceptación e implementación. Solo la reducción de costes podrá abrir opciones para su utilización. Por lo tanto, será preciso el desarrollo de nuevos materiales PCM, así como de nuevos métodos de simulación de transferencia de calor y de la dinámica de los fluidos implicados en el proceso.

• Lacreacióndemodelosquepermitanlaprediccióndelcomportamientotransitoriodelos sistemas PCM.

• Lossistemasbasadosenprocesostermoquímicosestántodavíaensuprincipioyprecisande demostradores que prueben sus prestaciones y permitan una evaluación y confirma-ción de viabilidades y costes basados en datos en operación.

• Eldesarrollodeestrategiasparalaintegracióndelossistemastérmicosenredesinteligen-tes, así como la disponibilidad de modelos del uso de la energía térmica en edificios.


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• Ladisponibilidaddenuevosmaterialesconmásaltasdensidadesdealmacenamientoparatodas y cada una de las tecnologías de TES (PCM, absorción, termoquímica, sensible), así como la mejora en la disminución de pérdidas térmicas de los sistemas.

• Implementarnuevasplantasdedemostraciónquefacilitenlaintroducciónymodelizaciónde la gestión de la energía térmica conectada a las redes energéticas (electricidad y gas). Ex-plorar y evaluar opciones de almacenamiento térmico de gran capacidad, como son los sistemas subterráneos, con valores de acumulación de energía por encima de 1 GWh.

• Implementarnuevasplantasdedemostraciónquefacilitenlareutilizacióndeenergíatér-mica residual en procesos industriales.

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–225–

6Sistemas de superconducción

En una situación ideal, un sistema de almacenamiento debería retornar la energía con cero pérdidas. Para ello, el sistema debería tener una resistencia interna nula y solo así se evitarían las pérdidas por efecto Joule, I2R, o no habría ninguna limitación en el tiempo de respuesta para el retorno energético.

Una de las mayores dificultades inherentes al almacenamiento de energía eléctrica lo constituyen las pérdidas causadas por la resistencia eléctrica interna del sistema que li-mita la recuperación de la energía almacenada y restringe el tiempo de respuesta. Esta característica de resistencia eléctrica nula es la propiedad intrínseca que presentan los materiales superconductores por debajo de una cierta temperatura, conocida como tem-peratura crítica de superconductividad. Corresponde a temperaturas generalmente por debajo del nitrógeno líquido, –196 °C, e inicialmente próximas al helio líquido, –268,5 °C. Por todo ello, durante las últimas décadas se han dedicado grandes esfuerzos a desarro-llar sistemas que permitan sacar beneficio de la superconductividad para almacenar energía eléctrica.

Hasta el momento, la principal limitación ha venido dada por el coste y la complicación del sistema criogénico; sin embargo, incluso considerando como pérdidas la energía necesaria para el sistema criogénico, el rango de eficiencia del sistema por ciclo es superior al 95%.

Por otra parte, el desarrollo y la disponibilidad de superconductores de altas temperaturas ha venido a facilitar la ingeniería de nuevos prototipos de sistemas de almacenamiento, no como elementos autosuficientes por sí solos, sino como elementos complementarios a otros sistemas de almacenamiento con tiempos de respuesta mayores. Estas combinaciones intro-ducen el concepto de sistemas de almacenamiento híbridos, en los que mediante la combina-ción de diversas capacidades de almacenamiento se pueden diseñar nuevos sistemas con unas propiedades de eficiencia, capacidad energética, capacidad de picos de potencia, tiempo de

–226–

respuesta, fiabilidad y vida media versatiles para ser la solución adecuada para cualquier re-querimiento de gestión de la calidad de la red eléctrica.

Por estos motivos, actualmente se desarrolla una gran actividad sobre estos sistemas como tales o como complementos de respuesta rápida para grandes picos de potencia. Constituyen una competencia directa a la tecnología de los volantes de inercia.

6.1. Concepto

El almacenamiento de energía magnética por superconducción (Superconducting Magnetic Energy Storage o SMES) designa un sistema de almacenamiento de energía que permite al-macenarla bajo la forma de un campo magnético creado por la circulación de una corriente continua en una bobina superconductora que está refrigerada a una temperatura por debajo de la temperatura crítica de superconductividad.

Figura 6.1. Esquema de un sistema SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage).

Sistema criogénico

Sumidero de calor

Canales de enfriamiento

Imán superconductor de alta temperatura

Apantallamiento térmico

6. Sistemas de superconducción

–227–


Un sistema SMES tiene tres partes:

• Unabobinasuperconductora.

• Unsistemadeelectrónicadepotencia.

• Unsistemacriogénicoderefrigeración.

Una vez que la bobina superconductora se carga, la corriente ya no disminuye y la energía magnética puede almacenarse indefinidamente al presentar el sistema una resistencia interna nula. Sin embargo, la cantidad absoluta de energía que puede almacenarse no es muy elevada, por lo que los SMES son sistemas de alta potencia pero baja capacidad energética. Además, hay que tener presente que se requiere una fuerte estructura mecánica en el sistema para soportar la fuerza de Lorentz generada sobre las bobinas.

Posteriormente, la energía almacenada puede ser entregada a la red descargando al anillo mediante el interruptor de estado sólido controlado por la electrónica de potencia. Así, para extraer la energía se interrumpe la corriente que circula por la bobina abriendo y cerrando repetidamente el dispositivo conmutador de estado sólido. Debido a su elevada 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 genera el voltaje alterno requerido.

El sistema de potencia origina del 2% al 3% de pérdidas y probablemente se requiere otra cantidad similar para alimentar el sistema de criogenia. No obstante, los SMES tienen una eficiencia superior al 95%, puesto que sus pérdidas son muy bajas en comparación con las de otros sistemas de almacenamiento de energía.


El rápido tiempo de respuesta de los sistemas SMES los hace muy adecuados para cualquier tipo de servicio auxiliar, especialmente para asegurar la calidad en la red. Su aplicación más común es la mejora de la calidad de onda en las redes de distribución de electricidad, lo que en general significa la neutralización de las caídas súbitas de tensión y los microcortes.

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No obstante, a causa de su limitada capacidad energética, su aplicación más amplia es como componente en un sistema híbrido. En este caso, los sistemas SMES deben actuar comple-mentariamente, como parte rápida, al otro u otros sistemas del sistema global, que presen-tan un mayor tiempo de respuesta, pero con grandes capacidades de almacenamiento de energía.


Las prestaciones de los SMES han sido aplicadas inicialmente para asegurar estabilidad y calidad en la red en algunos entornos de fabricación muy exigentes con la calidad de la red eléctrica. Unidades de algunos MWh están comercialmente disponibles y, a pesar de la ju-

Figura 6.2. Tiempo de respuesta de un sistema SMES comparado con otros sistemas de almacenamiento de energía.

Fuentes: w w w . e l e c t r i c i t y s t o r a g e . c o m ; IREC.

Horas

Minutos

Tiem

po

de

des

carg

a

Segundos

1 kW 100 kW 1 MW

Potencia

100 MW 1 GW

Supercapsalta potencia

SMES

Volantes de inercia de alta potencia

Baterías ion-litio

Bateríasmetal aire

Baterías NaS

PHS

CAES

Baterías de flujo

Baterías de plomo

Baterías Ni-Cd

Supercapsenergía

Vo

lan

tes

de

ine

rcia


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ventud y poca madurez de esta tecnología, em-pieza ya a crecer el número de demostradores instalados.

Uno de ellos ha sido instalado en Wisconsin (Estados Unidos), en donde se han aplicado va-rias unidades SMES para estabilizar la transmi-sión en una red con una alta potencialidad de fluctuaciones de voltaje causadas por los cam-bios súbitos de carga ocasionados por la ma-quinaria de producción. Otro demostrador ha sido instalado en Anchorage (EE.UU.) por la Municipal Power & Light con una capacidad de 30 MW durante 45 segundos.

En Japón también ha habido un gran interés apoyado por la MITI’s Agency of Natural Re-sources and Energy en la implementación de diferentes prototipos como demostradores también a pequeña escala: 20 MW/100 kWh. Este apoyo también ha sido asumido por parte de diversas compañías eléctricas, como Chubu Electric, Tohoko, Kyushu Electric Power

Figura 6.3. Prototipo de 25 kJ desarrollado en el proyecto AMAS 500 dentro del programa MIDAS. Fuente: ICMAB-CSIC.

Figura 6.4. Detalles del prototipo de 1 MJ. Fuente: ICMAB-CSIC.

–230–

Companies y Kansai Electric Power Company (KEPCO), con la implicación de grandes compañías industriales que han participado en su fabricación y desarrollo tecnológico, como Toshiba, Sumitomo Electric y Mitsubishi Heavy Industries.


Las capacidades energéticas están limitadas por la propia dimensionalidad del sistema. Por ejemplo, para almacenar alrededor de 1 MWh haría falta una longitud de la bobina de unos 160 metros, aproximadamente. Por tanto, para disponer de cantidades de energía almacena-da de acuerdo con el tamaño frecuente de las demandas de la red (1 GWh), serían precisos 160 km, con la complejidad de ubicación y de la disponibilidad de materiales, si algunos de estos son materiales críticos, poco abundantes o caros.

Los costes de inversión de los sistemas SMES pueden desglosarse en dos partes:

1. Costes asociados al sistema de almacenamiento magnético de la energía eléctrica. Inclu-yen el conductor, la bobina y sus componentes, el sistema criogénico, refrigeración, pro-tección y equipos de control. Estos costes se estiman entre 240 y 380 k euros/kWh.

2. Coste de la unidad de control de potencia. Esta parte de gestión de la potencia asciende a entre 110 y 190 euros/kW, siempre según la configuración y conexión del sistema a la red.

La utilización en un futuro próximo de nuevos superconductores de alta temperatura, de nuevos y mejorados sistemas de refrigeración, así como de nuevos y más avanzados disposi-tivos de electrónica de potencia que faciliten la gestión de la energía, ayudarán a reducir estos costes.

Sin embargo, el elevado número de ciclos que esta tecnología ofrece permite estimar unos costes por ciclo competitivos.


–231–


Entre sus ventajas cabe destacar que:

• Laenergíaestádisponiblecasiinstantáneamente.

• Puedensuministrarunmuyelevadovalordeenergíaduranteunbreveperíododetiempo.

• Prácticamentenohayretrasoentrecargaydescarga.

• Puedensatisfacerdeformainmediatalademandasolicitadaporcualquierusuario.

• Presentanunaeficienciamuyalta,superioral95%.

• Carecen,adiferenciadesutecnologíacompetidora(volantesdeinercia),departesmóvi-les, lo que hace incrementar su fiabilidad y robustez, ofreciendo un alto nivel de ciclabi-lidad, superior a millones de ciclos.

• Son fácilmente integrables como parte desistemas híbridos de almacenamiento.

Entre sus desventajas cabe indicar:

• Lanecesidaddedisponerdeunsistemacrio-génico

• Lanecesidaddedisponerdesistemasmodu-lares para favorecer la escalabilidad de los sistemas.

• Costestodavíaelevados.

• Utilizacióndeelementoscríticospocoabun-dantes para las bobinas superconductoras.

• Ladificultaddedisponerde elementos su-perconductores en forma de cables robustos a causa de que muchos de los materiales su-perconductores son cerámicos difíciles de industrializar y de implementar en forma de bobinas.

Figura 6.5. Bobina SMES de la firma SC Superpower Systems utilizando BSCCO 2223, de

las siglas en inglés [bismuth(2), strontium(2), calcium(2), copper(3), oxide(10+x)]. [9]

Fuente: ICMAB-CSIC.

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Entre los puntos destacables subrayamos:

• Ladisponibilidaddenuevosmaterialessuperconductores,especialmentedealtatempera-tura, abundantes y baratos.

• LamodularidaddelasunidadesSMESparafacilitarlaescalabilidad.

• Eldesarrollodematerialessuperconductoresencapadelgadasobresubstratostipocintaque permitan una manufacturación más fácil de las bobinas y a unos costos por km que aseguren su reducción en relación con los superconductores actuales de baja temperatura, LST, de MgB2, estimados en el orden de menos de 5 €/kAm a 4 teslas y a 20 K.

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–233–

7Electrónica de potencia

Como se ha visto en los capítulos anteriores, el sistema eléctrico se fundamenta en el equili-brio de potencias generadas y consumidas. Tradicionalmente, se ajusta la generación a la demanda regulando centrales térmicas o hidroeléctricas según haya mayor o menor deman-da energética. Este modelo ha ido evolucionando a causa del crecimiento de la demanda, y especialmente en un escenario donde las renovables tienen un peso importante y creciente. Las renovables no son controlables, por lo que no se puede regular la potencia que se genera en cada instante; esto hace necesario el almacenamiento de energía en momentos de poca demanda. Así como las fuentes de energía renovable requieren de la electrónica de potencia como interfaz con la red, los sistemas de almacenamiento también necesitan de estos elemen-tos para adaptar la energía eléctrica a la forma adecuada para su almacenamiento.

Existen diversos tipos de dispositivos para el almacenamiento de energía: volantes de iner-cia, baterías convencionales, baterías de flujo, SMES, supercapacitores, aire comprimido, hidrógeno que han sido objeto de estudio en diversos capítulos de este libro. Muchos de estos sistemas de almacenamiento de energía eléctrica requieren la inclusión de diversos sistemas de conversión de potencia, dependiendo del ámbito de aplicación. Habitualmente, pero no exclusivamente, estos sistemas de conversión de potencia están basados en conver-tidores electrónicos de potencia. Por ejemplo, la energía intercambiada por una batería elec-troquímica está en forma de corriente continua y por ello se hace necesaria su adaptación a la corriente alterna de la red eléctrica mediante convertidores electrónicos de potencia AC/DC. En otros sistemas de almacenamiento, la energía será entregada en forma de corriente alterna pero a un nivel de tensión o frecuencia que la hace incompatible con la red existente, por lo que deberá ser igualmente adaptada mediante un convertidor de potencia adecuado, en este caso de tipo AC/AC, para su conexión a la red. En cualquiera de los dos casos la electrónica de potencia propicia la integración de los dispositivos de almacenamiento en la red eléctrica.

–234–

Aparte de servir como adaptadores entre diferentes sistemas AC o DC, los convertidores basados en electrónica de potencia ofrecen una serie de ventajas que justifican su rápida im-plantación y su gran interés por parte de la industria. Estos dispositivos, además de permitir un flujo bidireccional de la energía, tienen características que hacen interesante su aplicación en diversos ámbitos:

• Unagranflexibilidad,quepermitemodularlareacciónsegúnlasnecesidadesdelentorno.

• Una gran rapidezde respuesta, quepuede ser fundamental para algunas aplicaciones,pudiendo incluso invertir el flujo de potencias en cuestión de milisegundos.

• Laposibilidaddeincorporarplacasdecontrolquepermitenutilizarloscomoelementosprogramables y que pueden incluir sistemas de control complejos.

• La integracióndeprotocolosde comunicación industrialespara interactuar conotroselementos conectados a la red o con agentes implicados en su funcionamiento.

En este capítulo se considera la aplicación de los sistemas de almacenamiento, y más concreta-mente de sus correspondientes sistemas de conversión de potencia basados en electrónica de potencia, en tres ámbitos principales: las energías renovables, donde la electrónica de potencia en los sistemas de almacenamiento puede jugar un papel fundamental explotando sus capaci-dades de controlabilidad para favorecer la integración en la red de plantas eólicas o fotovoltai-cas; las redes eléctricas inteligentes (y, más concretamente, las microrredes); y el ámbito de la movilidad eléctrica, donde se destaca la importancia de la electrónica de potencia para el desa-rrollo tecnológico de los vehículos eléctricos, pues permiten el uso de la energía almacenada de forma eficiente y rápida, facilitando a su vez la interacción con la propia red.

En los siguientes apartados se detalla la aplicación de la electrónica de potencia en cada uno de estos ámbitos, y se indican también ejemplos de aplicación práctica que se pueden encon-trar hoy en día.

7.1. Plantas de generación renovable

Por plantas de generación renovable podemos entender tanto las que están basadas en tecnolo-gías maduras, como serían la eólica o la solar fotovoltaica, como las que se encuentran en fases más experimentales, como serían las que extraen energía de las mareas o de las olas del mar.

7. Electrónica de potencia

–235–

Para realizar la conexión de la planta generadora a la red eléctrica se deben cumplir unos estándares de calidad en el suministro de potencia. Estos estándares son detallados por el operador de red y están regulados según las normativas de cada país. Ocurre con frecuencia que la variabilidad inherente a la generación renovable, debida a la variabilidad de la veloci-dad del viento o de la radiación solar, dificulta satisfacer estos estándares tanto en los niveles de tensión como en las oscilaciones de potencia o en el factor de potencia requerido en el punto de conexión, entre otros aspectos [1]. Para corregir estos defectos se puede recurrir a la electrónica de potencia, para integrar elementos que permitan mejorar la calidad del sumi-nistro. En este caso se pueden utilizar elementos que aporten una respuesta rápida, como los volantes de inercia, los supercapacitores o los sistemas SMES, además de un sistema de con-trol que monitorice la potencia generada en cada momento y realice las acciones adecuadas para mantenerla dentro de los límites marcados por la normativa vigente.

Un ejemplo de la integración de sistemas de almacenamiento de energía, en este caso super-capacitores, para mejorar la calidad de potencia de una turbina eólica se presenta en la figura 7.1. Como se puede observar, los supercapacitores pueden ser conectados al bus de corrien-te continua del propio sistema de conversión de potencia de una turbina eólica, el cual está basado en un conjunto de convertidores electrónicos de potencia que permiten una conver-sión AC/DC/AC, para su conexión a la red. Para la conexión de los supercapacitores, se considera un convertidor electrónico de potencia DC/DC, basado en transistores, para per-mitir un control bidireccional de la potencia intercambiada por el sistema de almacenamien-to. La gran ciclabilidad y los extremadamente cortos tiempos de respuesta de los supercapa-citores permiten amortiguar las rápidas fluctuaciones de potencia generada por la turbina eólica, debidas a la variabilidad del viento, y así mejorar la calidad de potencia generada.

Otro aspecto importante resulta de la capacidad de integrar comunicaciones que tiene la electrónica de potencia. Mediante su uso se puede establecer comunicación con el operador de red de manera que éste puede solicitar variaciones en los aportes de potencia activa o reactiva, según sea necesario, para asegurar el óptimo funcionamiento de la red eléctrica.

Por último, cabe destacar la posibilidad de aumentar la controlabilidad de una planta de generación renovable mediante el uso masivo de sistemas de almacenamiento de energía y con una potente interfaz de electrónica de potencia que aporte una gran flexibilidad. En este caso se trata de ser capaces de almacenar una gran cantidad de la energía generada en los momentos en que no hay demanda para entregarla a la red en los momentos de baja generación.

–236–

Un ejemplo práctico se encuentra en [2], donde se usan baterías para convertir un parque eólico en controlable y seguir las consignas de demanda de energía. En la figura 7.2 se muestra el esquema eléctrico de la instalación, donde se aprecia la interconexión del par-que eólico con el sistema de almacenamiento mediante baterías. Las baterías procederán a su carga o descarga según el requerimiento de potencia que haya por parte de la red; en el caso de que haya demanda y el parque esté generando, la potencia es entregada directa-mente a la red.

En el gráfico mostrado en la figura 7.3 vemos cómo funciona este sistema: en azul se puede apreciar el estado de generación del parque eólico y en rosa se indica el nivel de carga (o descarga) del conjunto de baterías. La suma de las potencias de los dos sistemas coincide con la potencia demandada en cada instante y que queda indicada en rojo en el gráfico.

Cabe destacar que la capacidad de energía y de potencia provista por este sistema de alma-cenamiento en particular, y en general para los sistemas de almacenamiento destinados a

Figura 7.1. Esquema eléctrico en el que se combina un generador eólico con un sistema de almacenamiento de energía mediante supercapacitores.

Fuente: IREC.

Turbina eólica con convertidor de plena potencia

ConvertidorAC/DC

Buscontinua

ConvertidorDC/DC

ConvertidorDC/AC Inductor

Gene-rador

Sw1

Sw2

IL

C

Supercapacitores


–237–

proveer este servicio (más ejemplos se pueden encontrar en [3], [4], [5]), es del orden de decenas de megavatios inyectados o consumidos por las baterías de forma continuada du-rante varias horas. Evidentemente, una sola batería no es capaz de proveer estas capacida-des, con lo que es necesario diseñar sistemas de almacenamiento modulares, basados en la conexión en paralelo de diversas baterías, con sus correspondientes sistemas de conversión energética, para alcanzar los niveles deseados de energía y potencia. La figura 7.2 muestra este concepto, donde se destaca la conexión en paralelo de los sistemas de conversión ener-gética de cada una de las baterías, así como la topología del convertidor electrónico de potencia. Como se puede observar, cada convertidor de potencia se basa en un convertidor DC/AC, para adecuar la corriente continua en los bornes de la batería, en corriente alter-na, la cual puede ser inyectada, por ejemplo, en el punto de conexión del parque eólico con la red eléctrica.

Figura 7.2. Esquema eléctrico en el que se combina un parque eólico con un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías para gestionar la potencia entregada a la red. Las flechas azules y verde indican

cualitativamente el flujo de potencia en el punto de conexión del sistema con la red eléctricaFuente: IREC.

Puntode conexión a la red

Batería

Batería

íaía

–238–

7.2. Redes inteligentes y microrredes

Consideramos como redes inteligentes las que integran sistemas de comunicaciones entre los agentes que operan en el sistema eléctrico desde el generador y el distribuidor hasta el con-sumidor final. Una visión conceptual de esta idea se muestra en la figura 7.4.

Gracias a la aplicación de las comunicaciones, los sistemas de almacenamiento de energía integrados en la red pueden optimizar su uso, ya que el algoritmo de control del sistema estará orientado a la gestión eficiente de los elementos integrados en él. La electrónica de potencia ofrece la posibilidad de integrar estos elementos de manera eficaz ofreciendo una interfaz de comunicaciones junto con el sistema de control propio. De esta manera se obten-drá una respuesta rápida a las necesidades del conjunto del sistema y se maximizará la flexi-bilidad de actuación de los convertidores de potencia que interconectan los dispositivos de almacenamiento con la red.

Potencia eólica generada

Potencia neta inyectada a red

Potencia intercambiada por la batería

Tiempo

Po

ten

cia

0

Figura 7.3. Ejemplo de funcionamiento del sistema, donde en rojo se sitúa la potencia solicitada, en azul la potencia generada por el parque eólico y en rosa la potencia que es entregada o acumulada

por el sistema de baterías [2].Fuente: IREC.


–239–

La microrred queda dentro del concepto más amplio de red inteligente. La principal diferen-cia es la capacidad de la microrred para operar de forma autónoma, ya sea de manera aislada o coordinada con la red eléctrica; también se contempla la opción de vender sus excedentes de energía a la empresa suministradora.

En general, la microrred consiste en una pequeña red de distribución eléctrica que conecta diversos usuarios a múltiples sistemas de generación eléctrica y almacenamiento de energía. Se conceptualiza como una red eléctrica donde se utilizan fuentes de energía distribuidas, en su mayoría renovables, y sistemas de almacenamiento de energía, para satisfacer la demanda local. Se considera el uso de dispositivos de almacenamiento de energía cuando el coste de la tecnología lo hace viable, o cuando se utilizan fuentes de energía renovables, o bien cuando las interrupciones del suministro eléctrico son frecuentes. Habitualmente, una microrred opera conectada a la red eléctrica, pero disponiendo de la capacidad de autoabastecerse y de actuar de manera autónoma cuando es necesario; de esta forma se aumenta la confiabilidad de suministro a la carga local.

Figura 7.4. Visión conceptual de red inteligente donde el sistema de comunicación interviene en diferentes niveles del sistema eléctrico.

Fuente: IREC.

–240–

El uso de las microrredes permite la electrificación de lugares aislados donde la conexión a la red de trasporte es inviable. Puesto que los sistemas aislados no están conectados a la red (o al menos no de forma permanente), el sistema de control que gestiona la electrónica de po-tencia debe asumir la tarea de mantener la tensión y la frecuencia de la microrred estable. En caso de contar con generación renovable en la propia microrred, la estabilidad se consigue mediante la gestión del almacenamiento de energía integrado en el sistema aislado, de mane-ra que el balance de potencias está controlado en todo momento.

Tanto los sistemas de almacenamiento de energía como los de generación renovable requeri-rán en todo caso del uso de electrónica de potencia para su integración en la microrred. Además, la capacidad de cómputo y de establecer comunicaciones que ofrecen los converti-dores de potencia permitirá el uso de estas tecnologías en redes aisladas donde será la propia electrónica de potencia la encargada de mantener la microrred en funcionamiento y de hacer una gestión óptima de los recursos disponibles.

En el ámbito doméstico se pueden integrar también elementos de almacenamiento de ener-gía, de generación renovable y de gestión del consumo gracias al uso de la electrónica de potencia y al sistema de control que gestiona el conjunto, tal como se muestra en el ejemplo de la figura 7.5.

La gestión inteligente de la generación y el almacenamiento (en este caso, mediante el uso de la batería de un vehículo eléctrico) permite combinar diferentes sistemas de generación con la gestión de la demanda interna dependiendo de las características del lugar y del perfil de consumo de los usuarios. En el gráfico de la figura 7.6 se muestra la evolución del estado de los diferentes elementos que integran la microrred; en este ejemplo [6] se realiza una gestión de los consumos domésticos y de la carga de la batería según se esté obteniendo generación solar y dependiendo del precio de la energía. También incluye la opción de vender el exce-dente de energía a la compañía eléctrica en los momentos de máxima generación y poco consumo.

7.3. Vehículos eléctricos

Una parte esencial en el desarrollo de los vehículos eléctricos es la implantación de la elec-trónica de potencia como elemento que interacciona tanto con el motor como con la red eléctrica; en la figura 7.7 se muestra el esquema genérico de interconexión. Los vehículos


–241–

Figura 7.5. Visión conceptual de aplicación de una microrred al ámbito doméstico [6].

Generación solar

Demanda crítica

Demanda regulable

Sistema de gestión

óptimo

Demanda crítica

Demanda desplazable Vehículo eléctrico

Red de distribución eléctrtica

Figura 7.6. Potencias resultantes del análisis de una microrred doméstica que incluye generación renovable, almacenamiento en vehículo eléctrico y conexión a la red principal [6].

Generación

Demanda

7

5

3

1

–1

–3

–5

–7

0,18

0,16

0,14

0,12

0,10

0,08

0,06

0,04

0,02

0,00

Tari

fa 2

.0 D

HS

(€/k

Wh

)

Po

ten

cia

(kW

)

0,45

1,30

2,15

3,00

3,45

4,30

5,15

6,00

6,45

7,30

8,15

9,00

9,45

10,3

011

,15

12,0

012

,45

13,3

014

,15

15,0

015

,45

16,3

017

,15

18,0

018

,45

19,3

020

,15

21,0

021

,45

22,3

023

,15

SolarP. comprada

D. críticaLavadora

LavavajillasEV

P. ventaTUR

–242–

eléctricos requieren el almacenamiento de la energía que utilizarán durante su desplazamien-to; existen modelos que utilizan baterías para su almacenamiento y también propuestas que utilizan tecnología basada en el hidrógeno. En ambos casos se requiere un convertidor de potencia que gestione de forma eficiente tanto el consumo como la carga.

El vehículo eléctrico actúa como un elemento de almacenamiento de energía que puede ser regulado en el conjunto de la red eléctrica. Dada la flexibilidad y la capacidad de interacción que ofrece la electrónica de potencia el proceso de carga del vehículo eléctrico se puede rea-lizar de acuerdo con una serie de requisitos que maximicen la eficiencia de la red y la satis-facción del usuario. Como se muestra en la figura 7.8, el vehículo eléctrico se puede incor-porar a la red, junto con otros dispositivos de almacenamiento de energía, para dar apoyo a la integración de renovables y actuar de manera coordinada con el fin de optimizar el uso del sistema eléctrico.

Otra opción que aporta la inclusión del vehículo eléctrico en la gestión de la red es la posi-bilidad de descargar la energía que tiene acumulada en caso de requerirlo el operador de red (ver figura 7.9). Esta tecnología, conocida como V2G (vehicle-to-grid), requeriría el uso de comunicaciones para gestionar el proceso de carga o descarga del vehículo. La electrónica de potencia integrada en el vehículo podría interactuar con la red eléctrica aportando energía al

Figura 7.7. Esquema de interconexión de la interfaz de electrónica de potencia con el motor, el sistema de baterías y el cargador eléctrico.

Fuente: IREC.

Motorde combustión

interna

Motoreléctrico AC/DC Contactor Batería Cargador


–243–

sistema en caso de ser necesario, incrementando la estabilidad de la red y optimizando los recursos disponibles, puesto que el proceso de carga podría ser regulado de forma que se efectúe en los momentos de menor consumo.

7.4. Conclusiones

Los convertidores basados en la electrónica de potencia representan un elemento crucial para la integración de los dispositivos de almacenamiento de energía en la red eléctrica. Como se ha mostrado, estos elementos tienen importantes aplicaciones en diversos ámbitos. Por ejemplo, para favorecer la penetración a gran escala de fuentes de energía renovable, mitigando los efectos de la variabilidad de la potencia generada por estas instalaciones en diferentes escalas de tiempo.

Por otro lado, también se ha mostrado la importancia de la electrónica de potencia en el desarrollo de las redes inteligentes, con el objetivo de optimizar el funcionamiento de las mismas, favoreciendo su eficiencia. También es de gran importancia el uso de la electrónica de potencia como interfaz de los sistemas de almacenamiento de energía en la creación de

Figura 7.8. Visión conceptual de integración del vehículo eléctrico en el sistema eléctrico. La inclusión de la electrónica de potencia es remarcada para diversos componentes de la microrred, considerando también la

interacción con los vehículos eléctricos.Fuente: IREC.

Consumidores

Central térmica

Placas fotovoltaicas

Parqueeólico

Almacenamientode energía

Vehículoeléctrico

Punto de conexión a la red

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microrredes que faciliten la electrificación de zonas aisladas, sin acceso a la red eléctrica prin-cipal, y que incluyan energías renovables en su entorno.

Se ha mostrado también cómo el uso de la electrónica de potencia está ligado a la implanta-ción y el desarrollo de los vehículos eléctricos, puesto que el sistema de almacenamiento de energía incluido en el vehículo debe interactuar tanto con el motor como con la red eléctrica para proceder a su carga. En este caso cabe destacar la necesidad de propiciar la evolución de la movilidad eléctrica, pues es un elemento clave en la reducción de las emisiones contami-nantes y de la dependencia del petróleo.

De los motivos expuestos, se extrae que la electrónica de potencia juega actualmente un rol fundamental en la aplicación de numerosos sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, en diversos ámbitos como los de las energías renovables, las redes eléctricas inteligentes y la movilidad eléctrica.

Figura 7.9. Interacción del vehículo eléctrico con la red eléctrica. Apoyo a la red [7].Fuente: © Journar of Power Sources. Using fleets of electric-drive vehicles for grid support.


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Referencias

[1] Díaz-González F., Sumper A., Gomis-Bellmunt O., Villafáfila-Robles R. A review of energy storage technologies for wind power applications. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2012;16:2154-2171.

[2] Iijima Y., Sakanaka Y., Kawakami N., Fukuhara M., Ogawa K., Bando M., Matsuda T. “Development and Field Experiences of NAS Battery Inverter for Power Stabilization of a 51 MW Wind Farm”. In proceedings of the 2010 International Power Electronics Conference, 1837-1841.

[3] Barote L., Weissbach R., Teodorescu R., Marinescu C., Cirstea M. Stand-alone wind system with vanadium redox battery energy storage. In: 11th International Conference on Optimization of Electrical and Electronic Equipment. 2008. p. 407-412.

[4] Wagner R. Large lead/acid batteries for frequency regulation, load levelling and solar power applications. Journal of Power Sources 1997;67:163-172.

[5] Hu W., Chen Z., Bak-Jensen B. Optimal operation strategy of battery energy storage system to real-time electricity price in Denmark. In: IEEE Power and Energy Society General Meeting. 2010.

[6] Igualada González L., Corchero C., Cruz Zambrano M. “Sistema de gestión energética óptimo para edificios inteligentes con sistemas de generación renovable integrados”. I Congreso de Edificios Inteligentes, Octubre 2013.

[7] Tomic J., Kempton W. “Using fleets of electric-drive vehicles for grid support”. Journal of Power Sources 2007;168:459-468.

–247–

8Barreras a superar

Para asegurar el balance continuo entre generación y demanda preservando la calidad de la red, así como facilitar la integración en la red de las energías renovables, intermitentes y fluctuantes, los sistemas de almacenamiento de energía deben ser capaces de proveer de re-servas de energía eléctrica. En definitiva, deben conferir al sistema eléctrico suficiente flexi-bilidad para hacer frente a imprevisibles descompensaciones entre la generación y la deman-da. Para asegurar la constancia requerida del nivel de tensión y frecuencia del sistema eléctrico, sin cortes ni microcortes en el suministro, es necesario el balance continuo entre la potencia total generada y la potencia consumida. Este balance se ve comprometido por la imprevisibilidad de la potencia generada, especialmente, por las instalaciones de fuentes re-novables.

Por otra parte, en el contexto de una sociedad civil que cada vez más consume un mayor porcentaje de energía eléctrica, el sistema eléctrico de potencia está experimentando una progresiva presión política y social para conducirlo hacia fórmulas que comporten disminu-ción de emisiones de CO2, ahorro energético e introducción de energías renovables, tal como manifiesta la Comisión Europea en su estrategia energética para el año 2020. No obstante, la naturaleza cambiante y no controlada de las energías renovables (la potencia generada por una turbina eólica o por un panel fotovoltaico dependen de la imprevisibilidad del viento o de la radiación solar) comporta diversos retos tecnológicos con respecto a la operación del sistema eléctrico.

Aunque con diversos grados de madurez tecnológica, hoy en día se dispone técnicamente de diversos beneficios derivados de la inclusión de los sistemas de almacenamiento en el sistema eléctrico [6]. Tal como se ha descrito en los capítulos anteriores, existen sistemas de almace-namiento disponibles capaces de inyectar o absorber energía con tiempos de respuesta en el rango de milisegundos, aunque durante tan solo unos segundos, y existen otros sistemas de

–248–

almacenamiento con gran capacidad de energía, la suficiente como para inyectar o absorber energía durante varios días e incluso meses. Así, dependiendo de las prestaciones de cada tecnología, los sistemas de almacenamiento pueden, entre otras aplicaciones:

• Compensarlasrápidasfluctuacionesdeenergía(enelrangodesegundos)delosgenera-dores de tipo renovable, y así favorecer la calidad de potencia inyectada a la red por los mismos.

• Prestarapoyoalareddurantelapérdidadesuministroeléctricooloshuecosdetensión.

• Favorecerelbalancehorarioentregeneraciónyconsumo,facilitandoeldespachodelosgeneradores convencionales y, en definitiva, la planificación en la operación del sistema eléctrico.

• Reducirlanecesidaddeusodegeneradoresdegasofueldurantelashorasdealtademan-da (horas pico), evitando así las correspondientes emisiones de CO2.

• Optimizarelusode las líneasde transmisióndepotencia, reduciendo lanecesidaddeconstrucción de nuevo equipamiento.

• Aprovecharlaenergíaeólicaofotovoltaicageneradayquenopuedeserconsumidaporfalta de demanda en horas valle.

• Almacenarenergíaduranteperíodosestacionalesenlosquelageneraciónesmayorquela demanda (por ejemplo, en períodos estivales en ciertas zonas geográficas).

• Evitarelsobredimensionamientoeneldiseñoeimplementacióndelaredeléctrica,conelconsiguiente ahorro de inversiones extra.

• Facilitarelalmacenamientodeenergíaparasatisfacerlosplanesdeemergenciasenergéti-cas definidas por ley.

• Facilitarlaintroducciónyusodefuentesdeenergíadistribuidas,especialmenteaniveldeusuario final.

• Facilitareldesarrolloderedeseléctricasinteligentes.

Además del papel funcional de los sistemas de almacenamiento en la red eléctrica, ya sea en generación, transmisión, distribución o a nivel de usuario final, hay que destacar que también desempeñan un papel esencial en aplicaciones no estacionarias. Un claro ejemplo es el ámbito

8. Barreras a superar

–249–

de la movilidad eléctrica. En efecto, el futuro de los vehículos eléctricos está íntimamente rela-cionado con el de las baterías electroquímicas. El desarrollo de baterías tipo ion-litio y níquel-metal hidruro (Ni-MH) es fundamental para un uso extensivo de los vehículos eléctricos.

Sin embargo, aunque desde un punto de vista técnico las ventajas que los servicios asociados a los sistemas de almacenamiento pueden proveer al sistema eléctrico y en aplicaciones no estacionarias son claras, existen diversas barreras al desarrollo e implementación de estas nuevas tecnologías de almacenamiento. En este sentido, y poniendo el foco ahora en el sis-tema eléctrico, surgen numerosas preguntas:

• ¿Quiénvaapagarporestastecnologías?

• ¿Quiénhadesereloperadordelalmacenamientodeenergía?

• ¿Cómoseránvalorizadoslosserviciosquepuedanproveer?

Las respuestas a estas preguntas no son claras y requieren de un extensivo análisis e implica-ción de los diferentes actores del sistema eléctrico.

Convencionalmente, se identifican tres actores principales e interactuantes entre ellos en los sistemas eléctricos: los generadores, los consumidores y los operadores de red. El operador de red interactúa con los generadores, entre otros aspectos, fijando los requerimientos de conexión, la necesidad de provisión de servicios auxiliares y validando el programa de gene-ración horaria de acuerdo a las necesidades (consumos) de la red. A su vez, los generadores proveen la potencia necesaria a los consumidores, a través de la infraestructura de transpor-te y distribución gestionada por el operador de red.

En este escenario, los sistemas de almacenamiento aparecen como un nuevo actor del sistema eléctrico. Este nuevo actor no puede ser considerado como un generador puro, ni tampoco como un consumidor puro. Aunque funcionalmente puede ser, en verdad, ambas cosas, se-gún se le requiera. Además, este nuevo actor, el almacenamiento de energía, interactúa con cada uno de los tres actores convencionales del sistema eléctrico –generadores, consumido-res y operadores de red–. Por una parte, puede actuar como generador inyectando energía para suplir parte de la demanda existente; puede actuar como un nuevo consumidor en caso de que sea interesante aumentar la demanda global del sistema, y puede interactuar con el operador de red, por ejemplo, afectando al flujo transmitido de energía en una línea de trans-misión para su descongestión.

–250–

Esta situación plantea si debe haber un operador del sistema de almacenamiento que sea quien decida la gestión de la energía en el sistema de almacenamiento, en contraposición a la generación pura. Este nuevo actor proveería servicios que podrían ser contratados por los sistemas de generación o por el operador del sistema, y de esta forma obtendría su remune-ración. Sin embargo, la falta de regulación impide valorar o comparar esta opción respecto a las alternativas convencionales. Por ejemplo, para un operador de un sistema de distribu-ción, es un proceso relativamente establecido el calcular los costes de actualización de una determinada línea para cumplir un determinado nivel de calidad de servicio. Sin embargo, no es tan claro el coste que le supondría al operador del sistema de distribución contratar este servicio a un sistema de almacenamiento, y más aún cuando este es contratado para diversos propósitos.

Así, para la operación de este nuevo actor, es necesaria una adaptación del marco normativo actual relativo a la red eléctrica e, incluso, a todas las redes de energía, incluyendo al menos electricidad y gas, dada la interacción entre ambas y los sistemas de almacenamiento de ener-gía química utilizando la red de distribución de gas. En resumen, las mayores dificultades o barreras para la implementación de los sistemas de almacenamiento se pueden agrupar según el origen de sus causas:

• Barreras económicas y regulatorias, originadas por los costes y la falta de normativas y sistemas de regulación para valorar la energía almacenada y su precio una vez reinyectada de nuevo a la red (LCOE, levilized cost of the energy).

Figura 8.1. Esquema conceptual de los diferentes actores del sistema eléctrico y encaje de un nuevo actor, el almacenamiento de energía. Las flechas indican conceptualmente que existe relación

(de diferentes tipos) entre ellos. Fuente: IREC.

Sistemas de generación

ConsumidoresOperador del

sistema eléctrico

Sistemas de almacenamiento

de energía


–251–

• Barreras tecnológicas, debidas a la necesidad de mejorar las prestaciones técnicas de las tecnologías de almacenamiento y a la competencia con otras tecnologías.

• Barreras geopolíticas, relacionadas con la disponibilidad de recursos materiales para la fabricación a gran escala de tecnologías que precisan de elementos o materiales estratégi-cos localizados solo en determinados lugares.

• Barreras ambientales, causadas por la necesidad de definición de esquemas de gestión de baterías al final de su vida útil.

• Barreras sociales, originadas por aspectos relacionados con la seguridad de uso, impacto visual y los potenciales efectos sobre la salud, y que pueden ser definitivas en el proceso de toma de decisiones sobre la instalación de un sistema de almacenamiento.

8.1. Barreras económicas y regulatorias

Como se ha indicado en la sección anterior, se puede considerar el almacenamiento de ener-gía como un nuevo actor en el sistema eléctrico de potencia y, como tal, debe estar sujeto a una regulación específica para su operación y consecuente valorización económica. Esta re-gulación específica, debido al todavía incipiente uso de los sistemas de almacenamiento de energía en la red eléctrica, requiere de un profundo desarrollo en muchos casos. Este hecho añade incertidumbre para el cálculo de los potenciales beneficios económicos reales debidos a la inclusión de los sistemas de almacenamiento de energía en el sistema eléctrico y, por lo tanto, se considera una barrera al desarrollo de los mismos.

Además de aspectos regulatorios, otro factor que complica la valorización económica del proyecto es la incertidumbre sobre la evolución de los costes de los sistemas de almacena-miento. Tal como se ha descrito en diversos capítulos, el grado de madurez de algunas tecnologías es limitado, estando todavía en fase de optimización y reducción de costes de dichas tecnologías, lo que comporta una complejidad mayor para estimar los aspectos económicos.

–252–

8.1.1. Incertidumbre sobre la evolución de los costes en sistemas de almacenamiento de energía

En términos generales, tal como ya se ha visto en los capítulos anteriores, aparte de las bate-rías de plomo, las cuales han sido objeto de investigación y desarrollo desde hace más de 140 años, y las instalaciones de bombeo de agua (pumped-hydro storage, PHS, en inglés), se puede considerar que los sistemas de almacenamiento de energía son tecnologías relativa-mente jóvenes. En consecuencia, es fundamental un desarrollo tecnológico para mejorar sus prestaciones técnicas y también para una reducción de costes que permita su aplicación ex-tensiva en aplicaciones tanto estacionarias como móviles.

Los análisis mostrados para cada tecnología muestran una gran incertidumbre en el coste de capital, de operación y mantenimiento y de energía consumida de diversos sistemas de alma-cenamiento, tales como sistemas PHS –en sus nuevas versiones reversibles avanzadas-, CAES, numerosas tipologías de baterías secundarias y baterías de flujo, así como sistemas basados en supercapacitores, en volantes de inercia y en materiales superconductores (SMES). El coste puede estar influenciado por diversos factores, como son el coste financie-ro del capital, tanto si se considera en términos de capacidad de energía (€/kWh) como en términos de potencia (€/kW), la eficiencia energética, la ciclabilidad o vida media del sistema y el coste de operación y de mantenimiento, entre otros, sin olvidar tampoco los costes fi-nancieros en el plazo de amortización considerado.

Actualmente, considerando los valores de inversión dados en los capítulos previos y esti-mando, de promedio, de forma global y general los demás costes –cargas financieras, costes de operación, costes de mantenimiento, pérdidas energéticas, períodos de amortización, du-rabilidad…–, el coste de la energía por el sistema de almacenamiento (LCOE) puesto en la red puede variar, hoy en día, desde más de 10 c€/kWh hasta unas pocas décimas de céntimos de euro. En la figura 8.2 se muestra una estimación de la Asociación de Almacenamiento de Energía Eléctrica, ESA (www.electricitystorage.org).

Un análisis de sensibilidad sobre, por ejemplo, el rendimiento energético determina que tan solo un aumento del 10% en esta prestación puede reducir el coste LCOE en más de un 20%, lo que corrobora la fundamental importancia de alcanzar un mayor grado de madurez de estas tecnologías. Si, además, se consideran todos los parámetros que pueden contribuir a disminuir los costes, como el coste de capital en €/kW y en €/kWh, la mejora en el número de ciclos e incluso el precio de compra de la energía necesaria para cargar el sistema de alma-


–253–

cenamiento, el coste LCOE tiene todavía un largo recorrido de reducción, en un factor de entre 3 y 5 para muchas de las nuevas tecnologías. Claramente, esta enorme variabilidad en el coste dificulta la toma de decisiones referentes a la aplicación de sistemas de almacena-miento, dado el inherente riesgo al confirmarse este amplio recorrido para reducir los costes en base a la mejora y consolidación de la madurez de las características y prestaciones del sistema de almacenamiento de energía.

Hay que destacar que actualmente el coste de la energía generada por los sistemas de alma-cenamiento (LCOE) en muchos casos es demasiado alto como para favorecer un uso exten-sivo de estas tecnologías tanto en aplicaciones estacionarias como móviles. Respecto a las aplicaciones estacionarias, y a modo de ejemplo, se puede considerar un precio de venta de la energía en el mercado español, por parte de instalaciones de generación convencionales de gas o fuel, en torno a los 0,06 €/kWh, según la memoria de REE (Red Eléctrica Española) relativa a 2012. La comparativa de este precio con el coste de la energía generada por una instalación de almacenamiento electroquímico (superior a 0,10 €/kWh) es claramente favo-rable a los sistemas de generación convencionales. Consecuentemente, se hace necesaria una reducción drástica de los costes capitales de los sistemas de almacenamiento. Esta reducción de costes también sería bienvenida para la aplicación de, por ejemplo, las baterías de ion-litio en el campo de la electromovilidad, cuyos costes son una de las principales barreras para su implementación [3]. Un automóvil urbano medio precisa baterías para almacenar alrededor de 35 kWh, con un coste proyectado de las previsiones de la evolución del mercado de más de 250 €/kWh, lo cual da una valorización de más de 8.500 euros.

Figura 8.2. Coste de capital en céntimos de dólar por kWh para diferentes tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica.

Fuente: ESA (www.electricitystorage.org).

100

10

0

0,1

Co

stes

po

r ci

clo

(c$

/kW

h-s

alid

a)

Plomo Ni-Cd Li-ión

NaS Bateríasde flujo

CAES+gas

PHS(Capital/Energía)

Media (ciclos)/eficiencia

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8.1.2. Incertidumbre sobre el marco regulatorio para la operación de los sistemas de almacenamiento

Técnicamente, como se ha detallado a lo largo del libro, existen numerosos beneficios de la inclusión de los sistemas de almacenamiento de energía en la red eléctrica para balancear continuamente la potencia generada en el sistema eléctrico con la potencia demandada por los consumidores. Por lo tanto, es necesaria una valorización completa y objetiva de estos beneficios para estimar cuál debe ser la remuneración de los operadores de los sistemas de almacenamiento. Esta remuneración puede ser determinada en contratos con el operador del sistema eléctrico para la provisión de servicios tales como las anteriormente citadas re-servas de potencia controlada, así como para la provisión de otros servicios auxiliares que, en definitiva, proveen al sistema de flexibilidad en su operación, favorecen la estabilidad del mismo y ayudan a la integración en la red de las energías renovables. Esta valorización, además, ha de tener en cuenta otros beneficios, tales como posibles ahorros en infraestruc-turas (por ejemplo, la construcción de nuevas líneas de transmisión), que dejan de ser nece-sarias gracias a la optimización del uso de las existentes gracias a la operación del almacena-miento de energía, o la reducción en el uso (y, por lo tanto, la capacidad requerida) de plantas de generación [2].

Está claro que para la valorización completa de los beneficios técnicos que aportan los siste-mas de almacenamiento al sistema eléctrico es necesario un marco regulatorio específico. Grünewald et. al. [2] indica que se necesitan cambios en la normativa al más alto nivel y a largo plazo que favorezcan la inclusión de los sistemas de almacenamiento en el sistema eléctrico. Cambios que también están motivados por la creciente importancia de las energías renovables en la red eléctrica. Sin este apoyo normativo, el sistema eléctrico puede conside-rar prioritario usar las reservas de energía necesarias en base a las plantas de generación en lugar de utilizar la energía almacenada. Por el contrario, con un esquema regulatorio especí-fico, esta potencia de reserva se podría proveer mediante el uso de las nuevas tecnologías de almacenamiento. En general, se identifican tres factores principales que afectan a la remune-ración de los operadores de los sistemas de almacenamiento, todos ellos relacionados con aspectos normativos [5], los cuales serán objeto de discusión en las siguientes secciones:

1. El arbitraje de precios de la energía.

2. La remuneración por la provisión de servicios específicos a la red.

3. La existencia de subsidios.


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Arbitraje de precios

Desde el punto de vista del almacenamiento de energía, puede ser favorable la volatilidad en el precio de la energía, así como las grandes diferencias en el precio de la energía entre horas valle y horas pico. Ambos factores afectan a la remuneración de los operadores de las insta-laciones de almacenamiento de energía y, por lo tanto, el mercado energético en este sentido puede favorecer la operación de estos sistemas o, por el contrario, puede suponer una barre-ra para los mismos.

Un ejemplo ilustrativo de la necesidad de grandes diferencias horarias para el precio de la ener-gía es considerar la aplicación de sistemas de almacenamiento de gran capacidad de energía, como sistemas PHS por ejemplo, para el allanamiento de la típica curva de demanda pico-valle. En la provisión de este servicio, los sistemas PHS compran energía barata del sistema eléctrico en horas valle (horas de baja demanda), y la venden a precios altos en horas de gran demanda (horas pico). De esta forma la demanda total en horas valle es mayor, mientras que en horas pico, puesto que parte de la demanda se suple con la energía de los sistemas PHS, no es nece-saria la activación de plantas de generación de pico, disminuyendo así las emisiones de CO2 en su funcionamiento. Está claro que para la viabilidad económica de la operación de los sistemas de almacenamiento para la provisión de este servicio son necesarias grandes diferencias en el precio de la energía según la franja horaria. La liberalización de los mercados energéticos eu-ropeos ya favorece estas grandes diferencias en el precio de la energía, mientras que en otros mercados no es así. Este es el caso del mercado energético chino. En [6] se reportan deficiencias en aspectos regulatorios para la operación de los sistemas de almacenamiento. Los autores re-portan la inexistencia de un estándar de remuneración de la provisión de servicios tales como el allanamiento de la curva de demanda valle-pico o la provisión de reservas de potencia para el apoyo a la frecuencia eléctrica por parte de instalaciones PHS. Se destaca que no se tienen grandes diferencias entre el precio de la energía en horas valle y en horas pico, hecho que difi-culta la viabilidad económica de las instalaciones PHS en la provisión de estos servicios.

Finalmente, la volatilidad, o los cambios frecuentes en el precio de la energía, son considera-dos apropiados desde el punto de vista de la operación de los sistemas de almacenamiento. El perfil fluctuante y no controlado de la potencia inyectada a la red por parte de las instala-ciones de generación renovable estresa la necesidad de incrementar los niveles de potencia de reserva en la red, para balancear continuamente la demanda con la generación. Los sistemas de almacenamiento pueden ser operados para proveer la reserva de potencia necesaria para asegurar el balance entre generación y consumo. Es conveniente que estas fluctuaciones en

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los niveles de generación también afecten a las fluctuaciones en el precio de la energía para la viabilidad económica de los sistemas de almacenamiento en el servicio de balanceo entre la generación y la demanda.

Provisión de servicios específicos a la red eléctrica

El interés por una alta volatilidad en los precios de la energía puede provocar grandes varia-ciones en la remuneración obtenida por los operadores de los sistemas de almacenamiento año tras año, y además puede no ser compartido por otros actores del sistema eléctrico. En cambio, una remuneración en base al nivel de energía de reserva que se provee, se use o no, y no únicamente en base a la energía intercambiada con la red, podría reducir la volatilidad de los precios de la energía y podría incentivar la provisión de energía de reserva por parte de los sistemas de almacenamiento de igual manera [4].

En este sentido, los sistemas de almacenamiento participarían en un mercado en el que, pre-cisamente, se regula la remuneración por la provisión de servicios específicos a la red, en este caso por la provisión de energía de reserva. Para la operación del sistema eléctrico, es nece-saria la provisión de diferentes niveles de energía de reserva: reserva primaria, secundaria y terciaria. Cada uno de estos niveles de reserva es activado durante diferentes períodos de tiempo para asegurar el equilibrio entre los niveles de generación y consumo en la red. Los generadores convencionales participan en este mercado ofreciendo ciertos niveles de energía de reserva y son remunerados por ello.

Pero para participar en este mercado, con las actuales regulaciones, es necesaria usualmente una licencia. Los resultados mostrados en [2], considerando el caso del Reino Unido, indican que puede ser difícil, para sistemas de almacenamiento con relativa poca potencia (no para aquellos con grandes capacidades, como las instalaciones de bombeo de agua), obtener esta licencia para participar en el mercado de potencia de reserva.

A nivel del marco regulatorio español, se ve cómo actualmente la participación de los siste-mas de almacenamiento en los mercados de remuneración de los servicios específicos a la red se encuentra limitada. La redacción actual de los procedimientos de operación que definen el diseño de los mercados de operación considera únicamente la posibilidad de participar en los mismos como generador, y no como demanda. De esta forma, la regulación “a subir” se entiende como el incremento en la energía generada por la unidad que participa en el merca-do de ajuste, y la regulación “a bajar” se entiende como la reducción de la energía generada tomando como referencia el compromiso de generación resultante de la casación en el mer-


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cado diario. Se observa, por tanto, cómo no se contempla la posibilidad de que una unidad proporcione regulación “a bajar” mediante el incremento de su consumo de energía (deman-dando mayor energía del sistema en lugar de reduciendo su aportación como generador). Dicha limitación supone un claro perjuicio a las tecnologías de almacenamiento, puesto que reduce la “banda de regulación” que pueden ofrecer al sistema. La modificación en un futu-ro de dicha limitación sería necesaria para garantizar la viabilidad económica de la participa-ción de los sistemas de almacenamiento en los servicios de ajuste del sistema, siendo por tanto actualmente una barrera a su proliferación.

Siguiendo con la discusión sobre el marco regulatorio español, cabe destacar que actualmen-te no se contempla de forma clara la conexión en paralelo de sistemas de almacenamiento eléctrico a sistemas de generación distribuida dentro de una misma instalación. Dicha limi-tación dificulta, entre otras aplicaciones, la utilización de esta tecnología en instalaciones domésticas, comerciales o industriales que deseen hacer uso de la misma para el autoconsu-mo eléctrico. De esta forma, la única aplicación de los sistemas de almacenamiento que que-da claramente regulada a día de hoy es la de los Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (SAI). En otros países del entorno europeo, como Alemania o Austria, a diferencia de Espa-ña, han optado por la opción de promover la utilización de los sistemas de almacenamiento para su combinación con sistemas de generación local y permitiendo así favorecer la instala-ción de sistemas de generación renovable a nivel local, reduciendo su impacto en la red de distribución. Se identifica, por tanto, la imposibilidad de conexión en paralelo de los siste-mas de almacenamiento con la red de distribución en instalaciones locales como una impor-tante barrera al desarrollo de dicha tecnología, y se observa cómo su modificación en un futuro puede favorecer la mayor aplicación de la misma y, en consecuencia, su desarrollo tecnológico.

Además, cabe destacar que algunos servicios, como la provisión de potencia reactiva para el control de tensión de la red, y aquellos relacionados con el apoyo ante huecos de tensión y sobre calidad de potencia (reducción de niveles de fluctuación o flicker, armónicos de ten-sión y/o corriente), no son remunerados, no solo en España, sino a nivel europeo. La provi-sión de potencia reactiva, por ejemplo, no solo no es remunerada sino que es de obligado cumplimiento para los generadores convencionales y de tipo renovable (a partir de un cierto nivel de potencia instalada) en las redes europeas [7]. En el caso de los sistemas de almacena-miento, tampoco lo sería de acuerdo con la normativa actual. No obstante, se considera conveniente la creación de un esquema normativo para la valorización de la provisión de este servicio por parte de los sistemas de almacenamiento, ya que, por ejemplo, podrían liberar

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de esta función a otros generadores o evitar la instalación de equipamientos dedicados, como pueden ser los sistemas FACTS.

Es interesante analizar los beneficios que la inclusión de un sistema de almacenamiento de gran capacidad, como los sistemas PHS o CAES, cerca de una planta de generación eólica puede proveer al sistema eléctrico [8]. Aquí, el sistema de almacenamiento estaría encargado de dos funciones principales: almacenar la energía eólica generada durante ciertos períodos de tiempo en los que no se podría consumir por falta de demanda para su posterior uso, y proveer reservas de potencia secundaria y terciaria al sistema eléctrico. En este marco, el operador del sistema de almacenamiento sería remunerado por la provisión de estas poten-cias de reserva. Sus ingresos, además, deberían incluir los derivados de la venta de la energía eólica almacenada cuando fuera necesaria. En este sentido, es importante la diferencia de precios de venta de la energía entre horas valle y horas de gran demanda para la obtención de beneficios por parte del operador del sistema de almacenamiento. Sin embargo, para llevar a cabo una estimación de costes y balance de beneficios es necesaria una adaptación de la re-gulación del mercado eléctrico para facilitar la valoración económica de todos los beneficios derivados de la inclusión del sistema de almacenamiento. Para ello sería preciso:

• Permitiralossistemasdealmacenamientocapturarbeneficiosdelavolatilidaddepreciosde la energía a corto plazo. Implementar sistemas de actualización del precio de la energía en tiempo real que reflejen los desequilibrios entre la generación y la demanda favorecería la operación de los sistemas de almacenamiento.

• Permitiralossistemasdealmacenamientoproveerserviciosauxiliaresalaredcomore-servas de potencia secundarias, reservas terciarias, apoyo al control de tensión y gestión de la demanda.

• Remunerarelalmacenamientodeenergíaparamejorarelaprovechamientodelasener-gías renovables y reducir la congestión de la red eléctrica. La inclusión del almacenamien-to puede reducir la necesidad de creación de nuevas líneas de transmisión. Además, favo-rece la inclusión de las energías renovables, hecho que debería ser valorado, también, por los operadores de estos sistemas.

Un ejemplo de adaptación de la regulación existente para acomodar las particularidades de los sistemas del almacenamiento de energía se puede encontrar en el estado de Nueva York, por parte del operador del sistema eléctrico NYISO [9], [10], [11]. En este ejemplo se hace


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referencia al uso de sistemas basados en volantes de inercia para proveer reservas de potencia primaria para el apoyo al control de frecuencia de la red. El operador NYISO define la cate-goría Limited Energy Storage Resource, la cual comprende aquellos sistemas de almacena-miento capaces de ajustar su inyección o absorción de potencia en tan solo 6 segundos, y con una capacidad de energía menor a la requerida para inyectar a potencia nominal durante más de una hora de forma continuada. La instalación de almacenamiento basada en volantes de inercia es remunerada por la capacidad de proveer un cierto nivel de reservas de potencia, tal y como son remunerados los generadores convencionales que también proveen este servicio. Sin embargo, y a diferencia de los generadores convencionales, la instalación de almacena-miento de energía no es remunerada por la energía intercambiada con la red mientras provee el servicio de apoyo a la frecuencia eléctrica del sistema.

Existencia de subsidios

Los elevados costes actuales de inversión de las tecnologías de almacenamiento de energía dificultan la competitividad de las mismas respecto a las tecnologías convencionales. Conse-cuentemente, otro elemento que podría facilitar la viabilidad económica de la inclusión de los sistemas de almacenamiento en la red eléctrica es la existencia de subsidios, que permitie-sen, de la misma forma que se ha llevado a cabo con otras tecnologías, descender por la curva de aprendizaje y agilizar así su viabilidad económica frente a las tecnologías conven-cionales. Estos subsidios podrían ser en concepto de beneficios globales al sistema eléctrico, no específicos, y por lo tanto para los que no es clara una remuneración, beneficios deriva-dos de la inclusión de los sistemas de almacenamiento de energía, tales como: la promoción de la inclusión de energías renovables, la optimización del uso de las infraestructuras de transporte de energía eléctrica, la reducción de la necesidad de construcción de nuevas in-fraestructuras de transporte o la reducción de las emisiones de CO2 por la menor utilización de generadores convencionales térmicos.

Un ejemplo de la idoneidad de provisión de subsidios a los operadores de los sistemas de almacenamiento se encuentra en [12]. Este estudio propone un análisis técnico-económico sobre la aplicación de baterías tipo NaS para la provisión del servicio de allanamiento de la curva pico-valle de demanda en el mercado de energía español. Se concluye que, para ser económicamente viable la instalación de este sistema de almacenamiento, el precio de venta de la energía debería estar comprendido entre 0,22 y 0,31 €/kWh, mientras que el precio de venta de la energía en el mercado español está alrededor de 0,06 €/kWh. De esta forma, se concluye que son necesarios subsidios para hacer la operación de la instalación de almacena-

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miento de energía económicamente viable. Estos subsidios podrían ser en concepto de re-ducción de emisiones de CO2 debidas al uso de plantas de generación convencional para tal efecto.

No obstante, cabe destacar que la provisión de subsidios depende de las particularidades del sistema eléctrico, tales como penetración de energías renovables o mercado energético. En este sentido, y también respecto al allanamiento de la curva de demanda pico-valle, [13] eva-lúa la instalación de sistemas PHS para tal efecto en un sistema eléctrico aislado, como es la isla griega de Lesbos. El trabajo considera un sistema PHS que compra energía sobrante de instalaciones eólicas y la vende durante horas de alta demanda, cuando el precio de la energía es alto, evitando el uso de generadores convencionales térmicos. El estudio concluye que el uso de instalaciones PHS es económicamente favorable al uso de instalaciones térmicas con-siderando o no subsidios por parte del Estado.

En todo caso, a fin de evitar desequilibrios económicos como los ocurridos en el pasado por la subvención de ciertas tecnologías de generación energética, todo subsidio o mecanismo de promoción del almacenamiento debería ir acompañado de un análisis coste-beneficio por parte del organismo regulador pertinente que permitiese optimizar el diseño de dicho meca-nismo de promoción.

8.2. Barreras tecnológicas

Los sistemas de almacenamiento son, como norma general, tecnologías relativamente jóve-nes que requieren, en muchos casos, de un profundo desarrollo tecnológico para alcanzar una madurez que permita una sustancial reducción de costes capitales que, a su vez, favorez-ca un uso extensivo de las mismas. Esta necesidad de desarrollo tecnológico puede ser con-siderada como una barrera al desarrollo de los sistemas de almacenamiento.

Un segundo factor, o barrera tecnológica significativa, es la mejora de las prestaciones de alternativas tecnológicas como, por ejemplo, las instalaciones de ciclo combinado. En efecto, la versatilidad de estas instalaciones las configura como adecuadas para ser activadas como plantas de generación de pico (como se lleva a cabo habitualmente). En este sentido pueden competir con las instalaciones de bombeo de agua u otros sistemas de almacenamiento.


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8.2.1. Prospectiva de la evolución de las tecnologías de almacenamiento

Actualmente se desarrollan programas de apoyo al desarrollo de tecnologías de almacena-miento alrededor del mundo. Por ejemplo, Estados Unidos apoya un programa de desarro-llo tecnológico de los componentes de vehículos eléctricos (entre ellos, las baterías electro-químicas) de aproximadamente 10 billones de dólares, mientras que China gastará más de 15 billones de dólares en los próximos diez años [14] para tal efecto. En la misma línea, en [15] se destaca la necesidad de un esfuerzo continuo de desarrollo tecnológico para las baterías electroquímicas. En las dos próximas décadas, y solo en Alemania, se estiman unos requeri-mientos de inversión de capital en nuevos sistemas de almacenamiento de alrededor de 30.000 millones de euros. El objetivo global hay que enmarcarlo en el aprovechamiento de todas estas tecnologías para alcanzar el objetivo de reducción de hasta el 80% de emisiones de CO2 para el año 2050.

Todos estos esfuerzos persiguen el objetivo de mejorar aspectos clave para el desarrollo de cada tipo de tecnología de almacenamiento, tal como se ha expuesto en los capítulos previos.

8.2.2. Potenciales competidores de los sistemas de almacenamiento

La mejora de las prestaciones de potenciales competidores a las tecnologías de almacena-miento puede ser considerada, también, como una barrera al desarrollo de las mismas. Por ejemplo, los sistemas de almacenamiento basados en energía a gas o las instalaciones PHS encuentran un competidor principal en las plantas de ciclo combinado basadas en gas natural y derivados.

Es notable el creciente interés por las instalaciones de bombeo hidráulico PHS para disponer de una capacidad creciente de almacenamiento de energía en los próximos años, mientras las demás tecnologías alcanzan un mayor grado de madurez. Sin embargo, el suministro de gas natural más barato que el gas natural convencional puede convertirse en una seria dificultad para el desarrollo de nuevos sistemas PHS. Sin embargo, un factor que puede añadir compe-titividad a los sistemas PHS frente al gas sintético puede resultar de los previsibles cambios legislativos referentes a emisiones de CO2 [19].

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8.3. Barreras geopolíticas

Los sistemas de almacenamiento son elementos tecnológicamente complejos que requieren del uso de diversos elementos y compuestos químicos, metales, plásticos y otros compo-nentes orgánicos e inorgánicos. Muchos de estos materiales, sobre todo los elementos o compuestos químicos que son materias primas apreciadas, como algunos metales y tierras raras, tienen un coste económico y ambiental importante debido a factores tales como el amplísimo catálogo de aplicaciones en las que se usan (alta demanda), las limitadas reservas de los mismos en la corteza terrestre y otros factores relacionados con el mercado particular de cada tipo de material. Los elementos más utilizados en baterías son principalmente cad-mio, cobalto, litio, manganeso, níquel, plomo, vanadio, zinc y tierras raras. Estas están constituidas por los 14 lantánidos más la columna constituida por el escandio, el ytrio y el propio lantano. En la tabla 8.1 se describen las principales aplicaciones de estos elementos químicos.

Desde el punto de vista geopolítico, se pueden identificar dos potenciales barreras para el desarrollo de sistemas de almacenamiento:

– La concentración geográfica de estos metales y tierras raras claves para la fabricación de las baterías, que define una producción localizada en muy pocas áreas geográficas y, por tanto, concentrada y/o dependiente de muy pocas compañías.

– El nivel de reservas disponibles de estos materiales en la corteza terrestre, que las define como elementos de valor estratégico, especialmente si una aplicación debe competir con otras en campos altamente atrayentes. Esto reclama la elaboración de políticas de reciclaje adecuadas, para prevenir el agotamiento de las reservas.

8.3.1. Localización geográfica de reservas de metales y tierras raras

El término reserva se refiere a una cierta cantidad de existencia demostrada de mineral que satisface los requerimientos químicos y físicos específicos en cuanto a calidad, profundidad, espesor, etc. que faciliten su extracción o producción económica, de acuerdo con las técnicas actuales de minería o de producción. Cabe destacar que este término no significa que las instalaciones de extracción o de producción estén operativas.


–263–

La localización geográfica de estas reservas de minerales es crucial no solo para el desarrollo de los sistemas de almacenamiento, sino para el desarrollo de la economía de un país. En efecto, el hecho de disponer o no de reservas minerales determina el desarrollo económico de diversos ámbitos industriales y energéticos de una región. El hecho de que un país con-centre una gran cantidad de reservas puede favorecer su actividad económica, pero también puede afectar a la de los países importadores de estos materiales, por ejemplo aplicando va-riaciones de precio y en cuanto a la disponibilidad.

De esta forma, la concentración geográfica de elementos o compuestos químicos, como por ejemplo vanadio y litio, es clave, ya que afecta al desarrollo de tecnologías incipientes tales como baterías de flujo o de tipo ion-litio, y en consecuencia, al desarrollo de ámbitos tecno-lógicos estratégicos como el del almacenamiento distribuido a nivel de usuario final o el de los vehículos eléctricos.

Material Aplicaciones

Cadmio Aceros aleados, recubrimientos, baterías tipo níquel-cadmio, pigmentos, estabilizantes para plásticos. Células fotovoltaicas.

Cobalto Aceros aleados, carburos para recubrimientos contra el desgaste, baterías de ion-litio. Catalizadores.

Litio Cerámicas y vidrios, baterías tipo ion-litio, lubricantes, tratamiento de aire, metalurgia, polímeros, productos farmacéuticos, aluminio.

Manganeso Aceros aleados, diversos tipos de baterías, fertilizantes, comida para animales, colorantes para tetra-bricks. Catalizadores.

Niquel Aceros inoxidables y aleados, baterías tipo níquel-cadmio y Ni-MH, aleaciones no férreas, diversidad de útiles metálicos, chasis de vehículos, equipamiento eléctrico, industria del petróleo, construcción, maquinaria industrial. Catalizadores.

Plomo Anclas y contrapesos, munición, pantalla contra radiaciones, vidrios especiales, baterías de plomo-ácido, soldadura, revestimientos, y otras aplicaciones venidas a menos por la toxicidad del plomo, como su uso en pinturas, pigmentos, barnices y fontanería.

Vanadio Aleaciones de hierro y acero, baterías de flujo, catalizadores para la fabricación de ácido sulfúrico.

Zinc Diversos tipos de baterías, como producto galvanizante, aleaciones metálicas, fabricación de latón y bronce, compuestos de zinc para la agricultura, pinturas, caucho e industrias químicas. Catalizadores.

Tierras raras Diversos tipos de baterías, máquinas eléctricas, catalizadores, aplicaciones metalúrgicas y aleaciones, pulimentos para el vidrio y cerámicas, imanes permanentes, fósforos. Bobinados. Cables.

Tabla 8.1. Aplicaciones de elementos y tierras raras utilizados en sistemas de almacenamiento eléctrico.Fuente: IREC.

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La figura 8.3 muestra la distribución geográfica de las reservas de diversos metales y tierras raras utilizados para la fabricación de baterías como son, en mayor o menor medida, el cad-mio, el cobalto, el litio, el manganeso, el níquel, el plomo, el vanadio, el zinc y las tierras raras. Se indican tan solo aquellas reservas correspondientes a los cinco países que recogen un mayor porcentaje de reservas respecto a las reservas totales mundiales de cada metal. El tamaño de cada punto es indicativo del porcentaje de reservas contenidas en un determinado país.

Como se puede observar en la figura 8.3, países como China y Australia están entre los 5 países con más reservas a nivel mundial de diversos materiales estratégicos, como el litio, el plomo o el zinc. Tan solo China concentra el 14% de las reservas mundiales de los materiales citados y el 28,2% de la producción.

Figura 8.3. Localización geográfica de reservas de cadmio, cobalto, litio, manganeso, níquel, plomo, vanadio, zinc y tierras raras. Las reservas están indicadas en los cinco países con mayor porcentaje de reservas respecto

a las reservas totales mundiales para cada material. Fuentes: Elaboración IREC en base a mapa político mundial de [20], y base de datos de reservas

minerales en [21].

Europa no destaca entre los 5 primeros

productores mundiales de prácticamente

ningún material.

China concentra el 28,2% de la

producción y el 14% de las reservas

mundiales de los 9 metales de

estudio, incluyendo materiales

estratégicos como el Vanadio, Tierras

raras o Litio.

Australia concentra más reservas que China (19,1%), pero menos producción mundial (15,7%).

Tema indicativo del % de reservas respecto a las reservas mundiales estimadas para el material


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Tanto América del Norte como América del Sur son también continentes con una actividad minera muy importante para los citados materiales. Sin embargo, desde el punto de vista cualitativo, y en base a una inspección visual global del tamaño de los puntos indicados en la figura 8.3, tan solo Chile y Bolivia ocupan el puesto de país con mayor nivel de reservas de, en este caso, litio. Países como Argentina, Perú, Brasil, Cuba, México e incluso Estados Uni-dos destacan entre los cinco países con más reservas mundiales de litio, cobalto, vanadio, cadmio o plomo, entre otros, pero en menor medida que países asiáticos y/o oceánicos como China, Rusia o Australia.

Las reservas más importantes en el continente africano se limitan a cobalto, manganeso y vanadio, mientras que los países europeos no destacan entre los cinco países con más reser-vas mundiales de prácticamente ningún metal entre los citados.

Un análisis cuantitativo de la distribución de reservas y producción mundial de los metales de estudio se presenta en la tabla 8.2. Como se puede observar, China es el país que ocupa más veces el primer lugar, el que tiene un porcentaje mayor del nivel de reservas totales para un determinado mineral. China es el mayor contenedor de reservas de cadmio, tierras raras y vanadio, y el segundo mayor contenedor de plomo, litio y zinc. Además, es el mayor pro-ductor mundial de cadmio, plomo, tierras raras (con un 86,3%), vanadio y zinc. Sin duda, estos datos definen a China como país clave en el suministro mundial de diversos materiales estratégicos.

Similarmente a China, Australia destaca como el mayor contenedor de reservas mundiales en plomo, níquel y zinc. Sin embargo, no destaca como el mayor productor de ningún mi-neral entre los estudiados.

Un análisis en detalle de los datos de la tabla 8.2, indica que el nivel de reservas y/o la pro-ducción de diversos materiales están centralizados en un solo país, minorando en gran me-dida la importancia de, incluso, los segundos productores o contenedores mundiales de re-servas. Por ejemplo, el Congo por sí solo contiene el 45,3% de las reservas mundiales de cobalto y soporta el 54,5% de la producción mundial de este material. En la misma línea, el 57,7% de las reservas mundiales de litio está centralizado en Chile/Bolivia, que soportan, además, un 35,1% de la producción mundial.

De esta casuística se deriva una fuerte dependencia mundial de la política de extracción, pre-cios, distribución, etc. fijada por unos pocos países con respecto a materiales con una impor-tancia estratégica fundamental para el desarrollo tecnológico.

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Cadmio (Cd)

Cobalto (Co)

Plomo (Pb) Litio (Li) Manganeso

(Mn) Níquel

(Ni) Tierras

raras (TR) Vanadio

(V) Zinc (Zn) R

eser

vas

(×10

3 ton

elad

as m

étri

cas)

1º China

(18,4%)Congo (45,3%)

Australia (41%)

Chile (57,7%)

Sudáfrica (24%)

Australia (27%)

China (50%)

China (36,4%)

Australia (28%)

2º Perú

(11,0%) Australia

(16%) China

(15,7%) China

(26,9%) Ucrania (22%)

N. Caled. (16%)

EE.UU. (11,8%)

Rusia (35,7%)

China (17,2%)

3º México (9,4%)

Cuba (6,7%)

Rusia (10,3%)

Australia (8%)

Brasil (17,4%)

Brasil (10%)

India (2,8%)

Sudáfrica (25%)

Perú (7,2%)

4º Rusia

(8,8%) N. Caled.

(5%) Perú

(8,9%) Argentina

(7%) Australia

(16%) Rusia

(8,1%) Australia

(2%) EE.UU. (0,3%)

México (6,4%)

5º India (7%)

Zambia (3,6%)

México (6,3%)

EE.UU. (0,3%)

China (6,9%)

Cuba (7,3%)

Brasil (0,03%)

-EE.UU. (4,4%)

TOT. MUNDIAL 500 7.500 89.000 13.000 630.000 75.000 110.000 14.000 250.000

Pro

ducc

ión

(×10

3 ton

elad

as m

étri

cas

/ añ

o) 1º China

(30,4%) Congo (54,5%)

China (50%)

Chile (35,1%)

Sudáfrica (22%)

Rusia (12,8%)

China (86,3%)

China (36,5%)

China (35,8%)

2º México (7%)

Australia (4%)

Australia (12%)

Australia (35%)

Australia (21%)

Australia (11%)

EE.UU. (6,3%)

Sudáfrica (35%)

Australia (11%)

3º Rusia

(3,1%) Cuba

(3,6%) México (4,7%)

China (16,2%)

China (18,7%)

N. Caledo. (7%)

Australia (4%)

Rusia (25,3%)

Perú (9,7%)

4º Perú (3%)

N. Caledo. (3%)

Perú (4,5%)

Argentina (7%)

Brasil (6,8%)

Brasil (6,7%)

India (2,5%)

EE.UU. (0,4%)

EE.UU. (5,7%)

5º India

(2,7%) Zambia (2,7%)

Rusia (2,1%)

EE.UU.1 Ucrania (1,9%)

Cuba (3,4%)

Brasil (0,3%)

-México (4,8%)

TOT. MUNDIAL 23 110 5.200 37 16.000 2.100 110 63 13.000

Tabla 8.2. Porcentaje respecto a los totales mundiales de los cinco países con mayor nivel de reservas de cadmio, cobalto, plomo, litio, manganeso, níquel, tierras raras, vanadio y zinc.

Fuentes: U.S. Department of the Interior; U.S. Geological Survey [21].

1. Este dato no se facilita en [21] por confidencialidad.

Sin duda, el mejor ejemplo de esta dependencia lo tenemos en el caso de las tierras raras. China contiene el 50% de las reservas mundiales de estos minerales, y lo que es más relevan-te, el 86,3% de la producción mundial de los mismos. Estos materiales, como la “magnetita”, son fundamentales para, por ejemplo, el desarrollo de generadores de imanes permanentes,


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de gran importancia actualmente en aplicaciones industriales y en el ámbito de las energías renovables. De acuerdo con [21], China podría estar dificultando la venta de estos materiales a otros países sometiendo a los exportadores a restricciones respecto a la licencia requerida, así como exigiendo a los mismos un capital mínimo económico para realizar tal actividad. En consecuencia, la Unión Europea, Japón y Estados Unidos iniciaron una investigación con respecto a la política china de comercio de tierras raras.

Otro ejemplo se encuentra en el suministro de litio. Este material es de suma importancia para las compañías tecnológicas asiáticas, las cuales buscan alianzas estratégicas con produc-tores de litio de alrededor del mundo para asegurar la producción de baterías para vehículos eléctricos. En [22] se identifican el cobalto, el níquel, el manganeso y el litio como materiales estratégicos a tener en cuenta en el reciclado de baterías de litio. Se destaca que las variacio-nes de precio impuestas por los gobiernos de países como Chile, Australia o China pueden afectar al precio de las baterías y, por lo tanto, al de los vehículos eléctricos.

8.3.2. Reservas disponibles

El término reservas se refiere a una cantidad dinámica. Las reservas pueden ser disminuidas por las actividades de minería. Por otra parte, puede resultar que se descubran nuevos depó-sitos, o que una reducción de costes en la extracción de los ya conocidos permita prolongar la extracción de mineral en los mismos. Por ejemplo, se conoce que Bolivia es rica en litio; de hecho, es el país más rico de este material, con más recursos que Chile [23], aunque estos recursos todavía no son considerados como reservas ya que en el país se suceden discusiones sobre el proceso de explotación de este mineral. En este caso particular, el litio se encuentra disuelto en sales bajo el lago de sal Uyuni, el lago más alto del mundo. Las decisiones geopo-líticas alcanzadas al respecto de la explotación de estos recursos cambiarán el panorama de explotación mundial de litio, así como aumentarán, o no, sustancialmente el nivel de reservas disponibles.

En cualquier caso, las reservas para un determinado mineral son limitadas, y por lo tanto, esta limitación (o incluso escasez) supone una potencial barrera para el desarrollo de la tec-nología. En la literatura se encuentran numerosos trabajos referentes a la escasez de minera-les como limitantes al desarrollo del almacenamiento de energía. Por ejemplo, uno de los elementos más restrictivos es el cadmio, lo que limita en gran medida un desarrollo a largo

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plazo de las baterías tipo níquel-cadmio. De hecho, su evolución está directamente relacio-nada con el potencial descubrimiento de nuevas reservas a medio plazo (año 2050) para mantener la producción usando este elemento a un bajo coste [23]. Además, hay que desta-car que el Cd es también compartido con otras aplicaciones, como CdTe para fotovoltaica, lo que contribuye a incrementar las limitaciones en su disponibilidad. Técnicamente, esta limitación se traduce en la disponibilidad de ciertos materiales en una previsión de, por ejemplo, el número de baterías para vehículos eléctricos que se es capaz de construir a medio o largo plazo.

Así, por ejemplo, se estiman unas reservas a nivel mundial de litio de 39 millones de tonela-das, por lo que se puede prever que ello no comprometerá la electrificación de la automoción durante el presente siglo [24], [25], [26]. Con el desarrollo de los vehículos eléctricos, se es-tima un incremento de la producción de litio de hasta 116.000-145.000 toneladas para el año 2020 (cada vehículo eléctrico requiere de 1,4 kg de carbonato de litio). En particular, se esti-ma que con las reservas actuales de litio, se pueden fabricar suficientes baterías, hasta 1.000 millones de baterías de 40 kWh de capacidad de energía [27]. No obstante, a pesar de su re-lativa abundancia, el incremento de la demanda se convierte en un aliciente para el aumento de su coste. Entre los años 1995 y 1999 el precio de compra en Estados Unidos decreció, y entre 1999 a 2005 se mantuvo constante (en torno a 1,7 $/kg de carbonato de litio), corres-pondiendo a una demanda sostenida. Finalmente, entre los años 2006 y 2008, y empujados por el crecimiento de la demanda en el campo de la electromovilidad, los precios se han in-crementados hasta los 4,4 $/kg. En la actualidad, se estima que al ritmo presente de consumo de litio (el cual es reducido), se podrán construir baterías de litio durante 150-200 años [28].

Si este mismo análisis se realiza para los demás componentes de la batería se llega a la con-clusión de que el factor más crítico para el desarrollo extensivo de las baterías ion-litio es el cobalto. En efecto, este material es el más raro y caro, por lo que desde un punto de vista económico, será preciso definir y establecer planes para su reciclaje. El reemplazamiento del cobalto por otros materiales más baratos en el cátodo de la batería reduciría drásticamente el precio de la misma. Además, el cobalto es un elemento tóxico y químicamente inestable. De hecho, numerosos vehículos eléctricos, como Chevy Volt, Nissan Leaf y Mitshubishi MiEV, no utilizan cobalto en el cátodo de sus baterías. Otros elementos también muestran síntomas preocupantes sobre su abundancia. Así, la fabricación de baterías tipo plomo-ácido está li-mitada por las escasas reserva de este mineral (no más de algunas decenas de años).

Esta prospectiva resalta la necesidad de fomentar el reciclaje de los materiales.


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8.4. Barreras ambientales

La gestión de las baterías, y entre ellas muy especialmente las electroquímicas y las baterías de flujo, al final de su vida útil es uno de los aspectos ambientales fundamentales del almace-namiento de energía. Las baterías se componen de diversos materiales plásticos (en la carca-sa), materiales orgánicos (en el electrolito, por ejemplo) y diversos elementos/compuestos químicos (acero, aluminio, cobre, níquel, cadmio, plomo, mercurio, litio, etc.), así como las llamadas tierras raras, cuya reutilización y reciclaje se han convertido en esenciales dada su escasez o bien por el alto riego de contaminación del medio ambiente. La obtención de estos materiales (sobre todo, los metales y las tierras raras) es costosa y supone un impacto am-biental no despreciable, ya que tanto aire como agua y suelo pueden resultar contaminados.

De esta forma, la gestión de las baterías al final de su vida útil se define como un aspecto fundamental para favorecer la aplicación extensiva de estas tecnologías, tanto en aplicaciones estacionarias como en el creciente ámbito de la electromovilidad.

Sin embargo, la gestión de las baterías al final de su vida útil es un concepto relativamente joven. Por ejemplo, el mercurio utilizado en diversos tipos de baterías era tratado como re-siduo convencional a principios de los años 1990 [29]. No obstante, la conciencia sobre los impactos medioambientales de la utilización de materiales pesados ya era reportada en la década de los noventa. Similares problemas medioambientales pueden identificarse en la producción y utilización de plomo para baterías [30], [31]. Cualquier acción a favor de una mejora en el aspecto medioambiental es, sin duda, necesaria tanto desde un punto de vista económico, para hacer frente a un uso continuado, como para preservar el medio ambiente.

Sin embargo, para la mayoría de productores de baterías, el coste de reciclado de los compo-nentes es mucho mayor que el coste capital de los mismos. Por este motivo, en los últimos años proliferan compañías especializadas en el reciclado de baterías, con el objetivo de redu-cir la curva de aprendizaje en este aspecto y desarrollar economías de escala. No obstante, actualmente la viabilidad económica de estas compañías depende de la financiación pública y, por lo tanto, es fundamental reducir costes para asegurar su competitividad. Una barrera para el reciclado de las baterías se debe, precisamente, a la escasez de estas compañías. De hecho, el 60% de las baterías a reciclar en el Reino Unido han de ser enviadas a otros países para su reciclado [32].

El porcentaje de baterías recicladas correspondiente a la electrónica de consumo, portátil y de comunicaciones en Europa es todavía escaso, estimado en tan solo un 2% en el Reino

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Unido, un 16% en Francia y un 32% en Alemania (datos del año 2009, según [32]). A nivel europeo, la normativa que rige la gestión de los residuos procedentes de las baterías fue ac-tualizada en el año 2006 (directiva 2006/66/CE) [33]. Esta normativa responsabiliza al pro-ductor de hacerse cargo de los costes derivados de la recuperación, tratamiento y reciclado de las baterías. Además, esta directiva determina que resulta apropiado calcular las ratios alcanzadas respecto a la recolección de baterías en base al consumo anual en los años prece-dentes en cada Estado miembro. La directiva objetiva el 25% para septiembre de 2012 y el 45% para septiembre de 2016 como ratios mínimas a alcanzar. No obstante, existe todavía un vacío en lo que se refiere a las baterías para potencias medias y grandes.

Respecto a los procesos de reciclado, la directiva insta a los productores a definir esquemas para el tratamiento y reciclado de las baterías, utilizando las técnicas más avanzadas y respe-tuosas con el medio ambiente. Como norma general, la normativa prohíbe la disposición en vertederos y la incineración de baterías industriales. En caso de ser recicladas, la normativa indica que al menos el 65% del peso de las baterías de plomo ha de ser reciclado hasta el grado que sea técnicamente alcanzable sin caer en excesivos costes. Para las baterías de ní-quel-cadmio, este porcentaje es fijado en el 75%, incidiendo especialmente en la necesidad de reciclado del cadmio.

A pesar de los evidentes beneficios medioambientales que pueda sugerir el reciclado en pri-mera instancia, no se debe obviar la energía consumida en este proceso, las emisiones atmos-féricas derivadas y el agua necesaria. Para valorizar los beneficios del reciclado, [34] es con-veniente revisar el concepto de estudios de “eco-eficiencia”. Estos estudios tratan sobre la relación entre los aspectos ambientales y los económicos. Hasta el momento solo hay expe-riencia en baterías de electrónica de consumo. En un estudio realizado en 2004 acerca del reciclado de las baterías de teléfonos móviles, se destaca la importancia del contenido de oro en un teléfono móvil; aunque puede ser una ínfima parte en peso, su reciclado tiene un valor muy significativo desde el punto de vista ambiental, ya que reduce la necesidad de activida-des de minería para la obtención de nuevos materiales de la corteza terrestre [35].

En resumen la gestión de las baterías al final de su vida útil requiere de diversos procesos fundamentales: recuperación, transporte y reciclado [34]. En el caso de los vehículos eléctri-cos, se considera como opción en el fin de la vida útil de las baterías, la reutilización de las mismas en otras aplicaciones tecnológicamente menos exigentes en [25]. Según se indica, la capacidad de estas baterías es todavía de un 80% en su reemplazamiento de los vehículos eléctricos, por lo que la reutilización puede ser interesante.


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Los procesos de reciclado de baterías están enfocados principalmente a la recuperación de metales. Los metales pueden ser fundidos numerosas veces sin que pierdan propiedades elec-tromecánicas fundamentales. Dado que los metales son materiales con un valor de mercado y medioambiental elevado, es lógico concentrar esfuerzos para su reutilización. Por ejemplo, actualmente, más del 65% de los 6.000 millones de toneladas producidas anualmente de plo-mo proviene de procesos de reciclado. También hay un gran interés en el reciclaje del cobalto y el níquel, metales clave desde un punto de vista medioambiental, presentes en las baterías de litio [37], ya que están considerados como elementos cancerígenos y perjudiciales para la re-producción humana [22]. Por el contrario, hay metales para los cuales es más complicado su reciclado. Para la recuperación de la fracción metálica, se consideran dos procesos principales para el reciclado de las baterías: los pirometalúrgicos y los hidrometalúrgicos [42]. Ambos procesos comparten una primera fase en la que la batería es totalmente descargada y desman-telada. Es importante, también, la separación de los diferentes tipos de baterías para prevenir la contaminación y/o reacción entre la gran diversidad de electrolitos utilizados.

El reciclado de la fracción plástica de la batería es más complicado. Además de ser el grupo de materiales de menor valor económico, los procesos de fundición pueden proveer plásti-

Figura 8.4. Ciclo de vida de baterías indicando la gestión de las mismas al final de su vida útil. Fuente: Elaboración propia en base al ciclo de vida de un material presentado en [36].

Residuos

Residuos

Residuos

Residuos

Incineración

Disposición en vertederos

Viclo de vidade baterías

Recoleccióntransporte

BateríasManufacturade productos

Producciónmaterial bruto

Recursosnaturales

Reutilizaciónde plásticos paraotros propósitos

Metales

reciclados

Metales

plástico

s Baterías

Batería

s

Reciclaje de baterías

Descarga y desmantelado

de baterías

Procesos pirometalúrgicos

Procesos hidrometalúrgicos

Utilización

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cos que tan solo pueden ser utilizados en otras aplicaciones menos “exigentes” desde el punto de vista tecnológico, tales como mobiliario urbano, y no para la fabricación de nue-vas carcasas de baterías. Hay que tener presente que la aplicación de procesos a altas tem-peraturas a causa del contenido en materiales halógenos en los plásticos de las baterías, junto con materiales orgánicos, puede dar lugar a dioxinas y furanos, sustancias perjudicia-les para la salud.

Los procesos hidrometalúrgicos están asociados a la recuperación de litio en las baterías ion-litio. Tras un proceso de descarga total de la batería, y desmantelamiento y trituración de la misma, se aplican diversas soluciones que reaccionan con el litio, formando sales que pueden ser directamente reutilizadas en nuevas baterías. Los peligros de este proceso están relacio-nados con la alta reactividad, inestabilidad y toxicidad del litio y los productos derivados. El reciclaje del litio es costoso en términos económicos, y también energéticos. Como en todos los procesos de reciclado, los beneficios económicos dependen del precio de mercado del material. Un crecimiento importante del número de vehículos eléctricos y la relativa escasez de este material implicarán costes crecientes para el litio, lo que incentiva el desarrollo tec-nológico necesario para su reciclaje. Cabe destacar, sin embargo, que tan solo el 1% del peso total de la batería es litio (aproximadamente, entre 1 y 2 kilos para una batería de un vehícu-lo eléctrico). El 100% del acero, así como el 98% del aluminio y el 50% del cobre, es decir, el 60% de los componentes del cátodo de la batería, son reciclados mediante hidrometalur-gia. Con todo, el 51% del peso total de la batería es reciclado, y el 23% es reutilizado en otras aplicaciones [34].

Finalmente, cabe anotar que el reciclado de tierras raras, metales comunes en diversos tipos de baterías, todavía se encuentra en fase experimental. Su uso es extendido y fundamental en diversas aplicaciones como los imanes permanentes, fósforos para lámparas, baterías tipo Ni-MH y otros. En las baterías tipo Ni-MH, por ejemplo, su uso es motivado por la capa-cidad del Lanthanium LaNi5 de almacenar hidrógeno gas obteniendo un hídrido capaz de almacenar mayor densidad de hidrógeno que el hidrógeno en forma líquida. Compuestos en base a este elemento pueden alcanzar el 8-10% del metal en la batería.

Los fabricantes Umicore y Rhodia anunciaron en 2011 un proceso para reciclar estos mate-riales a partir de baterías tipo Ni-MH basado en un proceso patentado que utiliza tempera-turas extremadamente altas para el fundido de los componentes [39]. Se estima que para el año 2020, de las estimadas 50.000 toneladas de tierras raras usadas en baterías tipo Ni-MH, tan solo entre 1.000 y 1.750 toneladas podrán ser recicladas.


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En conclusión, parte de los requisitos en la madurez de las tecnologías de almacenamiento de electricidad expuestas pasan por el desarrollo de las técnicas de reciclaje, que en muchos casos no están todavía totalmente verificadas, excepto para las casuísticas ligadas a la electró-nica de consumo, portátil o de comunicaciones. En este punto, conviene destacar las ventajas de los sistemas basados en almacenamiento químico haciendo uso de los sistemas de conver-sión de energía eléctrica a gas.

8.5. Barreras sociales

Desde el punto de vista social, se detecta tanto una percepción favorable como en contra de un uso extendido de los sistemas de almacenamiento de energía, tanto en el sistema eléctrico de potencia como en el campo de la electromovilidad. De un lado, las “presiones” sociales en favor del desarrollo de los sistemas de almacenamiento de energía están relacionadas con el hecho de que pueden ser un instrumento para la decarbonización del sistema eléctrico, y por lo tanto, contra el cambio climático. De otro lado, la percepción social negativa está relacio-nada con el impacto visual de estos sistemas de almacenamiento, generalmente muy volumi-nosos, tales como los sistemas PHS, así como aspectos relacionados con la salud y la seguri-dad de uso.

La percepción de los sistemas de almacenamiento como instrumentos de decarbonización del sistema eléctrico es, en efecto, respaldada también desde un punto de vista técnico. Como se ha comentado anteriormente, los sistemas de almacenamiento pueden favorecer la inte-gración de energías renovables en la red eléctrica; favorecer una consecuente reducción de emisiones atmosféricas derivadas de una reducción en el uso de plantas de generación con-vencionales, y favorecer la optimización del uso de los sistemas de transmisión de energía, evitando la construcción de nuevas líneas de transmisión eléctrica [40]. Estos beneficios téc-nicos pueden ser traducidos económicamente en una mejora de la competitividad del nego-cio de la energía, lo que puede revertir en un coste menor para los consumidores.

Respecto a la percepción social negativa, tal y como se ha indicado anteriormente, a pesar de los avances tecnológicos en sistemas de almacenamiento tales como las baterías o los siste-mas basados en hidrógeno o en gas sintético, todavía se detecta una preocupación social por aspectos relacionados con el impacto visual y/o medioambiental, la seguridad de uso y la salud [3].

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8.5.1. Impacto visual y/o medioambiental

Respecto a la preocupación por el impacto medioambiental, en la literatura especializada se reportan varios estudios concernientes a instalaciones de almacenamiento por bombeo hi-dráulico PHS. En efecto, la necesidad de construir los depósitos superior e inferior para el bombeo de agua supone un impacto ambiental importante. En este sentido, [5] indica que en Alemania se promueve la instalación de nuevos sistemas PHS utilizando como depósito in-ferior un río. De esta forma, no es necesario construir un embalse inferior; no obstante, los operadores de la instalación pueden ser cargados con un impuesto por el uso del agua. El pago de este impuesto es en compensación del impacto ambiental ocasionado.

También se indica que una de las mayores preocupaciones es sobre el proceso de construc-ción.

Cabe destacar la intención política en Europa, dada la mayor madurez de esta tecnología, de construir nuevos sistemas PHS, que supondrían un incremento del 60% del total instalado actualmente. La intención de facilitar la integración de las energías renovables en el sistema, y el interés por una cierta autarquía y una menor dependencia de la energía comprada del exterior, son dos de los motivos de tal incremento.

8.5.2. Seguridad de uso

Respecto a la seguridad de uso, las mayores preocupaciones sociales se detectan respecto al uso de hidrógeno, especialmente en aplicaciones no estacionarias o en la inflamabilidad de las instalaciones. También preocupa la toxicidad para las personas en caso de rotura del sis-tema. Una alternativa es incrementar el control del uso de productos tóxicos o inflamables en los nuevos avances de las tecnologías expuestas, lo que aumentaría la seguridad y fiabili-dad de los sistemas de almacenamiento.

8.5.3. Efectos perjudiciales para la salud

Finalmente, se detecta una barrera de tipo social relacionada con los aspectos de la salud. La diversidad de metales pesados utilizados en las baterías puede provocar enfermedades en caso


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de exposición o contacto accidental, derramamiento de electrolito, etc. Esta reticencia es res-paldada también desde un punto de vista técnico. Por ejemplo, el uso de metales como el cadmio o el plomo está prohibido o limitado en ciertas aplicaciones por sus efectos nocivos sobre la salud. Así, en China se prohíbe la fabricación y venta de baterías de plomo-ácido con un contenido de cadmio superior al 0,002%, por su clasificación como material cancerígeno [21]. Respecto al cadmio y al plomo, tal y como se ha destacado en este mismo capítulo, la Unión Europea objetivó en 2006 unas ratios mínimas de reciclaje para las baterías de níquel-cadmio y plomo-ácido por razones medioambientales y relacionadas con la salud.

Finalmente, cabe destacar que los componentes orgánicos en el electrolito de las baterías de litio también son perjudiciales para la salud, y por ello también se investiga para la sustitu-ción de los mismos por alternativas inorgánicas. Es conveniente advertir que, tal y como reporta [22], aunque el reciclaje del litio en aparatos electrónicos puede no ser económica-mente favorable, pues el contenido es muy bajo, desde el punto de vista de la salud, en cam-bio, es muy conveniente debido a la clasificación de cancerígenos de diversos componentes orgánicos en las baterías.

En general, hay que destacar que muchas de estas tecnologías precisan todavía de una nor-mativa y regulación, así como de estándares para controlar y prever todos estos aspectos.

8.6. Conclusiones

En el momento actual, a causa del carácter todavía poco maduro de las tecnologías de alma-cenamiento, existen notables barreras que dificultan su rápida implementación e introduc-ción. Existen barreras debidas a aspectos económico-regulatorios, barreras tecnológicas, geopolíticas, ambientales y de tipo social. A modo de conclusión, es interesante remarcar los siguientes aspectos:

• Resulta necesaria una actualizaciónde la regulacióndel sistema eléctricodepotencia,para la operación de los sistemas de almacenamiento de energía. Actualmente es difícil determinar, por ejemplo, quién ha de pagar por la instalación de estos sistemas, y cómo se han de valorar económicamente los servicios que puedan proveer.

• Respectoaaspectostecnológicos,sedestacalanecesidaddeintensosesfuerzosdeinves-tigación y desarrollo para prácticamente todas las tecnologías de sistemas de almacena-

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miento. Este desarrollo es necesario para mejorar las prestaciones técnicas. Mejoras que, además, deben ir acompañadas de una reducción de costes significativa. Ambos aspectos son necesarios para, por ejemplo, facilitar el despliegue de los vehículos eléctricos, así como la introducción del almacenamiento como pieza activa en el sistema eléctrico.

• Unanálisisdelaconcentracióngeográficayelniveldereservasenlacortezaterrestrededistintos elementos químicos y tierras raras que son ampliamente utilizados en diversos tipos de baterías define estos aspectos como fundamentales, también, para el desarrollo de los sistemas de almacenamiento. Hechos como la centralización de la producción de elementos estratégicos como el vanadio o las tierras raras en un solo país (China en este caso) pueden afectar al desarrollo y fabricación de baterías a nivel mundial. Una centrali-zación, en mayor o menor grado, de un cierto material, puede afectar a su precio de ven-ta y a su suministro.

• Respectoaaspectosambientales,sedestacalanecesidaddeldespliegueyestandarizaciónde capacidades y prácticas para el reciclado de baterías, ya que actualmente el reciclado de estos productos continúa siendo escaso (por ejemplo, en Francia tan solo se recicla el 16% del total de baterías fabricadas, y en Alemania el 32%) y limitado a las baterías uti-lizadas en la electrónica de consumo, portátil o de comunicaciones, pero no a los sistemas para la red eléctrica.

• Respectoabarrerasdetiposocial,sonremarcableslasreticenciasrelacionadasconelim-pacto visual y/o medio ambiental en la instalación de sistemas voluminosos de almacena-miento, así como las consideraciones sobre la seguridad del uso de baterías. Sin olvidar, por último, la consciencia social respecto a los efectos perjudiciales para la salud, relacio-nados con la exposición a metales pesados y otros componentes tóxicos de las baterías.

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[40] Eyer J., Corey G. Energy storage for the electricity grid: benefits and market potential assessment guide, Sandia Report SAND2010-0815. Fecha de acceso: 26/08/2013. Recurso web: <http://www.sandia.gov/ess/publications/SAND2010-0815.pdf>.

[41] Swain M.R. Fuel leak simulation. <http://evworld.com/library/Swainh2vgasVideo.pdf>. Fecha de acceso: 26/08/13.

[42] Indumetal Recycling S.A., Proyecto: Estudio de viabilidad previo al diseño de un esquema de logística, tratamiento y reciclado de baterías de vehículos eléctricos e híbridos al fin de su vida útil, 2012. Recurso web: <http://www.amitec.es>. Fecha de acceso: 28/08/2013.

–281–

9Evaluación de costes económicos

Las mayores barreras para la inclusión de los sistemas de almacenamiento, no solo en el sis-tema eléctrico sino también en otros campos de aplicación, están relacionadas con aspectos económicos. Solo será interesante gestionar una reserva de energía en un sistema de almace-namiento cuando sea económicamente mejor que la alternativa de, por ejemplo, producir esa energía desde un generador convencional controlado con este propósito. [1-4]

La casi totalidad de las tecnologías analizadas anteriormente están todavía en una fase de intenso desarrollo tecnológico y esto se traduce en unos costes elevados, tal como corres-ponde a la etapa de preconsolidación comercial. Instalaciones de bombeo de agua o baterías de plomo son tecnologías maduras (el desarrollo tecnológico de las baterías de plomo se ha llevado a cabo desde hace más de 140 años [5]), pero otras tecnologías, como baterías de litio, de sodio-azufre, baterías de flujo, supercapacitores, etc., son relativamente jóvenes.

Por estos motivos es fundamental la evaluación de costes para los sistemas de almacenamien-to, de manera que se pueda comparar el valor del kWh almacenado según diferentes tecno-logías respecto al valor medio del kWh puesto en la red eléctrica según mercado.

9.1. Modelo de evaluación de costes

El coste total del sistema de almacenamiento viene dado por:

donde Ctotal es el coste total, C1 es el coste financiero de la inversión, CO&M es el coste de

Ctotal = C1 + CO&M + CE’ (1)

–282–

operación y mantenimiento, y CE’ es el coste de la energía que es necesario comprar para cargar el sistema de almacenamiento durante su vida útil. Todos los costes están expresados en €.

Coste financiero de la inversión C1

El coste capital del sistema de almacenamiento depende de la capacidad de energía E (en kWh) del sistema y de la potencia máxima P (en kW):

donde ce es el coste específico por unidad de energía (en €/kWh), y cp es el coste específico por unidad de potencia (en €/kW). El término (1 + i)n se incluye para actualizar el coste ca-pital a unidades monetarias en el año n de funcionamiento del sistema, siendo i el coste en tanto por uno de la tasa financiera anual.

Hay que considerar que n corresponde al plazo requerido de amortización o, alternativa-mente, corresponde a la vida media esperada del sistema, aunque usualmente el período re-querido para la amortización es inferior a la vida media del sistema.

Coste de operación y mantenimiento CO&M

El coste de operación y mantenimiento del sistema depende de diversos factores, como la vida útil, la tecnología utilizada y los patrones de operación (como, por ejemplo, los perfiles de carga y descarga en el caso de las baterías), así como de otras externalidades, como los factores ambientales. De esta manera se tiene una alta incertidumbre para estimar este tipo de costes. Típicamente, es usual considerar como coste de operación y mantenimiento un cierto porcentaje del coste capital del sistema de almacenamiento, resultando:

donde k es la fracción del coste capital en tanto por uno, y b es el incremento anual estimado de coste de operación y mantenimiento.

C1 = (ceE + cpP) (1 + i)n, (2)

CO&M = k· c1 · j = n

Σj = i

( (1 + b)

(1 + i) ) (1 + i)n, (3)

9. Evaluación de costes económicos

–283–

Coste de energía consumida CR

El coste de la energía consumida por el sistema de almacenamiento para mantener un deter-minado estado de carga durante la vida útil del sistema se computa como:

donde Ea (en kWh) es la energía inyectada por el sistema de almacenamiento durante un año y depende de la aplicación del mismo, η es el rendimiento energético (round trip efficiency), cw es el precio de compra de la energía por parte del sistema de almacenamiento (en €/kWh), y w es la tasa de crecimiento anual del coste de la energía en tanto por uno. El valor de Ea se deduce de la capacidad de energía del sistema de almacenamiento, la máxima profundidad de descarga del mismo de DoDmáx, y el tiempo durante el cual el sistema de almacenamiento puede inyectar su potencia nominal de forma continuada h expresado en horas. De esta ma-nera, Ea resulta:

Coste de la energía generada por el sistema de almacenamiento LCOE

Finalmente, el coste de la energía generada por el sistema de almacenamiento expresado en €/kWh se obtiene del cociente entre el coste total del sistema y la producción total de energía durante la vida útil del mismo:

CE = Ea

η · cw ·

j = n

Σj = i

( (1 + b)

(1 + i) ) (1 + i)n, (4)

Ea = E · 8760 · η DoDmáx/h (5)

LCOE =

Ctotal

Ea · Σ j = nj = i [ 1 + w

1 + i ]j

(1 + i)n (6)

–284–

9.2. Aplicación del modelo

Esta sección muestra los resultados de aplicación del modelo de coste descrito en la sección anterior, en base a [1]. Para ello, en la sección 9.2.1 se listan los sistemas a los que se va a aplicar el modelo de coste. Seguidamente, en la sección 9.2.2 se muestran los parámetros característicos de cada uno de los sistemas de almacenamiento considerados, necesarios para la aplicación del modelo de coste. Estos parámetros son estimados en base a una extensa revisión bibliográfica. Para hacer frente a la gran variabilidad de algunos parámetros según las fuentes consultadas, se propone un margen de variación de los mismos, obteniendo así un valor mínimo, medio y máximo para numerosos parámetros característicos. El análisis de los resultados utilizando los valores medios (o base) de los parámetros característicos de los sistemas de almacenamiento se muestra en la sección 9.2.3. Finalmente, la sección 9.2.4 des-cribe numerosos análisis de sensibilidad para analizar el impacto de la variabilidad de los parámetros recogidos.

9.2.1. Sistemas de almacenamiento de estudio

Los sistemas de almacenamiento a los cuales va a ser aplicado el modelo de costes están cla-sificados a continuación como sistemas mecánicos, electromagnéticos y electroquímicos. Los principios de operación de estos sistemas han sido debidamente explicados en apartados anteriores del presente libro. Se consideran:

• Sistemasmecánicos:instalacionesdebombeodeagua(PHS),deairecomprimido(CAES)y volantes de inercia (flywheel).

• Sistemaselectromagnéticos:supercapacitores(SCESS)ybasadosenmaterialessupercon-ductores (SMES).

• Sistemaselectroquímicos:basadosenhidrógeno(HESS),bateríasdeplomo-ácido(Pb-Ac), de litio (Li-ion), de sodio-azufre (NaS), y baterías de flujo tipo vanadium redox (VRB) y de zinc bromide (ZBB).


–285–

9.2.2. Parámetros

En esta sección se presentan los parámetros necesarios para la aplicación del modelo de cos-te para cada sistema de almacenamiento indicado en la sección anterior. Para muchos de los parámetros, además, resulta interesante considerar un rango de variación respecto a un valor medio o base. Tener en cuenta esta variabilidad permite hacer frente a la incertidumbre del valor exacto de diversos parámetros o características de los sistemas de almacenamiento como son, por ejemplo, el coste asociado a la operación y mantenimiento, la profundidad de descarga admisible y la vida útil de las baterías.

Como ejemplo de la incertidumbre en la determinación del coste asociado al mantenimiento, este se expresa simplemente en el modelo de coste como un cierto porcentaje del coste capi-tal del sistema de almacenamiento (ver ecuación (3)). Se cree conveniente en este punto indi-car algunas notas sobre la justificación y determinación de este porcentaje. La determinación de este porcentaje depende de diversos factores inherentes tanto a la tecnología como a las externalidades y condiciones de uso. Por ejemplo, el mantenimiento en baterías de flujo es limitado e incluye operaciones periódicas de mantenimiento predictivo, como limpieza e inspección de capacidad de energía, etc. No obstante, y a diferencia de las baterías conven-cionales, es necesaria la utilización de bombas hidráulicas para impulsar los electrolitos en la celda donde va a producirse la reacción electroquímica en los procesos de carga y descarga del sistema de almacenamiento.

El mantenimiento de estas bombas, aunque convencionales y por lo tanto con una madurez tecnológica importante, se debe tener en cuenta. Además, se debe tener en cuenta que la membrana que separa los dos electrolitos en la celda electroquímica requiere de su reempla-zamiento cada cinco años [4]. En [3] se ofrecen algunos datos concretos sobre el tiempo dedicado al mantenimiento en baterías. Se estima un tiempo de entre 5 y 18 horas anuales en baterías tipo plomo-ácido, y depende del tamaño del sistema de almacenamiento. No obs-tante, cabe destacar el riesgo de sulfatación prematura de las baterías tipo plomo-ácido cuan-do son operadas con frecuentes ciclos de carga y descarga, hecho que puede motivar costosas operaciones de mantenimiento correctivo. El mantenimiento de las baterías NaS es particu-larmente reducido. De hecho, el mayor fabricante de baterías de este tipo indica tan solo un mantenimiento preventivo cada tres años de operación del sistema. Sin embargo, debido a la elevada temperatura de operación de este tipo de baterías, se considera un cierto riesgo de inflamabilidad, hecho que puede motivar operaciones de mantenimiento correctivo.

–286–

Respecto a las baterías Li-ion, cabe destacar que, al igual que en las baterías tipo NaS, no se consideran operaciones de mantenimiento importantes. De hecho, el fabricante Li-Tec Bat-tery GmbH indica en su página web que estas baterías están libres de mantenimiento. Sin embargo, cabe destacar que la necesidad de mantenimiento de unos niveles adecuados de tensión y de temperatura, así como el uso de electrolitos orgánicos inflamables, indican cier-ta fragilidad de la batería, y otros aspectos relacionados con la seguridad de operación de la misma. Teniendo en cuenta estos aspectos, se puede deducir un coste asociado al manteni-miento predictivo de las baterías muy reducido en términos de porcentaje respecto al coste capital del mismo.

Los valores medios, máximos y mínimos de los parámetros necesarios para la aplicación del modelo de coste son presentados en la tabla 9.1. Cabe destacar que los valores medios son el resultado de la ponderación y actualización a un mismo año base (2013) del valor particular indicado por diversas fuentes bibliográficas. Los valores máximos y mínimos son deducidos a partir de los valores medios aplicando un cierto porcentaje de incremento o decremento, respectivamente.

Cabe destacar que los valores indicados de capacidad de energía E, capacidad de potencia P y tiempo de descarga a potencia nominal h de cada uno de los sistemas mostrados en la tabla 9.1, son valores particulares de un ejemplo concreto. Así como otras magnitudes como el rendimiento energético o el coste específico capital, son características generalizables para cada tipo de sistema de almacenamiento, es necesario que las tres magnitudes anteriormente indicadas (E, P y h) sean referidas a una misma instalación de ejemplo, ya que se pueden obtener valores muy diferentes de acuerdo con el diseño en cada caso. Por ejemplo, en las baterías de flujo (VRB o ZBB), la capacidad de energía y la capacidad de potencia son mag-nitudes independientes, ya que la capacidad de energía depende del volumen de los tanques contenedores de electrolito, mientras que la capacidad de potencia depende de la célula de combustible. Así, dependiendo de la batería de flujo se pueden obtener combinaciones muy dispares de capacidad de energía y de potencia, y por lo tanto de tiempo de descarga hh .


–287–

PHS HESS CAES VRB ZBB NaS Pb-Ac Li-ion SMES Flywheel SCESS

MAX 77,94 12,44 38,41 613,14 647,92 513,16 236,26 1.172,05 9.002,50 2.008,45 10.965,73

ce [€/kWh]

59,95 9,57 29,54 471,64 498,40 394,74 181,74 901,58 6.925,00 1.544,96 8.435,18

MIN 41,97 6,70 20,68 330,15 348,88 276,32 127,22 631,11 4.847,50 1.081,48 5.904,63

MAX 1.631,75 1.261,61 1.548,43 1.957,14 1.069,35 1.168,99 868,81 3.078,93 739,10 939,73 325,00

cp [€/kW] 1.255,19 970,47 1.191,10 1.505,49 822,57 899,22 668,31 2.368,41 568,54 722,87 250,00

MIN 878,63 679,33 833,77 1.053,85 575,80 629,46 467,82 1.657,88 397,98 506,01 175,00

MAX 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

i [pu] 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

MIN 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

MIN 31,50 8,75 24,50 11,08 5,78 9,98 6,65 9,33 14,00 14,00 8,75

n [years] 45,00 12,50 35,00 15,83 8,25 14,25 9,50 13,33 20,00 20,00 12,50

MAX 58,50 16,25 45,50 20,58 10,73 18,53 12,35 17,33 26,00 26,00 16,25

MAX 0,0049 0,0130 0,0085 0,0130 0,0130 0,0098 0,0130 0,0130 0,0130 0,0130 0,0130

k [pu] 0,0038 0,0100 0,0065 0,0100 0,0100 0,0075 0,0100 0,0100 0,0100 0,0100 0,0100

MIN 0,0026 0,0070 0,0046 0,0070 0,0070 0,0053 0,0070 0,0070 0,0070 0,0070 0,0070

MAX 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

b [pu] 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

MIN 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

MAX 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

w [pu] 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

MIN 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

MAX 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

cw [€/kWh]

0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05

MIN 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

MIN 0,65 0,35 0,64 0,69 0,67 0,74 0,69 0,78 0,80 0,79 0,71

nu [pu] 0,72 0,38 0,71 0,77 0,74 0,83 0,76 0,86 0,88 0,88 0,78

MAX 0,80 0,42 0,78 0,84 0,81 0,91 0,84 0,95 0,97 0,96 0,86

h [h] 5,00 8,00 4,00 8,00 4,00 7,20 4,00 1,00 0,00 0,25 0,04

MIN 0,76 0,72 0,50 0,80 0,76 0,56 0,56 0,56 0,72 0,40 0,40

DoD [pu] 0,95 0,90 0,63 1,00 0,95 0,70 0,70 0,70 0,90 0,50 0,50

MAX 1,00 1,00 0,75 1,00 1,00 0,84 0,84 0,84 1,00 0,60 0,60

E [kWh] 8.640.000 120.000 360.000 120 4.000 244.800 40.000 50.000 1 5.000 10

P [kW] 1.728.000 15.000 90.000 15 1.000 34.000 10.000 50.000 1.000 20.000 250

Tabla 9.1. Parámetros característicos de los sistemas de almacenamiento para la aplicación del modelo de coste.

Fuentes: [2], [6], [7].

–288–

9.2.3. Evaluación de costes considerando el valor medio (o base) de los parámetros característicos de los sistemas de almacenamiento

El objetivo del modelo de coste es proveer el coste total determinado por la suma del cos-te capital, de operación y mantenimiento, y de energía consumida por los sistemas de al-macenamiento. Además, resulta interesante proveer el coste de la energía generada por el mismo LOCE en €/kWh. Esta magnitud resulta decisiva para la evaluación económica de los sistemas de almacenamiento, ya que facilita, por ejemplo, la comparación en términos económicos entre los mismos. La tabla 9.2 indica el desglose de costes de diversos sistemas de almacenamiento utilizando el valor medio de los parámetros característicos indicados en la tabla 9.1.

El análisis del desglose de costes presentados en la tabla 9.2 se presenta gráficamente en la figura 9.1 y la figura 9.2. La figura 9.1 muestra gráficamente el porcentaje de coste, respecto al coste total de cada sistema, imputable al coste capital, coste de mantenimiento y coste de

PHS HESS CAES VRB ZBB NaS Pb-Ac Li-ion SMES Flywheel SCESS

CI [M€] 452,0 20,1 236,0 0,11 3,3 169,0 16,8 213,0 0,86 3,3 0,18

CI % 10,6 18,6 13,3 42,7 45,0 45,5 33,5 43,5 7,3 20,7 18,7

COM

[M€]

150,0 2,9 90,2 0,02 0,29 2,2 1,7 33,0 0,23 8,8 0,03

COM % 3,5 2,7 5,1 8,1 4,1 5,9 3,5 6,9 2,0 5,6 2,7

CE [M€] 3670,0 85,3 1450,0 0,13 3,8 180,0 31,7 242,0 10,6 118,0 0,79

CE % 85,9 78,7 81,7 49,2 50,9 48,6 63,1 49,6 90,7 73,8 78,6

CTOTAL [M€]

4270,0 108,0 1780,0 0,25 7,4 370,0 50,3 489,0 11,7 159,0 1,0

LCOE [€/kWh]

0,080 0,165 0,085 0,132 0,132 0,124 0,103 0,117 0,062 0,077 0,081

Tabla 9.2. Desglose de costes para los sistemas de almacenamiento indicados en la sección 2.1 utilizando los valores medios para los parámetros característicos indicados en la tabla 9.1.


–289–

Figura 9.1. Desglose de costes para diversos sistemas de almacenamiento.Fuente: IREC.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

PHS HESS CAES VRB

Coste capital C1

Po

rcen

taje

so

bre

el

cost

e to

tal C

tota

l

ZBB NaS Pb-Ac Li-ion SMES Flyw SCESS

Coste O&M CO&M

Coste energía CE

Figura 9.2. LCOE para diversos sistemas de almacenamiento. Se consideran los valores base para los parámetros característicos mostrados en la tabla 9.1.

Fuente: IREC.

0,18

0,16

0,14

0,12

0,1

0,08

0,06

PHS HESS CAES VRB

LCO

E (€/k

Wh

)

ZBB NaS

Sistema de almacenamiento

Pb-Ac Li-ion SMES Flyw SCESS

–290–

energía. Como se puede observar, el coste más importante para todos los sistemas de alma-cenamiento es el de la compra de la energía necesaria para la carga del mismo en su operación normal. Evidentemente, este coste está influenciado por el precio de compra de esta energía. En este caso, se ha considerado un precio de compra de cw = 0,05 €/kWh. Este valor es com-parable al valor de venta de la energía de generadores síncronos convencionales. Cabe desta-car que cw podría llegar a ser 0 €/kWh si se considera, por ejemplo, que el operador del sis-tema de almacenamiento es el mismo que el de una planta eólica, y la energía que no puede ser vendida en un cierto período a la red por falta de demanda se usa directamente para car-gar el sistema de almacenamiento.

Sin embargo, el coste asociado a la operación y mantenimiento del sistema constituye no más del 8%, aproximadamente (en el caso de baterías de flujo), del coste total del sistema. Esto es debido al reducido coste del mantenimiento predictivo anual considerado (entre un 0,4% y un 1% del coste capital del sistema).

Finalmente, cabe destacar que el porcentaje del coste capital respecto al coste total varía am-pliamente dependiendo del tipo de sistema de almacenamiento. Por ejemplo, puede suponer entre el 7% (para SMES) o el 10% (para instalaciones de bombeo) hasta el 45% en el caso de baterías secundarias o baterías de flujo.

Con todo, el coste de la energía generada por el sistema de almacenamiento LCOE resulta sensiblemente mayor en baterías secundarias y baterías de flujo que en instalaciones de bom-beo de agua, de aire comprimido y en aquellos sistemas con reducida capacidad de energía pero extremadamente rápidos en su respuesta, como los sistemas SMES, volantes de inercia y supercapacitores (figura 9.2).

Es importante no olvidar que el catálogo de sistemas de almacenamiento presentado puede ser utilizado para abarcar una amplia gama de aplicaciones, debido a las claramente dife-renciadas características de los diversos sistemas que lo componen. De esta forma, la com-paración de sistemas en función del coste puede resultar incompleta, ya que se deben tener en cuenta otras características (capacidad de energía, potencia, ciclabilidad, etc.) para eva-luar la idoneidad de la inclusión de un sistema determinado para una aplicación particular. Por ejemplo, aunque con coste menor, los sistemas SMES, volantes de inercia o superca-pacitores no pueden ser considerados como alternativos a las baterías y baterías de flujo al no tener capacidad de energía suficiente para aquellas aplicaciones en las que se requiere proveer energía de forma continuada durante horas, como podrían hacer las baterías. Por el contrario, las baterías no tienen el casi instantáneo tiempo de respuesta y la alta ciclabi-


–291–

lidad que los anteriormente nombrados SMES, volantes de inercia y supercapacitores pre-sentan.

El valor de LCOE resulta comparable al valor obtenido por otros trabajos bibliográficos. Por ejemplo, en [1] se obtiene un valor de entre 0,08 y 0,12 €/kWh para los sistemas PHS (considerando cw = 0,05 €/kWh). La variabilidad de este coste depende de diversas conside-raciones para los objetivos del estudio. El valor de LCOE obtenido en el presente trabajo (considerando el caso base de todos los parámetros característicos para el modelo de coste) para el sistema PHS es de 0,08 €/kWh. Siguiendo con la comparación con [1], cabe destacar que los sistemas PHS resultan más económicos que los sistemas CAES, y estos, a su vez, más económicos que las baterías Pb-Ac. Estos resultados son consistentes con los obtenidos en el presente trabajo.

9.2.4. Análisis de sensibilidad para diversos parámetros característicos del modelo

El modelo de coste propuesto depende de diversos parámetros, tales como el coste específi-co en €/kW y en €/kWh, la vida útil del sistema, la profundidad de descarga admisible, etc. Estos parámetros han sido determinados de acuerdo con una revisión bibliográfica y, por lo tanto, la variabilidad de los datos puede ser significativa. En esta sección se propone un aná-lisis de sensibilidad sobre diversos parámetros característicos del modelo a fin de estudiar qué efecto tiene un incremento o decremento en los mismos sobre el coste total. Tal como se muestra en la tabla 9.1, para la ejecución de análisis de sensibilidad, se indican un valor máxi-mo, medio (o base) y mínimo para diversos factores. En general, se propone una variación de los parámetros en un intervalo comprendido en el ± 30 % respecto al valor medio. De esta forma, se pueden considerar valores tan dispares como, por ejemplo, 1.631 €/kWh y 878 €/kWh para el coste específico de los sistemas PHS.

La figura 9.3 muestra el rango de variación del LCOE por considerar todos los valores mí-nimos y máximos de los parámetros característicos de la tabla 9.1 para todos los sistemas de almacenamiento de estudio.

Como se puede observar, se tiene una amplia variabilidad en el coste LCOE estimado con-siderando los valores máximos o mínimos de los parámetros del modelo de coste. El coste inferior LCOE para diversos sistemas de almacenamiento puede ser inferior a 0,05 €/kWh.

–292–

Esto es debido a que se considera un valor 0 €/kWh para cw (el precio de compra de energía por parte del sistema de almacenamiento). Como se ha comentado anteriormente, conside-rar cw = 0 €/kWh es representativo de una situación en la que el operador del sistema de al-macenamiento es el mismo que el de una planta de generación (por ejemplo, eólica o foto-voltaica), y la energía que es generada y no puede ser vendida en un cierto período a la red por falta de demanda se usa directamente para cargar el sistema de almacenamiento.

El análisis de sensibilidad basado en considerar distintos niveles de eficiencia en los sistemas de almacenamiento se muestra en la figura 9.4.

El desarrollo tecnológico de los sistemas de almacenamiento permite mejorar sus niveles de eficiencia energética y, como consecuencia, reducir los valores de coste LCOE. Consideran-do una variabilidad en los valores de eficiencia de +-10% respecto a los valores base mostra-dos en la tabla 9.1, los niveles de LCOE pueden verse afectados entre un +-6% y un +-9%, según el sistema de almacenamiento.

Finalmente, la figura 9.5 evalúa qué factor, ce o cp, tiene más importancia en el coste LCOE. En particular, se computa la ratio R dada por:

Figura 9.3. Rango de variación de LCOE para diversos sistemas de almacenamiento.Fuente: IREC.

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0

PHS HESS CAES VRB

LCO

E (€/k

Wh

)

ZBB NaS




–293–

donde LCOEbase es el valor obtenido considerando el valor base de todos los parámetros ca-racterísticos del modelo de coste para todos los sistemas de almacenamiento, LCOEce_min es el valor LCOE obtenido considerando el valor mínimo de ce, y LCOEcp_min es el valor LCOE obtenido considerando el valor mínimo de cp. De esta forma, un valor R mayor a 1 indica que una variación en ce de un cierto tanto por ciento respecto al valor base para un sistema de alma-cenamiento dado, tiene más influencia que una variación porcentual de igual magnitud en cp. Análogamente, un valor de R menor a 1 indica que una variación en cp influye en mayor medi-da al coste LCOE que una variación en ce para un sistema de almacenamiento dado.

Como se puede observar en la Figura 8, resulta claro que el coste (en €/kWh) para las bate-rías tipo NaS y baterías de flujo tipo ZBB y VRB tiene una influencia mucho mayor en el coste LCOE que el coste capital cp (en €/kW). En particular, una reducción determinada del

R =

LCOEbase – LCOEce_min

LCOEbase – LCOEcp_min (7)

Figura 9.4. Análisis de sensibilidad sobre el rendimiento energético de los sistemas de almacenamiento. Valor de LCOE (€/kWh).

Fuente: IREC.

0,18

0,16

0,14

0,12

0,1

0,08

0,06

0,04

PHS HESS CAES VRB

LCO

E (€/k

Wh

)

ZBB NaS



–294–

coste ce permite reducir hasta tres veces más el coste LCOE que considerando la misma re-ducción porcentual en el coste capital cp. De esta forma, resulta de especial interés el desarro-llo tecnológico para reducir el coste capital ce de estos sistemas de almacenamiento. Al con-trario, el coste capital en términos de potencia cp resulta más influyente que ce para obtener una reducción en LCOE en los sistemas con gran capacidad de energía, como PHS, CAES y HESS, así como también en numerosos sistemas con relativa baja capacidad de energía, como baterías Li-ion, sistemas SMES, volantes de inercia y supercapacitores.

9.3. Conclusiones

En este capítulo se propone un modelo de coste para sistemas de almacenamiento de energía. El modelo propuesto considera el coste total de los sistemas de almacenamiento como la suma de tres términos principales: el coste capital del sistema, el coste de operación y man-tenimiento, y el coste de la energía absorbida para mantener un determinado nivel de carga durante la vida útil del sistema.

Figura 9.5. Evaluación de la influencia en LCOE de una variación cp respecto a una variación en c

e.

Fuente: IREC.

3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

1

PHS HESS CAES VRBVar

iaci

ón

de

LCO

E d

ebid

a a

un

dec

rem

en

to e

n c

e /

Var

iaci

ón

de

LCO

E d

ebid

a a

un

dec

rem

en

to e

n c

p

ZBB NaS




–295–

La evaluación del coste de diversos sistemas de almacenamiento en estos términos determina que el coste más importante durante la vida útil de los sistemas de almacenamiento es el aso-ciado a la compra de energía por el mismo, alcanzando hasta un 90% del coste total en di-versos sistemas, como por ejemplo PHS y volantes de inercia. Sin embargo, cabe destacar que el coste capital, alcanzando una importancia discreta en el coste total de diversos siste-mas de almacenamiento, puede suponer hasta prácticamente el 50% del coste total en bate-rías y baterías de flujo.

Además, el modelo de coste permite determinar el coste de la energía generada por el sistema de almacenamiento, LCOE. Ya que esta magnitud se expresa en €/kWh, resulta adecuada para la comparación entre diversos sistemas de almacenamiento. Del análisis del coste en función de LCOE, se deduce que los sistemas con un coste mayor en términos de LCOE son precisamente varios tipos de baterías y baterías de flujo, además de aquellos basados en hidrógeno. Estos resultados incentivan la necesidad de actividades de investigación y desa-rrollo de estas tecnologías para que resulten económicamente más atractivas.

Finalmente, cabe destacar que el capítulo incluye numerosos análisis de sensibilidad motiva-dos por la gran incertidumbre en los parámetros característicos de los sistemas de almacena-miento, tales como el rendimiento o el coste capital en términos de capacidad de energía o potencia. Resulta pertinente notar que el coste estimado LCOE de todos los sistemas de al-macenamiento considerados puede ser ampliamente reducido o incrementado considerando diferentes valores para los parámetros característicos de los mismos, siendo especialmente relevante el precio de compra de la energía.

Referencias

[1] Kaldellis J.K., Zafirakis D. Optimum energy storage techniques for the improvement of renewable energy sources-based electricity generation economic efficiency. Energy 2007;32:2295-2305.

[2] Díaz-González F., Sumper A., Gomis-Bellmunt O., Villafáfila-Robles R. A review of energy storage technologies for wind power applications. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2012;16:2154-2171.

[3] Green A. The characteristics of the nickel-cadmium battery for energy storage. IEEE Power Engineering Journal 1999;13:117-121.

–296–

[4] Rydh C.J. Environmental assessment of vanadium-redox and lead-acid batteries for stationary energy storage. Journal of Power Sources 1999;80:21-29.

[5] Ter-Garzarian A. Energy storage for power systems. Peter Peregrinus Ltd. 1994.[6] EASE, EERA. Joint EASE/EERA recommendations for a European energy storage

technology development roadmap towards 2030, technical annex. Recurso web: <http://www.ease-storage.eu/>. Fecha de acceso: 06.06.2013.

[7] EASE, EERA. Joint EASE/EERA recommendations for a European energy storage technology development roadmap towards 2030. Recurso web: <http://www.ease-storage.eu/>. Fecha de acceso: 06.06.2013.

–297–

AnexoGlosario de términos técnicos

AC (altern current). Corriente alterna.

ACAES (Adiabatic compressed air energy storage). Almacenamiento de energía por aire comprimido en régimen adiabático.

ATES (Aquifer thermal energy storage). Acumulación estacional de energía térmica por acuíferos.

Backup (backup energy). Energía de reserva.

Batería de flujo redox. Tecnología de batería consistente en electrolitos que son transporta-dos activamente al electrodo por medio de bombeo. Esta tecnología presenta capacidad de almacenamiento y potencia escalables de modo independiente.

Bombeo: ver PSH.

BTES (Borehole thermal energy storage). Acumulación estacional de energía térmica me-diante pozos. También llamada acumulación geotérmica.

BTL (Biomass-to-liquids). Producción de hidrocarburos sintéticos líquidos partiendo de biomasa.

CAES (Compressed air energy storage). Almacenamiento de energía por aire comprimido.

Capacidad de almacenamiento. Cantidad de energía que un sistema o dispositivo es capaz de almacenar.

Capacidad de generación. Potencia que un sistema o dispositivo es capaz de producir.

Consumo de energía. Uso de energía como fuente de calor o de potencia o como una entra-da en actividad industrial o doméstica.

–298–

CTL (Coal-to-liquids). Producción de hidrocarburos sintéticos líquidos partiendo de car-bón.

Coste capital. Inversión total necesaria para completar un proyecto y llevarlo a operación.

DC (direct current). Corriente continua.

Demanda (electricidad). Cantidad de electricidad usada durante un período de tiempo de-terminado. Se suele expresar en kilovatios, kW.

EDLC (Electrical double layer capacitor). Condensador de doble capa eléctrica. Permite una densidad de energía almacenada mucho mayor que la de los condensadores tradicionales. Popularmente llamados supercondensadores o Supercaps.

Emisiones. Sustancias residuales liberadas en el aire o en el agua.

Energía. Capacidad de realizar trabajo o conversión de esta capacidad para realizar un mo-vimiento. La mayoría de la energía convertible a nivel mundial proviene de combustibles fósiles que son quemados para producir calor que es posteriormente usado como medio de transferencia a formas mecánicas para cumplir diferentes tareas. La energía eléctrica se suele expresar en kilovatios-hora, kWh.

EV (Electric vehicle). Vehículo eléctrico.

Flywheel. Volante de inercia.

Fuente intermitente (o fluctuante). Fuente de energía que permite un suministro de ener-gía irregular, que fluctúa con el tiempo. La energía solar fotovoltaica y la eólica son ejemplos de ello.

Generador. Máquina que convierte energía mecánica en energía eléctrica.

GTL (Gas-to-liquids). Producción de hidrocarburos sintéticos líquidos partiendo de gas natural.

HEV (Hybrid electric vehicle). Vehículo eléctrico híbrido.

HVDC (High voltage direct current). Líneas de alto voltaje en corriente continua.

ICAES (Isothermal compressed air energy storage). Almacenamiento de energía por aire comprimido en régimen isotérmico.

Anexo. Glosario de términos técnicos

–299–

kW (kilovatio). Unidad típicamente utilizada para expresar la cantidad de potencia activa.

kWh (kilovatio-hora). Unidad de energía eléctrica equivalente a 1.000 vatios de potencia proporcionada durante una hora.

LAES (Liquid air energy storage). Almacenamiento de energía por aire licuado.

LCO.Óxidodecobaltoylitio.Materialcatódicodebateríasdeion-litio.

LCOE (Levelized cost of energy). Costes nivelados de la energía. Costes a nivel de energía en ausencia de los riesgos asociados al mercado o a la tecnología.

LFP. Fosfato de hierro y litio. Material catódico de baterías de ion-litio.

LMO.Óxidodemanganesoylitio.Materialcatódicodebateríasdeion-litio.

LTO.Óxidodetitanioylitioo,máspopularmente,titanatodelitio.Materialanódicodebaterías de ión litio.

MCFC (Molten carbonate fuel cell). Pila de combustible de carbonato fundido.

Metanización. Formación de metano a partir de otra especie química. Por ejemplo, a partir de la reducción de CO2.

Microrred. Red inteligente con capacidad para operar de forma autónoma, ya sea de manera aislada o bien coordinada con la red eléctrica.

NaS. Batería de sodio-azufre. Tecnología de sales fundidas basada en un ánodo de sodio y un cátodo de azufre.

NCA.Óxidodeníquel,cobalto,aluminioylitio.Materialcatódicodebateríasdeion-litio.

Ni-Cd (Nickel cadmium battery). Batería de níquel-cadmio.

NiMH (Nickel metal hydride battery). Batería de níquel-hidruro metálico.

NMC.Óxidodecobalto,manganeso,níquelylitio.Materialcatódicodebateríasdeion-li-tio.

Operador de red. Ente con la finalidad de garantizar el equilibrio entre generación y consu-mo de electricidad.

–300–

PCM (Phase change materials). Materiales de cambio de fase. Dichos materiales acumulan o liberan calor durante el cambio de fase.

PEM (Proton exchange membrane). Membrana de intercambio protónico.

Pico de demanda (o de consumo) de electricidad. Intervalo de tiempo durante el que existe una mayor demanda (o un mayor consumo) de electricidad. Las horas del mediodía suelen constituir un pico de demanda de electricidad.

Potencia. Cantidad de energía transferida por unidad de tiempo. En el caso de la energía eléctrica se suele medir en vatios.

Power to gas (Electricidad a gas). Producción de combustibles (principalmente metano o hidrógeno) mediante la reducción de CO2 o agua con el uso de electricidad.

PSH, PHS o PHES (Pumped storage hydroelectricity, Pumped hydro energy storage). Ener-gía hidroeléctrica (o hidráulica) de bombeo.

PTES (Pit thermal energy storage). Balsas de acumulación estacional.

Red eléctrica. Sistema de interconexión que tiene como objetivo el suministro de electrici-dad a los consumidores. Se compone de tres componentes: plantas generadoras, líneas de transmisión y transformadores (líneas de distribución).

Red inteligente (smart grid). Red eléctrica que integra sistemas de comunicaciones entre los distintos agentes que operan en el sistema eléctrico.

REE. Red Eléctrica de España.

SAI. Sistema de alimentación ininterrumpida.

Sector industrial. El sector industrial se define como el conjunto de los fabricantes dedica-dos a un proceso que crea o cambia materiales crudos o inacabados en otras formas o pro-ductos.

SEI (Solid electrolyte interphase). Interfase de electrolito sólido. Interfase que se forma en ciertos materiales electródicos empleados para baterías de ion-litio, que consiste en una capa pasivante.

SMES (Superconducting magnetic energy storage). Almacenamiento de energía magnética por superconducción.

Anexo. Glosario de términos técnicos

–301–

SOFC (Solid oxide fuel cell). Pila de combustible de óxido sólido.

Supercondensador: Ver EDLC.

Tarifa. Documento aprobado por la agencia responsable de regulación enumerando los tér-minos y condiciones, incluyendo un listado de precios, bajo los cuales se proporcionan los servicios.

TES (Thermal energy storage). Almacenamiento de energía térmica.

Tiempo de respuesta. Tiempo que precisa una fuente de generación de electricidad para su puesta en marcha.

Transmisión (de electricidad). Transporte de electricidad desde las plantas de generación a las líneas de distribución

TTES (Tank thermal energy storage). Tanques de acumulación estacional.

UPS (Uninterrumpible power supply). Ver SAI.

Vatio (o watt). Unidad de potencia equivalente a la transferencia de 1 amperio fluyendo a 1 voltio.

V2G (Vehicle to grid). Tecnología vehículo-a-red, que implica la inclusión de las baterías de los vehículos eléctricos a la red eléctrica para ser utilizadas como sistemas de almacenamien-to de electricidad de la red.

Valle de demanda (o de consumo) de electricidad. Intervalo de tiempo durante el que exis-te una menor demanda (o un menor consumo) de electricidad. Estos valles se suelen hallar en horas de la tarde y de la noche.

VRB (Vanadium redox flow battery). Batería redox de flujo de vanadio.

VRLA (Valve regulated lead acid battery). Batería de plomo-ácido regulada con válvulas.

ZEBRA. Batería de sales fundidas basada en un ánodo de sodio y un cátodo de níquel. El acrónimo proviene de su origen en Sudáfrica: Zeolite Battery Research Africa Project.