El mix de almacenamiento perfecto: bombeo, baterías e hidrógeno verde

La transición energética no puede esperar. En el contexto actual, la Comisión Europea en su comunicación REPower EU tiene puesto el foco en reducir y mitigar la dependencia energética de los combustibles fósiles y acelerar el desarrollo de energías renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica.

El principal reto es cómo integrar la variabilidad de la producción renovable dentro del patrón de consumo de electricidad. La generación renovable se caracteriza por marcados ciclos no siempre fácilmente predecibles y nada gestionables. Además del ciclo diario de la fotovoltaica, la eólica se caracteriza por elevados niveles de producción durante varios días consecutivos con fuerte viento, seguidos de otros periodos de producción muy baja, mientras que ambas presentan un marcado ciclo estacional.

El éxito de este proceso de integración de un elevado volumen de energías renovables va a depender de la existencia de sistemas de almacenamiento y de flexibilidad capaces de adaptar oferta y demanda eléctrica.

Existen muchas tecnologías de almacenamiento, con distintas ventajas e inconvenientes. Para el correcto funcionamiento del sistema, es fundamental un mix equilibrado en tecnologías de almacenamiento, al igual que en generación. El futuro desarrollo técnico no solamente abaratará costes e incrementará prestaciones, también dará mayor riqueza a este mix. La nueva propuesta del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) establece un objetivo de 12 GW adicionales de almacenamiento en 2030, al que hay que añadir el almacenamiento térmico de 2,5 GW de nuevas termosolares, para un total de 22 GW. 

Baterías para la gestión del almacenamiento diario

Las baterías, especialmente las de ion litio, se han beneficiado de una bajada de costes, que se espera que continue todavía varios años, aunque con el riesgo de concentración en determinados países y sujeto a volatilidad. Baste recordar que en 2022 el coste del Carbonato de Litio alcanzó los 68.000 $/t frente a los 12.100 $/t de 2019.

Si se une esto a mejoras en los procesos de reciclaje, se pueden producir muchas baterías con huellas ambientales muy reducidas. A medio y largo plazo se están desarrollando nuevas químicas, como las baterías de sodio, que prometen impactos y costes aún más reducidos.

Las baterías son una tecnología particularmente indicada para la gestión de ciclos diarios. La energía fotovoltaica generada a mediodía puede ser almacenada para su uso por la tarde-noche. La batería puede instalarse en el propio hogar, pero pueden ser también las baterías de los coches eléctricos o baterías instaladas en los propios parques de producción renovable. Esta última posibilidad tiene el interés añadido de que permite optimizar la red de conexión. Como las baterías almacenan energía durante los períodos de generación elevada, la red puede diseñarse para una potencia de evacuación más pequeña que la potencia pico de la planta. Es por tanto una tecnología que compite con la red. La regulación de las redes tiene que comenzar a tener en cuenta esta circunstancia, a fin de maximizar y optimizar el uso de la red.

Además, las baterías tienen una respuesta extremadamente rápida, de meros milisegundos. Esto las convierte en una tecnología ideal para proporcionar una serie de servicios del sistema, desde reserva secundaria a control de tensiones. De nuevo, es preciso tener en cuenta estas nuevas posibilidades en la regulación técnica y de los mercados correspondientes. 

Bombeo: eficiencia y flexibilidad con gran potencial en nuestro país

El bombeo es una tecnología veterana, con elevada eficiencia técnica y flexibilidad. Contradiciendo una percepción extendida, existe en España un elevado potencial para nuevos bombeos. Más aún, gran parte de este potencial no presenta mayores impactos medioambientales porque puede consistir en la repotenciación de plantas ya existentes o en nuevas instalaciones de bombeo asociadas a actuales plantas hidroeléctricas. Solo en Endesa disponemos de una cartera de nuevos proyectos de bombeo con un potencial de casi 4.000 MW.

El bombeo, si bien presenta un rendimiento inferior a las baterías de ion litio, cuenta con la ventaja de presentar una mayor capacidad de almacenamiento, lo que las hace idóneas para gestionar no sólo los ciclos de producción renovable diarios sino también periodos más largos como los de la eólica, semanal o hasta quincenal en algún caso. 

Hidrógeno renovable: solución para el almacenamiento estacional

Sin embargo, ni baterías ni bombeos son tecnologías idóneas para afrontar las necesidades del almacenamiento estacional. Esta necesidad proviene del hecho de que la generación fotovoltaica es mucho más alta en verano que en invierno; y de que la generación eólica tiende a ser más alta en primavera, pero presenta una variabilidad muy alta de una semana a otra, mientras que la mayor demanda se produce en otoño e invierno. Un mix equilibrado de fotovoltaica y eólica puede minimizar la necesidad de almacenamiento para satisfacer la demanda, con un ciclo anual muy distinto. Pero no puede eliminarla completamente.

El hidrógeno se presenta como una posible solución. Se puede producir hidrógeno electrolítico en períodos de elevada producción fotovoltaica o eólica, y dedicarlo a sustituir energías fósiles en sectores de difícil descarbonización, como pueden ser el transporte (aviación, marítimo o pesado por carretera), o en procesos industriales que requieren muy alta temperatura. La utilización en células de combustible o en turbinas de hidrógeno limpias para producción de electricidad, podría tener sentido a largo plazo y quizá en pequeños sistemas aislados, pero existen alternativas sostenibles mucho más eficientes actualmente. El hidrógeno se almacenará, de forma análoga al gas natural hoy, en cisternas de superficie para almacenamiento de corto plazo y en formaciones geológicas subterráneas para almacenamiento estacional.

El hidrógeno se utiliza ya en numerosos procesos industriales, y se puede emplear en prácticamente cualquier uso que hoy requiere petróleo o gas natural. En España se generan ya del orden de 500 kt/año de H2 gris, generado a partir de gas natural y, por tanto, emitiendo CO2. La propuesta del PNIEC del pasado año 2023 recoge la construcción de hasta 11 GW de electrolizadores y la sustitución de al menos el 74% de este H2 gris, que consume la industria, por verde.

Simplificando mucho, donde la electricidad no llegue, puede llegar el hidrógeno electrolítico. Diversos estudios de organizaciones internacionales, como la AIE o IRENA, estiman que, a largo plazo, año 2050, si se quieren alcanzar los objetivos en materia de cambio climático, el mix energético debería contar al menos con un 50-55% electricidad, 15-20% H2 verde, 15-20% renovable de uso final.

Endesa ha presentado diversos proyectos de hidrógeno verde a los programas de ayudas de los fondos Next Generation, así como otros proyectos de adaptación de las turbinas de generación para su funcionamiento con este combustible en las distintas manifestaciones de interés asociadas a los proyectos europeos y de Next Generation.

Otras modalidades innovadoras de almacenamiento

Endesa cuenta igualmente con otros proyectos innovadores de almacenamiento, como el de almacenamiento por aire comprimido, propuesto para Canarias, a través de una instalación LAES (liquid Air Energy Storage) de 60 MW que ocupa tan sólo un espacio similar a un campo de futbol y que, a pesar de tratarse de un proyecto experimental, constituye una alternativa a otras tecnologías por tratarse de una solución más compacta y con escasas afecciones medioambientales.

Igualmente, Endesa ha puesto en marcha recientemente en la planta solar de Son Orlandis en Mallorca la mayor instalación de almacenamiento de energía renovable en baterías de flujo de vanadio en Europa, con una potencia de 1,1 MW y una energía máxima de 5,5 MWh, siendo la primera planta de la compañía en España sin utilizar litio.

También hay que destacar que Endesa va a construir la mayor planta de energía solar con almacenamiento en baterías de Canarias, en terrenos libres dentro de la central de Barranco de Tirajana, en el término municipal de San Bartolomé de Tirajana, con una potencia instalada de 9,3 MW. Esta planta fotovoltaica hibridada, “El Matorral”, utilizará la última tecnología disponible en el mercado y tendrá 15.000 módulos fotovoltaicos de última generación.

Durante los próximos años, el almacenamiento va a ser protagonista en el sistema eléctrico, pero se deben establecer unas bases regulatorias sólidas que hagan posible su desarrollo y, con él, el éxito del proceso de transición energética.