Almac Energia Electrica

8/10/2019 Almac Energia Electrica

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Energía y medio

ambiente

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El almacenamientode la electricidad

Juan RamónMorante



Energía y medio

ambiente

26

El almacenamientode la electricidad

Juan RamónMorante



Coordinación y dirección

Juan Ramón Morante. Director del Área de Materiales Avanzados para la Energíadel 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 yControl de AerogeneradoresFrancisco Díaz. Doctor en Ingeniería Eléctrica, Área de Ingeniería Eléctrica.

Miguel Cruz. Ingeniero industrial, Área de Economía Energética.

Edita

Fundación Gas Natural Fenosa

Plaça 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 Universitatde Barcelona y desde 2009 es el director del Área deMateriales Avanzados para la Energía del Instituto deInvestigación en Energía de Cataluña, IREC. Previa-

mente ha sido vicedecano y decano de la Facultad deFísica de la Universitat de Barcelona, director del De-partamento de Electrónica de dicha universidad, jefede estudios de Ingeniería Electrónica y co-coordina-dor del Máster interuniversitario entre la Universitatde Barcelona y la Universitat Politècnica de Catalunyasobre 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 SociedadEuropea 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 DispositivosElectrónicos habiéndose focalizado en el campo de lossensores, 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 energíasrenovables y los sistemas energéticos basados en el usode nano materiales y su funcionalización. Asimismo,ha centrado sus desarrollos tecnológicos en el campode 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 diferentesprogramas 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 deCatalunya.

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 materialesavanzados nanoestructurados aplicados a nuevas tec-nologías de almacenamiento de energía electroquími-ca, así como en el desarrollo de nuevos métodos paradiagnosticar 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 dehigiene personal de aguas para el consumo humano, ypartir de 2010 su actividad se ha focalizado en el cam-

po de la energía centrándose en las baterías de flujopara mejorar sus cualidades y estudiar variantes comolas baterías de flujo de semisólidos, basadas en la quí-mica del ión litio.

Marc VivesIngeniero de proyectos en el Área de Eficiencia delIREC. Ingeniero en Industrias Agrarias y Alimenta-rias y Máster en Energías Renovables. Es experto en

energía solar térmica aplicada a viviendas y edificiosasí como grandes instalaciones aplicadas a la industriau otros grandes consumidores térmicos. Dispone de8 años de experiencia en sistemas de energía renovablerealizando tareas de ingeniería así como proyectos deconsultoría 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 UniversitatPolitècnica de Catalunya. En el año 1999 fundó el pro-yecto AIGUASOL, el cual ha co-dirigido y convertidoen una referencia internacional en el campo de la efi-ciencia energética térmica, energías renovables, desa-rrollo de software y análisis energéticos de edificios. Setrata 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 haparticipado en varios cursos de postgrado como pro-fesor invitado, así como participando y coordinandovarios proyectos Internacionales.

Elena FuentesResponsable del Laboratorio semi-virtual del IRECen Tarragona. Doctora en Ingeniería Química por laUniversidad Politécnica de Valencia. Tiene más de

6 años de experiencia en el campo de la investigacióncomo investigadora asociada en la Universidad deManchester (UK). Ha participado en varios proyectosinternacionales y es experta en la dirección de ensayosexperimentales en laboratorios.

Lluís TrillaIngeniero Industrial y doctor en Ingeniería Eléctricapor la Universitat Politècnica de Catalunya. Ha traba-

jado en el desarrollo de proyectos de entroncamientoeléctrico 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 ycontrol de aerogeneradores, diseño de convertidoresde potencia y en el análisis de integración a red de par-ques de generación eólica y undimotriz vinculados aproyectos industriales y públicos.

Francisco DíazRecibió la licenciatura en Ingeniería Industrial en 2009

y se doctoró en Ingeniería Eléctrica en 2013 por laUniversitat Politècnica de Catalunya. Desde septiem-bre de 2009 trabaja como investigador en el Área deIngeniería Eléctrica del IREC. Además, durante lasegunda mitad de 2012 colaboró como investigadoren Fraunhofer Institute for Wind Energy and Ener-gy System Technology (IWES, Kassel, Alemania). Suexperiencia incluye aspectos de modelización, simula-ción y testeo experimental en laboratorio de sistemas

mecánicos y eléctricos. Su dedicación actual se centraen el ámbito de la integración en red y desarrollo denuevos conceptos para parques eólicos, incluyendo laaplicación de sistemas de almacenamiento de energía.Además, participa en actividades de divulgación sobrealmacenamiento de energía y estudia su aplicación enproyectos en el ámbito de la fusión nuclear así comoen el de los centros de datos.

Miguel CruzIngeniero Industrial por la Escuela Superior de Inge-niería Industrial de Barcelona, y Máster en Economíay Regulación de los Servicios Públicos por la Univer-sitat de Barcelona. Desde 2006 ha estado implicado ennumerosos proyectos de investigación en el ámbito dela Economía Energética, siendo miembro del Centrode Investigación CITCEA-UPC (2006-2007), de laComisión Nacional de Energía (2008), y del IREC

(2009 hasta la actualidad). Ha sido jefe de proyectoy/o investigador principal en más de 15 de estos pro-yectos. Sus áreas de interés son el análisis económico yregulatorio del sector eléctrico, y la aplicación de la in-vestigación operativa para la operación y planificaciónde los sistemas energéticos. Ha publicado más de 10 ar-tículos en conferencias científicas y revistas. Ha sidoinvestigador visitante en el Instituto de Engenharia deSistemas 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 produccióny 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

3.12. 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 elcarbón), no somos capaces todavía de almacenar la electricidad a precios y a rendimientosrazonables. Esta incapacidad nos obliga a consumir la electricidad en el mismo momentoque se genera, con todos los inconvenientes que ello supone.

Este problema se agrava cuando se trata de sistemas de generación discontinuos, como sonla energía solar o eólica: no podemos almacenar la electricidad generada en los momentos desol o viento para usarlos por la noche o en momentos sin viento, lo que obliga a disponer desistemas de back-up para poder cubrir la demanda, con todo lo que ello representa en costesy 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: enefecto, la falta de sistemas de almacenamiento ligeros, económicos y muy eficientes estánaplazando la irrupción de los vehículos eléctricos. La mejora ambiental relacionada con éstosestá 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 interacciónpositiva con el cliente final: una electricidad “a la carta” es impensable sin eficientes sistemasde almacenamiento.

Por todo ello, la Fundación Gas Natural Fenosa decidió encargar al profesor Juan RamónMorante 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 sistemasindicando en cada caso lo siguiente:

1. Los conceptos. De acuerdo con la voluntad divulgadora de la Fundación, este libro no dapor conocido ningún concepto y se esfuerza por definirlos y explicarlos de la forma máspedagógica posible.

2. El funcionamiento detallado. En este apartado se ilustra, con el apoyo de un gran númerode figuras y gráficos, cómo funciona cada tecnología de almacenamiento.

3. Los campos de aplicación. Cuando se habla de nuevas tecnologías, es muy importantetener siempre claro qué problemas resuelve o qué necesidad satisface, o si lo hace de unaforma más eficiente que la existente hoy. La importancia relativa del tema a resolver nosmide 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 másimportante 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 deinversión 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 losinconvenientes de cada tecnología energética. No existen las “soluciones milagro”. Todastienen 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 finalsobre el futuro de la tecnología en cuestión en términos de identificación de los elementosclave 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 actividadde 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 queel 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 através 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 pruebaspiloto 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 hallarseen 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 deestas 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 formagratuita, en nuestra web.

Finalmente, quiero agradecer el magnífico trabajo desarrollado por el profesor Juan RamónMorante 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 sutrabajo 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 generalFundación Gas Natural Fenosa





–11–

1Resumen ejecutivo.El almacenamiento de la electricidad

Nuestra sociedad necesita energía continua y barata. Esto es así porque la energía consumidapor 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 delequivalente 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 suprimera compañía en Nueva York para distribuir energía eléctrica, la introducción y uso deredes eléctricas ha sido incesante, hasta el punto de que en poco más de 100 años ha resultadoinimaginable 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, quesimplemente 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 ofrecidapor ésta.

Sin embargo, para que esto tenga lugar en cualquier momento, todos los elementos de la redeléctrica (generación, transmisión y distribución) deben concatenarse para ofrecer la energía



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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 ($)

C o n s u m o d e

E n e r g í a ( k W h / 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

Australia SueciaBélgica

Países Bajos

Francia

Austria

Irlanda

Japón

Suiza

Reino Unido

Dinamarca

Hong Kong

EsloveniaEspaña

ItaliaChipre

IsraelGreciaPortugal

MaltaLituania

Letonia

PoloniaArgentinaCroacia

MalasiaMéxico

Chile

TurquiaUruguay

Hungría

AlemaniaNuevaZelanda

CoreaRepúblicaCheca

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 consumoinmediato

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 producciónde 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 requierede 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, unapérdida 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 decombustible/energía

Generación Transmisión Distribución Entrega



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parecería a la del consumo de un automóvil que se viera obligado a circular únicamente enmarchas 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 energíarenovables (como la energía solar o la eólica), que son fuentes intermitentes o variables pornaturaleza (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 elterritorio. 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, eldía 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 canalde riego que debe alimentar a una amplia comunidad de regantes. Cada regante tiene su pozoy 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 allenar su depósito, alberca o embalse (elementos de almacenamiento) con su propia agua delpozo evitando así gastar agua del canal.

La adaptación entre consumo y producción de electricidad requiere una alta disponibilidadde 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 paraasegurar 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 susistema 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 redeléctrica, 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 sincortes ni turbulencias.

Los depósitos, los embalses y las charcas distribuidos a lo largo del canal y las conexionesde 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 excedentede 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 unadecuado suministro de electricidad.

Para visualizar mejor el papel del almacenamiento, imaginemos también un sistema como elde la figura 1.3, compuesto por una carga eléctrica, como un LED y un generador eléctricocomo 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 ladinamo, que necesita conocer que se va a activar el interruptor para poder producir energíaa 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 cargadapor 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 entrela 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 energía

renovable

Carga eléctrica



–16–

gestor de la dinamo, cuyo compromiso de suministrar energía se ve condicionado por unamayor 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 definircuál debe ser su capacidad, en función de la demanda por parte de la carga eléctrica y delsuministro 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 cifrasenormes 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 correspondeaproximadamente a un tercio de la potencia de energías renovables existente hoy en día enEspaña. Esto nos indica la dimensión del mercado que puede representar el almacenamientode energía eléctrica en los próximos años.

En la figura 1.4 se muestra la evolución mensual de energía eléctrica generada por bombeoen 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 bombeoen 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 JHidráulica 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 produccióncomo en el consumo, que requiere una gestión óptima. Esta evolución de sus elementosde gestión debe permitir una mayor diversificación de fuentes de energía, incluyendo laintermitencia de las renovables, así como una mayor fluctuación en la demanda, que puedeoriginarse por un previsible uso de fuentes distribuidas o por variaciones en zonas con másalta 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 deregadío de una gran finca con muchas hectáreas. Las nuevas condiciones definen un nuevopanorama y requieren cambiar el tradicional modelo de cinco elementos de la red eléctricaa un nuevo modelo con seis elementos básicos, al incluir el almacenamiento de energía. Separece 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 dela posible agua excedentaria de los propios pozos.

La introducción de elementos de almacenamiento de energía posibilita la acumulación deenergía durante el tiempo en que la producción excede al consumo. La cantidad almacenadaes 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 deeficiencia, una reducción de costes, una mayor facilidad de gestión de la planta y un aumentode su vida media.

Con el modelo actual de generación y utilización de la electricidad, esta es generada paraser directamente consumida solo unos momentos después. Cualquier desequilibrio puntual(por ejemplo, una central eólica que cesa su generación) ha de ser compensado poniendo enmarcha 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 almacenadaen 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 máselevado, cuando sin almacenamiento se precisaba de dos plantas de generación operandodurante 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 debeser 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 deGeneración 1


+ +=

Tiempo

P

o t e n c i a

Máxima unidadde generación 1

D = Descarga C = Carga Tiempo

P

o t e n c i a

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 lapuesta en marcha de una segunda unidad de generación.

2. El coste de instalación del sistema de almacenamiento es menor que el de la instalación deuna segunda unidad generadora.

En el ejemplo descrito en la figura 1.5, se consideran las necesidades de grandes cantidadesde electricidad, por ejemplo en ciudades. Sin embargo, podría considerarse una racionaliza-ción de los recursos también a pequeña escala. Por ejemplo, imaginemos los paneles solaresinstalados en los tejados de las viviendas. Durante la noche, en ausencia de sol, no generanelectricidad y, por tanto, las necesidades de la vivienda dependen de la red. En este caso, laintegración de un elemento de almacenamiento de energía supondrá una optimización de losrecursos 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 electricidaddesde 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 semantiene en reserva (back-up) se clasifiquen también dependiendo de la aplicación. Puedeclasificarse 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 electricidadEl almacenamiento de energía proporciona servicios esenciales a lo largo de toda la cadenade valor de la energía, tal como se visualiza en la Figura 1.6, y apoya en numerosos aspectosla transición hacia un sistema energético seguro, competitivo y con una menor huella decarbono 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 lademanda de energía y el suministro de electricidad. El almacenamiento de la electricidadpermite 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 elementosde almacenamiento de energía permitiría obtener una alta capacidad de estabilización dela 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 másdescentralizados y fluctuantes, el almacenamiento puede optimizar el uso de los activosde generación, transporte y distribución. El almacenamiento permitiría disponer de redesoptimizadas 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 quereduce también las pérdidas de transmisión y los costes de inversión.

3. Promocionar la gestión de la demanda. Las tecnologías de almacenamiento tendrán unpapel clave en el proceso de transición del sistema eléctrico hacia un uso de energía máseficiente 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 apariciónde edificios inteligentes y redes inteligentes en general. Por otra parte, el almacenamientode 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 enmercados 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 aldesarrollo 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 mercadoslocales de calor (por ejemplo, el almacenamiento de calor) y los mercados de transporte(por ejemplo, la movilidad eléctrica, las pilas de combustible). La capacidad intersectorialva 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 ala 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 ladisponibilidad 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 energía

en grandes instalaciones

Fuente decombustible

/energíaGeneración Transmisión Distribución

Servicio deenergía al

cliente

Almacenamiento distribuido

de energía

Potencia distribuida

Integración de energías renovables






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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 lagasolina (octano, nonano), alcoholes, hidrógeno o metano.

3. Energía electroquímica asociada a procesos de oxidación/reducción de especies químicasy que mediante celdas electroquímicas se puede transformar en energía eléctrica.

4. Energía electromagnética obtenida en una región atribuida a la presencia de un campoelectromagnético, y que se expresa en función de las intensidades del campo magnético ydel 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 sistemasde 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 dela 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 laeficiencia en el uso de los sistemas de potencia.

2. Compensación pico/valle. Permite la utilización de la energía acumulada en períodosvalles de consumo durante períodos pico de máximo consumo, tratando de evitar el usode las plantas de potencia más caras en los momentos de máximo consumo y buscandooptimizar 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/

Centralesde generación

1 Red de transporte

220 kV y 400 kV

2

Subestación detransformación

Subestaciónde distribución

Consumo industrialde 132 kV a 12,5 kV3

Red dedistribución

Consumo

doméstico

4

Centrode controleléctrico

5




–25–

4. Control de reservas activas (inyección en la red). Esta funcionalidad es muy próxima ala 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 realpara 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 detensión (voltage sags). Esto proporciona robustez, ya que refuerza la estabilidad frente atransitorios, asegurando la consistencia de la tensión y amortiguando cualquier oscilación

de potencia. El elemento de almacenamiento puede ser utilizado para dar la forma deonda. Además, conviene observar que esta funcionalidad requiere tiempos de respuestamuy 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 lascargas 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 delusuario 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 facilitarel 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 redeléctrica.

9. Plan de contingencias. Usando los sistemas de almacenamiento para permitir afrontardiversos 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 enlos 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 despuésde un apagón general o facilitando la transferencia de energía entre diferentes sistemas osuministradores 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 losrecursos existentes en la naturaleza, de los que la humanidad puede obtenerla para utilizarlaen sus actividades; para ello es preciso llevar a cabo su transformación de un tipo de energíaa otro, y para su almacenamiento, la nueva forma de energía debe permanecer estable en eltiempo, sin experimentar transformaciones no deseadas.

Estas variaciones de la energía contenida en un sistema definen también la capacidad derealizar 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), deposición (potencial), mecánica, elástica o de deformación, de calor o energía térmica, deelectricidad o energía eléctrica, energía lumínica, energía electromagnética, energía nucleary energía química.

En muchas de estas transformaciones el rendimiento no es total. Solo somos capaces detransformar 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




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la energía se transforma en calor (calor latente o pérdidas). Generalmente, todas las formasde 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 lasformas iniciales o la fuente de la energía disponible, así como a las condiciones impuestaspor su futura utilización. Ambos requerimientos precisan de transformaciones energéticascon 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) requeridaen ambas transformaciones y delimita diversos tipos de almacenamiento según su energía ysu potencia de respuesta.

Por otra parte, deben considerarse las plausibles pérdidas de energía del sistema en funcióndel tiempo, así como la durabilidad o vida media del sistema de almacenamiento que permitasu 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 h1h2x, en

donde cada uno de estos factores puede presentar una dependencia con el tiempo a causa dela 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 excesivaspérdidas, principalmente térmicas, para mantener el máximo aprovechamiento de laenergía.

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 peculiaridadesen 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 porcampos eléctricos y/o magnéticos. Por tanto, aquí hay que considerar también la energíaeléctrica causada por tener una carga sometida a una diferencia de potencial eléctrico, y laenergía radiante, asociada a las ondas electromagnéticas.

4. Energía térmica. Esta energía está asociada a la capacidad de acumulación o liberaciónde calor por unidad de masa en base a su constante de calor específico o bien a los caloresespecíficos 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 últimamodalidad o tipo de energía consiste en ver cómo la naturaleza almacena y gestiona laacumulación 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 dealgunos 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 suministrarenergía a pequeños equipos electrónicos.

En consecuencia, los tipos básicos de energía para la acumulación de energía (figura 1.7) nosdefinen las posibles tipologías disponibles para los sistemas de almacenamiento factibles queson descritos a continuación.




–29–

1.7.1. Tecnologías basadas en energía mecánica

Energía potencial o posicionalLa 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 noscondiciona su transformación, pasando usualmente a energía cinética. El ejemplo más clarolo 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 sulimitación principal es la transformación de recuperación de energía, que precisa un doblecambio 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 yla potencia de salida está condicionada a su capacidad de transformación de energía cinéticaa eléctrica por unidad de tiempo.

Figura 1.10. Lundigton Pumped Storage Power Plant. Michigan (EE.UU.). Tiene una altura de 111 metros sobreel 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 hTiempo 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 formainmediata 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 acumuladapuede llegar a tener unas pérdidas de autodescarga de más del 20%/día. Sin embargo, suprincipal ventaja es su tiempo de respuesta, que se sitúa, según la versión tecnológica, enmenos 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, generándosedefectos en el material. La mejora de materiales con mejores coeficientes de tenacidad, porejemplo fibras de carbono o nuevos materiales compuestos, ha permitido incrementar lasprestaciones 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 minutoscomo 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 minTiempo 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 dedisponibilidad y coste, se ha convertido en el medio ideal para esta tecnología. Conocidainternacionalmente por sus siglas en ingles CAES (compressed air energy storage), permiteacumular energía, especialmente superávit de producción energética, con la que se realiza eltrabajo mecánico de compresión del fluido que permanece almacenado para posteriormente

poder ser recuperada y utilizada la energía almacenada. De entrada, la simple aplicación delas 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 variosmétodos de compresión: diabático, adiabático o isotérmico, según como se maniobre con elcalor 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 producidodurante la compresión. Aquí, la sencillez de este método diabático tiene lugar a expensas deperder 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 incidirsobre 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, comohormigón, o líquido como aceites, parafinas o sales fundidas. De esta manera, el rendimientopuede subir del rango del 25% a valores en torno al 70%, lo que aproxima la competitividadde 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 característicastérmicas 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 característicasgenerales del almacenamiento de energía por aire comprimido pueden resumirse en:

Rango de potencia: 100-300 MWRango 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 inversióny explotación que, aunque todavía considerables, pueden ser menores que los requeridospor las centrales hidráulicas de bombeo, a la vez que las expectativas en nuevos materialesy 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 totallicuefacción del aire presentado por Air Products, LAES, liquid air energy storage. Conesta tecnología, la energía se puede almacenar en la forma de aire líquido, lo que aumentala densidad de energía hasta cinco veces en comparación con el almacenamiento de energíaen base al aire comprimido. Ello reduce el volumen requerido y aumenta en gran medida laflexibilidad 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 papelfundamental.

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 decalor (hornos térmicos) o puede tener lugar por iluminación, mediante el aporte de energíaa partir de fotones, o por radiación, como en el caso de la absorción de microondas, porejemplo. La naturaleza nos da la demostración más directa de la acumulación de energíaprocedente 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 másconocida 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 selibera en el proceso una considerable cantidad de energía. Aquí hay que subrayar la gransupremacía 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 elentorno de 10.000 Wh/kg, muy por encima de las densidades energéticas que presentan lasmejores baterías (figura 1.12).

Actualmente, las muy altas densidades energéticas de la gasolina son difíciles de superar yello 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 ventajaspor todos los campos relacionados con la movilidad y sus necesidades de almacenamientode 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 medioambiente. Esto es así debido a que la mayoría de combustibles están basados en compuestosorgánicos (hidrocarburos, biomasa, combustibles fósiles). Por esta razón, esta forma simplede 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 produceproductos 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 todoslos 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 acausa de su peligro de explosión. Como ocurre con otras tecnologías incipientes, se planteala 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, conrendimientos bastante inferiores al 30%. El uso de catalizadores para activar la oxidación delhidrógeno 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 eluso 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 dedistribución de gas, con kilómetros y kilómetros de tuberías de gran y media sección, ofreceuna 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 laalta 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)

E n e r g í a e s p e c í f i c a t e ó r i c a ( W / h / k g )

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 presentasignificativos avances futuros, pueden resumirse en:


Rango de energía: más de 24 h

Tiempo de respuesta: min

Autodescarga: ~0,5%/día

Temperatura de operación: sin límitesRendimiento: <50%

Reacciones electroquímicas de oxidación-reducción

A pesar de que las reacciones de combustión son las relativamente más fáciles de aplicar, laliberación 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 marchareacciones diferentes a la combustión. En ellas debería extraerse un electrón del enlace de unamolécula, 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 sedenomina un proceso de oxidación-reducción. Obviamente, para poder recuperar parte de laenergía 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 uncierto trabajo eléctrico, que constituye la energía recuperada, al verse sometido a una ciertadiferencia 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 estadoselectrónicos, 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 en1800 a partir del hallazgo de su amigo L. Galvani sobre la generación de electricidad a partirde 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 ranapor 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 unpotencial 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 circuitoeléctrico 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 unadeterminada diferencia de potencial entre ánodo y cátodo, lo que viene a marcar la tensiónnominal en circuito abierto que presentará la celda elemental. En consecuencia, la naturalezadel par de oxidación-reducción elegido marca diferencias significativas y ello está en ciertamanera relacionado con la naturaleza de los electrodos elegidos. Así, son bien conocidas lastecnologías 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 delmaterial 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 áreade los electrodos, asumiendo que se genera una densidad fija de corriente por unidad deárea 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 deoxidación-reducción. Esta cantidad es fija, y ligada al tamaño del sistema, que a su vez defineel área útil de los electrodos, por lo que ambos valores, potencia y energía acumulada, noson 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 resistenciainterna de la celda y su agotamiento final. Esta es la situación de los albores de la tecnologíade 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, medianteuna fuente de energía externa que aporta la energía necesaria, oxidar al producto reducidoy reducir al producto oxidado. Idealmente, este proceso constituiría un proceso repetible






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Estas configuraciones o tipologías de baterías formadas a partir de la adecuada combinaciónde 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 tipologíaso configuraciones de la tecnología de almacenamiento electroquímico, como son las bateríasmetal/aire o litio/azufre.

Para las versiones comerciales existentes de ion litio, zebra o NaS, el compendio medio desus 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 encuentranen 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 tamañoy las características de los electrodos, y la energía, relacionada con la cantidad de materialsusceptible 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 sucapacidad 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 MWho 5 MWh con solo variar la cantidad de electrolito de 10 h a 50 h con el aumento de espacioocupado por el electrolito pero no por los electrodos, pudiendo estar ambos separados en suubicación. 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 aespecies químicas perjudiciales.

2. Hasta hoy, los electrolitos líquidos están basados en medios acuosos ácidos, lo que limitalos materiales para electrodos, que en su mayoría son de naturaleza carbonosa. Estoselectrolitos presentan en general unos límites de solubilidad que impiden aumentar laconcentración 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 máximadensidad de energía alcanzable, que hoy por hoy es más de un factor 5 menor que para lasbaterías de ion litio.

3. Existe un mínimo de energía que debe ser autoconsumida para bombear el electrolito através de la batería, y ello comporta la necesidad de un mayor control como sistema queen 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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En ciertas condiciones, en la superficie de un electrodo puede establecerse un acoplamientoestático originado por la separación de cargas entre el propio electrodo y las primeras capasatómicas del electrolito, una separación de entre 3 u 8 angstroms. Es lo que define la doblecapa 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 elevadaque en un condensador electroquímico usual. Por eso se denomina EDLC (electrical double

layer capacitors) o como ultracapacidades o supercondensadoresupercondensadores a losdispositivos que la almacenan.

Una variante de este fenómeno permite también acumular una alta densidad de carga en lasuperficie del electrodo por electrosorción o intercalación de iones que provienen de unatransferencia reversible de carga farádica entre el electrodo y el electrolito. En este caso, elsistema se describe como una pseudocapacidad.

El progresivo aumento de materiales y el mejor control de sus propiedades han permitido laimplementación de sistemas con muy altos valores de capacidad, con prestaciones cada vezmás repetitivas y con mayor fiabilidad. Estas son muy válidas para disponer de tipologías dealmacenamiento eléctrico con tiempos de respuestas muy rápidos y cada vez con mayoresvalores de energía acumulada. El resumen de sus prestaciones es:


Rango de energía: ms-mins

Densidad de energía: 0,1-15Wh/kg

Tiempo de respuesta: milisegundos

Autodescarga: ~ 2-40%/día

Temperatura de operación: de -40 a +85

Rendimiento: ~ 95%

Vida media: más de 20 años

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 másrelevante 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 trabajoya 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 hastaahora principalmente para sistemas pequeños y de tamaño medio. Consiste en almacenarenergía bajo la forma de un campo magnético creado por la circulación de una corrientecontinua en un anillo superconductor que está refrigerado a una temperatura por debajo dela 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; solohabrá aparecerán las pérdidas asociadas al mantenimiento del sistema. Este consta de trescomponentes 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 abriendoy 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 decorriente que puede utilizarse para cargar un condensador que proporciona una entrada detensión 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 superconductoresde alta temperatura y la combinación con el suministro de energía a largo plazo basada enel hidrógeno licuado (LIQHYSMES) deben ofrecer soluciones híbridas, multifuncionalidady 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

Tiempo de respuesta: milisegundos

Autodescarga: ~ 10%/día

Temperatura de operación: superconductividad de altas temperaturas

Rendimiento: ~ 95%

Vida media: más de 20 años

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 materialacumula una cierta energía cinética como resultado de los movimientos aleatorios de átomosy 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 almacenarenergía 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, conel consiguiente volumen y peso, para poder abordar la acumulación de elevadas cantidades deenergía. 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 recuperaciónde la energía acumulada. Usualmente, el rendimiento es bajo, excepto en el caso de que seutilice la propia energía térmica. En consecuencia esta tipología de energía térmica es pocointeresante para aquellas aplicaciones en que la fuente de energía inicial o la forma de energíarecuperada no sea la térmica.



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Otras opciones que nos brinda la propia teoría cinética de la materia radican en los caloreslatentes 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 ampliasperspectivas 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 posibilidadde materiales que admitan transformaciones químicas a partir del aporte de calor y cuyarecuperación 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 Europabasándose en el almacenamiento de calor sensible en los sistemas simples. Sin embargo, losnuevos 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 energíasubterráneos (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 yAlemania. Por otro lado, cabe destacar la tecnología de almacenamiento de sal fundida, quepuede ofrecer grandes capacidades de almacenamiento de energía a escala de MWh, pero querequiere de una adecuada forma de recuperación.

Las primeras aplicaciones de estos prometedores sistemas de almacenamiento se esperan enlas áreas de:

• Calefacción y refrigeración solar de los edificios.

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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• Sector de calor de proceso industrial para ser utilizado como una herramienta de gestiónde calor para aumentar la eficiencia y reducir el consumo de energía específica de los pro-

cesos de fabricación industrial.• La generación de energía en los procesos de conversión térmica: motores de combustión,

de vapor o turbinas de gas.

• Almacenamiento de calor estacional en combinación con los sistemas de calefacción urbana.

• Almacenamiento intermedio de calor de compresión en las plantas de almacenamiento deenergía de aire comprimido adiabático.

• A gran escala de sistemas solares térmicos para calefacción y refrigeración, calor de pro-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 demasiadocaros.

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 tecnologíasde almacenamiento

Para evaluar y diferenciar entre las tecnologías de almacenamiento disponibles y para poderseleccionar 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 alternativasno existe una tecnología perfecta o ideal para elalmacenamiento. Esta característica significa quecualquier solución tiene que tomar la mejor ven-taja de una determinada tecnología o encontrarun 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 ciclocompleto: la carga, el mantenimiento de la

carga y la descarga. Las diferentes tecnolo-gías utilizadas se evalúan según su valor deeficiencia. Algunos dispositivos utilizantransformaciones químicas, otros se basanen procesos físicos, y unos pocos son capa-ces de almacenar la electricidad directamenteen forma de electricidad. En algunos casos,

se necesita energía para que el sistema pueda mantener la carga, mientras que en otroscasos la energía se pierde paulatinamente con el tiempo de almacenaje. Ambos casos seconsideran situaciones que implican una pérdida de eficiencia.

2. Durabilidad. El tiempo de vida es un importante factor para cualquier tecnología dealmacenamiento de energía. En algunos casos, depende del número de ciclos de carga ydescarga, de la profundidad del propio ciclo durante la carga o la descarga o del nivel deno 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 hidráulicade 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 lasaplicaciones 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 aplicacióndeterminada.

6. Capacidad de almacenamiento: potencia y energía. En algunas aplicaciones es precisodisponer de una alta capacidad de almacenamiento de energía, que puede ser requeridadurante un corto intervalo de tiempo, al solicitarse dicha energía de forma inmediatafrente a un fallo de suministro. Esta respuesta instantánea suple el suministro durante elintervalo 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 sistemacon gran capacidad de energía, mientras que en el primero se tendría un sistema con grancapacidad de potencia.

1.9. Los principales retos para desarrollodel almacenamiento eléctrico

Hasta ahora, los sistemas de almacenamiento utilizados mayoritariamente están basados ensistemas 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 enenergía eléctrica. La eficiencia de este ciclo está en el rango de entre el 70% y el 75%, peroconviene 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, suestimación cambia. Sin embargo, la acumulación en períodos de mínimo consumo (valles) ysu 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 paratodas 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:

• Gran almacenamiento de energía: incluye aplicaciones tales como balance o nivelaciónde carga, reservas activas disponibles, transferencia de energía (picos/valles), emergenciay zonas de regulación, y garantía del suministro de energía a las cargas, independiente-

mente de la hora de generación de dicha energía.• Almacenamiento distribuido: 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.

• Calidad de suministro: incluye la calidad de onda, la reducción de intermitencias, las

aplicaciones del usuario final, la capacidad de restablecimiento del sistema, y la capacidadde 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 lahoja de ruta de los planes sobre energía en Europa, constituye en sí mismo un significativoelemento para impulsar la introducción de sistemas de almacenamiento. La considerable re-ducción en la emisión de gases de efecto invernadero prevista para 2050 viene condicionadapor una significativa expansión de las fuentes de energía renovables. Esto constituye un seriodesafío para la gestión de las redes de electricidad a causa de la antes discutida intermitenciade 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 beneficiosalcanzables 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




–51–

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 términosde tiempo y los ciclos, y la disponibilidad.

El análisis de estas características y el avance en estas tecnologías constituye un importantereto para el futuro de las redes eléctricas. Los principales desafíos para el almacenamiento son:

1. Aspectos tecnológicos

• El aumento de la capacidad y la eficiencia de las tecnologías existentes.

• El desarrollo de nuevas tecnologías para las aplicaciones domésticas, descentralizadaso aplicaciones centralizadas a gran escala.

• El despliegue del mercado.

2. Aspectos de mercado y regulatorios

• Identificación o creación de las referencias adecuadas del mercado para incentivar lacreación de capacidad de almacenamiento y la provisión de servicios de almacena-miento de energía.

• La creación de un mercado a escala europea.

3. Aspectos estratégicos

• El desarrollo de un enfoque sistemático u holístico para el almacenamiento.• La reducción de la complejidad técnica.

• El desarrollo de las normas para la regulación del mercado y los aspectos políticos.

1.10. Las tendencias de futuro: la no explotadacapacidad del almacenamiento de electricidad

El actual consumo mundial anual de electricidad es de unos 20.000.000 GWh (20 PWh). Enla figura 1.19 se muestran los consumos de los últimos años y su tendencia para los próximos



–52–

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 toneladasequivalentes de petróleo); por consiguiente, la energía eléctrica consumida es equivalente a4.545,45 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 energíaobtenida 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 UniónEuropea 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 enunidades 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




–53–

La segunda observación no está directamente implícita en estos números y tiene que ver conel 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 enrelación a la capacidad de almacenamiento del gas natural. Esto significa que, al igual que losconceptos de red eléctrica están evolucionando a medida que el mercado cambia, los méto-dos de almacenamiento de energía deben también actualizarse, pasando del almacenamientobajo energías primarias (petróleo, gas o carbón) a nuevas formas de almacenamiento másóptimas, para una gestión de red de mayor calidad.

La tercera observación corresponde a las tecnologías de almacenamiento de electricidad hoyen día operativas. Prácticamente la totalidad de la capacidad de almacenamiento de energíaeléctrica a nivel mundial corresponde a hidráulica de bombeo. Solo pequeñas instalacionesde aire comprimido, 440 MW; o de baterías de sulfuro de sodio (NaS), 316 MW; o de bateríasde plomo-ácido, 35 MW; o de baterías de níquel-cadmio, 27 MW; o de baterías de ion litioo de flujo redox, 30 MW; o de volantes de inercia, 25 MW, han sido instaladas en operacióncomo 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 (LuxResearch, Piper Jaffray, Boston Consulting, EPRI) corroboran tasas espectaculares de cre-

2012/MToe España Unión Europea Total mundial

Petróleo 63,8 611,3 4.130,5Gas 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



–54–

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 sepuede destacar que el mercado de energía hidráulica de bombeo está creciendo ya a un ritmoanual 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 construccióne implementación de las instalaciones, solo esta parte de las necesidades de almacenamientode energía augura un mercado de más de 6.000 M€/año.

Sin embargo, este mercado de hidráulica de bombeo cubre mayormente las necesidades dealmacenamiento en el sector de la generación pero no en la parte de transporte, distribución yentrega al usuario, donde también son precisos sistemas de capacidad media y pequeña, muyespecialmente con el aumento de fuentes distribuidas y renovables. Esto abre enormes pers-pectivas a todas las tipologías de almacenamiento anteriormente descritas. Así, considerandosolamente 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 avanzadasse multiplicará considerablemente. Las previsiones sitúan la potencial demanda del sector enmás de 10 GW, que permiten estimar para el área de almacenamiento un mercado por encimade 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 talónde Aquiles. ¿Cómo amortizar las grandes inversiones requeridas para implementar estossistemas 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 céntimosde 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 permitadecrecer 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




–55–

esperados en el rango de 0,005 a 0,02 €/kWh/ciclo, compatible con los costes de la energíaa nivel social.

Estos puntos constituyen el verdadero y más importante riesgo para la introducción de lasdiferentes tipologías en el próximo futuro para acometer las necesidades de una red eléctricacapaz de ofrecer las respuestas a las necesidades de una sociedad fuertemente electrificada.

1.11. Tabla resumen

Tecnologías de almacenamiento (I): características y prestaciones

Ca ra cterí st ic as H id ráuli ca de

Bombeo

Volantes de

inercia

CAES

(compressed air

energy storage)

Almacenamiento

químico

(H2, metano

sintético)

Baterías de

Ion litio, NaS,

NaNiCl

Baterías

de flujo redox

S up erc ap aci to re s Bobi na s

superconductoras

Acumulación

térmica latente,

sensible y

termoquímica

Rango depotencia

(MW)

100-5000 MW 0,002-20MW

100-300 MW 0,001- GW 50 MW Hasta 7MW

0,01-1 MW 0,01-10 MW 0 ,001-10 MW

Intervalo de

duración deenergía (tiempo)

1-24 h s-15 min 1-24 h >días min-h >10 h ms-min ms- 5 min -

Tiempo derespuesta

(s-min)

s-min s 5-15 minCAES

submarino

< 2 min

- variable ms ms ms -

Densidad deenergíaWh/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 -

Rendimientociclo 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 los12.000 Wh/kg.



–56–

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

Tecnología Ventajas Inconvenientes Aplicaciones

Hidráulica deBombeo

• Madurez tecnológica.• Costos de operación y

mantenimiento bajos.• Larga vida útil.

• Restricciones impuestas porlimitaciones geográficas.

• Limitaciones impuestas porlos tiempos de arranque y detransición entre regímenes defuncionamiento.

• Inversión inicial muy elevada.

• Proteger al sistema eléctrico deapagones, reducir distorsionesarmónicas y eliminar caídas depotencia en la red.

Ejemplo de aplicación: planta deLundington enMichigan (USA).

Volante de inercia • Elevada densidad depotencia y energía.

• Rápida capacidad derespuesta.

• Poco mantenimiento yesperanza de vida de 20años.

• Coste inicial mayor que lasbaterías pero requieren menos

mantenimiento y presentanmayor durabilidad.

• Estabilización de frecuencia de lared.

• Sector transporte (trenes, autobuseseléctricos).

• Suministro de energía duranteun breve intervalo de tiempo(ascensores y grúas).

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

CAES (compresedair energy storage)

• El CAES Isotérmicodestaca por su flexibilidad,la ausencia de emisiones yescalabilidad independienteen la potencia y capacidadde almacenamiento.

• Los costes de inversióny explotación, aunquetodavía son considerables,son menores que losrequeridos por las centraleshidráulicas de bombeo.

• Elevado tiempo de respuesta.• Las capacidades y

rendimientos son menoresen comparación al sistemahidráulico de bombeo.

• Poca madurez tecnológica.

• Soporte a la red de distribucióneliminando la necesidad de sistemasauxiliares de estabilización.

• Actuan como elemento paraobtener el balanceo de generaciónde potencia entre oferta ydemanda así como de elementos derestablecimientos del sistema.

Ejemplo de aplicación: Plantas deCAES de Huntorf (Alemania) yMcIntosh (EEUU).

Potencia eléctrica

a gas

• Sencillo de almacenar y

recuperar energía química.• Tecnologías relacionadascon el concepto de“electricidad a gas” quepermiten la interconexiónentre la red eléctrica y lared de gas natural.

• Baja densidad volúmica y

peligro de explosión.• La introducción de estastecnologías en aplicacionesen la red eléctrica precisan deregulación.

• Las instalaciones con estosgases precisan normas deseguridad y obtener laaceptación social.

• Arbitraje de la energía.

• Servicios en la red eléctrica.

Ejemplo de aplicación. Unidad demetanización ETOGAS para AUDIen Werlte (Alemania) (2013).

(continúa)




–57–

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


Batería Plomoácido

• Madurez tecnológica.• Modularidad que permite

diseños avanzados desistemas a partir decombinación de celdas ymódulos más simples o ensistemas híbridos.

• Largos tiempos de carga.• Excesiva inuencia de la

temperatura ambiente.• Mantenimiento excesivo.• Bajo número de ciclos para sus

aplicaciones en redes eléctricas.

• Automoción.• Control de la red: frecuencia,

tensión, potencia.• Nivelación de la curva de demanda

diaria.

Ejemplo de aplicación: SouthermCaliforni Edison Chino BatteryStorage Project, Ca, (USA).

Batería Ni-Cd • Tecnología madura y

robusta.• Elevado rendimiento

(mejor rendimiento que labatería de plomo ácido).

• Alta toxicidad del cadmio,

elevado coste, efecto memoria.

• Dispositivos domésticos,

aplicaciones en telecomunicaciones,satélites y astronáutica ycompensación de energía reactiva.

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

Batería NiMH • Ecológicamente benignay con mayor densidad deenergía que la bateríaNi-Cd.

• Alta autodescarga.• Rango de temperaturas

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

• Celdas costosas.

• Dispositivos electrónicos portables(teléfono móviles), vehículoshíbridos, telecomunicaciones,satélites, astronáutica.

Batería Ion Litio • Alta eciencia y densidadde energía, comparadaa otras tecnologíaselectroquímicas

• Bajo mantenimientorequerido.

• Alto voltaje de la reacciónredox por celda.

• Costes elevados paraaplicaciones de escala media yalta.

• Debido a su complejaestructura interna,mantenimiento de voltajesde seguridad y rangos detemperatura de operación.

• Se requieren circuitos deprotección.• Uso de electrolitos orgánicos

inflamables.

• Pequeños dispositivos, vehículoeléctrico, soporte a red y altransporte de electricidad.

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

(continúa)



–58–

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


Baterías NaS • Alta energía y densidad depotencia, pulsos de elevadapotencia.

• Materiales baratos yabundantes.

• Pérdidas por mantenimientode la temperatura de la batería.

• Las baterías de sodio/azufretienen muchos problemasde corrosión, selladoentre electrodos y en loscompartimentos.

• Elementos de seguridad en lacelda para prevenir reaccionesquímicas sodio-azufre.

• Gastos de mantenimientoexcesivos.

• Integración de fuentes de energíarenovables y múltiples funciones degestión energética.

Ejemplo de aplicación: Tokio ElectricPower Company (TEPCO en Tokio).

Batería Na-Ni-Cl • Rápida capacidad derespuesta, robustez, buenadensidad de energía.

• Pérdidas por mantenimientode la temperatura de la batería.

• Electromovilidad, funciones desoporte de la red.

Baterías de flujoredox

• Durabilidad y elevadaeficiencia de energía.

• Larga vida media.• Bajo tiempo de respuesta.• Alta modularidad.

• Baja densidad de energía,complejidad del sistemafluídico.

• Múltiples funciones de gestiónenergética y ajuste del sistemaeléctrico en distribución y parausuarios finales.

• Sistemas de almacenamiento parafuentes de generación distribuida yredes inteligentes.

Ejemplo de aplicación. SumitomoElectric Industries, (Japan).

Supercapacidad/Pseudocapacidad

• Alta densidad de potencia,tiempos de respuestasrápidos.

• Amplio rango detemperatura de trabajosdesde -40 ºC a +85 ºC.

• Eciencia alta por ciclo decarga/descarga 85-98%.• Nulo mantenimiento, con

un elevado número deciclos.

• Densidad energética baja,alto nivel de autodescarga,fluctuaciones en los valores devoltaje de carga y descarga.

• Costes excesivos limitan suuso en redes eléctricas.

• Automóviles, autobuses híbridos,dispositivos electrónicos comomóviles y portátiles, taladrosy maquinarias portátiles, lucesflash de cámaras, trenes, grúas,ascensores, sistemas de frenado en

autobuses, trenes ó tranvías.• Elementos para sistemas híbridos dealmacenamiento.

Ejemplo de aplicación. Instalacionesde energía solar y eólica así como redesin Palmdale, California (USA).

(continúa)







–61–

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/ola 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 situadoa 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 causade su disponibilidad) almacenan la energía interna asociada al aumento de presión de ungas. Este tipo de almacenamiento de energía se conoce con las siglas CAES (compressedair energy storage).

3. En un volante de inercia, conocido internacionalmente como flywheel , se almacenaenergía cinética de rotación, que acumula una masa que gira sobre un eje (como si fuerauna peonza).



–62–

2.1. Las centrales hidráulicas de bombeo

2.1.1. Conceptos

Las centrales hidráulicas de bombeo o centrales hidroeléctricas reversibles son un tipo decentral 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 paraaccionar bombas que impulsan el agua hacia el embalse superior. En intervalos de tiempo deelevada 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





–64–

inferior al superior. En los intervalos de tiempo de elevada demanda de electricidad (horaspico), 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 tipoFrancis, que puedan funcionar como bomba impulsando el agua al embalse superior y comoturbina, 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 tecnologíasexistentes. La eficiencia de energía de plantas con diseños antiguos puede estar por debajodel 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 redeléctrica 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 lasplantas de bombeo es retribuida. Asimismo, esta tecnología permite obtener ingresos apartir del almacenamiento de energías renovables que de otra manera podrían perderse.Estas opciones facilitan hoy en día a las compañías eléctricas incrementar el portafolio deenergías 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 eneste capítulo, es capaz de almacenar también energía a gran escala. Son tecnologías con ungrado muy alto de madurez y con una muy buena adaptación entre sus características y lasnecesidades 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 deunos 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





–66–

llevar años y, aunque los costes de operación y mantenimiento son bajos, la inversión iniciales 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 conturbinas. A partir de los años 50 del siglo XX, una bomba-turbina reversible se erige como eldiseño dominante para las centrales hidráulicas de bombeo. El desarrollo de esta tecnologíano se acelera hasta los años 60, cuando se empieza a utilizar almacenando energía producidapor 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 losprecios del gas natural durante este período, haciendo las turbinas de gas más competitivas

para suministrar electricidad en horas punta. También preocupaciones medioambientalescausaron 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 separaronla generación y el transporte de electricidad, cuando las estaciones hidráulicas de bombeoestán 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 estasestaciones también contribuyen a retrasar aumentos de la infraestructura de transporte de

energía eléctrica, en muchos países, como los EE.UU., no se consideran infraestructura detransporte.

En los últimos años, la creciente preocupación por el cambio climático y la consiguientemisión de reducir la huella de carbono en la generación de electricidad han hecho crecerel interés comercial por las centrales hidráulicas de bombeo. Así, ya en 2009 se esperaba laadición de unos 76 GW de potencia instalada a nivel mundial para el año 2014 [1]. Chinacuenta con el plan más ambicioso, habiendo identificado numerosos sitios potenciales para

instalar una capacidad total de 310 GW, y esperando incrementar su potencia instaladahasta los 50 GW antes de 2020 [5]. Aunque Japón ya cuenta con una altísima densidad dehidroeléctrica reversible instalada, las compañías niponas siguen desarrollando tambiénnuevas plantas.

2. Sistemas mecánicos



–67–

En los últimos años el creciente interés por el almacenamiento de energía, especialmente parala integración de las fuentes de energía renovables, ha reavivado el desarrollo de proyectosde estaciones hidráulicas de bombeo. En Japón se ha empezado a utilizar una variante con elmar como depósito inferior de almacenamiento de agua, con una planta piloto instalada enOkinawa e inaugurada en 1999 como mayor ejemplo.

Se han construido, también, pequeñas plantas de bombeo aprovechando infraestructurasexistentes en canales. Actualmente se está explorando la posibilidad de aprovechar los pe-queños desniveles presentes en canales dotados de esclusas, para su aprovechamiento comoplantas de bombeo de agua. Dichas plantas presentan una capacidad de almacenamiento deentre 2 y 30 GWh. El hecho de que los diques e instalaciones compatibles con altas presioneshidráulicas 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 barcosde Scharnebeck, en Lüneberg, como el ejemplo más representativo, con una capacidad dealmacenamiento de 25 MWh.

Figura 2.2. Planta de bombeo de Huizhou (China). Cuenta con 8 bombas-generadores, con un total de potenciainstalada de 2.448 MW.

Fuente: http://www.energystorageexchange.org/projects/364



–68–

Diversos investigadores también han propuesto la posibilidad de utilizar una caverna subte-rránea como depósito inferior. En los EE.UU. varios desarrolladores han recibido permisospara 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 instalacionesactualmente existentes. Además, muchas plantas hidroeléctricas podrían ser modificadaspara añadir bombas en sus instalaciones y así ser transformadas en centrales hidráulicas debombeo.

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/




–69–

Figura 2.4. Elevador de barcos de Scharnebeck, en Alemania. Estas instalaciones suministrarían 4,2 MWdurante 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

Central

hidroeléctrica

Línea de agua

Línea eléctrica

Línea de consumos eléctricos

Depósito

inferior

Estación debombeo

Depósito

superior

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 (IslasCanarias) basado totalmente en energías renovables y un sistema de almacenamiento princi-palmente basado en una presa hidráulica de bombeo:



–70–

Este sistema evita 20 de los 26 petroleros de 2.000 Tm necesarios para satisfacer la demandaenergética, con el consiguiente ahorro de emisiones y coste de la energía, asegurando ungrado de penetración de las energías renovables del 75%.

2.1.5. Cuantificación de resultados energéticosy 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 nuevasplantas 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 %




–71–

2.1.6. Ventajas e inconvenientes

La principal ventaja de esta tecnología es su madurez. Prácticamente más del 99% de laenergía 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 híbridoscombinando centrales de bombeo con plantas de energías eólica y fotovoltaica. Tambiéndado 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 otrastecnologías mucho menos conocidas y extendidas.

A pesar de su alto nivel de inversión inicial, su larga vida útil permite estimar unos muy bajoscostes por kWh generado, compatibles con los actuales costes energéticos.

Sus inconvenientes hay que hallarlos en:

• Las restricciones impuestas por las limitaciones geográficas.• Las limitaciones impuestas por las actuales turbinas reversibles, que no satisfacen todos los

requerimientos de estabilidad en la zona de operación entre los dos modos, así como porla 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.

• Las limitaciones impuestas por los tiempos de arranque y de transición entre regímenes

de funcionamiento.• Al igual que ocurre con otras tecnologías de almacenamiento, no hay todavía desarrolla-

dos ni modelos de negocio ni normas de regulación para simulaciones a diferentes plazostemporales 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 generaciónvariable integrada en la red. Si bien inicialmente estas plantas operaban en su máxima po-






–73–

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, encorrección 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 uncompresor. En su forma más simple, el aire comprimido se enfría y se retiene en cavernaso lugares geológicos apropiados o en depósitos terrestres o en recipientes submarinos. Enmomentos 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 turbinasse convierte en electricidad mediante el uso de generadores eléctricos.

En otras palabras, la energía eléctrica barata es transformada en energía potencial del airepresurizado 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 suvez sería susceptible de ser también almacenada para aumentar así la eficiencia de un ciclo dealmacenamiento-generación de la energía.

Además, como fase inicial a la expansión del aire, este necesita ser calentado para evitar lacongelación en el sistema de expansión. Por tanto, en esta fase se podría reutilizar el calorpreviamente 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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existe demanda de energía, este aire comprimido se deja expandir accionando una turbinaque 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. Estapresión se alcanza mediante sucesivas etapas de compresión e intercambio de calor, paraterminar el proceso con una temperatura final similar a la ambiental.

Este tipo de CAES presenta considerables ineficiencias debido a la pérdida de energía enforma 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 significativahuella de CO2.

Las dos plantas de CAES que existen en el mundo actualmente son diabáticas. Una de ellasse 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 energéticadel 54%.

Plantas en régimen adiabático (CAES adiabático)

Un sistema adiabático de almacenamiento de energía por aire comprimido (A-CAES) es enesencia muy parecido al sistema CAES convencional anteriormente detallado, pero con laincorporación de un material (suele ser un lecho de materiales cerámicos, aunque tambiénse pueden emplear parafinas) que ofrece almacenamiento térmico. Así, el calor generadopor 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 airecomprimido. 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 enexpansión, 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 usopara calentarlo durante su expansión eleva la eficiencia de energía del proceso hasta valoresen 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 lechosde rocas o bien moldeados en forma de ladrillos a través de los cuales puede circular el aireintercambiando calor aunque también se menciona el uso de parafinas y sales fundidas.

Actualmente no existe ninguna planta de almacenamiento por aire comprimido en régimenadiabático. 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 GWhy contará con una capacidad de generación de hasta 200 MW. Se prevé que esta planta seacapaz de relevar 40 aerogeneradores de última generación de 5 MW durante hasta 5 horas deespacio de tiempo sin rachas de viento.

Plantas submarinas de energía (CAES submarino)

Esta variante de almacenamiento por aire comprimido contiene la particularidad de que lostanques que almacenan el aire comprimido se hallan sumergidos en agua, típicamente unmar, un río o un lago. La electricidad sobrante producida por aerogeneradores o bien debajo coste se hace llegar a plataformas submarinas, donde los compresores presurizan aireatmosférico a la presión existente en el lecho del mar, río o lago donde se encuentra dichaplataforma. Existen varios proyectos basados en esta tecnología, algunos de los cuales conta-rían con sistemas de almacenamiento térmico basados en soluciones acuosas que permitiríanuna eficiencia de energía de alrededor del 70%.

El CAES submarino presenta ciertas ventajas respecto al CAES convencional:• No cuenta con la gran limitación geológica impuesta por la existencia de cavernas.

• Diseño modular fácilmente escalable.



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• Eficiencia entre un 10 y un 20% mayor que en el CAES convencional.

• Tiempo de arranque inferior al del CAES convencional y al del CAES adiabático (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 apartir de energía eólica marina (como la eólica terrestre) no se almacena, lo que dificulta lagestión de la red eléctrica, dado el carácter fluctuante de esta fuente de energía. Una plenaintegración de la eólica marina con sistemas de almacenamiento no es viable económica-mente, pues la capacidad de almacenamiento del sistema siempre limitaría la capacidad degeneración de los aerogeneradores. Pero una integración parcial, donde una parte de la

energía generada por los aerogeneradores es almacenada como CAES, valoriza altamenteesta energía, que ya no es fluctuante. Esta opción también implica una reducción de costesmuy 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 orillasde 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 producidadurante la noche.

Plantas isotérmicas (CAES isotérmico)

El almacenamiento de energía isotérmico por aire comprimido también pretende superaralgunas de las limitaciones del CAES tradicional (diabático) y del CAES adiabático.

El CAES isotérmico (ICAES) es una tecnología modular. Cada módulo está equipado concigüeñales 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 comprimeel gas. Para asegurar que el proceso sea isotérmico se emplean intercambiadores de calormetálicos y agua como elemento de disipación o suministro del calor del proceso. El airecomprimido 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: puede ser ubicado sin restricciones geológicas impuestas por la existencia decavernas.

• Cero emisiones: el proceso isotérmico no consume fuel ni produce emisiones.

• Componentes de fiabilidad ya probada: cigüeñal, generador y almacenamiento en reci-pientes tubulares de acero.

• Escalabilidad: la potencia y la capacidad de almacenamiento son escalables de forma in-dependiente.

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

• Buena alternativa a ampliaciones de transporte y distribución de electricidad, permitien-do una reducción sustancial de costes.

• Integración de fuentes de energía renovables.

• Elimina la necesidad de sistemas auxiliares de estabilización de la red eléctrica que requie-ren combustible diesel.

• Capacidad de ofrecer picos de potencia pudiendo sustituir plantas de gas natural.

En 2009 ya se desarrollaron prototipos iniciales de 1 kW de potencia y 5 kWh de capacidadde almacenamiento. La empresa SustainX, ya a finales de 2010, diseñaba un sistema pilotocon una potencia de 40 kW y actualmente está cerca de poder ofrecer unidades comercialescon potencias de hasta 1,5-2 MW.


El CAES es aconsejable como alternativa para un amplio rango de aplicaciones que van degran 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 obtenerel 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 económicamenteviable si únicamente se basa en este mercado. Otros mercados deberían ser accesibles paraasegurar los ingresos necesarios para justificar dicha industria. Por eso, CAES también seorienta 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 agran escala, si bien el número de proyectos implementando nuevos demostradores presentaun 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 actividadesprecomerciales van orientadas a las diferentes alternativas para incrementar la eficienciadel 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 unsistema CAES sin emisiones de CO2 provocadas por el consumo de combustible en lafase de expansión del aire. El anteriormente citado proyecto ADELE es su ejemplo másrepresentativo.

2.2.5. Cuantificación energética y evaluación económica

Es posible construir sistemas con potencias asociadas de centenares de MW a GW y concapacidades de horas. Sus costes oscilan en función del tipo y del tamaño. Se estiman unoscostes del orden de 200-250 €/kWh o, en función de la potencia esperada y de la tipología dela 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 unsistema 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 suscostes permanecen en la gama alta.


A pesar de estar poco implementada, es una tecnología relativamente madura y simple en suscomponentes 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 eficienciasde ciclo en el orden del 75% de acuerdo con las nuevas versiones de la tecnología, si bien lossistemas actuales solo presentan un escaso 50% en su ciclo AC-AC.

Sin embargo, su principal activador, las granjas eólicas y fotovoltaicas ubicadas en lugaresdonde el almacenamiento de bombeo hidráulico no sería probablemente la primera opción,no tiene todavía los incentivos suficientes para incorporar el precio del almacenamiento ensus 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 delorden 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 yadaptados 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 CAESisotérmico.




–83–

Otra posibilidad futura para satisfacer los anteriores requerimientos sería el desarrollo desistemas 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 seutiliza una cuerda enrollada a la peonza para comunicarle energía cinética rotacional. Estosdispositivos se caracterizan por su elevado momento de inercia, lo que les confiere una granresistencia a los cambios de energía rotacional. Fundamentalmente, se puede considerar unabatería mecánica que requiere para cargarse un aporte de energía que aumente su velocidadde 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 esencialque las pérdidas por rozamiento estén minimizadas.

Cuando ya está rotando, la cantidad de energía que almacena depende de su velocidad derotación 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 deenergía.

2.3.2. Funcionamiento detallado

El volante de inercia es un dispositivo mecánico innovador que existe desde hace cientosde años como vector energético. Con los avances en tecnología de materiales, han ido apa-



–84–

reciendo volantes de inercia más modernos que los iniciales, desarrollados en el siglo XIXdespués 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 desarrolladolos super flywheels, dotados de una densidad de energía mucho mayor y con riesgos muyreducidos 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 energíacinética.

Solo las pequeñas pérdidas del motor y los rozamientos producirán una leve disminución dela 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 energíacinética bajo forma eléctrica a la salida del generador.

Los volantes de inercia pueden ser divididos en dos grupos:• Sistemas de rotor metálico convencional de baja velocidad (alrededor de 5.000 rpm).

Se usan habitualmente para almacenamiento de energía de corta a media duración (desegundos a unos pocos minutos).

• Sistemas de composite metálico de alta velocidad (10.000-50.000 rpm). Gran parte dela 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. Tambiénse mencionan unidades capaces de operar en la escala de MW, pero están aún en fase dedemostración.

El rotor de inercia es el componente central del sistema de almacenamiento basado en estatecnología. 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 sugeometría, 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 contraun posible fallo. En aplicaciones donde el volante de inercia puede alcanzar velocidades de




–85–

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 evitarpérdidas 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 delrotor, 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 dealimentación 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 defrecuencia de la red, para la cual la rápida velocidad de respuesta de los volantes de inerciaofrece una gran fiabilidad.

Su rápida respuesta permite asegurar el aporte en un breve intervalo de tiempo de grandescantidades 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 energíacomo 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 físicade los rotores, no es posible acumular elevadas cantidades de energía por lo que en muchasde sus aplicaciones los volantes de inercia constituyen un complemento que se añade comoprestación 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 mediadel 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 regulaciónde Stephentown (EE.UU.), de 20 MW de potencia, construida para absorber y descargarenergía a la red eléctrica, haciendo así posible la utilización de fuentes de energía renovablescomo la solar y la eólica.

2.3.5. Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica

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 pocoscentenares de kW (250 kW).

Los costes estimados con las prestaciones actuales de los volantes de inercia se sitúan en elrango 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:

• No contienen sustancias tóxicas como las baterías.• Elevada densidad de potencia y de energía.

• Muy rápida capacidad de respuesta.

Figura 2.12. Módulo de 1 MW / 250 kWh de la planta de regulación de frecuencia con volantes de inercia enStephentown (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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• Poco mantenimiento y esperanza de vida de 20 años (más de 100.000 ciclos).

• Elevada eficiencia de energía (alrededor del 85%). Una apreciación más optimista permi-

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 unagran variedad de formas y tamaños, desde unos pocos kilogramos hasta varios centenares detoneladas, lo que los hace viables para una larga lista de aplicaciones.

Los volantes de inercia también presentan desventajas, destacando entre ellas:• Elevado coste inicial del dispositivo, de 3.000 €/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.

• Utilización de equipamiento pesado para asegurar su correcto funcionamiento.

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


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

tes de inercia:

• Es crucial el desarrollo de nuevos materiales que permitan el diseño y la fabricación de losvolantes de inercia a menores costes y con prestaciones energéticas mejoradas. Alcanzarmayores rangos de energía es crítico, pero para ello es preciso disponer de materiales másresistentes a la deformación causada por las fuerzas centrífugas. De hecho, es el materialdel rotor el limitante de la capacidad energética del sistema.

• El desarrollo de nuevas máquinas eléctricas que permitan intercambiar energía con lacarga o la red de forma más rápida y con mayores capacidades de potencia. Es el sistemaeléctrico que actúa de generador el limitante de la potencia.




–89–

• El desarrollo de nuevas técnicas de rodamientos. Es preciso tener presente que estos sis-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.

• Nuevos sistemas de control digital y de comunicaciones para facilitar el control del sis-tema, cuya característica esencial es su velocidad de respuesta a la vez que incrementa elvalor y el papel de la electrónica de potencia.

• Sistemas de seguridad mejorados.

2.4. Tabla resumen

Tecnologías de almacenamiento de energía mecánica.

Tecnología Eficiencia Coste de inversión(por kW instalado) Ventajas Desventajas

Hidráulica-bombeo >80%(en instalacionesmodernas)

350-1500 € Madurez, larga vida útil,gran capacidad dealmacenamiento, bajocoste por kWh, buenacombinación con eólicay fotovoltaica

Tiempo de respuestalento, no compatible conbajos régimenes deoperación, limitacióngeográfica

Volante de inercia 85% 1000 € Bajo tiempo de

respuesta, elevadadensidad de potencia yenergía, pocomantenimiento, largavida útil (20 años)

Elevado coste,

utilización deequipamiento pesado

Aire comprimido 50%(adiabático: 70%,isotérmico: 75%)

500-2200 € Gran capacidad dealmacenamiento, maduray rápidamenteimplementable en elmercado, potencial demejora (modoadiabático, isotérmico)

Bajo rendimiento(diabático), altacomplejidad 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 de2013).

[3] EIA. Electric power annual 2009. Energy Information Administration, U.S. Department ofEnergy. 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 storagepower 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 electricitystorage 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. Unproceso 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 quecapta los electrones entregados por el compuesto, mientras que la reducción tiene lugar enel cátodo, que es el electrodo que suministra los electrones que se ganan por parte delcompuesto.

Para que el proceso sea sostenido y se mantenga de forma continua, es preciso asegurar lacirculación 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 deelectrones que dé un camino de extracción de esta carga, los electrones, producida por lareacción química de oxidación. Esta vía, constituida por un circuito externo, termina en elcátodo, 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 demantener 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 deVolta (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 especieselectroactivas que participan en la oxidación y la reducción o estas sean regeneradas desdeel 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 principalesbaterías 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

Ánodode zinc

Cátodode cobre

Carbono

Grafito

Mn O2 +

+NH4Cl + ZnCI2

Barra decarbón(cortado)

Zinc(Anodo)

MnO2 (+C)

NH4Cl (+Zn Cl2)

Zn

Electrolito

Ánodo

Cátodo

Aislante

Zinc

Solución ZnSO4

e– e+

Cottonplugs

Solución CuSO4a

c d e

b

3. Sistemas electroquímicos

3 1 C t



–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/cm 2) 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 electrónentre 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), determinanla 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 capacidadde 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 sistemasde 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 semirreacciónredox 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 paracombinar 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 másde 100 años. La demanda de los productos de electrónica portátil y de movilidad eléctrica hasupuesto un empuje con notables avances. Desde el punto de vista de su aplicación a la redeléctrica, es una tecnología aún relativamente muy joven.

L i d b í á ili d



–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 deplomo-ácido y sodio-azufre presentan un amplio portafolio comercial consolidado. Las ba-terías de zinc-bromo (ZnBr), vanadio (VFR), níquel-hidruros metálicos (NiMH), litio, zebray “capacidades electroquímicas” están en las fases de demostración, en pruebas de campo y/oen su transición a producto comercial consolidado. Otras tecnologías, como metal-aire, nue-

vas versiones avanzadas de ion-litio, ion-sodio, magnesio y nano-“supercapacidades” estántodavía en su fase de desarrollo.








–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 modelosde 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 losusuarios finales.

Con excepción de los supercondensadores, solo recomendables para contribuir a la calidadde 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 deenergía descentralizados y para ayudar a mantener el balance instantáneo entre generación yconsumo, 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 travésde los electrodos, invirtiéndose las reacciones.

Red externa

Control

Descarga

Catión

CargaElectrodo

–

(ánodo)

Electrodo+

(cátodo)+

+

+

Anión

Descarga

C a r g a

N bateríasconectadas enserie/paralelo

–

–

–

e–

Además también son elementos necesarios para asegurar un mejor control de voltaje y de



–98–

Además, también son elementos necesarios para asegurar un mejor control de voltaje y defrecuencia, y ayudar en el proceso del restablecimiento operativo de una planta sin ningunadependencia 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 ylos 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 puntode 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 demagnitud superior. Mientras en un automóvil se precisan menos de 50 kWh para autonomíasde entre 100 y 200 km, para aplicaciones en redes eléctricas el interés empezaría a partir deestos valores de energía para almacenamiento altamente distribuido a nivel de usuario finaly 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 redeseléctricas 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 instalacionestestimoniales, 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 laexigencia de una mayor calidad de red, impulsarán el potencial mercado de estas tecnologíasen el área de las redes eléctricas.

Actualmente, la industria de baterías tiene principalmente centrada su producción industrialen serie en el sector de la movilidad eléctrica y en la electrónica y comunicaciones portátiles.


Mientras que para el sector de sistemas electrónicos y de las comunicaciones se ha experi



–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 necesariospara lograr una amplia y real implantación. Las prestaciones de durabilidad y la facilidad dereciclaje están pendientes también de poder satisfacer la demanda del sector industrial auto-movilístico. Sin embargo, los sistemas ya implementados han contribuido a crear ya unenorme 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 energéticosy evaluación económica

Para comparar las prestaciones ofrecidas por estas diferentes tecnologías de almacenamientoelectroquímico se deben previamente definir algunos criterios básicos de comparación (fi-

guras de mérito), para poder juzgar adecuadamente sus características y capacidades:

• El primer concepto corresponde a la densidad volumétrica o a la densidad másica. ¿Cuáles la energía, Wh, por kilo, kg, o por litro, l? (Wh/kg; Wh/l).

• El segundo corresponde al número de ciclos previstos sin pérdidas mayores del 80% ensu capacidad de almacenamiento.

• El tercero concierne a los costes de inversión global o bien por ciclo, que en definitivasignifican la valorización de la repercusión de los costes de almacenaje sobre los costes dela energía (6 c€/kWh).

Las propiedades y características para acometer el mercado con prestaciones competitivasson 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 alcanzarun muy elevado número de ciclos. Esto solo es factible actualmente por las tecnologías desodio-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 ladegradación 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 todassus diferentes opciones tecnológicas.

Por otra parte, los valores de densidades energéticas son solo condicionantes para algunasaplicaciones en las que el volumen o el peso del sistema puedan ser determinantes, tal comoocurre en la movilidad eléctrica. En general, las aplicaciones en redes eléctricas no presentanrestricciones 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 loconstituyen 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 deestos 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 alsector estacionario, con gran capacidad y necesario para abordar los problemas asociadasa las redes eléctricas.

TecnologíaDensidad

volumétricaWh/l

DensidadmásicaWh/kg

Númerode 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 almacenamientoelectroquímico (previsión 2020).

Fuente: IREC.


d d d



–101–

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 lascapacidades energéticas y potencias requeridas, junto a un relativamente pequeño tiempo derespuesta.

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 controlde 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 tecnologíaradican en los costes, excesivamente elevados. Además, una limitada (en muchos casos) vidamedia debido a la degradación de los componentes de la batería y una todavía muy bajadensidad energética que limita su uso en algunas aplicaciones.

A pesar de su amplio uso en diversas aplicaciones como comunicaciones, movilidad eléctricao portabilidad electrónica, su densidad energética está todavía en órdenes de magnitud pordebajo de la de la gasolina, de más de 10.000 W/kg.

Tecnología basadaen el uso de litio

Densidadvolumétrica

Wh/l

Densidad másicaWh/kg Número de ciclos

Costes deinversión

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 2050200/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.








presión, funcionando también con este principio de “recombinación”. Las baterías sella-



–105–

p , p pdas 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 menornúmero 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, sumayor sensibilidad a la temperatura de operación.

Las baterías de plomo-ácido se pueden clasificar según varios criterios:

• El tipo de placas: planas, tubulares o de Planté.• El tipo de aleación: plomo-antimonio, plomo-calcio, plomo-selenio.

• El tipo de electrolito: líquido, gelificado o adsorbido.

• El tipo de mantenimiento: las baterías selladas no suelen tener mantenimiento, las bate-rías abiertas de plomo-calcio son clasificadas como de “libre mantenimiento” y las deplomo-selenio como de “bajo mantenimiento”, que retardan la evolución del hidrógeno

y el oxígeno.

• El tipo de uso: baterías de arranque para motores, baterías de tracción (que suministrancantidades bajas de corriente en largos tiempos, por ejemplo carros de golf), o para usoestacionario (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 deventilación

Terminal negativo

Las reacciones redox reversibles deterioran los electrodos de la batería dándoles un período



–106–

pde vida de 1.000-1.800 ciclos, según la profundidad de descarga, con una eficiencia total del50-80%. El tiempo de vida útil del sistema es de aproximadamente 5-15 años, dependiendode 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 bajaautodescarga 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 esla necesidad de mantenimiento periódico de agua (en el caso de una batería con liquido) y subaja densidad de energía y de potencia específica, con valores en el rango de 30 Wh/kg y 180W/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 debajode 1,9 V.


Estas baterías se usan sobre todo en almacenamiento en la industria del automóvil. A pesarde su peso y baja densidad energética, las baterías secundarias basadas en la tecnología deplomo-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 plantasindustriales. Estos usos requieren una cierta reingeniería de las baterías.

La función principal de las baterías de plomo-ácido en el almacenamiento de energía agran escala es, pues, proporcionar “reserva rodante” para compensar cualquier evento enuna planta de producción o fallos en los equipos de línea en la transmisión de potenciaenergética, 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.


Actualmente los sistemas proporcionan unos pocos minutos de energía y son usados como



–107–

p p p g ybaterías de arranque para motores, baterías de tracción que suministran cantidades bajasde 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, requiereduraciones de almacenamiento más largas y, por tanto, la redefinición de la ingeniería deestos sistemas para poder manejar mayores capacidades de energía o potencia.

Los tiempos más largos de descarga requieren nuevas químicas y/o nuevos diseños queofrezcan 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 delciclo de vida y durabilidad de la potencia específica. La presencia de carbono, que se añade alos electrodos negativos, no cambia la naturaleza de la reacciones de transferencia de cargapero 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, presentandomejoras 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 tabla3.5). La continua reducción de costes, las mejoras en la vida media y el estado de carga sonfundamentales 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 fueronestimados en 1995 en más de 150 euros/kWh para la batería; hoy podrían situarse alrededorde los 100 euros a causa del decrecimiento de los costes, pero los costes por la instalacióncompleta exceden a más del doble.

Nombre AplicaciónFechas deoperación Potencia Energía Tipo de batería Fabricante

Crescent ElectricMembershio

Nivelación de la curva de demandadiaria.

1987-mayo de

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

GNV IndustrialBattery, ahora



–108–

Cooperative(ahora EnergyUnited), BESS,

Statesville, NC(EE.UU.)

y2002

;324 celdas

y,Exide Battery

BerlinerKraft- und Licht(BEWAG)Battery System,Berlín (Alemania)

Provisión de reservas de potenciapara el control primario defrecuencia del sistema eléctrico yregulación de frecuencia.

1987-1995 8,5 MW en 60min deregulación defrecuencia, 17MW por 20 minde provisión dereservas depotencia para elcontrol

primario defrecuencia delsistemaeléctrico.

14 MWh Celda inundada,7080 celdas en12 cadenasparalelas de 590celdas cada una.Tamaño decelda: 1.000 Ah.

Hagen OCSMcells

Southerm Califor-nia Edison ChinoBattery StorageProject, CA (EE.UU.)

Diversas aplicaciones, como laprovisión de reservas de potenciapara el control secundario yterciario de frecuencia del sistemaeléctrico; apoyo a la estabilidad delsistema eléctrico; apoyo al controlde tensión mediante la regulación

de potencia reactiva; y para lapuesta en operación de una plantade generación de forma autónoma,es decir, sin consumir potenciatransitoriamente del sistemaeléctrico.

1988-1997 14 MW 40 MWh Celda inundada,8.256 celdas en8 cadenasparalelas de1.032 celdascada una.Tamaño de

celda: 2.600 Ah.

Exide BatteriesGL-35 cells

Puerto RicoElectric PowerAuthority(PREPA) BatterySystem, PuertoRico

Provisión de reservas de potenciapara el control primario defrecuencia del sistema eléctrico yregulación de frecuencia.

11/1994-12/1999

20 MW 14 MWh Celda inundada,6.000 celdas en6 cadenasparalelas de 100celdas cada una.Tamaño decelda: 1.600 Ah.

C&D Battery

PQ2000Instalación enBrockwayStandardLithography Planten Homerville,Georgia (EE.UU.)

Calidad de potencia, y sistemas queaseguran un continuo suministrode energía a cargas críticas duranteposibles incidencias o faltas desuministro de la red exterior.

1996-2001 2 MW 55 kWh AC Battery,adquirida porOmnion PowerEngineering en1997, a su vezadquirida porS&C Electric en1999.

Metlakatla Power

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

Regulación de tensión y

desplazamiento de sistemasauxiliares diesel.

1997-

presente

1 MW 1,4 MWh VRLA; 1.134

celdas/378 cadauno, 100 A, 75módulos en unacadena.

GNB Industrial

Battery, ahoraExideTechnologiesand GeneralElectric

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


En este punto, conviene observar el elevado número de ciclos requeridos (>10.000) para que



–109–

la repercusión de los aproximadamente 100 euros por kWh se sitúe en menos de un céntimode 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 suscostes 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 combinacióncon otros sistemas de almacenamiento de energía. Ello debería constituir una alternativa

para minimizar costes, especialmente en su aplicación en el campo de la acumulación deenergía 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:

• Los largos tiempos de carga.

• La excesiva influencia de la temperatura ambiente.

• El mantenimiento excesivo.• El bajo número de ciclos para sus aplicaciones en redes eléctricas: menos de 3.000 ciclos.

• La baja densidad energética y de potencia.




–110–

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

• Nuevos electrolitos y uso de aditivos en los electrolitos ácidos.

• Nuevos materiales para electrodos especialmente dirigidos a la opción plomo-carbón.

• Desarrollo e implementación de nuevas estrategias de diagnosis y modelización del esta-do de los sistemas de baterías para controlar sus velocidades de carga y descarga así como

su estado de salud.• Asegurar su óptimo funcionamiento en el rango de -30 ºC a +60 ºC

• Validación de la tecnología en pruebas de campo para consolidar su fiabilidad en régimende operación.

Batería Coste total del sistemade almacenamiento

Planta Año deinstalación

Energía(MWh)

Potencia(MW)

Coste en$1995 ($/

kWh)

Coste en$1995 ($/

kW)

Coste en$1995 ($/

kWh)

Coste en$1995 ($/

kW)

CHINOCalifornia

1988 40 10 201 805 456 1.823

HELCOHawai(VRLA)

1993 15 10 304 453 777 1.166

PREPAPuerto Rico

1994 14 20 341 239 1.574 1.102

BEWAGAlemania

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 bateríasde plomo-ácido.


3.9. Las baterías secundarias con electrolito alcalino



–111–

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 ionesentre 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-hidruros metálicos: Ni-MH

Sus aplicaciones en el área de las redes eléctricas son incipientes. Mientras que para pequeñasceldas es una tecnología que ha madurado enormemente en las últimas décadas, para grandesinstalaciones no cuenta con diseños apropiados y contrastados, y tampoco se cuenta con laconfirmación 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 queWaldmar Jungner inventó la batería de níquel-cadmio. Se trataba de una batería recargableque tenía electrodos de níquel y cadmio en una disolución de hidróxido de potasio. Tambiéninventó una batería de níquel-hierro el mismo año, pero, al presentar menos prestacionesque 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-

mio, respectivamente. El electrolito es una disolución concentrada de KOH y la reaccióní i l b l d d ld l i i



–112–

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 tracciónen 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 enaltas 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

volumétricaWh/l

DensidadmásicaWh/kg

Número deciclos

Costes deinversión

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 deplomo-ácido.


Esta batería también se caracteriza por su robustez y largo ciclo de vida en caso de descarga(2 000 i l 80% d f did d d d ) Si b d l b í d



–113–

(2.000 ciclos a 80% de profundidad de descarga). Sin embargo, comparada con la batería deplomo-ácido tiene las siguientes desventajas:

• Rendimiento inferior a bajas temperaturas.

• Corrosión y autodescarga relativamente elevadas.

• Rendimiento eléctrico global pobre debido a un bajo sobrepotencial de evolución delhidrógeno en el electrodo de hierro, lo cual conduce a la necesidad de un mantenimientofrecuente.

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 lade hierro. Estos factores conducen a una energía específica de batería de 30-40 Wh/kg, lacual es del orden de las de níquel-hierro y plomo-ácido.

Tabla 3.8. Baterías alcalinas basadas en níquel.

1,2 - 1,4 V Electrolito(KOH aq.)

CdNi/Cd Cd (II)–

H2Ni/H2 H2O

Ni/MH LaNi5H

6LaNi

5

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

Mecanismo deapertura resellable



–114–

Otras características positivas de las baterías de níquel-cadmio son el voltaje de descargaplano, 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 deníquel-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 metalestóxicos.

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 químicoformado 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 soldadaal terminal positivo

apertura resellable

Terminal negativo

Terminal positivo

Cobertura

Junta tóricaaislante

Estuche de acerocon depósito de níquel


puede llegar a ser irreversible. Por otro lado, tiene una densidad de energía muy baja (menosd 40 Wh/k ) d t t l í



–115–

de 40 Wh/kg) comparada con otras tecnologías.

Este tipo de baterías se puede encontrar en dos formas, según su aplicación o uso:• Sellada para equipos portátiles. Con una capacidad de amplio rango: desde 10 mAh a 15

Ah. El electrolito de KOH es absorbido por el separador, normalmente de materiales decelulosa, que permiten el paso libre de oxígeno liberado en la carga para pasar al electrodonegativo, 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 muybuenas 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 lasbaterías 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 electrodopositivo y platino-hidrógeno como electrodo negativo. Esta batería fue desarrollada pararemplazar 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 dedescarga 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 – através 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 H2

O + 2 e– →← Ni(OH)2

+ 2 OH–



–116–

presión de ~40 bar dentro de la misma celda. Este hecho ha requerido un considerable trabajode desarrollo en el diseño y la construcción del recipiente y el stack de la celda. El recipiente depresión 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 estadode 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, electroquímicamenteimpregnados, 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 partirde un derivado de óxido de zirconio donde se absorbe el electrolito de KOH. Las celdas deníquel-hidrógeno pueden ser sobrecargadas, ya que en el electrodo negativo tiene lugar larecombinación de oxígeno liberado. Las celdas especiales de níquel-hidrógeno son económi-camente costosas, pero sin embargo gracias a sus mejores prestaciones han tomado una granparte 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 aplicacionesterrestres 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 formaen 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/


Los primeros trabajos (1970) utilizaban una aleación de LaNi5 como electrodo negativo.Éste acepta el hidrógeno de forma reversible a temperatura ambiente para formar LaNi H



–117–

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 reaccioneselectroquímicas son las siguientes:

Posteriores trabajos de desarrollos comerciales se han centrado en dos nuevas aleaciones

para almacenar hidrógeno a nivel del electrodo:

• Una compleja aleación basada en tierras raras con varios aditivos para ajustar la presiónde 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 tierrasraras (lantanio, cerio, neodimio, praseodimio) y B puede ser una mezcla de níquel, cobal-

to, manganeso y/o aluminio.• Un complejo multicomponente similar de una aleación de tipo AB2, donde A es titanio

y/o vanadio y B corresponde a zirconio o níquel modificado con cromo, cobalto, hierroy/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 debaterías 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 +45ºC. 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 a12-14 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



–118–


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 embargogracias 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 relativamentereciente, 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.


MW durante 15 minutos, con una inversión de 35 millones de dólares, lo que la sitúa en uncoste de unos 750 dólares/kW (ver la tabla 3 9)



–119–

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 30años.

Así, cuando uno de los generadores de GVEA (Golden Valley Electric Association) pierdepotencia, se puede remediar con la inyección instantánea de 27 megavatios. Esto da tiempoa 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 demás del 60% de los cortes del suministro de energía.

Nombre AplicaciónFechas deoperación Potencia Energía Tipo de batería

Fabri-cante

Golden ValleyElectricAssociation(GVEA),Fairbanks,Alaska (EE.UU.)

Provisión de reservas depotencia para el controlprimario de frecuencia delsistema eléctrico; apoyo alcontrol de tensión mediante laregulación de potenciareactiva; estabilidad del sistemaeléctrico de potencia

9/19/2003-presente

27 MW 14,6MWh

Níquel-cadmio,SBH920 celdas; 4cadenas de 3.440celdas cada una,con un total de13.760 celdas.

ABB ySaft

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 paraABB.

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 elNational 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 conteníala 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 vidade 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




–120–

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 delcadmio o las limitaciones de vida media y las bajas densidades energéticas que presentan lasotras 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 ensu 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 implementaciónen 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 lagestión del hidrógeno en la aleación o el compuesto metálico utilizado como electrodo.





–121–

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 deciclos.

Para ello se precisan mejoras en los compuestos de hidruros metálicos utilizados comoánodos 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 paramantenerse 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 altopotencial de reducción electroquímico, de -2,71 V. Combinándolo con el apropiado materialelectropositivo, 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 yno tóxico.

Por su baja masa atómica (23), ofrece la posibilidad de formar una batería con alta energíaespecífica. La desventaja de este metal como reactivo negativo es que no puede emplearse unelectrolito 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 quela alúmina, óxido de aluminio, en su fase beta era altamente conductora de iones Na+ a 300

o

C, la temperatura requerida para tener el sodio líquido. Demostraron, además, que es unbuen aislante electrónico. Este avance permitió poder disponer de un electrolito cerámicosólido válido para los iones de sodio que definen y caracterizan las baterías de sodio de altatemperatura.

3. 10.2. Funcionamiento detallado



–122–

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 lafigura 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 conel azufre líquido. De esta forma, el voltaje de circuito abierto es invariante a 2,076 V. Una vezque todo el azufre ha sido convertido a Na2S5, líquido iónicamente conductor, la descarga vaacompañada de la formación de Na2S3 en una sola fase, mientras que el potencial disminuyedrásticamente 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


La tecnología actual es fruto de una colaboración japonesa entre NGK Insulators, Ltd., yTokyo Electric Power Company (TEPCO), que se inició en 1984. Su objetivo es el desarro-



–123–

y p y ( ), q jllo 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 unadescarga de 8 horas período.

La tecnología crítica para tales celdas implica la fabricación de tubos de beta-alúmina de muyalta calidad y dimensiones precisas con gran diámetro. Uno de sus modelos puede inyectar50 kW de potencia nominal durante 7 h. La densidad de energía y la eficiencia energética deeste 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 un99% de reciclado. Sin embargo, tienen un autoconsumo de energía para poder mantener latemperatura 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 mediade 15 años y necesitan un área de instalación que es un tercio de la requerida para baterías deplomo-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 deníquel. 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 elelectrolito sólido (figura 3.8).

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

• La batería se ensambla en el estado descargado y se carga después de sellarla; de esta for-

ma se elimina la necesidad de manejar el sodio líquido.

• Los materiales de partida son polvos de níquel y sal común, ambos comercialmente dis-ponibles.

Na + NiCl → Ni + 2 NaCl Eo = 2,58 V

Elemento estanqueidad

+–



–124–

El sodio es ultrapuro, debido a que se produce in situ mediante la reducción electroquímicade 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

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-Al2O

3)

270 - 350 °C

Na Na+

–

S Sx

2

+

Ni (II) Ni

2 Na + xS Na2Sx (x = 5 – 3)2 Na + NiCl

22 NaCl + Ni

Ánodo Cátodo






–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 hantenido 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 ElectricPower Company) Japón Muchas localizacio-nes alrededor deTokio

200.000 (aprox) A finales de 2008

HEPCO (HokkaidoElectric Power Company)

Japón Wakkanai City,Hokkaido

15.000 Febrero de 2008

Otras compañíaseléctricas japonesas

Japón Muchos lugares queno 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 (AmericanElectronic Power)

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

11.000 Excepto Presidio: julio 2006-enero 2009Presidio: enviado enNoviembre de 2009

NTPA (New York PowerAuthority)

Estados Unidos Long Island (NY) 1.000 Abril de 2008

PG&E (Pacific Gas andElectric 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 DhabiWater & ElectricityAuthority)

Unión de losEmiratos Árabes Abu Dhabi 48.000 Opera parcialmente

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


Na-NiCl de una capacidad de 28 kWh que permiten un rango de 170 km. Aparte de estetipo de aplicaciones, esta tecnología tiene una amplia aplicación en el campo de las redes



–127–

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-Sllevados a cabo por la principal compañía fabricante de esta tecnología.

En los últimos años se ha producido un espectacular crecimiento en los KW instalados enbase a esta tecnología. Recientemente, un accidente con un incendio posterior en una plantaha 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 parqueeólico, 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 horaspico. Las baterías se cargan de noche, cuando la demanda de energía es menor, para luegopoder 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 consigueun suministro continuo de electricidad a la red, incluso durante períodos durante los

Nombre Aplicación Fechas deoperación Potencia Energía Tipo de

batería Fabricante

AEP Sodium

Sulfur DistributedEnergy StorageSystem atChemical Station,N. Charleston,WV (EE.UU.)

Optimización del uso

de las líneas detransmisión de potenciaeléctrica; reducciónde la necesidad deinstalación y/oactualización de nuevaslíneas.

2006-

presente

1 MW 7,2

MWh

Módulo de

20 celdascada uno de50 kWbatería NAS

NGK Insula-

tor LTD /S&C ElectricCo.

Long Island, NewYork Bus Terminal

Energy StorageSystem (EE.UU.)

Desplazamientotemporal de la

generación, según losprecios en el mercadoeléctrico.

2008-presente

1,2 MW 6,5MWh

Módulos de20 celdas de

50 kW (pico60 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 deviento.

Este sistema de almacenamiento, fabricado por NGK Insulators, pertenece a la compañía Japanese Wind Development Co. (JWD). El coste del proyecto combinado (turbinas másbaterías) es aproximadamente el 180% del coste de las turbinas. Así, el coste adicional de lasbaterías, 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 desistemas 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 1GW en 2020. El mayor sistema construido tiene una potencia de 34 MW, con una capacidadenergética de 245 MWh, y es utilizado para estabilizar la energía producida por un campo deenergía eólica.

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

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


Situación Aplicación Tamaño Fechade operación



–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 instalacionespequeñas. En muchas de sus instalaciones son posibles tiempos de descarga de más de 8horas. No obstante, es preciso evitar los problemas generados por descargas profundas, porlo que son necesarios sistemas de control más sofisticados para evitar la degradación de suscaracterísticas.

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


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

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 GolfCourse)

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

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

l l d l d d l li l i d l ld L



–130–

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 elentorno de los 200 Wh/kg. Las densidades de potencia van desde alrededor de 100 W/kg a200 W/kg.

Probablemente, la mayor ventaja que presenta esta tecnología es el hecho de que todos losmateriales son baratos, aunque la beta-alúmina es difícil de trabajar. Los materiales tambiénson 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 materialesnecesarios 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 presentanuna alta eficiencia energética en un ciclo. Hay que indicar que aunque se asegure una vidamedia 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 otrasaleaciones.

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

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

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


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



–131–

• Fallo de celda. Un problema relacionado ocurre cuando las celdas fallan porque tiendena ir al circuito abierto, ya sea inmediatamente o transcurrido un intervalo de tiempo. Denuevo, esto exige un procedimiento automático a corto circuito de fallo de celda o ungrupo de celdas.

• Gastos de mantenimiento excesivos, 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 aislamientotérmico para mantener la alta temperatura, aproximadamente 300 ºC, y una metodología decalentamiento minimizando el consumo de energía. Este sistema debe estar integrado en susherramientas 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 tecnologíaya 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 decampo llevados a cabo con esta tecnología (tablas 3.11, 3.12 y 3.13), esta tecnología, paracontinuar siendo competitiva, debe presentar una reducción de costes durante los próximos15 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 desistema apilado, herramientas y elementos de control y diagnosis para asegurar sus presta-ciones.

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-di t tí d id d d fi l l lt ti t



–132–

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 utilizadocomo electrodo en baterías electroquímicas.

Sin embargo, la reducción de ion litio a litio metálico suele originar crecimientos dendríticoscapaces 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 máscantidad 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 mejoreselectrolitos sólidos.

Baterías de ion-litio. Estas baterías, por su parte, eliminan un electrodo de litio metálico ylo sustituyen por un electrodo que intercale o inserte el litio en la propia red cristalina delmaterial 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 seintroducen nuevos conceptos de reacciones electroquímicas, como son las reacciones deinserción o intercalación. Actualmente, ion-litio es una de las tecnologías más promete-doras.



La evolución de las baterías de ion litio ha llevado a la coexistencia de diferentes materiales



–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 diferentesvariantes de la tecnología y compartimentan el mercado en base a sus prestaciones y a laspatentes correspondientes. Su funcionamiento es esencialmente muy similar: se busca lamáxima eficiencia en la intercalación/desintercalación del litio y se trata de minimizar ladegradación causada u originada por estos procesos.

Materiales para cátodos:

Materiales para ánodos:

Los electrolitos son mezclas de diferentes carbonatos (DMC dimetil, EC etileno, EMC etilmetil) con diferentes sales de litio (LiPF

6 hexafluorofosfato, LiBF

6 tetrafluoroborato, Li-

BOB di-oxalato borato).

• LCO Óxido de cobalto litio. Actualmente cubre el 50% del mercado de las bateríasde litio.

• LMO Óxido de manganeso litio. Cubre el 10% del mercado.

• NMC Óxido de cobalto manganeso níquel litio. Cubre el 25%.

• NCA Óxido de aluminio cobalto níquel litio. Cubre el 10%.

• LFP Fosfato de hierro litio. Cubre el 5%, aunque tiene una fuerte previsión de creci-miento.

• Grafito• Derivados del carbón como grafeno, carbones activos, funcionalizados, etc.

• Aleaciones de estaño

• Basados en silicio nanoestructurado

• LTO Titanatos de litio

La figura 3.11 ilustra el sistema de batería básico de litio-ion. Las baterías de Li-ion se basanen una reacción electroquímica entre iones litio de intercalación y de-intercalación entre lascapas atómicas del material que constituye los electrodos cátodos (LCO) y ánodos (C) Es



–134–

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 delánodo 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


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 electrolitohacia el cátodo en forma de iones + hacia el cátodo Al mismo tiempo los electrones fluyen



–135–

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 deelectrolito (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 unafase heterogénea compleja con muchas interfases secundarias. La composición, el comporta-miento y las propiedades de la SEI varían con los diferentes sistemas de electrodo/electrolitoy 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 estudiaday 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 aproximadamentetres 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 aplicacionespequeñas como teléfonos móviles, por lo que la producción bruta anual es de alrededor de2.000 millones de celdas. De hecho, actualmente, las baterías de grafito-LiCoO2

se encuen-

Capacidad del Cátodo (mAh/g)

05

200 400 600 800 1000



–136–

Tabla 3.14. Baterías de ion-litio.

3,2 - 4,2 V

Electrolito(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 conrespecto al potencial del litio metálico.

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

V o

l t a j e ( V v

s . L

i + / L i )

Capacidad del Ánodo (mAh/g)

Á n o d o

Voltaje de batería

C á t o d o

4

3

2

1

0

0 1000 2000 3000 4000 5000

LixV

2O

5

LixV

6O

13

LixMnO

2

LixMn2O4 LixCoO

2

LixNi

yCo

1-yO

2

LiC6

LixFePO

4

LiSi

Ge

CarbonesGrafito

Sn


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



–137–

Este tipo de baterías atrae mucho interés en el campo de materiales, la tecnología y otroscampos, con el fin de obtener dispositivos de alta potencia para aplicaciones de vehículoseléctricos 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 enalcanzar 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, presentandouna autodescarga mínima de solo 1-5%, sin ningún efecto de memoria como ocurre con lasbaterías de Ni-Cd y Ni-MH.


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

No obstante, tomando a la industria automovilísta como tractor de una industria de bateríasinnovadora, también se ha extendido el uso de sus potencialidades en dirección al ampliomercado 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 energíaeólica, 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 sistemapara 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 bateríasde 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 portransporte.

– Reducción de la congestión deltransporte de electricidad.

– Aporta fiabilidad y evita lanecesidad de recurrir a desprendi-mientos de carga.

– Permite retrasar la inversión para elrefuerzo de la infraestructura detransporte.

– 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 yno rodantes (que llevan asociadauna 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 bateríasde ion-litio en Tehachapi.


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



–139–

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 sistemamodular de almacenamiento de energía especialmente dirigido a redes inteligentes y conposibilidades 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 ytodavía son necesarios más proyectos de demostración con grandes capacidades, así comopara aplicaciones domésticas de menor capacidad, para validar el nivel de robustez de lasbaterías 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 todavíaexcesivos para esta aplicación teniendo en cuenta la actual capacidad de ciclado ofrecida porlos 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 capacidadtotal. Aplicaciones conservadoras trabajan dentro del 65%, mientras que otras más agresivas

1200

Coste alto

Coste medio

Escenarios



–140–

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

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

A pesar de estas limitaciones de costes y vida media, el éxito para la implantación de estatecnología depende extraordinariamente de la capacidad de la industria de reducir sus costesfrente 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 lastecnologías 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

1000

800

600

400

200

Previsión largo plazo

€ / k W h

Despegue mercadointroducción mejoras tecnológicas

Coste bajo

Coste medio


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 paraimplementar sistemas de 50 kWh para los vehículos eléctricos EV o bien de 15-20 kWh para



–141–

p p p

los vehículos PEHV, con un mercado estimado de más de 30 GWh en los próximos añospara vehículos eléctricos.


Los principales atractivos de esta tecnología radican en:• La alta densidad energética.

• El reducido peso y el pequeño volumen.

• La alta eficiencia por ciclo: valores en el rango entre el 85 y el 98%, según la variante tec-nológica.

• El bajo mantenimiento requerido.• El bajo nivel de autodescarga: 0,1% por día.

• El alto voltaje de la reacción redox por celda.

• El hecho de que facilite alta potencia en cortos períodos de tiempo, así como más bajosniveles de potencia en más largos períodos de tiempo (horas), con tiempo de respuesta desegundos.

En cuanto a sus inconvenientes, cabe mencionar que estas baterías necesitan mantener unvoltaje de seguridad y rangos de temperatura de operación debido a su compleja fragilidadinterna, requiriendo circuitos de protección. Por otro lado, el uso de electrolitos orgánicosinflamables 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 altascapacidades de ciclado, de varios miles de ciclos, esta capacidad de ciclo de carga/descar-

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



–142–


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

Estas mejoras deben ser:

• El incremento en el ciclado y/o la vida media; debe estar garantizado un número de cicla-do superior a 10.000.

• La reducción de costes.

• El incremento de la seguridad.

• La mejora del intervalo de temperaturas de trabajo.

• La definición de una completa cadena de reciclado, con su metodología y su control.

• La implementación de nuevas herramientas de control y diagnóstico de la batería adapta-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, NaNiCl 2, VRBy 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, enfunción de la evolución de sus prestaciones y siempre que no sea capaz de reducir sus actua-les costes.




Las baterías de flujo consisten en dos tanques para almacenar los electrolitos; un sistema que



–144–

comprende un número determinado de celdas conectadas en serie o paralelo (apilamiento deceldas) para convertir la energía de las especies electroactivas contenidas en los electrolitosen electricidad o viceversa; un sistema hidráulico de bombas y tuberías para impulsar loselectrolitos a través de todo el sistema, y un dispositivo de interconexión con la red para laentrega de la energía generada. Un simple esquema de los sistemas de batería de flujo redoxse muestra en la figura 3.15.

La energía química está almacenada en los electrolitos, contenidos en depósitos desde dondeson bombeados hasta uno o varios stacks compuestos de celdas electroquímicas. En cadasemi-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

T a n q u e

d e

e l e c t r o l i t o

T an q u e

d e

el e c t r

ol i t o


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.



–145–

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 áreadel 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 diseñadasdependiendo de la aplicación, es decir, la capacidad de almacenamiento puede ampliarseadicionando más electrolito y, al mismo tiempo, podemos ampliar la potencia de salida de labatería adicionando más celdas al stack.

El coste por kWh del sistema disminuye substancialmente al incrementar la capacidad dealmacenamiento, lo cual hace que las baterías de flujo sean atractivas para aplicaciones querequieren 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:

• Reacciones electródicas simples.• Corrientes favorables de intercambio.

• Comparadas con las baterías de Na-S, no se requieren altas temperaturas.

• Reacciones homogéneas que no conllevan cambios morfológicos que limiten el ciclo devida y la profundidad de descarga.

Las únicas partes móviles son las bombas, que se deben reemplazar cada 5-7 años. Uno delos inconvenientes de este tipo de baterías, comparado con otras, es su tamaño. Mientras quelas celdas no son extremadamente grandes en tamaño, los tanques de almacenamiento delelectrolito 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-

dia escala basados en diferentes variantes químicas (tabla 3.16) que probaron la alta eficienciaenergética alcanzable, como la obtenida para el sistema Fe/Cr propuesto inicialmente por laNASA. En la actualidad, esencialmente existen tres tipos diferentes de productos comercia-



–146–

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 laUniversidad de Nueva Gales del Sur (Australia) por Skyllas-Kazacos.

Sistemaredox Electrolito

Reacciones deelectrodo de

carga/descargaOCP(V)

Densidad de

corriente decarga/

descarga(mA/cm2)

Material demembrana yelectrodo

usado

Eficiencia decarga/descarga

(%)

Hierro/Cromo

1 M CrCl3 yFeCl2 en 2MHCl ensemiceldanegativa y

positiva.

Electrodopositivo:Fe2+ → Fe3+ + e–

Electrodonegativo:

Cr3+

+ e–

→ Cr2+

1,18 21,5 Fieltro decarbono contrazas deplomo y oropara la

semirreacciónCr. Membra-na deintercambioiónico.

95 (culómbica)

Hierro/titanio

Semiceldapositiva: 1MFeCl3 + 3MHCl.Semicelda

negativa:1 MTiCl3 + 3,5MHCl.

Electrodopositivo:Fe2+ → Fe3+ + e–

Electrodonegativo:

Ti4+ + e– → Ti3+

1,19 14 Hoja degrafito yplatino. Mem-branapermeable

aniónica.

44-50 (total)

[Ru(bpy)3](BF4)2

0,02 M[Ru(bpy)3](BF4)2 comoespecie activa y0,1 M TEABF4como electrolitode fondo enacetonitrilo.

Electrodopositivo:[Ru(bpy)3]

2+ → [Ru(bpy)3]

3+ + e–-

Electrodonegativo:[Ru(bpy)3]

2+ +e– → [Ru(bpy)3]

+

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

Membrana deintercambioaniónico.

18 (total)

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


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 lospares redox a través de la membrana se elimina.



–147–

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 sevienen desarrollando notables esfuerzos para disponer de mayores concentraciones y au-mentar así la densidad energética de la batería. Ambos compartimentos están separados poruna membrana de intercambio iónico, típicamente de protones.

Este tipo de baterías tienen las siguientes ventajas:

• Eficiencias superiores al 85%.

• Respuesta rápida, de pocos milisegundos (0,001 s).

• Vida larga, pudiendo llegar a funcionar más de 10.000 ciclos y estimándose más de 15años de vida media. Límites de 30.000 ciclos y vidas superiores a los 25 años han sidotambién anunciados. El electrolito tiene una vida indefinida y, por lo tanto, se puede reu-

tilizar. Únicamente las bombas de circulación del electrolito necesitan ser remplazadascada 7-10 años como parte del mantenimiento del sistema.

• Baja o nula autodescarga.

• Uno de los mayores inconvenientes de este tipo de baterías es el alto coste que conllevanel 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 en1983 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 através 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 (S 4

2-) es re-

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 solubilidaden medio acuoso.



–148–

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:

• Contaminación de ambos electrolitos a través de la membrana.

• Dificultad de mantener el balance del electrolito.

• Deposición de especies de azufre en la membrana.• Hay que prevenir la formación de H2S 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 entanques 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 unamembrana microporosa de poliolefina. Para prevenir la toxicidad de los vapores de bromoen el compartimento positivo se usan aminas, que forman con el bromo un complejo que sedeposita en el fondo del tanque.

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

Estos productos están fabricados a base de plástico reciclado, lo que permite la produccióna 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 estrategiascomerciales. La tabla 3.17 recoge algunas de estas propuestas.


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

Su mejor campo de aplicación cubre el rango de capacidades de almacenamiento de energíaeléctrica de media a gran escala. Por el contrario, esta tecnología no es la más indicada, amenos 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. Noobstante, 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 australianaRedFlow

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

Sistemaredox Electrolito

Reacciones deelectrodo de carga/ OCP(V)

Densidadde

corrientecarga/ Tipo de celda

Eficienciade carga/des carga



–150–

descarga descarga(mA/cm2)

(%)

Vanadio 1,6-2 M Sulfato devanadio en ácidosulfúrico en las dosceldas.

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

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

Vanadio/

bromuro

1-3 M en bromuro

de vanadio en 7-9MHBr y 1,5-2M enHCl.

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 ácidosulfúrico. Semiceldanegativa:V(III)/V(II) en 5 Mácido sulfúrico.

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

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

1,66 20 Celda deflujo

63 (total)

Vanadio/cerio

Semicelda positiva:600 mL de 0,5 MCe(III) en 1 M deácido sulfúrico.Semicelda negativa:600 mL de 0,5 M deV(III) en 1 M de

ácido sulfúrico.

Electrodo positivo:Ce3+– → Ce4+ + e–

Electrodo negativo:V3+ + e– → V2+

1,5 22 Celda deflujocilíndrica

90(culómbica)

Vanadio/glioxal (O2)

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

Electrodo positivo:[OC]

RE + H

2O– →

[OC]ox + 2H+ 2e–

Donde [OC]REmateria orgánicareductora; [OC]oxproducto orgánicoelectro-oxidado.

Electrodo negativo:V3+ + e–– → V2+

1,2 20 Celda deflujo

60(culómbica)

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





–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


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

Por su especificidad, son destacables por sus aplicaciones algunos de los demostradores ins-



–153–

talados por Sumitomo Electric Industries, que ha instalado un sistema de 4 MW / 6 MWhen 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 unaeficiencia 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 deciclos, más de 3 x 104 ciclos. También se ha ensayado una batería de vanadio de flujoredox para un carro de golf eléctrico sobre el terreno en la UNSW, aproximándose susprestaciones a las facilitadas por una batería de plomo-ácido, con la ventaja añadida dela 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 basadoen 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 dedólares. Debido a la ausencia de autodescarga, es adecuado para almacenar energía durantelargos períodos de tiempo.


La escalabilidad y modularidad de esta tecnología facilita enormemente el diseño de sistemaen 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 rangosde suministro de energía de hasta 10 horas.

Por otra parte, hay que considerar su apreciablemente corto tiempo de respuesta, de pocosmilisegundos, 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 auna gran potencialidad para ser aplicada esta tecnología a un amplio abanico de tareas enla red eléctrica.





Uno de los principales desafíos para esta madura tecnología que todavía precisa completar

d i li i d l i i i d bi i f i li



–155–

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:

• Nuevas especies químicas que permitan cinéticas más rápidas, más altos voltajes y mayo-res densidades energéticas.

• Nuevos electrolitos utilizando elementos abundantes y baratos.

• Desarrollo de nuevas membranas de bajo coste y larga vida útil.

• Nuevos materiales para electrodos con mucha mayor actividad electroquímica. Procesosde nanoestructuración para aumentar la actividad electroquímica.

• Desarrollo de innovadores diseños, con sistemas de flujo mejorado, mejor sellado y api-

lamiento y combinación de celdas.• Introducción de elementos de diagnosis in situ.

• Mejora y optimización de los métodos de fabricación a gran escala a costes reducidos.

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 de2.000 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 deenergía 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 sectorde las aplicaciones en redes eléctricas, que se cifra en tasas mayores a bastantes decenas de





También en Santa Bárbara, California (EE.UU.), un autobús fue equipado con una bateríade zinc-aire. Este diseño utilizaba nanopartículas de Zn que al final del proceso se habíanconvertido en nanopartículas de ZnO. Este prototipo utilizaba una recarga mecánica, preci-

d l i ió d l l li h í l í l d Z O



–158–

sando la sustitución del electrolito exhausto que contenía las nanopartículas de ZnO por unnuevo 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 unelectrolito acuoso.

Cuantificación de resultados energéticos y evaluación económica

Uno de los principales atractivos de estas tecnologías es su alta densidad energética y, aunquetodavía 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 densidadenergética, su comportamiento eléctrico, durabilidad y fiabilidad, la tecnología basada enmetal-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 porel ion sodio. A pesar de las menores prestaciones debido a las diferencias intrínsecas entreambos iones, litio y sodio, se espera obtener un importante decrecimiento en los costes defabricación. Así, las baterías de ion-sodio a temperatura ambiente pueden ser una alternativamás fácil de implementar que la del litio y una competidora con otras tecnologías. Ello les


permitiría acometer al menos un sector del mercado, ya que se prevé que las necesidadessuscitadas 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.



–159–

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 costesinferiores, 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 lascombinaciones 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 materialesimplicados 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 desacoplamientoentre densidad energética y densidad de potencia, con las ventajas que ello significa para suescalabilidad en el diseño para aplicaciones en redes eléctricas.

Como ejemplo de la incesante y creciente actividad en el desarrollo de nuevos sistemas dealmacenamiento 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 almacenamientoeléctrico que centra sus actividades en desarrollar e implementar estas nuevas tecnologíasque pueden devenir alternativas en los próximos años (www.jcesr.org/).

3.14. Los condensadores electroquímicos

3.14.1. Conceptos



–160–

Una de las características más significativas de los sistemas electroquímicos de almacenamientode energía eléctrica son sus densidades másicas de energía y de potencia. En la figura 3.21 semuestra 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 almacenamientoelectroquímico 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

D e n s i d a d d e p o t e n c i a W / k g

105

104

103

102

10

1

0,36 s

Capacidades electrónicas

C a p

a c i d a d

e s e l e c t r o q u í m

i c a s



mucho más alta que en el caso de las capacidades electrónicas. La porosidad de los electrodosy la corta distancia entre las cargas contribuyen a ello.

Estas propiedades han abierto un amplio abanico de potencialidades de los SC, que van desdela electrónica de consumo a redes eléctricas pasando por sistemas de electromovilidad Entre



–162–

la electrónica de consumo a redes eléctricas, pasando por sistemas de electromovilidad. Entreellas destacamos actualmente: automóviles, autobuses híbridos, dispositivos electrónicos comomóviles 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 enla 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 seproducen 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 limitacionesen 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 doblecapa eléctrica (capa de Helmholtz) que se forma en la interfase entre un electrodo de carbónactivado y un electrolito. Cuando se aplica un voltaje, las cargas positivas y las negativas sedistribuyen, denominándose esta distribución de carga doble capa.

La capacitancia de doble capa puede ser estimada mediante la fórmula:

C = εε0A / d



Terminales de cobreFilm ded

Condensador



–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 electrodoEDLC con un electrodo de una pseudocapacidad. En el caso de electrodos compuestos secombinan materiales basados en carbón con otros basados en óxidos metálicos o polímerosen 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 utilizarlosen 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 sistemasde supercapacidades podrá ser un elemento probablemente trascendental en la comparación.

Figura 3.22. Componentes de un sistema de almacenamiento de energía en supercapacidades eimplementación de un apilamiento comercial de unidades de la empresa Maxwell Technologies.

empaquetado

Magnificiación

Colector (goma conductora)Electrodo (Carbón activado)

Junta Separador


Por otra parte, su elevada densidad másica de potencia (W/kg) abre grandes expectativas ennumerosas áreas, aunque sus sistemas están limitados a las redes de distribución de voltaje dehasta 600 V.

Sus prestaciones pueden facilitar el amortiguamiento de oscilaciones aumentando la estabi-



–165–

Sus prestaciones pueden facilitar el amortiguamiento de oscilaciones, aumentando la estabilidad 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 laentrada en acción de otros sistemas con más largo tiempo de respuesta. Hay que tener enmente que especificaciones típicas de redes son potencias de decenas de MW con tiempos derespuesta de algunos pocos segundos.


Actualmente el mercado de los SC está orientado a la electrónica de consumo y a sistemas deelectromovilidad: 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 delos módulos comerciales existentes, típicamente menores de 100 V y con algún producto a600 V.

Algunos proyectos para instalaciones de energía solar y eólica, así como en redes, han sidoya 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 dispositivossatisfacen 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

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.



–166–


Ventajas:

• Mínima resistencia interna, que garantiza la disponibilidad de la energía almacenada enbreves tiempos de descarga (a partir de pocos milisegundos).

• Elevada densidad de potencia, con valores mayores de 3.000 W/kg (10-20 kW/h) paraenergía almacenada superior a varios Wh/kg (5 Wh/kg).

• A diferencia de muchas baterías, los SC ofrecen un amplio rango de temperaturas de tra-bajo, desde -40 ºC a +85 ºC.

• La eficiencia por ciclo de carga/descarga es muy alta, entre 85 y 98%.

• Prácticamente nulo mantenimiento, con un elevado número de ciclos, medidos en dece-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 decarga/descarga.

Inconvenientes:

• Densidad energética baja, <20 Wh/kg.

• Alto nivel de autodescarga, que puede oscilar entre el 2%/día hasta el 40%/día.• Fluctuaciones en los valores de voltaje de carga y descarga. Ello implica el acoplamiento

de una electrónica de potencia para controlar el sistema, con el consiguiente aumento delcoste y disminución de la eficiencia.

• Costes excesivos que limitan su uso en redes eléctricas, para las que hay que prever insta-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.• Algunos potenciales componentes, por ejemplo acetonitrilo utilizado como electrolito,

presentan impactos ambientales que requieren control.



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



–167–

lizadoras, para sus aplicaciones en redes eléctricas los SC son todavía un producto en fase dedemostración y en fase de desarrollo.

Las innovaciones de la tecnología deberán asegurar mejoras en:

• Implementación de demostradores para validar su introducción en redes eléctricas, espe-cialmente entre las diferentes variantes simétricas y híbridas en sus opciones asimétricasy compuestas.

• Electrolitos que permitan asegurar voltajes mayores de 2,7 V con menor toxicidad. Loslíquidos iónicos constituyen una de las alternativas más prometedoras y auguran objeti-vos factibles de más de 4 V.

• Uso de materiales con mayores superficies activas: nanofibras, nanotubos de carbón gra-feno, nanoestructurados materiales (óxidos metálicos), que aproximadamente ofrezcan

3.000 m2/g y que permitan incrementar la capacidad hasta el rango de 600F/g, tendiendoa superar los 1.000 F/g con costes de aproximadamente 1 c€/F.

• Nuevos materiales que permitan mayores densidades de energía más próximas a muchasde las actuales baterías (50 Wh/kg), decreciendo los costes en más de un orden de magni-tud.

• Bajar los costes de producción.

• Optimización de las fluctuaciones del voltaje de carga/descarga y de sus sistemas de con-trol.

3.15. Tabla resumen

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

Tecnología Área de empleo Ventajas Desventajas

Batería plomo-ácido Automoción, nivelación de lademanda diaria, reserva

rodante, control de frecuencia.

Tecnología madura. Largos tiempos de carga,excesiva influencia de la

temperatura ambiente,mantenimiento excesivo, baja



–168–

, jdensidad energética y depotencia, bajo número deciclos.

Batería Ni-Cd Pequeños dispositivos,satélites y astronáutica.

Tecnología madura, robustez,larga vida de ciclo, mejorrendimiento que plomo-ácidoa pequeña escala.

Alta toxicidad del cadmio,elevado coste, efecto memoria.

Batería Ni-MH Pequeños dispositivosportátiles, vehículos híbridos.

Con mayor densidad deenergía que Ni-Cd.

Dependencia de metales detierras raras, escalado limitadoal orden de kW.

Baterías Na-S Integración de fuentes deenergía renovables, funcionesde gestión energética.

Eficiencia de energía, pulsosde elevada potencia, rápidacapacidad de respuesta,densidad de energía.

Pérdidas por mantenimientode la temperatura de la batería.

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

Rápida capacidad derespuesta, robustez, buenadensidad de energía.

Pérdidas por mantenimientode la temperatura de la batería.

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

Alta eficiencia, alta densidadde energía, alta eficiencia, altostiempos de respuesta, bajavelocidad de autodescarga,bajo mantenimiento, reducidopeso y volumen.

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

Baterías metal-aire Proyectos de electromovili-

dad.

Gran potencial por su elevada

densidad de energía,materiales abundantes y notóxicos y bajo coste.

En fase de desarrollo,

problemas de ciclabilidad, bajaeficiencia de energía.

Baterías de flujo Múltiples funciones de gestiónenergética (load levelling, peakshaving), ajuste del sistemaeléctrico, integración derenovables.

Versatilidad (escaladoindependiente de potencia ycapacidad), vida útil, elevadaeficiencia de energía, tiemposde respuesta cortos.

Baja densidad de energía ypotencia, utilizan electrolitosquímicamente agresivos,complejidad del sistemahidráulico, rango detemperaturas de trabajo.

Supercapacidades Potencial uso en electrónica yredes eléctricas. Alta densidad de potencia,excelente reversibilidad y vidaútil alta con gran número deciclos.

Densidad energética baja, altonivel de autodescarga,fluctuaciones de voltaje decarga y descarga, altos costes.


Referencias

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158.[2] A Review of Energy Storage Technologies David Connolly (2010)



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[14] P. Simon and Y. Gogotsi , Materials for electrochemical capacitors. Nature Materials, 2008.7(11): 845-854.



4Sistemas químicos



–171–

Sistemas 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 laenergía 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 laconstituyen 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 tecnologíaasociada (equipos de electrólisis) es bien conocida y utilizada. También puede ser obtenida

2 H2O ↔ 2H2 + O2

2 CO2 ↔ 2CO + O2

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



–172–

subproductos, como metano o ácido fórmico. Asimismo, también puede ser obtenida porvías fotocatalíticas.

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

En el caso del hidrógeno, este puede ser almacenado en condiciones criogénicas en suforma líquida o en fase gaseosa a presiones de hasta 700 bares, o absorbido en materialessólidos a bajas presiones. No obstante, su inyección directa en gasoductos, a presiones de16 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 CO 2, 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 dediferentes 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 produciramoníaco.

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



Fotonesf



–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 químicadel 70%, se obtiene un valor esperable de eficiencia indirecta neta de conversión de energíasolar a hidrógeno, STH, en el rango del 7,5-11%.

Estos valores positivos y los previsiblemente más bajos costes han abierto un nuevo frentetecnológico 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%. Estánen marcha programas de investigación y desarrollo intensivos sobre fotosíntesis artificial en

Fotones

Electrones

Electrolizadores < 70%

P r o c e s o s

f o t o e l e c t r o q u í m i c o s P E C

P r o

c e s o

s

f o t o

v o l t

a i c

o s

Compuestosquímicos

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.

4. Sistemas químicos

Central eléctrica

Electricidad

Almacenamiento de H2

Estación de

servicio de H2

H2

H2



–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 Gobiernode los Estados Unidos (http://solarfuelshub.org/).

4.2. Funcionamiento detallado

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 deespecies 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.

Electricidad

Electricidad

Electricidad Electricidad Electricidad

Suministro directo Metanación

CO2

Central eléctrica

Estación deservicio de

electricidad

Almacenamiento demetano o red de gas

natural

Red eléctrica Electrólisis

Síntesis deFischer-Tropsch

Estación deservicio degas natural

Estación deservicio de

diésel

H2

H2

H2

CH4

CxH

y

CH4

Consta de dos conductores llamados electrodos (cátodo y ánodo), cada uno de los cualesestá 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 electrodosinertes.



–176–

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 compuestosC1 (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 quepierden electrones. En este electrodo se realiza la evolución del oxígeno. Para asegurar elpaso 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 delos sistemas.

Desde el punto de vista de la pureza, en un electrolizador alcalino se obtiene hidrógeno conuna pureza del 99,8% de agua en volumen. El resto es oxígeno y vapor de agua. Si se precisauna pureza superior, la incorporación de una unidad de purificación adicional (secado ydeoxo) permite alcanzar una pureza del 99,999% en volumen.

Actualmente existen tres tipos de electrolizadores, con diferente grado de prestaciones ymadurez 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 naturalezadel 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 hanllegado a alcanzar una eficiencia del 80%, aunque la media reportada en diversas plantasse 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 mediaescala, 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 llegarhasta el 94%.

Tienen varias ventajas sobre los dispositivos de electrolizadores alcalinos clásicos. Estas

ventajas incluyen una ausencia de electrolitos corrosivos, una buena estabilidad química ymecánica, una elevada conductividad protónica y una alta impermeabilidad al gas. Estoselectrolizadores 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

alta calidad a alta densidad de corriente en una mayor eficiencia. El número reducido depiezas móviles en dispositivos electrolizadores PEM permite un mantenimiento más fácil.

3. Electrolizadores de alta temperatura. Corresponden a pilas de combustible del tipoMCFC o SOFC trabajando de forma inversa. Su rango de trabajo se sitúa en el intervalo



–178–

j g j600-1.000 °C. Las MCFC utilizan como electrolito carbonatos fundidos, por lo que re-quieren un régimen de alta temperatura, mientras que SOFC utilizan la conductividadiónica de algunos óxidos, que solo es efectiva a altas temperaturas. A pesar de sus notablesventajas (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 catalizadoresdel grupo del platino. Los electrolizadores a baja temperatura precisan de electrodos concatalizadores de alta efectividad. Aunque se han empleado muchos esfuerzos para buscarcatalizadores alternativos, hasta el momento no hay sustitución. Ello encarece los costes yplantea 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 deH2 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 resultaen un proceso exotérmico. Esta exotermicidad implica que aproximadamente el 17% delpoder calorífico de los reactivos es liberado en forma de calor.

CO2 + 4 H2 → CH4 + 2 H2O






Transporte de electricidadenergía renovable

(eólica y fotovoltaica)

100%

Electricidad a gas “H2”

energía renovable(eólica y fotovoltaica)

100%

Electricidad a gas “CH4”

energía renovable(eólica y fotovoltaica)

100%



–181–

En realidad, hay otros numerosos proyectos de demostración alrededor del mundo, como elproyecto 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/opilas de combustibles. Más de 22.000 sistemas estacionarios PEM y algunos SOFC han sidoinstalados en hogares japoneses hasta 2011. Compañías como Bloomenergy SOFC o Fuel

Figura 4.5. Estimaciones de las eficiencias con las limitaciones actuales entre diversos métodosde almacenamiento de energía eléctrica.

Fuente: IREC adaptada de la conferencia IRES presentacion de Fraunhofer

Transformador

Eficiencia 95,5%Pérdidas 5,0%

95,0%

Línea de tensiónde 380 kV (500 km)

Planta hidroeléctricade bombeo

90,3%

72,2%(transporte y almacenamiento

de electricidad)



Transformador y rectificador


95,0%

electrólisis incluyendoequipamiento off-aire

Compresor, almacenamientoy 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%


Transformador y rectificador


95,0%

Metanación

Compresor, almacenamientoy tubería de CH

4

57,1%

56,1%Electricidad a gas

(transporte y almacenamiento)


electrólisis incluyendoequipamiento off-aire


Transporte de gas (500 km)



Cell Energy MCFC están implantando nuevos sistemas, especialmente para corresponder ala creciente demanda de energía en Asia. Asimismo, Ballard y PowerCell han incrementadoel número de sus sistemas PEM instalados y compañías como Hydrogenics y Enertrag han

suministrado electrolizadores alcalinos para diversos demostradores de “energía a gas” en elrango de 100 kW a algunos MW.



–182–

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 delcarbón en Niederaussem. Esta planta permite ir desde la producción mínima, con muy pocoo ningún consumo de electricidad, a un aumento gradual de forma aguda.

El sistema tiene tiempos de respuesta rápidos, de milisegundos, gracias a la combinación delas propiedades del electrolizador PEM con la tecnología de control de Siemens. El coste deeste 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 alcalinoy 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 sistemaprevio 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, capazde producir hidrógeno a una presión de hasta 11 bar. La ventaja es que utiliza una tecnologíacomercialmente disponible y probada.






Una alternativa a esta situación viene dada por la síntesis de dimetiléter (DME) a partir degas natural. El DME es un combustible líquido de combustión limpia con propiedades muysimilares a las del GLP.

Korea Gas Technology Corporation, junto con Unitel Technologies Inc., está construyendouna planta para producir 300.000 toneladas de DME por año.



–185–

p p p p

El DME, además de ser un sustituto ideal del gas licuado de petróleo (GLP), también es unreemplazo directo para el diesel, con la ventaja añadida de que el DME es un 100 % limpioen 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. Muchosexpertos consideran el DME como la opción de combustible más prometedora para el sigloactual. El método de producción contiene diversos avances tecnológicos patentados –unnuevo catalizador, un sistema trirreformador autotérmico–, y un método especial para laseparación 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 demetanol.

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 debuscar 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 líquidosy 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. Todosestos procesos definen diferentes formas de almacenamiento químico de la energía.

Hay que aclarar que los combustibles sintéticos obtenidos de la biomasa suelen llamarsetambién biocombustibles, si bien este término se presta a confusión, porque incluye tantoel BTL como el bioetanol y el biodiésel, los cuales son obtenidos mediante fermentación,



–186–

un proceso sustancialmente diferente de la transformación termoquímica utilizada para elBTL.

Uno de los ejemplos más conocidos y representativos viene dado por la empresa sudafricanaSasol 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 ycomercializa 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


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

4.5. Cuantificación de resultados energéticos



–187–

y evaluación económica

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 lared de gasoductos.

Por su parte, la potencia depende de la dimensión de los electrodos y, dada la modularidady escalabilidad del sistema de electrodos, no existen limitaciones en el diseño para grandesescalas de potencia. Sin embargo, la potencia de conversión depende de la densidad decorriente, 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 delCO2.

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 muydistintos: 200 bares en las alcalinas y pocas decenas de bares, respectivamente.

Asimismo, sus vidas medias son actualmente muy diferentes, presentando un número deciclos muy variado, desde 105 para electrolizadores alcalinos a 104 para PEM o solo 103 paraSOFC 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 estartodavía en su fase de desarrollo y que, a pesar de las esperables reducciones, no permitirán irmuy por debajo de los 1.250 €/kW en los próximos años.

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 ylos 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 preciodebería decrecer a 2 €/kg para poder llegar a un muy competitivo 1 €/kg después del2030



–188–

2030.


Ventajas:

• Las tecnologías relacionadas con el concepto de “electricidad a gas” (Power to Gas)permiten la interconexión entre la red eléctrica y la red de transporte y distribución degas natural.

• Estas tecnologías ofrecen costes por kWh muy competitivos para grandes y muy grandescapacidades de almacenamiento de energía. Ello es especialmente así cuando no es precisoconstruir 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.

• Estas tecnologías permiten convertir energías renovables en hidrógeno, metano u otroscombustibles 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 tecnologías están abiertas a la utilización directa de la energía solar para reducir

complejidad y costes, convirtiendo directamente la energía solar en energía química(combustibles solares).

• Presenta un tiempo de respuesta muy rápido, que permite su integración directa en la redeléctrica para la gestión y control de la energía eléctrica.

• La capacidad energética es independiente de la potencia del sistema, que es altamente es-calable y modular, permitiendo diferentes tamaños de sistemas hasta sistemas de almace-namiento estacionales (semanas, meses).


1 año

1 mes

Hidroeléctrica

Combustible solar(metano)



–189–

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

Desventajas:

• El uso de catalizadores del grupo del platino en los sistemas a bajas temperaturas limita lareducción de costes, así como el volumen de producción de electrodos.

• El uso de sistemas trabajando a altas temperaturas implica un elevado estrés de los mate-riales que afecta a la vida útil de los dispositivos.

• Las instalaciones con hidrógeno requieren normas de seguridad y la obtención de la acep-tación social.

• La eficiencia precisa ser optimizada tanto en su parte eléctrica como en su parte térmica.

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 día

1 hora

Volantesde inercia

Baterías

Hidroeléctricabombeo

Airecomprimido

Hidrógeno

• Los costes de los equipos del sistema deben ser reducidos para asegurar su competitividad.

• La introducción de estas tecnologías en aplicaciones en la red eléctrica requiere regula-ción.

• Los sistemas de reelectrificación, en caso de ser necesarios, precisan incrementar su efi-ciencia y disminuir sus costes



–190–

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 gasmetano 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 puntocrítico.

Por otra parte, también se requiere el incremento de la vida útil de los electrolizadores y delas 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 eluso de materiales abundantes deben ser asegurados.

Usualmente, para el metano existe ya una muy amplia aceptación social, mientras que parael 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 quecontribuye 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, alpermitir 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 comoel dimetiléter o la propia gasolina sintética, permitiendo también almacenar energía en formade líquido.



4.8. Tabla resumen

Estrategias de almacenamiento químico basado en la síntesis de combustibles a partir de

CO2 o H2O.

Estrategia Concepto Ejemplos



–192–

Estrategia Concepto Ejemplos

Energía a gas Transformación de energía sobranteproveniente de renovables para generarH2 o CH4 a partir de H2O o CO2.

RWE bajo el proyecto CO2RRECT en Niederaus-sem, Alemania. Planta hidrogenación de 100kWcon electrolizadores PEM.Planta de E.ON de 2 MW en Falkenhagen conelectrolizador alcalino hidrostático. Producción de360 m3 H2/h. El hidrógeno se introduce en tubería

de gas natural.Planta de metanación de ETOGAS, de 6,3 MW enWertle, Alemania. Producción de 1000 toneladasde gas natural /año a partir de 2800 toneladasde CO2.

Energía a líquido Generación de combustibles líquidos comometanol o DME mediante energíaprocedente de renovables.

Korea Gas Technology corporation construye unaplanta para producir 300.000 toneladas/año deDME.

Fischer-Tropsch Generación de hidrocarburos a partir de gasde síntesis (CO, H2) obtenido con energíaprocedente de renovables.

Sasol limited, en su planta de Secunda (Suráfrica),produce > 150.000 barriles / día de gasolinasintética.

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.pdf http://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

5Sistemas térmicos



–193–

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 climatizaciónde ambientes, especialmente viviendas, oficinas, etc., y en la producción de agua calientesanitaria.

La forma más extendida y conocida de almacenamiento térmico está basada en el calorsensible 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 unascuantas 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 TWhanuales. A modo de ejemplo, para evidenciar su gran importancia, podemos detallar queesta cantidad es un orden superior a la capacidad anual de energía hidráulica de bombeoproducida 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 siconsideramos 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 sueleser 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.

En la mayoría de los procesos de generación de energía eléctrica mediante combustión o porprocesos químicos, la acumulación de energía térmica se considera un complemento precisopara aumentar la eficiencia de dichos procesos.

En el presente análisis se extenderá el concepto de sistemas térmicos de almacenamiento deenergía más allá de que el origen de la fuente primaria de energía sea la eléctrica.



–194–

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 generadurante 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 lasredes de transporte y distribución de energía:

• Incremento de la eficiencia en muchos procesos al permitir la recuperación del calor residual.• Absorción de los picos de consumo y disminución del dimensionado de los sistemas de

generación.

• Reducción de las desviaciones temporales entre los perfiles de generación y de consumo.

• Se facilita la utilización de fuentes de energías renovables.

En todos estos casos, se pretende incrementar la eficiencia de los sistemas de producción yconsumo 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, quepuede ir desde una acumulación a corto plazo (horaria, diaria) a una acumulación a largoplazo (mensual, anual).

5. Sistemas térmicos

Temperatura

Acumulaciónde frío

Acumulaciónde calor

Alta

Mediatemperatura

Bajatemperatura



–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 tresgrandes grupos según este principio. Cada una de estas tres categorías incluye sistemas deacumulación 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].

Criteriosde clasificación

Duracióndel período

Principio básico

Mensual/AnualLargo plazo(Estacional)

Horaria/DiariaCorto plazo (Instantánea)

Acumulaciónsensible

Acumulaciónlatente

Termoquímica

Altatemperatura

Termoquímica

Absorción

Adsorción

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

il t l t i l d l ió á tiliz d d i d f é i



–196–

piloto y los materiales de acumulación más utilizados se denominan de forma genéricamateriales 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, sinembargo, también se incluyen reacciones de absorción y de adsorción que tienen tambiénun efecto de deshidratación.

Los parámetros clave que definen los sistemas TES son:

1. Capacidad de almacenamiento: Define la energía almacenada y depende básicamente delsistema 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 decada 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 delsistema 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 ocasionadasdurante el proceso de carga y durante el período de almacenamiento.

4. Periodo de almacenamiento: Define cuál es el tiempo de acumulación previsto. Puede irdesde las pocas horas de los acumuladores de agua caliente utilizados en viviendas hastalos 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 númerode ciclos anuales y la duración de estos ciclos. En función de esta duración se escogerá latecnología TES más apropiada.


k W h / m 3 )

800

750

700

650

600

550

Termoquímica



–197–

Además de los anteriores parámetros característicos hay que considerar el volumen requeridopara almacenar las capacidades energéticas requeridas. Estos resultan muy diferentes según elprincipio 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 consideradocomo referencia corresponde al necesario para proveer un consumo de 1 MWh a 40 ºC. Parauna fácil interpretación del gráfico se ha calculado que el volumen del agua equivale a 1 m 3.

5.2.1. El almacenamiento basado en el calor sensible

La acumulación sensible se basa en el calentamiento de una cantidad determinada de materialde 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

C a p a c i d

a d d e a c u m u l a c i ó n ( k

300 350 400 450 500 55050

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Latente

Sensible

Sensible (hormigón)

Sensible (agua)

Latente (PCM)Adsorción

Termoquímica



–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 deacumulación y del tipo y espesor de material aislante utilizado.

La clasificación de los sistemas de acumulación sensible [4] se puede hacer en función deltiempo 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.

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)


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 latabla 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-



–199–

ben también ser considerados. La siguiente gráfica permite visualizar las capacidades de almacenamiento 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 loconvierte en el componente más utilizado en los sistemas de acumulación TES a baja tempe-ratura, ya que además presenta numerosas ventajas complementarias:

• Material con coste reducido, fácilmente manipulable, no tóxico e incombustible.

Material Tipo Rango Tº(ºC)

Densidadkg/m3

CapacidadkJ/kgK

Roca Sólido 300 1.700 1,3

Ladrillo refractario (Si) Sólido 700 1.820 1,0Hormigón 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, densidady capacidad de almacenamiento.

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

150

100 k W h / m 3



–200–

• Densidad y capacidad de almacenamiento relativamente elevadas.

• Sistemas de carga/descarga sencillos, que permiten, entre otros, procesos de carga y des-

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 solo0,026 W/mK.

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

0 100 150 200

Agua

25050

100

50

0

Roca

Temperatura °C

C a p a c i d a d d e a l m a c e n a m i e n t o

Aceite térmico Aceite orgánico


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 auna temperatura constante, que dependerá del tipo de material utilizado [8], los denominadosmateriales de cambio de fase (en inglés, Phase Change Materials, de ahora en adelante PCM).



–201–

La acumulación latente se define como la energía acumulada en un determinado material quese libera al sufrir un cambio de fase a una determinada temperatura. Actualmente se estátrabajando 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 losmateriales utilizados.

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

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

b. Temperatura de cambio de fase: Podemos definir tres rangos de temperatura, para cadauno de los cuales se utiliza un tipo de PCM: Temperaturas de refrigeración; se utilizahielo 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

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

l f d b f i i P l d b d b j d id d d



–202–

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 elhecho 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 sucapacidad de almacenamiento térmico. Sin embargo, tienen importantes limitaciones debidoa su alto grado corrosivo, presentan fenómenos de separación de fases a lo largo de su vidaútil y un efecto de sobreenfriamiento que hace necesarios consumos de energía considera-bles para mantener la temperatura de cambio de fase.

Tipo MaterialTº cambio de fase

(ºC)Densidad media

kg/m3

Calor latentekJ/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].


La figura 5.7 visualiza las capacidades de almacenamiento en función de la temperatura detrabajo 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 dePCM S id tifi d f é i l d i l d [3]



–203–

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 materialesplásticos (poliésteres, polietileno, etc.), y para reducir los efectos negativos de la bajaconductividad 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

C

a l o r l a t e n t e

( k J / k g )

usar formando parte de estructuras fijadas en el interior de acumuladores, canales deventilación, 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 Mi l ió U ili á l i ó i (d 2 20 ) [10] I l l



–204–

2. Microencapsulación. Utiliza cápsulas microscópicas (de 2-20 µm) [10]. Igual que en elcaso 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 undeterminado % 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 serutilizados en sistemas de bombeo, intercambiadores de calor…

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

• Temperatura de cambio de fase ajustada a la temperatura demandada.

• Máxima variación entálpica, próxima a la Temperatura demandada.

• Elevada conductividad térmica, preferiblemente en ambas fases.• Elevada densidad y poca variación de volumen tras el cambio de fase.

• Estabilidad química y estructural.

• Inexistencia de fenómenos de separación de fases.

• Compatibilidad con materiales contenedores.

• No tóxico, ni inflamable, ni contaminante.

• Reducido coste y fácilmente utilizable.

5.2.3. Almacenamiento basado en procesos termoquímicos

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


Acumulación

termoquímica

Termoquímica

Absorción

Adsorción



–205–

En este documento, teniendo en cuenta el grado de desarrollo de estos sistemas TES, se haconsiderado oportuno hacer esta diferencia a nivel de clasificación interna de los sistemas deacumulación 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 paraprovocar 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 doscomponentes y aplicando calor se volverá a generar la sustancia original. Se definen dosreacciones: 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 apartir del proceso de adhesión de agua (o vapor de agua) en la superficie de un materialporoso. Los procesos de carga térmica de los acumuladores se basarán en la aplicación decalor 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].

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 (enalgunos casos, hasta pueden implicar un cambio de fase de estos).

Ambos sistemas de acumulación (adsorción y absorción) se basan en reacciones reversiblesentre 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



–206–

rrados. En los primeros el agua y el calor son aportados por el mismo aire exterior, mientrasque en los sistemas cerrados se utiliza un fluido portador de calor, cuyo caudal debemosgarantizar 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

Disociacionescatalíticas

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].


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 disociacionescatalíticas tienen lugar a temperaturas muy superiores.

Las características de las reacciones termoquímicas utilizadas en los sistemas TES permitenconsiderar que la capacidad de almacenamiento de estas es muy superior a la del resto desistemas TES. De forma genérica, se puede decir que estas reacciones son las responsables de



–207–

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 tiposde 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

Zeolitas C

a p a c i d a d d e a l m a c e n a m i e n t o

( k W h / m 3 )

Sales hidratadas Sales hidratadas Sales hidratadas Disociación catalítica Disociación catalítica

Zeolitas Silicagel Silicagel Sales hidratadas

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

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



–208–

• Control de reacción: El control de reacción es importante y generalmente se consiguemediante el control de la temperatura, de la presión o de los agentes catalíticos externosutilizados en algunas reacciones.

• Materiales fácilmente almacenables: Todos los componentes de la reacción deben serfácilmente 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 deberánser 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 sonla 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 enfuentes 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 deelectricidad 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 aguacaliente sanitaria que, gracias a su aislamiento, permiten la acumulación a bajo coste durante


d e e n e r g í a ( k

W )



–209–

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

1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 122

Hora del día

D e m a n d a d e e n e r g í a ( k W )

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 22 242

Hora del día

D e m a n d a d

horas o incluso días. La utilización de estos acumuladores permite el uso de sistemas deenergía solar térmica puesto que, tal como se puede apreciar en la figura 5.10, el sistema TESpermite 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 unaépoca del año, con mayor producción de calor, para ser consumida en las épocas de mayor



–210–

consumo. En la figura 5.11 se aprecia esta posible acumulación durante el verano para cubrirla 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 unpeso de 250 kg, para tener 6 kW de potencia de almacenamiento y un capacidad energéticasuperior a 45 kWh.

5.4. Ejemplos prácticos

La acumulación sensible es el sistema más extendido de todos los sistemas TES. Este tipo desistemas puede usarse en todo tipo de aplicaciones: acumulación de agua caliente sanitaria(ACS), climatización, procesos industriales, etc. El material de acumulación utilizado, asícomo sus características básicas, definirán el ámbito de aplicación [13, 14], y su consumoeléctrico 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 enforma de lechos o paredes [15] u otros sistemas de acumulación en el subsuelo [16]. Pese aque 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 deestos materiales es superior, pero también son superiores las temperaturas máximas de acu-mulación.


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]). Enestas 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 yl h d l ió



–211–

no superan las horas de acumulación.

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

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

• Acumulaciones a T>100 ºC: Se utilizan aceites térmicos o sales fundidas. Su aplicaciónse limita a plantas termosolares o en procesos industriales para la recuperación de caloresresiduales a alta temperatura.

• Acumulaciones entre 0 y 100 ºC: Generalmente se utiliza el agua como fluido térmico yse 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 primerasetapas de comercialización. Se aplican en todas las aplicaciones donde entre el período deproducción y la demanda hay meses de diferencia. En diferentes publicaciones se han refe-renciado y caracterizado cuatro sistemas constructivos diferentes [20]:

• Tanques de acumulación estacional (tank thermal energy storage, TTES): El material deacumulación utilizado es agua. Se trata de acumuladores enterrados construidos a partirde estructuras de hormigón u otros elementos prefabricados (tipo sandwich) y una finacapa 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 utilizancomo acumuladores a corto plazo de hasta 200 m3 y capacidad de almacenamiento de 60-80 kWh/m3.






–213–

forma general, esta se sitúa entre los 15 y los 30 kWh/m 3. El coste dependerá básicamen-te de la profundidad de los pozos y está entre 50 y 80 €/m de pozo, en función del tipo desubsuelo [23].

• Acumulación estacional por acuíferos (aquifer thermal energy storage, ATES): Estossistemas se basan en la utilización de agua de acuíferos en los que no haya caudales decirculación 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 aguacaliente a través de uno u otro dependerá de la época del año y, por lo tanto, la circulacióndel agua a través de estos pozos deberá ser reversible. El uso de aislantes no es posible eneste 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 sistemasse 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 delagua y con un rango térmico de hasta 700 ºC. Esto compensa la mayor capacidad específicakJ/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. Enestos, los ladrillos que encierran en su interior los elementos eléctricos calefactores tienen unsistema 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 56kWh 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 enfase de laboratorio.

Figura 5.15. Acumulación estacional por acuíferos (ATES) [20].

Fuente: © Thomas Schmidt, ([email protected]), SOLITES (http://www.solites.com/SolitesProfile/Contact.aspx)


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% Fe O 79%



–215–

De forma genérica, las aplicaciones de los PCM pueden utilizarse tanto para la acumulaciónde 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.

• Aplicaciones a alta temperatura: Aplicadas a instalaciones termosolares [17] o en otrasaplicaciones industriales a alta temperatura. Se trata de grandes acumulaciones de salesinorgánicas fundidas que permiten la generación eléctrica en horas sin radiación solar.

• Aplicaciones a baja temperatura: La gran mayoría de aplicaciones utilizan el conceptode encapsulación de los PCM en receptáculos garantizando la estabilidad estructural delacumulador. En algunos casos, sin embargo, se trabaja con la incorporación de los PCMdirectamente en materiales constructivos (plásticos, membranas) [7], pero la disminución

de la resistencia estructural de los elementos constructivos una vez incorporados losPCM dificulta su aplicación.

Los procesos de adsorción y absorción incluidos tienen lugar a temperaturas relativamentebajas, 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

Composición MgO 87% Fe2O3 79%

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

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 propiamentedichos, 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 queestos sistemas TES son utilizables en aplicaciones muy distintas Así cabe destacar las apli-



–216–

estos sistemas TES son utilizables en aplicaciones muy distintas. Así, cabe destacar las aplicaciones a alta temperatura utilizables en instalaciones termosolares o en procesos industria-les. En estos casos, la acumulación se plantea para períodos cortos de tiempo (acumulacióndiaria) 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 eléctricosde 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 estaforma 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 delos calentadores eléctricos. El coste de inversión actual puede situarse entre los 50 y los


Tecnologia TES CapacidadkWh/tn

PotenciakW

Eficiencia%

Período deacumulación

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



–217–

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 unaclara 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 condemandas 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 opcionesa fuentes renovables distribuidas.

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].


Ventajas:

• La acumulación de calor procedente de sistemas de recuperación de energía térmica resi-dual permite reducir el consumo de energía primaria en usos industriales, en edificios conelevados consumos térmicos o en centrales de generación eléctrica.



–218–

• Absorber los picos de consumo y disminuir el dimensionado de los sistemas de genera-ción.

• Reducir desviaciones temporales entre los perfiles de generación y de consumo.

• Facilitar la utilización de fuentes de energías renovables.

• Optimizar los sistemas híbridos de generación con distintas fuentes de energía y calorresidual, muy común en procesos industriales, redes de distribución de calor y/o sistemasde climatización de edificios.

• Utilizar los propios edificios como sistemas de acumulación mediante el uso de sistemas

TES basados en PCM incorporados en los materiales constructivos.• La acumulación termoquímica permite la acumulación a largo plazo con pérdidas muy

reducidas.

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

• Reducción de la inversión en redes de transporte y distribución de electricidad, así comoaumento 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.

• Los sistemas de acumulación sensible, como los calentadores eléctricos o los acumulado-res de calor eléctricos, facilitan el uso de fuentes de calor distribuidas, así como la gestiónde la acumulación de energía en redes de calor.

• Esta interacción con las redes eléctricas influye sobre la gestión de los sistemas auxiliares,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.


Inconvenientes:

• La integración de varios sistemas de generación en acumuladores domésticos presentalimitaciones importantes de gestión y rendimientos mejorables.

• Los materiales PCM se encuentran en fase de desarrollo, con períodos de vida útil aúncortos.

• No existen muchas experiencias de incorporación de materiales PCM en elementos cons-



–219–

N u p p Mtructivos.

• Existe poca experiencia en la integración de sistemas de adsorción y absorción a fuentesrenovables.

• La acumulación de calor termoquímica se encuentra en sus primeras fases de investiga-ción.

• No existe regulación para el potencial mercado de la energía térmica almacenada.

• Reducido número de experiencias en el uso de acumulación estacional y los sistemas degestión de carga y descarga.

• La red eléctrica no está preparada para la gestión de los superávits de energía en un usoextendido de sistemas de almacenamiento térmicos distribuidos. Tampoco están disponi-bles las herramientas de control de gestión por parte de la demanda de energía ni existentarifas flexibles.

• Los reducidos valores de capacidad de acumulación limitan algunas aplicaciones debidoa los excesivos volúmenes requeridos.

• Mínimas experiencias sobre su integración y gestión en una red inteligente.


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 dela energía térmica y, en cambio, casi el 50% de la demanda energética en Europa es usada paragenerar calor. Aparte de los procesos industriales, la mayor parte de este calor es almacenado

utilizando sistemas basados en agua para aplicaciones residenciales distribuidas o aplicacionescentralizadas 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, ellosucederá 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.



–220–

, y g p g

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

• Implementar sistemas de acumulación híbridos, con distintas fuentes de calor renovabley residual.

• Experiencia en el uso de materiales PCM aplicados a elementos constructivos de edifi-cios.

• Experiencia y nuevos materiales para el uso de sistemas de absorción/adsorción en siste-mas solares térmicos.

• La reducción de tasas o la implantación de tarifas especiales para el uso de energía eléctri-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.

• Los sistemas basados en PCM están limitados por sus elevados costes, que impiden suaceptación e implementación. Solo la reducción de costes podrá abrir opciones para suutilización. Por lo tanto, será preciso el desarrollo de nuevos materiales PCM, así comode nuevos métodos de simulación de transferencia de calor y de la dinámica de los fluidosimplicados en el proceso.

• La creación de modelos que permitan la predicción del comportamiento transitorio delos sistemas PCM.

• Los sistemas basados en procesos termoquímicos están todavía en su principio y precisande demostradores que prueben sus prestaciones y permitan una evaluación y confirma-ción de viabilidades y costes basados en datos en operación.

• El desarrollo de estrategias para la integración de los sistemas térmicos en redes inteligen-tes, así como la disponibilidad de modelos del uso de la energía térmica en edificios.


• La disponibilidad de nuevos materiales con más altas densidades de almacenamiento paratodas y cada una de las tecnologías de TES (PCM, absorción, termoquímica, sensible), asícomo la mejora en la disminución de pérdidas térmicas de los sistemas.

• Implementar nuevas plantas de demostración que faciliten la introducción y modelizaciónde 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 lossistemas subterráneos, con valores de acumulación de energía por encima de 1 GWh.



–221–

, g p

• Implementar nuevas plantas de demostración que faciliten la reutilización de energía tér-mica residual en procesos industriales.

Referencias

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Ahorro de la Energía, Madrid.



6

Sistemas de superconducción



–225–

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 evitaríanlas pérdidas por efecto Joule, I2R, o no habría ninguna limitación en el tiempo de respuestapara el retorno energético.

Una de las mayores dificultades inherentes al almacenamiento de energía eléctrica loconstituyen 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. Estacaracterística 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 pordebajo 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 almacenarenergía eléctrica.

Hasta el momento, la principal limitación ha venido dada por el coste y la complicación delsistema criogénico; sin embargo, incluso considerando como pérdidas la energía necesariapara 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 temperaturasha venido a facilitar la ingeniería de nuevos prototipos de sistemas de almacenamiento, nocomo elementos autosuficientes por sí solos, sino como elementos complementarios a otrossistemas 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 unaspropiedades de eficiencia, capacidad energética, capacidad de picos de potencia, tiempo de

Sistema criogénico



–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 comotales o como complementos de respuesta rápida para grandes picos de potencia. Constituyenuna competencia directa a la tecnología de los volantes de inercia.

6.1. Concepto

El almacenamiento de energía magnética por superconducción (Superconducting MagneticEnergy 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 corrientecontinua en una bobina superconductora que está refrigerada a una temperatura por debajode la temperatura crítica de superconductividad.

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

Sumidero de calor

Canales de enfriamiento

Imán superconductorde alta temperatura

Apantallamiento térmico

6. Sistemas de superconducción


Un sistema SMES tiene tres partes:

• Una bobina superconductora.• Un sistema de electrónica de potencia.

• Un sistema criogénico de refrigeración.



–227–

Una vez que la bobina superconductora se carga, la corriente ya no disminuye y la energíamagnética 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 parasoportar la fuerza de Lorentz generada sobre las bobinas.

Posteriormente, la energía almacenada puede ser entregada a la red descargando al anillomediante el interruptor de estado sólido controlado por la electrónica de potencia. Así, paraextraer 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 uncondensador que proporciona una entrada de tensión continua a un inversor que genera elvoltaje alterno requerido.

El sistema de potencia origina del 2% al 3% de pérdidas y probablemente se requiere otracantidad similar para alimentar el sistema de criogenia. No obstante, los SMES tienen unaeficiencia superior al 95%, puesto que sus pérdidas son muy bajas en comparación con lasde 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 máscomún es la mejora de la calidad de onda en las redes de distribución de electricidad, lo queen general significa la neutralización de las caídas súbitas de tensión y los microcortes.

Horas

e s c a r g a

Baterías ion-litio

Bateríasmetal aire

Baterías NaS

PHS

CAES

Baterías de flujo

Baterías de plomo

Baterías Ni-Cd

Supercaps

energía

V o l a n t e s d e i n

e r c i a



–228–

No obstante, a causa de su limitada capacidad energética, su aplicación más amplia es comocomponente 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 deenergía.

6.4. Ejemplos prácticos

Las prestaciones de los SMES han sido aplicadas inicialmente para asegurar estabilidad ycalidad en la red en algunos entornos de fabricación muy exigentes con la calidad de la redeléctrica. 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 almacenamientode energía.

Fuentes: www.electricitystorage.com; IREC.

Minutos

T i e m p o d e d e

Segundos

1 kW 100 kW 1 MW

Potencia

100 MW 1 GW

Supercapsalta potencia

SMES

Volantes de inercia

de alta potencia

Baterías ion litio




–229–

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

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 defluctuaciones de voltaje causadas por los cam-bios súbitos de carga ocasionados por la ma-quinaria de producción. Otro demostrador hasido instalado en Anchorage (EE.UU.) por laMunicipal Power & Light con una capacidadde 30 MW durante 45 segundos.

En Japón también ha habido un gran interésapoyado por la MITI’s Agency of Natural Re-sources and Energy en la implementación dediferentes prototipos como demostradorestambién a pequeña escala: 20 MW/100 kWh.

Este apoyo también ha sido asumido por partede diversas compañías eléctricas, como ChubuElectric, 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.

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




–230–

y

Las capacidades energéticas están limitadas por la propia dimensionalidad del sistema. Porejemplo, 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 precisos160 km, con la complejidad de ubicación y de la disponibilidad de materiales, si algunos deestos 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 asciendea entre 110 y 190 euros/kW, siempre según la configuración y conexión del sistema a lared.

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 estoscostes.

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



Entre sus ventajas cabe destacar que:

• La energía está disponible casi instantáneamente.• Pueden suministrar un muy elevado valor de energía durante un breve período de tiempo.

• Prácticamente no hay retraso entre carga y descarga.



–231–

• Pueden satisfacer de forma inmediata la demanda solicitada por cualquier usuario.

• Presentan una eficiencia muy alta, superior al 95%.

• Carecen, a diferencia de su tecnología competidora (volantes de inercia), de partes móvi-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:

• La necesidad de disponer de un sistema crio-génico

• La necesidad de disponer de sistemas modu-lares para favorecer la escalabilidad de lossistemas.

• Costes todavía elevados.• Utilización de elementos críticos poco abun-

dantes para las bobinas superconductoras.

• La dificultad de disponer de elementos su-perconductores en forma de cables robustosa causa de que muchos de los materiales su-

perconductores son cerámicos difíciles deindustrializar y de implementar en forma debobinas.

Figura 6.5. Bobina SMES de la firma SC

Superpower Systems utilizando BSCCO 2223, delas siglas en inglés [bismuth(2), strontium(2),calcium(2), copper(3), oxide(10+x)]. [9]

Fuente: ICMAB-CSIC.


Entre los puntos destacables subrayamos:

• La disponibilidad de nuevos materiales superconductores, especialmente de alta tempera-tura, abundantes y baratos.

• La modularidad de las unidades SMES para facilitar la escalabilidad.

• El desarrollo de materiales superconductores en capa delgada sobre substratos tipo cinta



–232–

• El desarrollo de materiales superconductores en capa delgada sobre substratos tipo cintaque permitan una manufacturación más fácil de las bobinas y a unos costos por km queaseguren 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.

Referencias

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[8] Transactions on applied superconductivity vol 7, Nº2, (1997)[9] Journal ofPhysics Conference Series 43, 809 (2003)

7

Electrónica de potencia



–233–

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 lademanda 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, yespecialmente 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 generaen cada instante; esto hace necesario el almacenamiento de energía en momentos de pocademanda. Así como las fuentes de energía renovable requieren de la electrónica de potenciacomo 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 deestos sistemas de almacenamiento de energía eléctrica requieren la inclusión de diversossistemas 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 ala 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 corrientealterna 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 laelectrónica de potencia propicia la integración de los dispositivos de almacenamiento enla red eléctrica.



7. Electrónica de potencia

Para realizar la conexión de la planta generadora a la red eléctrica se deben cumplir unosestándares de calidad en el suministro de potencia. Estos estándares son detallados por eloperador de red y están regulados según las normativas de cada país. Ocurre con frecuenciaque 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 nivelesde tensión como en las oscilaciones de potencia o en el factor de potencia requerido en elpunto de conexión, entre otros aspectos [1]. Para corregir estos defectos se puede recurrir ala electrónica de potencia, para integrar elementos que permitan mejorar la calidad del sumi-



–235–

nistro. En este caso se pueden utilizar elementos que aporten una respuesta rápida, como losvolantes 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 figura7.1. 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 estábasado 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, seconsidera 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 turbinaeólica, 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 operadorde red de manera que éste puede solicitar variaciones en los aportes de potencia activa oreactiva, 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 degeneración renovable mediante el uso masivo de sistemas de almacenamiento de energía ycon 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 enlos momentos en que no hay demanda para entregarla a la red en los momentos de bajageneración.

Turbina eólica con convertidor de plena potencia

Convertidor

AC/DC

Bus

continua

Convertidor

DC/DC

Convertidor

DC/AC Inductor

Gene-

rador

S w1



–236–

Un ejemplo práctico se encuentra en [2], donde se usan baterías para convertir un parqueeólico en controlable y seguir las consignas de demanda de energía. En la figura 7.2 semuestra 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 elcaso 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 puedeapreciar el estado de generación del parque eólico y en rosa se indica el nivel de carga (odescarga) del conjunto de baterías. La suma de las potencias de los dos sistemas coincide conla 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.

w1

S w2

I L

C

Supercapacitores


Punto

de conexión

a la red



–237–

proveer este servicio (más ejemplos se pueden encontrar en [3], [4], [5]), es del orden dedecenas 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 laconexión en paralelo de diversas baterías, con sus correspondientes sistemas de conversiónenergética, para alcanzar los niveles deseados de energía y potencia. La figura 7.2 muestraeste 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 depotencia. 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 conla red eléctrica.

Figura 7.2. Esquema eléctrico en el que se combina un parque eólico con un sistema de almacenamiento deenergía 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.

Batería

Batería

ía

ía

Potencia eólicagenerada

Potencia netainyectada a red

P o t e n c i a

0



–238–

7.2. Redes inteligentes y microrredes

Consideramos como redes inteligentes las que integran sistemas de comunicaciones entre losagentes 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 energíaintegrados en la red pueden optimizar su uso, ya que el algoritmo de control del sistemaestará orientado a la gestión eficiente de los elementos integrados en él. La electrónica depotencia ofrece la posibilidad de integrar estos elementos de manera eficaz ofreciendo unainterfaz 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 dealmacenamiento con la red.

Potencia intercambiadapor la batería

Tiempo

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 aisladao coordinada con la red eléctrica; también se contempla la opción de vender sus excedentesde energía a la empresa suministradora.

En general, la microrred consiste en una pequeña red de distribución eléctrica que conectadiversos usuarios a múltiples sistemas de generación eléctrica y almacenamiento de energía.Se conceptualiza como una red eléctrica donde se utilizan fuentes de energía distribuidas, ensu mayoría renovables, y sistemas de almacenamiento de energía, para satisfacer la demandalocal. Se considera el uso de dispositivos de almacenamiento de energía cuando el coste de latecnología lo hace viable, o cuando se utilizan fuentes de energía renovables, o bien cuandolas interrupciones del suministro eléctrico son frecuentes. Habitualmente, una microrred

opera conectada a la red eléctrica, pero disponiendo de la capacidad de autoabastecerse y deactuar de manera autónoma cuando es necesario; de esta forma se aumenta la confiabilidadde suministro a la carga local.

Figura 7.4. Visión conceptual de red inteligente donde el sistema de comunicación interviene en diferentesniveles del sistema eléctrico.

Fuente: IREC.

El uso de las microrredes permite la electrificación de lugares aislados donde la conexión a lared de trasporte es inviable. Puesto que los sistemas aislados no están conectados a la red (oal 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 consiguemediante 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-



–240–

g g qrán 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 propiaelectrónica de potencia la encargada de mantener la microrred en funcionamiento y de haceruna 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 depotencia y al sistema de control que gestiona el conjunto, tal como se muestra en el ejemplode la figura 7.5.

La gestión inteligente de la generación y el almacenamiento (en este caso, mediante el uso dela batería de un vehículo eléctrico) permite combinar diferentes sistemas de generación conla gestión de la demanda interna dependiendo de las características del lugar y del perfil deconsumo de los usuarios. En el gráfico de la figura 7.6 se muestra la evolución del estado delos diferentes elementos que integran la microrred; en este ejemplo [6] se realiza una gestiónde los consumos domésticos y de la carga de la batería según se esté obteniendo generaciónsolar 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 pococonsumo.

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 redeléctrica; en la figura 7.7 se muestra el esquema genérico de interconexión. Los vehículos


Generación solar

Demanda crítica

Demanda

Sistemade gestión



–241–

Figura 7.5. Visión conceptual de aplicación de una microrred al ámbito doméstico [6].

Demandaregulable

góptimo

Demanda crítica

Demanda desplazable Vehículo eléctrico

Red de distribucióneléctrtica

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

T a

r i f a 2 . 0

D H S ( € / k W h )

P o t e n c i a ( k W )

0 , 4

5

1 , 3

0

2 , 1

5

3 , 0

0

3 , 4

5

4 , 3

0

5 , 1

5

6 , 0

0

6 , 4

5

7 , 3

0

8 , 1

5

9 , 0

0

9 , 4

5

1 0 , 3

0

1 1 , 1

5

1 2 , 0

0

1 2 , 4

5

1 3 , 3

0

1 4 , 1

5

1 5 , 0

0

1 5 , 4

5

1 6 , 3

0

1 7 , 1

5

1 8 , 0

0

1 8 , 4

5

1 9 , 3

0

2 0 , 1

5

2 1 , 0

0

2 1 , 4

5

2 2 , 3

0

2 3 , 1

5

SolarP. comprada

D. críticaLavadora

LavavajillasEV

P. ventaTUR

Motorde combustión

interna

Motoreléctrico AC/DC Contactor Batería Cargador



–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 queutilizan tecnología basada en el hidrógeno. En ambos casos se requiere un convertidor depotencia que gestione de forma eficiente tanto el consumo como la carga.

El vehículo eléctrico actúa como un elemento de almacenamiento de energía que puede serregulado en el conjunto de la red eléctrica. Dada la flexibilidad y la capacidad de interacciónque 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 ala integración de renovables y actuar de manera coordinada con el fin de optimizar el uso delsistema 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 decomunicaciones para gestionar el proceso de carga o descarga del vehículo. La electrónica depotencia 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 debaterías y el cargador eléctrico.

Fuente: IREC.


ConsumidoresParqueeólico

Almacenamientode energía

Vehículoeléctrico

Punto deconexióna la red



–243–

sistema en caso de ser necesario, incrementando la estabilidad de la red y optimizando losrecursos disponibles, puesto que el proceso de carga podría ser regulado de forma que seefectúe 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 endiferentes 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 lasmismas, favoreciendo su eficiencia. También es de gran importancia el uso de la electrónicade 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 laelectrónica de potencia es remarcada para diversos componentes de la microrred, considerando también la

interacción con los vehículos eléctricos.Fuente: IREC.

Central térmica

Placasfotovoltaicas



–244–

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 deenergía 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 dela 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 rolfundamental 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.


Referencias

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“Development and Field Experiences of NAS Battery Inverter for Power Stabilization of a51 MW Wind Farm”. In proceedings of the 2010 International Power ElectronicsConference, 1837-1841.



–245–

[3] Barote L., Weissbach R., Teodorescu R., Marinescu C., Cirstea M. Stand-alone wind systemwith vanadium redox battery energy storage. In: 11th International Conference onOptimization of Electrical and Electronic Equipment. 2008. p. 407-412.

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[5] Hu W., Chen Z., Bak-Jensen B. Optimal operation strategy of battery energy storagesystem to real-time electricity price in Denmark. In: IEEE Power and Energy SocietyGeneral Meeting. 2010.

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Congreso de Edificios Inteligentes, Octubre 2013.[7] Tomic J., Kempton W. “Using fleets of electric-drive vehicles for grid support”. Journal ofPower Sources 2007;168:459-468.



8

Barreras a superar



–247–

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 yfluctuantes, 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 sistemaeléctrico, sin cortes ni microcortes en el suministro, es necesario el balance continuo entre lapotencia 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 mayorporcentaje de energía eléctrica, el sistema eléctrico de potencia está experimentando unaprogresiva presión política y social para conducirlo hacia fórmulas que comporten disminu-ción de emisiones de CO2

, ahorro energético e introducción de energías renovables, tal comomanifiesta 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 poruna turbina eólica o por un panel fotovoltaico dependen de la imprevisibilidad del viento ode la radiación solar) comporta diversos retos tecnológicos con respecto a la operación delsistema eléctrico.

Aunque con diversos grados de madurez tecnológica, hoy en día se dispone técnicamente dediversos 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 elrango de milisegundos, aunque durante tan solo unos segundos, y existen otros sistemas de

almacenamiento con gran capacidad de energía, la suficiente como para inyectar o absorberenergía durante varios días e incluso meses. Así, dependiendo de las prestaciones de cadatecnología, los sistemas de almacenamiento pueden, entre otras aplicaciones:

• Compensar las rápidas fluctuaciones de energía (en el rango de segundos) de los genera-dores de tipo renovable, y así favorecer la calidad de potencia inyectada a la red por losmismos.

• Prestar apoyo a la red durante la pérdida de suministro eléctrico o los huecos de tensión.

F l b l h i ió f ili d l d h d l



–248–

• Favorecer el balance horario entre generación y consumo, facilitando el despacho de losgeneradores convencionales y, en definitiva, la planificación en la operación del sistema

eléctrico.• Reducir la necesidad de uso de generadores de gas o fuel durante las horas de alta deman-

da (horas pico), evitando así las correspondientes emisiones de CO2.

• Optimizar el uso de las líneas de transmisión de potencia, reduciendo la necesidad deconstrucción de nuevo equipamiento.

• Aprovechar la energía eólica o fotovoltaica generada y que no puede ser consumida por

falta de demanda en horas valle.

• Almacenar energía durante períodos estacionales en los que la generación es mayor quela demanda (por ejemplo, en períodos estivales en ciertas zonas geográficas).

• Evitar el sobredimensionamiento en el diseño e implementación de la red eléctrica, con elconsiguiente ahorro de inversiones extra.

• Facilitar el almacenamiento de energía para satisfacer los planes de emergencias energéti-cas definidas por ley.

• Facilitar la introducción y uso de fuentes de energía distribuidas, especialmente a nivel deusuario final.

• Facilitar el desarrollo de redes eléctricas inteligentes.

Además del papel funcional de los sistemas de almacenamiento en la red eléctrica, ya sea engeneración, transmisión, distribución o a nivel de usuario final, hay que destacar que tambiéndesempeñan un papel esencial en aplicaciones no estacionarias. Un claro ejemplo es el ámbito

8. Barreras a superar

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 asociadosa los sistemas de almacenamiento pueden proveer al sistema eléctrico y en aplicaciones noestacionarias son claras, existen diversas barreras al desarrollo e implementación de estasnuevas tecnologías de almacenamiento. En este sentido, y poniendo el foco ahora en el sis-tema eléctrico, surgen numerosas preguntas:



–249–

• ¿Quién va a pagar por estas tecnologías?

• ¿Quién ha de ser el operador del almacenamiento de energía?• ¿Cómo serán valorizados los servicios que puedan proveer?

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 operadorde red interactúa con los generadores, entre otros aspectos, fijando los requerimientos deconexión, 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 generadoresproveen 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 sistemaeléctrico. Este nuevo actor no puede ser considerado como un generador puro, ni tampococomo 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 concada uno de los tres actores convencionales del sistema eléctrico –generadores, consumido-res y operadores de red–. Por una parte, puede actuar como generador inyectando energíapara suplir parte de la demanda existente; puede actuar como un nuevo consumidor en casode que sea interesante aumentar la demanda global del sistema, y puede interactuar con eloperador de red, por ejemplo, afectando al flujo transmitido de energía en una línea de trans-misión para su descongestión.

Sistemasde generación

ConsumidoresOperador del

sistema eléctrico

Sistemas dealmacenamiento

de energía



–250–

Esta situación plantea si debe haber un operador del sistema de almacenamiento que seaquien decida la gestión de la energía en el sistema de almacenamiento, en contraposición a lageneración pura. Este nuevo actor proveería servicios que podrían ser contratados por lossistemas 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 alas 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 unadeterminada línea para cumplir un determinado nivel de calidad de servicio. Sin embargo, noes tan claro el coste que le supondría al operador del sistema de distribución contratar esteservicio a un sistema de almacenamiento, y más aún cuando este es contratado para diversospropósitos.

Así, para la operación de este nuevo actor, es necesaria una adaptación del marco normativoactual relativo a la red eléctrica e, incluso, a todas las redes de energía, incluyendo al menoselectricidad 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 obarreras para la implementación de los sistemas de almacenamiento se pueden agrupar segúnel origen de sus causas:

• Barreras económicas y regulatorias, originadas por los costes y la falta de normativas ysistemas de regulación para valorar la energía almacenada y su precio una vez reinyectadade 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.






100

10

0

C o s t e s p o r c i c l o ( c $ / k W h - s a l i d a )

Plomo Ni-Cd Li-ión

NaS Baterías

de flujo

CAES+gas

PHS(Capital/Energía)

Media (ciclos)/eficiencia



–253–

cenamiento, el coste LCOE tiene todavía un largo recorrido de reducción, en un factor deentre 3 y 5 para muchas de las nuevas tecnologías. Claramente, esta enorme variabilidad enel 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 costesen base a la mejora y consolidación de la madurez de las características y prestaciones delsistema 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 lasaplicaciones estacionarias, y a modo de ejemplo, se puede considerar un precio de venta dela 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 unainstalación de almacenamiento electroquímico (superior a 0,10 €/kWh) es claramente favo-rable a los sistemas de generación convencionales. Consecuentemente, se hace necesaria unareducción drástica de los costes capitales de los sistemas de almacenamiento. Esta reducciónde costes también sería bienvenida para la aplicación de, por ejemplo, las baterías de ion-litioen 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 alrededorde 35 kWh, con un coste proyectado de las previsiones de la evolución del mercado de másde 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).

0,1

8.1.2. Incertidumbre sobre el marco regulatorio parala 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 balancearcontinuamente la potencia generada en el sistema eléctrico con la potencia demandada porlos consumidores. Por lo tanto, es necesaria una valorización completa y objetiva de estosbeneficios para estimar cuál debe ser la remuneración de los operadores de los sistemas dealmacenamiento. Esta remuneración puede ser determinada en contratos con el operadord l i lé i l i ió d i i l l i i d



–254–

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 delmismo 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) deplantas 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 alargo plazo que favorezcan la inclusión de los sistemas de almacenamiento en el sistemaeléctrico. Cambios que también están motivados por la creciente importancia de las energíasrenovables 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 dealmacenamiento. En general, se identifican tres factores principales que afectan a la remune-ración de los operadores de los sistemas de almacenamiento, todos ellos relacionados conaspectos 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.


Arbitraje de precios

Desde el punto de vista del almacenamiento de energía, puede ser favorable la volatilidad enel 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 sentidopuede 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-id l li i d i d l i d id d d



–255–

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 eléctricoen 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 horaspico, 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 ensu funcionamiento. Está claro que para la viabilidad económica de la operación de los sistemasde 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 otrosmercados no es así. Este es el caso del mercado energético chino. En [6] se reportan deficienciasen 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 comoel allanamiento de la curva de demanda valle-pico o la provisión de reservas de potencia parael 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 dereserva en la red, para balancear continuamente la demanda con la generación. Los sistemasde almacenamiento pueden ser operados para proveer la reserva de potencia necesaria paraasegurar el balance entre generación y consumo. Es conveniente que estas fluctuaciones en

los niveles de generación también afecten a las fluctuaciones en el precio de la energía para laviabilidad económica de los sistemas de almacenamiento en el servicio de balanceo entre lageneración y la demanda.

Provisión de servicios específicos a la red eléctricaEl 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 almacenamientoaño tras año, y además puede no ser compartido por otros actores del sistema eléctrico. Encambio, una remuneración en base al nivel de energía de reserva que se provee, se use o no,



–256–

, g q p , ,y no únicamente en base a la energía intercambiada con la red, podría reducir la volatilidadde los precios de la energía y podría incentivar la provisión de energía de reserva por partede 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 estecaso 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 yterciaria. 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. Losgeneradores convencionales participan en este mercado ofreciendo ciertos niveles de energíade reserva y son remunerados por ello.

Pero para participar en este mercado, con las actuales regulaciones, es necesaria usualmenteuna licencia. Los resultados mostrados en [2], considerando el caso del Reino Unido, indicanque puede ser difícil, para sistemas de almacenamiento con relativa poca potencia (no paraaquellos 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 redse encuentra limitada. La redacción actual de los procedimientos de operación que definenel diseño de los mercados de operación considera únicamente la posibilidad de participar enlos 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 generadatomando como referencia el compromiso de generación resultante de la casación en el mer-



de esta función a otros generadores o evitar la instalación de equipamientos dedicados, comopueden 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 eólicapuede proveer al sistema eléctrico [8]. Aquí, el sistema de almacenamiento estaría encargadode dos funciones principales: almacenar la energía eólica generada durante ciertos períodosde tiempo en los que no se podría consumir por falta de demanda para su posterior uso, yproveer reservas de potencia secundaria y terciaria al sistema eléctrico. En este marco, eloperador del sistema de almacenamiento sería remunerado por la provisión de estas poten-



–258–

cias de reserva. Sus ingresos, además, deberían incluir los derivados de la venta de la energíaeólica almacenada cuando fuera necesaria. En este sentido, es importante la diferencia deprecios de venta de la energía entre horas valle y horas de gran demanda para la obtención debeneficios por parte del operador del sistema de almacenamiento. Sin embargo, para llevar acabo 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 beneficiosderivados de la inclusión del sistema de almacenamiento. Para ello sería preciso:

• Permitir a los sistemas de almacenamiento capturar beneficios de la volatilidad de precios

de la energía a corto plazo. Implementar sistemas de actualización del precio de la energíaen tiempo real que reflejen los desequilibrios entre la generación y la demanda favoreceríala operación de los sistemas de almacenamiento.

• Permitir a los sistemas de almacenamiento proveer servicios auxiliares a la red como re-servas de potencia secundarias, reservas terciarias, apoyo al control de tensión y gestiónde la demanda.

• Remunerar el almacenamiento de energía para mejorar el aprovechamiento de las ener-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, porlos 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


referencia al uso de sistemas basados en volantes de inercia para proveer reservas de potenciaprimaria 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 másde una hora de forma continuada. La instalación de almacenamiento basada en volantes deinercia es remunerada por la capacidad de proveer un cierto nivel de reservas de potencia, taly 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



–259–

miento de energía no es remunerada por la energía intercambiada con la red mientras proveeel servicio de apoyo a la frecuencia eléctrica del sistema.

Existencia de subsidios

Los elevados costes actuales de inversión de las tecnologías de almacenamiento de energíadificultan la competitividad de las mismas respecto a las tecnologías convencionales. Conse-cuentemente, otro elemento que podría facilitar la viabilidad económica de la inclusión delos 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 promociónde la inclusión de energías renovables, la optimización del uso de las infraestructuras detransporte 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 dealmacenamiento se encuentra en [12]. Este estudio propone un análisis técnico-económicosobre la aplicación de baterías tipo NaS para la provisión del servicio de allanamiento de lacurva pico-valle de demanda en el mercado de energía español. Se concluye que, para sereconómicamente viable la instalación de este sistema de almacenamiento, el precio de ventade la energía debería estar comprendido entre 0,22 y 0,31 €/kWh, mientras que el precio deventa de la energía en el mercado español está alrededor de 0,06 €/kWh. De esta forma, seconcluye que son necesarios subsidios para hacer la operación de la instalación de almacena-

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 talefecto.

No obstante, cabe destacar que la provisión de subsidios depende de las particularidades delsistema eléctrico, tales como penetración de energías renovables o mercado energético. Eneste 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 laisla griega de Lesbos. El trabajo considera un sistema PHS que compra energía sobrante deinstalaciones eólicas y la vende durante horas de alta demanda cuando el precio de la energía



–260–

instalaciones eólicas y la vende durante horas de alta demanda, cuando el precio de la energíaes 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 porla subvención de ciertas tecnologías de generación energética, todo subsidio o mecanismo depromoción del almacenamiento debería ir acompañado de un análisis coste-beneficio porparte 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 alcanzaruna 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 dealternativas tecnológicas como, por ejemplo, las instalaciones de ciclo combinado. En efecto,la versatilidad de estas instalaciones las configura como adecuadas para ser activadas comoplantas de generación de pico (como se lleva a cabo habitualmente). En este sentido puedencompetir con las instalaciones de bombeo de agua u otros sistemas de almacenamiento.


8.2.1. Prospectiva de la evolución de las tecnologíasde 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 15billones 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 bateríaselectroquímicas En las dos próximas décadas y solo en Alemania se estiman unos requeri-



–261–

electroquímicas. En las dos próximas décadas, y solo en Alemania, se estiman unos requerimientos 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 detodas estas tecnologías para alcanzar el objetivo de reducción de hasta el 80% de emisionesde CO2

para el año 2050.

Todos estos esfuerzos persiguen el objetivo de mejorar aspectos clave para el desarrollo decada tipo de tecnología de almacenamiento, tal como se ha expuesto en los capítulos previos.

8.2.2. Potenciales competidores de los sistemasde 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. Porejemplo, 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 naturaly derivados.

Es notable el creciente interés por las instalaciones de bombeo hidráulico PHS para disponerde una capacidad creciente de almacenamiento de energía en los próximos años, mientras lasdemás tecnologías alcanzan un mayor grado de madurez. Sin embargo, el suministro de gasnatural más barato que el gas natural convencional puede convertirse en una seria dificultadpara 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 cambioslegislativos referentes a emisiones de CO2

[19].




Material Aplicaciones

Cadmio Aceros aleados, recubrimientos, baterías tipo níquel-cadmio, pigmentos, estabilizantes paraplásticos. 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 paratetra-bricks. Catalizadores.

Niquel Aceros inoxidables y aleados, baterías tipo níquel-cadmio y Ni-MH, aleaciones no férreas,di id d d ú il áli h i d hí l i i lé i i d i d l ól



–263–

La localización geográfica de estas reservas de minerales es crucial no solo para el desarrollode los sistemas de almacenamiento, sino para el desarrollo de la economía de un país. Enefecto, 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 tambiénpuede 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 porejemplo vanadio y litio, es clave, ya que afecta al desarrollo de tecnologías incipientes talescomo 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 delos vehículos eléctricos.

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 deplomo-ácido, soldadura, revestimientos, y otras aplicaciones venidas a menos por la toxicidad delplomo, 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 ybronce, 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.

La figura 8.3 muestra la distribución geográfica de las reservas de diversos metales y tierrasraras 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 tierrasraras. 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. Eltamaño de cada punto es indicativo del porcentaje de reservas contenidas en un determinadopaís.

Como se puede observar en la figura 8.3, países como China y Australia están entre los 5países con más reservas a nivel mundial de diversos materiales estratégicos, como el litio, el

l l i T l Chi l 14% d l di l d l i l



–264–

plomo o el zinc. Tan solo China concentra el 14% de las reservas mundiales de los materialescitados 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

productoresmundiales deprácticamente

ningún material.

China concentrael 28,2% de la

producción y el 14% de las reservas

mundiales de los9 metales de

estudio, incluyendomaterialesestratégicos comoel 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 mundialesestimadas para el material


Tanto América del Norte como América del Sur son también continentes con una actividadminera muy importante para los citados materiales. Sin embargo, desde el punto de vistacualitativo, y en base a una inspección visual global del tamaño de los puntos indicados en lafigura 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 comoChina, Rusia o Australia.

Las reservas más importantes en el continente africano se limitan a cobalto, manganeso ydi i l í d l i í á



–265–

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 metalesde estudio se presenta en la tabla 8.2. Como se puede observar, China es el país que ocupamás veces el primer lugar, el que tiene un porcentaje mayor del nivel de reservas totales paraun determinado mineral. China es el mayor contenedor de reservas de cadmio, tierras rarasy 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 materialesestratégicos.

Similarmente a China, Australia destaca como el mayor contenedor de reservas mundialesen 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 decobalto y soporta el 54,5% de la producción mundial de este material. En la misma línea, el57,7% 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.

Cadmio(Cd)

Cobalto(Co)

Plomo(Pb) Litio (Li) Manganeso

(Mn)Níquel

(Ni)Tierras

raras (TR)Vanadio

(V) Zinc (Zn)

s ( × 1 0 3 t o

n e

l a d a s m é t r i c a s )

1ºChina

(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%)

3ºMéxico(9,4%)

Cuba(6,7%)

Rusia(10,3%)

Australia(8%)

Brasil(17,4%)

Brasil(10%)

India(2,8%)

Sudáfrica(25%)

Perú(7,2%)

4ºRusia

(8,8%)N. Caled.

(5%)Perú

(8,9%)Argentina

(7%)Australia

(16%)Rusia

(8,1%)Australia

(2%)EE.UU.(0,3%)

México(6,4%)



–266–

R

e s e r v a s

5ºIndia(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

P r o

d u c c i ó n ( × 1 0 3 t o

n e

l a d

a s m é t r i c a s / a ñ o )

1ºChina

(30,4%)Congo(54,5%)

China(50%)

Chile(35,1%)

Sudáfrica(22%)

Rusia(12,8%)

China(86,3%)

China(36,5%)

China(35,8%)

2ºMéxico

(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%)

4ºPerú(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%)

5ºIndia

(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 decadmio, 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,


de gran importancia actualmente en aplicaciones industriales y en el ámbito de las energíasrenovables. De acuerdo con [21], China podría estar dificultando la venta de estos materialesa 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 conrespecto a la política china de comercio de tierras raras.

Otro ejemplo se encuentra en el suministro de litio. Este material es de suma importanciapara 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 vehículoseléctricos En [22] se identifican el cobalto el níquel el manganeso y el litio como materiales



–267–

eléctricos. En [22] se identifican el cobalto, el níquel, el manganeso y el litio como materialesestratégicos 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 puedenafectar 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 disminuidaspor 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 prolongarla extracción de mineral en los mismos. Por ejemplo, se conoce que Bolivia es rica en litio; dehecho, es el país más rico de este material, con más recursos que Chile [23], aunque estosrecursos todavía no son considerados como reservas ya que en el país se suceden discusionessobre 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 deexplotación mundial de litio, así como aumentarán, o no, sustancialmente el nivel de reservasdisponibles.

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 loselementos más restrictivos es el cadmio, lo que limita en gran medida un desarrollo a largo

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) paramantener 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, estalimitación se traduce en la disponibilidad de ciertos materiales en una previsión de, porejemplo, el número de baterías para vehículos eléctricos que se es capaz de construir a medioo largo plazo.

Así, por ejemplo, se estiman unas reservas a nivel mundial de litio de 39 millones de tonela-d l d ll t á l l t ifi ió d l t ió



–268–

das, por lo que se puede prever que ello no comprometerá la electrificación de la automocióndurante 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 año2020 (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 1.000millones 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 aumentode su coste. Entre los años 1995 y 1999 el precio de compra en Estados Unidos decreció, yentre 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 empujadospor 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 consumode 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 vistaeconómico, será preciso definir y establecer planes para su reciclaje. El reemplazamiento delcobalto por otros materiales más baratos en el cátodo de la batería reduciría drásticamente elprecio de la misma. Además, el cobalto es un elemento tóxico y químicamente inestable. Dehecho, numerosos vehículos eléctricos, como Chevy Volt, Nissan Leaf y Mitshubishi MiEV,no utilizan cobalto en el cátodo de sus baterías. Otros elementos también muestran síntomaspreocupantes 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.



Unido, un 16% en Francia y un 32% en Alemania (datos del año 2009, según [32]). A niveleuropeo, 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 ratiosalcanzadas 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 el45% para septiembre de 2016 como ratios mínimas a alcanzar. No obstante, existe todavíaun 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



–270–

Respecto a los procesos de reciclado, la directiva insta a los productores a definir esquemaspara 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 envertederos y la incineración de baterías industriales. En caso de ser recicladas, la normativaindica que al menos el 65% del peso de las baterías de plomo ha de ser reciclado hasta elgrado 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 necesidadde 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 larelación 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 delreciclado 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 valormuy 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 procesosfundamentales: 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 lasmismas en otras aplicaciones tecnológicamente menos exigentes en [25]. Según se indica, lacapacidad de estas baterías es todavía de un 80% en su reemplazamiento de los vehículoseléctricos, por lo que la reutilización puede ser interesante.


Los procesos de reciclado de baterías están enfocados principalmente a la recuperación demetales. 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 ymedioambiental 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 cobaltoy el níquel, metales clave desde un punto de vista medioambiental, presentes en las baterías delitio [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 sureciclado. Para la recuperación de la fracción metálica, se consideran dos procesos principales

l i l d d l b í l i lú i l hid lú i [ ] A b



–271–

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 prevenirla 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 grupode 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

Disposiciónen vertederos

Viclo de vidade baterías

Recoleccióntransporte

BateríasManufacturade productos

Producciónmaterial bruto

Recursos

naturales

Reutilizaciónde plásticos paraotros propósitos

M e t a l e s

r e c i c l a d o s

M e t a l

e s

p l á s t i

c o s B a t e r í a s

B a t

e r í a

s

Reciclaje de baterías

Descargay desmantelado

de baterías

Procesos pirometalúrgicos

Procesos hidrometalúrgicos

Utilización

cos que tan solo pueden ser utilizados en otras aplicaciones menos “exigentes” desde elpunto 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 lamisma, se aplican diversas soluciones que reaccionan con el litio, formando sales que puedenser directamente reutilizadas en nuevas baterías Los peligros de este proceso están relacio-



–272–

ser directamente reutilizadas en nuevas baterías. Los peligros de este proceso están relacionados con la alta reactividad, inestabilidad y toxicidad del litio y los productos derivados. Elreciclaje del litio es costoso en términos económicos, y también energéticos. Como en todoslos procesos de reciclado, los beneficios económicos dependen del precio de mercado delmaterial. Un crecimiento importante del número de vehículos eléctricos y la relativa escasezde 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 pesototal 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 enotras aplicaciones [34].

Finalmente, cabe anotar que el reciclado de tierras raras, metales comunes en diversos tiposde baterías, todavía se encuentra en fase experimental. Su uso es extendido y fundamental endiversas 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 dealmacenar mayor densidad de hidrógeno que el hidrógeno en forma líquida. Compuestos enbase 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 elaño 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.


En conclusión, parte de los requisitos en la madurez de las tecnologías de almacenamientode electricidad expuestas pasan por el desarrollo de las técnicas de reciclaje, que en muchoscasos 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



–273–

Desde el punto de vista social, se detecta tanto una percepción favorable como en contra deun uso extendido de los sistemas de almacenamiento de energía, tanto en el sistema eléctricode potencia como en el campo de la electromovilidad. De un lado, las “presiones” sociales enfavor del desarrollo de los sistemas de almacenamiento de energía están relacionadas con elhecho de que pueden ser un instrumento para la decarbonización del sistema eléctrico, y porlo 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 decarbonizacióndel sistema eléctrico es, en efecto, respaldada también desde un punto de vista técnico. Comose ha comentado anteriormente, los sistemas de almacenamiento pueden favorecer la inte-gración de energías renovables en la red eléctrica; favorecer una consecuente reducción deemisiones 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 delos 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 poraspectos relacionados con el impacto visual y/o medioambiental, la seguridad de uso y lasalud [3].

8.5.1. Impacto visual y/o medioambiental

Respecto a la preocupación por el impacto medioambiental, en la literatura especializada sereportan varios estudios concernientes a instalaciones de almacenamiento por bombeo hi-

dráulico PHS. En efecto, la necesidad de construir los depósitos superior e inferior para elbombeo de agua supone un impacto ambiental importante. En este sentido, [5] indica que enAlemania 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, losoperadores de la instalación pueden ser cargados con un impuesto por el uso del agua. Elpago de este impuesto es en compensación del impacto ambiental ocasionado.



–274–

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, deconstruir nuevos sistemas PHS, que supondrían un incremento del 60% del total instaladoactualmente. 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 delexterior, 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 aluso de hidrógeno, especialmente en aplicaciones no estacionarias o en la inflamabilidad delas 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 inflamablesen 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. Ladiversidad de metales pesados utilizados en las baterías puede provocar enfermedades en caso


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 elcadmio o el plomo está prohibido o limitado en ciertas aplicaciones por sus efectos nocivossobre 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, laUnión 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 delitio también son perjudiciales para la salud, y por ello también se investiga para la sustitu-



–275–

p j p y p g pción 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 componentesorgánicos 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 lossiguientes aspectos:

• Resulta necesaria una actualización de la regulación del sistema eléctrico de potencia,para la operación de los sistemas de almacenamiento de energía. Actualmente es difícildeterminar, por ejemplo, quién ha de pagar por la instalación de estos sistemas, y cómo sehan de valorar económicamente los servicios que puedan proveer.

• Respecto a aspectos tecnológicos, se destaca la necesidad de intensos esfuerzos de inves-tigación y desarrollo para prácticamente todas las tecnologías de sistemas de almacena-




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9

Evaluación de costes económicos

Las mayores barreras para la inclusión de los sistemas de almacenamiento, no solo en el sis-lé i i bié d li ió á l i d



–281–

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 esaenergía desde un generador convencional controlado con este propósito. [1-4]

La casi totalidad de las tecnologías analizadas anteriormente están todavía en una fase deintenso 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 hallevado 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 C total

es el coste total, C 1 es el coste financiero de la inversión, C

O&M es el coste de

C total

= C 1 + C

O&M + C

E’(1)

operación y mantenimiento, y C E’ es el coste de la energía que es necesario comprar paracargar el sistema de almacenamiento durante su vida útil. Todos los costes están expresadosen €.

Coste financiero de la inversión C 1El coste capital del sistema de almacenamiento depende de la capacidad de energía E (enkWh) del sistema y de la potencia máxima P (en kW):

C 1 = (c eE + c pP) (1 + i)n , (2)



–282–

donde c e es el coste específico por unidad de energía (en€

/kWh), y c p es el coste específicopor 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 entanto 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 C O&M

El coste de operación y mantenimiento del sistema depende de diversos factores, como lavida útil, la tecnología utilizada y los patrones de operación (como, por ejemplo, los perfilesde carga y descarga en el caso de las baterías), así como de otras externalidades, como losfactores ambientales. De esta manera se tiene una alta incertidumbre para estimar este tipode costes. Típicamente, es usual considerar como coste de operación y mantenimiento uncierto 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.

C O&M = k· c 1 · j = n

Σ j = i

((1 + b)

(1 + i) ) (1 + i)n , (3)

9. Evaluación de costes económicos

Coste de energía consumida C R

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),l i d d l í t d l i t d l i t ( €/kWh)

C E =

Ea

η · c

w ·

j = n

Σ j = i

((1 + b)

(1 + i)) (1 + i)n ,

(4)



–283–

c w 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 sededuce de la capacidad de energía del sistema de almacenamiento, la máxima profundidad dedescarga del mismo de DoD

máx, 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, E

a 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 energíadurante la vida útil del mismo:

Ea = E · 8760 · η DoD

máx /h

(5)

LCOE =

C total

Ea ·Σ

j = n j = i

[1 + w

1 + i]

j

(1 + i)n

(6)

9.2. Aplicación del modelo

Esta sección muestra los resultados de aplicación del modelo de coste descrito en la secciónanterior, en base a [1]. Para ello, en la sección 9.2.1 se listan los sistemas a los que se va aaplicar el modelo de coste. Seguidamente, en la sección 9.2.2 se muestran los parámetroscaracterísticos de cada uno de los sistemas de almacenamiento considerados, necesarios parala aplicación del modelo de coste. Estos parámetros son estimados en base a una extensarevisión bibliográfica. Para hacer frente a la gran variabilidad de algunos parámetros segúnlas fuentes consultadas, se propone un margen de variación de los mismos, obteniendo así unvalor mínimo, medio y máximo para numerosos parámetros característicos. El análisis de losresultados utilizando los valores medios (o base) de los parámetros característicos de los



–284–

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 losparámetros 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 apartadosanteriores del presente libro. Se consideran:

• Sistemas mecánicos: instalaciones de bombeo de agua (PHS), de aire comprimido (CAES)y volantes de inercia ( flywheel ).

• Sistemas electromagnéticos: supercapacitores (SCESS) y basados en materiales supercon-ductores (SMES).

• Sistemas electroquímicos: basados en hidrógeno (HESS), baterías de plomo-ácido (Pb-Ac), de litio (Li-ion), de sodio-azufre (NaS), y baterías de flujo tipo vanadium redox (VRB) y de zinc bromide (ZBB).


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 valormedio o base. Tener en cuenta esta variabilidad permite hacer frente a la incertidumbre delvalor exacto de diversos parámetros o características de los sistemas de almacenamientocomo son, por ejemplo, el coste asociado a la operación y mantenimiento, la profundidad dedescarga admisible y la vida útil de las baterías.

Como ejemplo de la incertidumbre en la determinación del coste asociado al mantenimiento,i l l d l d i j d l i



–285–

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 determinaciónde este porcentaje depende de diversos factores inherentes tanto a la tecnología como a lasexternalidades y condiciones de uso. Por ejemplo, el mantenimiento en baterías de flujo eslimitado e incluye operaciones periódicas de mantenimiento predictivo, como limpieza einspección 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 lacelda donde va a producirse la reacción electroquímica en los procesos de carga y descargadel sistema de almacenamiento.

El mantenimiento de estas bombas, aunque convencionales y por lo tanto con una madureztecnológica importante, se debe tener en cuenta. Además, se debe tener en cuenta que lamembrana 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 enbaterías 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 costosasoperaciones 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 unmantenimiento 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 deinflamabilidad, hecho que puede motivar operaciones de mantenimiento correctivo.

Respecto a las baterías Li-ion, cabe destacar que, al igual que en las baterías tipo NaS, no seconsideran 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. Sinembargo, 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 lamisma. 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 costecapital del mismo.

Los valores medios, máximos y mínimos de los parámetros necesarios para la aplicación delmodelo de coste son presentados en la tabla 9 1 Cabe destacar que los valores medios son el



–286–

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 particularindicado por diversas fuentes bibliográficas. Los valores máximos y mínimos son deducidosa 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 potenciaP y tiempo de descarga a potencia nominal h de cada uno de los sistemas mostrados en latabla 9.1, son valores particulares de un ejemplo concreto. Así como otras magnitudes comoel rendimiento energético o el coste específico capital, son características generalizables paracada tipo de sistema de almacenamiento, es necesario que las tres magnitudes anteriormenteindicadas (E, P y h) sean referidas a una misma instalación de ejemplo, ya que se puedenobtener valores muy diferentes de acuerdo con el diseño en cada caso. Por ejemplo, en lasbaterías 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 tanquescontenedores de electrolito, mientras que la capacidad de potencia depende de la célula decombustible. Así, dependiendo de la batería de flujo se pueden obtener combinaciones muydispares de capacidad de energía y de potencia, y por lo tanto de tiempo de descarga hh .



9.2.3. Evaluación de costes considerando el valor medio (o base) de losparámetros 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 elmismo LOCE en €/kWh. Esta magnitud resulta decisiva para la evaluación económica delos sistemas de almacenamiento, ya que facilita, por ejemplo, la comparación en términoseconómicos entre los mismos. La tabla 9.2 indica el desglose de costes de diversos sistemasde almacenamiento utilizando el valor medio de los parámetros característicos indicadosen la tabla 9.1.



–288–

El análisis del desglose de costes presentados en la tabla 9.2 se presenta gráficamente en lafigura 9.1 y la figura 9.2. La figura 9.1 muestra gráficamente el porcentaje de coste, respectoal 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 losvalores medios para los parámetros característicos indicados en la tabla 9.1.


100

90

80

70

60

50

40

30

20

10P o r c e n t a j e

s o b r e

e l c o s t e

t o t

a l C

t o t a l



–289–

Figura 9.1. Desglose de costes para diversos sistemas de almacenamiento.Fuente: IREC.

10

0

PHS HESS CAES VRB

Coste capital C1

P

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 losparámetros 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

L C O E ( € / k W h )

ZBB NaS

Sistema de almacenamiento

Pb-Ac Li-ion SMES Flyw SCESS

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 operaciónnormal. Evidentemente, este coste está influenciado por el precio de compra de esta energía.En este caso, se ha considerado un precio de compra de c w = 0,05 €/kWh. Este valor es com-

parable al valor de venta de la energía de generadores síncronos convencionales. Cabe desta-car que c w 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 puedeser 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 nomás del 8%, aproximadamente (en el caso de baterías de flujo), del coste total del sistema.



–290–

, p ( j ),

Esto es debido al reducido coste del mantenimiento predictivo anual considerado (entre un0,4% 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 suponerentre el 7% (para SMES) o el 10% (para instalaciones de bombeo) hasta el 45% en el caso debaterías secundarias o baterías de flujo.

Con todo, el coste de la energía generada por el sistema de almacenamiento LCOE resultasensiblemente 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 energíapero extremadamente rápidos en su respuesta, como los sistemas SMES, volantes de inerciay supercapacitores (figura 9.2).

Es importante no olvidar que el catálogo de sistemas de almacenamiento presentado puedeser 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 teneren 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 alno 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. Porel contrario, las baterías no tienen el casi instantáneo tiempo de respuesta y la alta ciclabi-


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 c w = 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 destacarque los sistemas PHS resultan más económicos que los sistemas CAES, y estos, a su vez, máseconómicos que las baterías Pb-Ac. Estos resultados son consistentes con los obtenidos enel presente trabajo.



–291–

p j

9.2.4. Análisis de sensibilidad para diversos parámetros característicosdel 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 lotanto, 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 estudiarqué efecto tiene un incremento o decremento en los mismos sobre el coste total. Tal como semuestra 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 variaciónde los parámetros en un intervalo comprendido en el ± 30 % respecto al valor medio. De estaforma, 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 dealmacenamiento 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 costeinferior LCOE para diversos sistemas de almacenamiento puede ser inferior a 0,05 €/kWh.

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

L C O E ( € / k W h )



–292–

Esto es debido a que se considera un valor 0 €/kWh para c w (el precio de compra de energíapor parte del sistema de almacenamiento). Como se ha comentado anteriormente, conside-rar c w = 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 redpor 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 sistemasde almacenamiento se muestra en la figura 9.4.

El desarrollo tecnológico de los sistemas de almacenamiento permite mejorar sus niveles deeficiencia 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, c e o c p, 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

PHS HESS CAES VRB ZBB NaS




0,18

0,16

0,14

0,12

0,1

0,08

0,06

L C O E ( € / k W h )



–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, LCOE

ce_min es el

valor LCOE obtenido considerando el valor mínimo de c e, y LCOEcp_min es el valor LCOE obtenido considerando el valor mínimo de c

p. De esta forma, un valor R mayor a 1 indica que

una variación en c e 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 c p.

Análogamente, un valor de R menor a 1 indica que una variación en c p influye en mayor medi-

da al coste LCOE que una variación en c e 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 elcoste LCOE que el coste capital c

p (en €/kW). En particular, una reducción determinada del

R =LCOE

base – LCOE

ce_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.

0,06

0,04

PHS HESS CAES VRB ZBB NaS



3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5d e L C O E d e b i d a a u n d e c r e m e

n t o e n c e

/

d e L C O E d e b i d a a u n d e c r e m

e n t o e n c p



–294–

coste c e permite reducir hasta tres veces más el coste LCOE que considerando la misma re-ducción porcentual en el coste capital c

p. De esta forma, resulta de especial interés el desarro-

llo tecnológico para reducir el coste capital c e de estos sistemas de almacenamiento. Al con-

trario, el coste capital en términos de potencia c p resulta más influyente que c

e para obtener

una reducción en LCOE en los sistemas con gran capacidad de energía, como PHS, CAESy 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 lasuma 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 cargadurante la vida útil del sistema.

Figura 9.5. Evaluación de la influencia en LCOE de una variación c p respecto a una variación en c

e .

Fuente: IREC.

,

1

PHS HESS CAES VRB V a r i a c i ó n

d

V a r i a c i ó n

ZBB NaS




La evaluación del coste de diversos sistemas de almacenamiento en estos términos determinaque 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 sistemade almacenamiento, LCOE. Ya que esta magnitud se expresa en €/kWh, resulta adecuadapara la comparación entre diversos sistemas de almacenamiento. Del análisis del coste enfunción de LCOE, se deduce que los sistemas con un coste mayor en términos de LCOE



–295–

son precisamente varios tipos de baterías y baterías de flujo, además de aquellos basados enhidrógeno. 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 opotencia. Resulta pertinente notar que el coste estimado LCOE de todos los sistemas de al-macenamiento considerados puede ser ampliamente reducido o incrementado considerandodiferentes valores para los parámetros característicos de los mismos, siendo especialmenterelevante 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. Energy2007;32:2295-2305.

[2] Díaz-González F., Sumper A., Gomis-Bellmunt O., Villafáfila-Robles R. A review ofenergy storage technologies for wind power applications. Renewable and SustainableEnergy Reviews 2012;16:2154-2171.

[3] Green A. The characteristics of the nickel-cadmium battery for energy storage. IEEEPower Engineering Journal 1999;13:117-121.

[4] Rydh C.J. Environmental assessment of vanadium-redox and lead-acid batteries forstationary 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 storagetechnology development roadmap towards 2030. Recurso web: <http://www.ease-storage.eu/>. Fecha de acceso: 06.06.2013.



–296–

Anexo

Glosario de términos técnicos

AC (altern current). Corriente alterna.



–297–

ACAES ( Adiabatic compressed air energy storage). Almacenamiento de energía por airecomprimido en régimen adiabático.

ATES ( Aquifer thermal energy storage). Acumulación estacional de energía térmica poracuíferos.

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 dealmacenamiento 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 capazde 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.

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 unadensidad de energía almacenada mucho mayor que la de los condensadores tradicionales.Popularmente llamados supercondensadores o Supercaps.



–298–

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 combustiblesfósiles que son quemados para producir calor que es posteriormente usado como medio detransferencia a formas mecánicas para cumplir diferentes tareas. La energía eléctrica se sueleexpresar 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 ejemplosde ello.

Generador. Máquina que convierte energía mecánica en energía eléctrica.

GTL (Gas-to-liquids). Producción de hidrocarburos sintéticos líquidos partiendo de gasnatural.

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

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 potenciaproporcionada durante una hora.

LAES (Liquid air energy storage). Almacenamiento de energía por aire licuado.LCO. Óxido de cobalto y litio. Material catódico de baterías de ion-litio.

LCOE (Levelized cost of energy). Costes nivelados de la energía. Costes a nivel de energíaen ausencia de los riesgos asociados al mercado o a la tecnología.

LFP. Fosfato de hierro y litio. Material catódico de baterías de ion-litio.



–299–

LMO. Óxido de manganeso y litio. Material catódico de baterías de ion-litio.LTO. Óxido de titanio y litio o, más popularmente, titanato de litio. Material anódico debaterías 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 partirde la reducción de CO2.

Microrred. Red inteligente con capacidad para operar de forma autónoma, ya sea de maneraaislada o bien coordinada con la red eléctrica.

NaS. Batería de sodio-azufre. Tecnología de sales fundidas basada en un ánodo de sodio yun cátodo de azufre.

NCA. Óxido de níquel, cobalto, aluminio y litio. Material catódico de baterías de ion-litio.

Ni-Cd ( Nickel cadmium battery). Batería de níquel-cadmio.NiMH ( Nickel metal hydride battery). Batería de níquel-hidruro metálico.

NMC. Óxido de cobalto, manganeso, níquel y litio. Material catódico de baterías de ion-li-tio.

Operador de red. Ente con la finalidad de garantizar el equilibrio entre generación y consu-mo de electricidad.

PCM (Phase change materials). Materiales de cambio de fase. Dichos materiales acumulan oliberan 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 existeuna mayor demanda (o un mayor consumo) de electricidad. Las horas del mediodía suelenconstituir un pico de demanda de electricidad.

Potencia. Cantidad de energía transferida por unidad de tiempo. En el caso de la energíaeléctrica se suele medir en vatios.

Power to gas (Electricidad a gas). Producción de combustibles (principalmente metano ohidrógeno) mediante la reducción de CO o agua con el uso de electricidad.



–300–

g )2

g

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 losdistintos 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 enciertos materiales electródicos empleados para baterías de ion-litio, que consiste en una capapasivante.

SMES (Superconducting magnetic energy storage). Almacenamiento de energía magnéticapor superconducción.

Anexo. Glosario de términos técnicos

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 losservicios.

TES (Thermal energy storage). Almacenamiento de energía térmica.

Tiempo de respuesta. Tiempo que precisa una fuente de generación de electricidad para supuesta en marcha.

Transmisión (de electricidad). Transporte de electricidad desde las plantas de generación a



–301–

las líneas de distribuciónTTES (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 1voltio.

V2G (Vehicle to grid ). Tecnología vehículo-a-red, que implica la inclusión de las baterías delos 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 hallaren 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. Elacrónimo proviene de su origen en Sudáfrica: Zeolite Battery Research Africa Project.





