Innovaciones en el almacenamiento de energía de larga duración

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De pv magazine 02/23

A medida que aumenta la penetración de las energías renovables en la red, el almacenamiento de la energía suministrada de forma intermitente resulta cada vez más valioso. Las ventajas del almacenamiento de energía de larga duración (LDES) son evidentes: almacenar energía limpia intermitente y verter dicha electricidad solar y eólica a la red en periodos de máxima demanda, idealmente más barata que la energía convencional de combustibles fósiles.

El truco está en almacenar la energía a gran escala. Sin embargo, donde brotan los brotes verdes de ideas y promesas para la tecnología LDES, las raíces se enredan entre un cementerio de conceptos fallidos.

¿Duración o aplicación?
Los LDES se definen a grandes rasgos como sistemas capaces de proporcionar ocho o más horas de capacidad de almacenamiento, aunque algunos sitúan el punto de corte en 10 horas. Un informe del Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos (NREL) intentó recientemente cambiar el enfoque de la definición de duración por el de aplicación, argumentando que la duración del almacenamiento “no indica cómo se utiliza la energía almacenada ni el valor que aporta a la red”. Dicho esto, se decantó por una definición de “más de 10 horas”, ofrecida por otro organismo gubernamental, la Agencia de Proyectos de Investigación Avanzada para la Energía (ARPA-E). Esta descripción se ajusta a la mayoría de los propósitos y abarca tanto las tecnologías nuevas en la red como las que llevan generaciones en uso, como la energía hidroeléctrica.

Energía de las baterías
Las baterías de iones de litio tienen problemas de capacidad y acoplamiento de potencia que las hacen enormemente caras para el almacenamiento de larga duración. Cyril Yee -director de la Fundación Grantham, entidad dedicada a las energías limpias con sede en Massachusetts, y antiguo director de innovación de la entidad de tecnología climática Third Derivative- declaró a pv magazine que las baterías de iones de litio presentan importantes problemas de escala y vida útil.

“Algo que no me entusiasma del litio es su vida útil, que no es muy larga: estamos hablando de unos 3.000 ciclos”, afirma Yee. “Los activos de la red suelen tener una vida útil de 20 años. No hay forma de que una batería de litio dure 20 años y, en su mayor parte, otras tecnologías y químicas de baterías son igual de arriesgadas. En general, somos optimistas en el espacio [LDES]”.

Sam Lefloch se centra en la descarbonización industrial como responsable del sector industrial en Third Derivative, y subraya aún más este punto. “Si pasas a decenas o cientos de horas de almacenamiento, tienes que aumentar linealmente el coste de los equipos que se utilizan para cargar y descargar”.

Problemas de financiación
Aunque el LDES parece esencial, y con una mayor disponibilidad de inversiones procedentes de fondos para la innovación y el clima -tanto Yee como Lefloch afirman que el acceso de las empresas emergentes al capital no ha sido un problema-, el sector ha tenido dificultades para pasar de ideas prometedoras a empresas prometedoras, siendo la monetización un problema clave.

“Una de nuestras preocupaciones es la monetización a corto plazo de las LDES, porque la red no las necesita necesariamente hasta que se alcanzan índices muy elevados de penetración de las energías renovables (más del 50%)”, afirma Yee.

Kevin Shang, analista principal de Wood Mackenzie, se muestra especialmente cauto con las empresas de servicios públicos. “El ecosistema LDES y las nuevas tecnologías han estado en laboratorios e institutos de investigación, pero son relativamente nuevas para las empresas de servicios públicos y aún están en una fase muy temprana”, afirma Shang. “Su prioridad es garantizar la resistencia, estabilidad y seguridad del sistema eléctrico. Así que es comprensible que hayan tardado, pero las cosas están mejorando”.

Calor tibio
Un campo especialmente difícil es el del almacenamiento de energía térmica (TES), una tecnología que ha atraído financiación y las primeras instalaciones comercializadas, pero que en gran medida ha fracasado a la hora de escalar bien. Siemens Gamesa, proveedor de ingeniería eólica y conversión de energía, ha finalizado su proyecto de demostración a gran escala en Hamburgo (Alemania). El demostrador almacenó hasta 130 MWh de energía en forma de calor durante una semana utilizando roca volcánica. Verónica Díaz López, de Gamesa, ha confirmado a pv magazine que el proyecto ha finalizado a pesar de haber demostrado ser técnicamente viable.

“Siemens Gamesa decidió a principios de mayo de 2022 interrumpir la operación de demostración de almacenamiento de energía electrotérmica”, afirma Díaz López, que achaca la decisión a la “falta de un mercado comercial para el almacenamiento a gran escala”.

Entre los demás contendientes, sólo Azelio, una empresa sueca que almacena energía en forma de calor en aluminio reciclado a una temperatura de hasta 600 ºC, ha conseguido comercializar su solución. La empresa informa de que actualmente cuenta con 13 sistemas, conocidos como TES. PODs. Funciona comercialmente en los Emiratos Árabes Unidos, Suecia y Sudáfrica, y su mayor instalación suministra hasta 1,3 MWh de capacidad de almacenamiento.

Lumenion, empresa berlinesa de TES, afirma que ha pasado a almacenar únicamente energía para su uso como calor en sistemas con una capacidad inferior a 100 MWh. Por su parte, la empresa australiana 1414 Degrees está revisando su sistema de almacenamiento de energía térmica. MAN Energy Solutions, de Suiza, ha encontrado un interés limitado. Raymond Decorvet, ejecutivo de cuentas de MAN, afirma que, si bien la empresa tiene una enorme demanda de sus bombas de calor industriales, su negocio de TES es menos activo. “No he visto mucho movimiento al respecto, ni en el almacenamiento de energía”, afirma. “En el almacenamiento de bombas de calor, absolutamente. Creo que se debe a la pregunta: ¿quién lo paga? ¿A quién beneficia? Tenemos que derribar las barreras”.

Una de las esperanzas de TES que quedan es Malta Inc, una empresa surgida de la “fábrica moonshot” de Alphabet, propietaria de Google, X, que ha recibido más de 85 millones de dólares de inversión. Malta cuenta con una instalación de demostración de almacenamiento de energía por bombeo de calor instalada en el Southwest Research Institute, un grupo sin ánimo de lucro con sede en Texas.

La esperanza de la compresión
El almacenamiento de energía en aire comprimido (CAES), otra de las grandes esperanzas de los LDES, tiene un historial de 50 años, sólo superado por la hidroeléctrica de bombeo en cuanto a escala instalada. Desde 1978 y 1991 funcionan de forma fiable dos instalaciones, en Alemania (con una capacidad de 290 MW) y en el estado de Alabama (110 MW), respectivamente. Un estudio elaborado en 2002 por el Electric Power Research Institute concluyó que alrededor del 80% de la geología estadounidense era apta para la CAES.

La tecnología almacena energía comprimiendo aire y almacenándolo en una caverna subterránea o en un contenedor. Posteriormente, el aire se libera para accionar una turbina. La tecnología se pone en marcha con rapidez, puede almacenar grandes cantidades de energía y aún se están introduciendo mejoras. Las centrales CAES han experimentado un auge en China, donde los promotores utilizan minas en desuso. La mayor central CAES del mundo, de 350 MW/1,4 GWh, ha empezado a construirse en una mina de sal de Shandong y podría ampliarse a 600 MW.

Hydrostor, una empresa canadiense que ha patentado una tecnología avanzada de almacenamiento de energía en aire comprimido, es una de las grandes fuera de China. Con un capital de 250 millones de dólares, Hydrostor cuenta entre sus inversores con Goldman Sachs. Entre sus proyectos, Hydrostor está desarrollando una instalación de CAES avanzada de 300 MW a 500 MW en Ontario y ha firmado un acuerdo de compra de energía con la empresa eléctrica comunitaria Central Coast Community Energy para una instalación de 500 MW en California.

Curtis VanWalleghem, consejero delegado de Hydrostor, afirma que la empresa pretende mejorar los métodos tradicionales de CAES eliminando las limitaciones geológicas. Hydrostor advanced-CAES puede colocarse “en cualquier lugar donde haya roca dura competente a 600 m de profundidad”, dice VanWalleghem, que es “más del 50% del mundo”.

“La tecnología A-CAES de Hydrostor puede proporcionar los mismos megavatios y megavatios-hora que la energía hidroeléctrica por bombeo, pero utilizando hasta 10 veces menos terreno y hasta 20 veces menos agua”, añade VanWalleghem.

El director general afirma que la solución de su empresa tiene una eficiencia de entre el 60% y el 65%, con un gasto de capital para el sistema “del orden de 2.500 dólares/kW para ocho horas, o entre 250 y 300 dólares por kWh de capacidad de almacenamiento, para un activo con una vida útil de más de 50 años sin degradación del rendimiento”. El sistema se monetiza mediante PPA.

Flujo de baterías
Una de las mayores esperanzas electroquímicas de LDES es Form Energy, una empresa de baterías alternativas con mucho dinero. La empresa ha recaudado más de 800 millones de dólares para una batería de hierro-aire que, según afirma, puede almacenar 100 horas de energía a unos costes de sistema competitivos con los de las centrales eléctricas convencionales. La primera planta de fabricación de baterías de Form está prevista en Weirton, Virginia Occidental (EEUU), y se espera que las baterías estén terminadas en 2024.

Las baterías de flujo representan otro vector de esperanza. Los dispositivos de flujo redox basados en vanadio se conocen bien, y en un proyecto chino de 2022 se instaló un sistema de 400 MWh. Otros enfoques que utilizan materiales diferentes -principalmente alejándose del costoso vanadio- también están ganando interés en el mercado.

ESS, especialista en baterías de flujo de hierro que cotiza en la Bolsa de Nueva York, se ha expandido recientemente a Europa y, ante el auge de la inversión en energías renovables en Estados Unidos, está preparando la oferta para la demanda prevista. Hugh McDermott, vicepresidente senior de desarrollo de negocio y ventas de ESS, explicó a pv magazine cómo la empresa está aumentando la producción: “Lo más rápido posible”. “Nos estamos moviendo con rapidez para satisfacer la demanda prevista en el mercado de LDES. McKinsey predice que necesitaremos entre 30 TWh y 40 TWh de LDES sólo en EE.UU. para 2040”. La primera línea de ensamblaje de baterías totalmente automatizada de ESS tiene una capacidad de producción anual de 75 MW, y McDermott señala que tiene previsto ampliar su capacidad a 200 MW.

“El coste total de propiedad de nuestros sistemas de almacenamiento de energía es significativamente menor que el de las baterías de iones de litio”, añade McDermott. “Esto se debe en parte a que nuestra tecnología no tiene límites de ciclado y nuestros productos están diseñados para una vida útil de más de 20 años sin degradación ni necesidad de aumento”.

La empresa tecnológica Third Derivative ha respaldado media docena de empresas de baterías de flujo, incluidas nuevas generaciones de química de flujo que utilizan compuestos orgánicos y materiales alternativos al vanadio, como el zinc-aire. Pero es necesaria una mayor inversión, afirma Shang, de Wood Mackenzie, y añade: “Lo fundamental es que el despliegue de [LDES] a gran escala tiene muchas ventajas. Como sociedad, la recompensa es grande. Pero lo que necesitamos ahora es más planificación, más inversión y más acción. Debemos invertir hoy para recoger las recompensas de mañana”.

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