La producción de almacenamiento térmico de energía basado en rocas pasa a escala de gigavatios

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El almacenamiento de energía térmica (TES) ha demostrado tener un gran potencial para contribuir a la descarbonización de la calefacción y la electricidad en todo el mundo. Sin embargo, aunque la tecnología ha atraído financiación y se han comercializado las primeras instalaciones, en gran medida no ha logrado escalar bien.

Brenmiller, con sede en Israel, parece dispuesta a convertirse en una de las primeras empresas de este campo en establecer una producción a escala de gigavatios para finales de año. “Nuestra línea de producción automatizada de 4 a 5 GW en Diona se pondrá en marcha dentro de uno o dos meses”, explica Doron Brenmiller, CBO de Brenmiller, a pv magazine.

La compra del equipo se financió mediante una línea de crédito no dilutiva de 7,5 millones de euros (8,2 millones de dólares) con el Banco Europeo de Inversiones (BEI).

El sistema bGen de Brenmiller tritura térmicamente rocas y luego almacena esa energía térmica durante minutos, horas o días. La energía térmica almacenada puede utilizarse para producir energía en forma de vapor para electricidad, agua o aire caliente para aplicaciones industriales. Se dice que el sistema bGen requiere poco mantenimiento y tiene una vida útil de más de 30 años.

“Nuestro coste nivelado del calor (LCOH) depende de lo que cargue el sistema. Normalmente, se trata de energía renovable barata, por lo que nuestro LCOH se sitúa entre 30-50 dólares/MWh, lo que lo hace más barato que el gas hoy en día en la mayoría de lugares de Europa”, afirma Brenmiller.

Según él, la empresa ha conseguido encontrar socios inmediatos en las industrias química, farmacéutica, de alimentación y bebidas, y tabacalera, que consumen cantidades masivas de calor que suelen representar el 60-70% de su consumo energético. “Las industrias cementera y siderúrgica son un poco más difíciles para nosotros, ya que operamos en el rango de 150 a 500 grados Celsius, y estas industrias necesitan temperaturas más altas para sus procesos industriales”, añade.

La empresa también se ha asociado con grandes compañías energéticas y centrales IPP como Enel. En noviembre del año pasado, el grupo energético italiano empezó a probar un sistema TES de 24 MWh en la Toscana, tanto como equipo de producción de calor como de almacenamiento térmico. En esta aplicación pionera, el TES se integra con una central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado para aumentar su flexibilidad global.

“En los dos últimos años hemos observado un enorme repunte de la demanda de nuestra tecnología y ya tenemos en cartera proyectos a escala de gigavatios. Pero nos ha llevado mucho tiempo llegar hasta ahí, hemos invertido más de medio millón de dólares en los últimos 10 años”, afirma Brenmiller.

Debido a los elevados costos de envío de su tecnología, la estrategia de la empresa es producir localmente, ya sea cerca de las materias primas o de los emplazamientos de los proyectos. “Ya estamos en conversaciones en distintos mercados de Europa, concretamente España, Alemania, Países Bajos y Dinamarca, pero también en Brasil, para establecer allí instalaciones de fabricación”, afirma.

“Hoy en día, no todo gira en torno a las tecnologías de almacenamiento basadas en el litio. Vemos que empiezan a salir muchas licitaciones para soluciones TES y las empresas se dirigen a nosotros de forma proactiva. Hay un cambio significativo en el mercado en comparación con hace dos o tres años”, afirma Brenmiller.

Según un informe del Consejo de Almacenamiento de Energía de Larga Duración (Long-Duration Energy Storage Council) y McKinsey & Co. publicado en noviembre del año pasado, las TES pueden ampliar el potencial global de capacidad instalada de almacenamiento de energía de larga duración (LDES) a entre 2 y 8 TW para 2040 (frente a entre 1 y 3 TW sin TES), lo que se traduce en una inversión acumulada de entre 1,6 y 2,5 billones de dólares.

“El TES permite esta oportunidad adicional de LDES al proporcionar una alternativa rentable para descarbonizar el calor y las aplicaciones de calefacción a alta temperatura. Se calcula que esto reducirá los costos del sistema en hasta 540.000 millones de dólares al año, al tiempo que creará un valor de sistema más amplio al permitir un desarrollo acelerado de las energías renovables y la optimización de la utilización de la red”, se lee en el informe.

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