Las cinco opciones en almacenamiento energético que competirán en los próximos 10 años

Garantizar la continuidad del suministro eléctrico en un sistema con presencia mayoritaria de renovables intermitentes requiere soluciones que aporten capacidad firme y flexible. Y las tecnologías de almacenamiento son fundamentales para el desarrollo de las renovables porque estabilizan la red energética. 

Pero ¿cuáles son las mejores soluciones tecnológicas para lograr una efectiva descarbonización? El PNIEC (Plan Nacional de Energía y Clima) contempla la incorporación de 6 GW adicionales de almacenamiento para 2030 con una hoja de ruta avanzada en la Estrategia de Almacenamiento aprobada en febrero de este año.

Cambiar la forma de generar y consumir energía es imprescindible para poder cumplir con los objetivos en materia climática establecidos por la Unión Europea y comprometidos por nuestro país. Ese ha sido el debate sobre el que ha girado el webinar celebrado por la Universidad Politécnica de Madrid (ETSII-UPM) "Tecnologías de almacenamiento y su papel en la transición energética", en colaboración con Energía y Sociedad.

La descarbonización debe ser una realidad que requiere del compromiso de todos los sectores implicados. 

Manuel García Hernández, director general de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica, ha destacado que el Marco Estratégico de Energía y Clima define la senda para la transición hacia la neutralidad climática, que implica una profunda transformación del sistema energético hacia un modelo descentralizado y flexible, basado en energías renovables.

Aún así, ha destacado que las palancas para la transición energética son también la eficiencia energética y la electrificación de la economía, mediante el aumento de las renovables en el mix de generación.

García Hernández también ha detallado que el consumo de electricidad crece un 7% cada año, hasta el 27% del consumo final. La producción con energías renovables supondrá un 74% del total en 2030.

Tras la inauguración de la jornada, Alberto Abánades, subdirector de Máster y Doctorado de la ETSII-UPM, ha expuesto la visión general de las distintas soluciones de almacenamiento de energía. Durante su intervención, ha destacado cómo hay un amplio abanico de tecnologías de almacenamiento y de aplicación en diversas partes de una red eléctrica, desde la transferencia horaria de generación neta de energía a gran escala, hasta su aplicación al mantenimiento de la calidad del suministro a escala local.

Estas tecnologías pueden tener un nicho de aplicación para distintas necesidades de la red eléctrica: acoplar generación de energía intermitente con demanda, regulación de la red con reserva a corto plazo y estabilidad de red. 

Termosolares y sales fundidas

Luis González Portillo profesor investigador de la ETSII-UPM, presentó una comparativa de costes entre las centrales termosolares con almacenamiento y las centrales fotovoltaicas con baterías.

La principal conclusión es que, pese a la competitividad en costes de la generación fotovoltaica, su almacenamiento a gran escala (a priori planteado por medio de baterías) aún presenta algunas barreras, mientras que la energía termosolar, pese a su mucho menor desarrollo durante los últimos años, tiene potencial como tecnología de almacenamiento.

Para almacenamientos de larga duración, el coste de generación en las centrales termosolares es, a día de hoy, inferior al de las centrales fotovoltaicas con baterías para almacenar energía más de tres horas, y se espera que se reduzca aún más en las centrales termosolares de próxima generación, en las que la Universidad Politécnica de Madrid está investigando.

Posteriormente, Jorge Nájera Álvarez, investigador también de la ETSII-UPM presentó el estudio sobre la "Mejora de comportamiento, ciclos e interacción en red de baterías".  La principal conclusión es que si conectan baterías a la red, se deben tener en cuenta el ciclo de trabajo, la tecnología específica de batería, el control de gestión y el envejecimiento asociado.

A continuación se celebró una mesa redonda con la visión de los diferentes agentes sobre almacenamiento y su papel en la transición energética.

Bombeo hidroeléctrico

Miguel Duvison, director general de Operaciones de REE, destacó que el bombeo hidroeléctrico como la única tecnología que permite el almacenamiento masivo de energía.

El almacenamiento, junto con los ciclos combinados, es necesario para aportar flexibilidad y firmeza al sistema. Citó como ejemplo el papel de la central hidroeléctrica de bombeo de Chira-Soria en la isla de Gran Canaria (sistema eléctricamente aislado) que permite aprovechar los excedentes de generación de energías renovables; los vertidos eléctricos antes de la construcción eran del 35% después de su construcción se reducirán al 9%.

Finaliza su intervención poniendo de relieve que la transición energética es urgente para afrontar el cambio climático y los trámites administrativos necesarios actualmente para la construcción de proyectos son un obstáculo.

Por su parte, David Robinson, investigador y consultor de Regulación de Mercados de Oxford Institute for Energy Studies, destacó que, en un mercado de sólo energía, y en ocasiones con precios máximos, hay tecnologías que no recuperan sus costes, por lo que se necesitan otros mecanismos para atraer inversión.

Destacó por ello la necesidad de realizar subastas de servicios de capacidad, neutras tecnológicamente, y con un plazo de antelación suficiente: 5 años para nuevos proyectos o un año para proyectos existentes. En estas subastas cada tecnología ofrecería su capacidad disponible en función de la posibilidad de que pueda contribuir en las horas más críticas del sistema.

El experto recordó que estamos en un sistema que siempre ha sido centralizado, pero cada vez es más descentralizado y los recursos distribuidos también pueden contribuir al sistema.

Por último, apuntó a un sistema en el que el almacenamiento pueda competir en todos los mercados del sector energético; generación, demanda, redes e interconexiones. Finalizó su intervención destacando ejemplos de buenas prácticas de países europeos, como el caso de Reino Unido e Italia, que han desarrollado mercados de capacidad que facilitan un ingreso estable a los inversores.

Mecanismos de capacidad

Por último, Pilar González Fernández de la Dirección de Prospectiva Tecnológica de Iberdrola, comparó las diferentes soluciones tecnológicas de almacenamiento que difieren tanto en coste como en prestaciones.

Destacó que el bombeo hidráulico es y será la solución más eficiente y económica para el almacenamiento de larga duración y a gran escala; España tiene un potencial de bombeo hidroeléctrico de 10 GW con las presas existentes, sin necesidad de construir nuevas infraestructuras.

Por otra parte, las baterías ion-litio son adecuadas para el almacenamiento de corta duración, con un coste que será decreciente gracias al desarrollo de su uso en el transporte.

Finalmente, defendió la necesidad de mecanismos de capacidad, que afloren el valor de la aportación de cada tecnología a la firmeza. "Una batería solo puede aportar firmeza en momentos de estrés de hasta 2 o 4 horas; en cambio, un bombeo aporta firmeza durante periodos de 20 o 40 horas. Cada uno debería ser retribuido en función de su aportación a la firmeza". Es lo que se denomina "de-rating" en todos los países que ya celebran mercados de este tipo.