Europa quiere ser la primera economía neutra en emisiones para 2050. Se ha repetido en numerosas ocasiones. A medio plazo, este camino se concreta en distintos objetivos vinculados al año 2030, como la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en un 55 % (en comparación con los niveles registrados en 1990) o la exigencia de que al menos un 32 % del consumo de energía provenga de fuentes no contaminantes.
El panorama obliga a los Estados miembros de la UE a realizar inversiones multimillonarias encaminadas a construir un nuevo modelo basado en las renovables. Entre otras cosas, este deberá hacer frente a uno de los principales desafíos esbozados en el informe World Energy Outlook 2021, publicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés): la creciente demanda de servicios energéticos aupada, a su vez, por el incremento generalizado de las rentas a nivel global y por los procesos de urbanización e industrialización.
Patxi Sorbet (CENER): «Diversos estudios señalan que las baterías no son la tecnología más adecuada para que la red nacional, con toda su escala de gigavatios, base su almacenamiento principal».
Una de las tareas pendientes, en este sentido, es el desarrollo de nuevos sistemas de almacenamiento de energías renovables. Y lo es por una razón muy sencilla: el sol no siempre sale y el viento no siempre sopla, pero el mundo necesita energía de lunes a domingo, las veinticuatro horas del día.
Hasta ahora, el acopio de energías fotovoltaica y eólica se ha hecho en gran medida mediante baterías de litio. Y aunque estas «funcionan muy bien», como remarca Patxi Sorbet, investigador del Departamento de Tecnologías y Almacenamiento de la Energía Solar en el Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), también tienen sus desventajas: «Diversos estudios científicos señalan que dicha tecnología no es la más adecuada para que la red nacional, con toda su escala de gigavatios, base su almacenamiento principal y pueda gestionar los excesos de energía producidos, adaptándose a la demanda de cada momento».
El empeño de este ingeniero industrial en explorar otras alternativas le ha llevado a capitanear Masstorage, un proyecto centrado en la creación de sistemas de almacenamiento energético térmico, masivo y de bajo coste. La iniciativa, en la que también participan como socios la Asociación de la Industria Navarra (AIN) y la Universidad Pública de Navarra (UPNA), está coordinada por ADItech -a su vez agente coordinador del SINAI- y cuenta, además, con financiación del Ejecutivo foral en la convocatoria de ayudas a centros tecnológicos y organismos de investigación para la realización de proyectos colaborativos de I+D (convocatoria de 2020).
El almacenamiento masivo de renovables mediante baterías, según Erice, supondría un sobrecoste «muy importante».
Joaquín Erice, jefe de Proyectos Energéticos en AIN, explica que el almacenamiento a partir de baterías «funciona en pequeña y mediana escala, pero supondría un sobrecoste muy importante para grandes cantidades de energía». Y esto es así porque, según apuntala Sorbet, el almacenamiento del kilovatio (kW) hora eléctrico, «revertido por la tecnología térmica, puede oscilar en dos o tres céntimos hasta llegar a unos diez». En cambio, «las mejores opciones en torno a baterías están siempre por encima de veinte céntimos o más por kW hora almacenado».
Joaquín Erice (AIN): «El estudio se realizará en una planta industrial concreta de Navarra, pero podrá extrapolarse a la mayoría de las que funcionan con combustibles fósiles».
En esta diferencia reside, precisamente, uno de los principales objetivos de Masstorage. Los integrantes del proyecto, que finalizará en 2023, pretenden elaborar una comparativa actualizada del coste de cada uno de los sistemas de almacenamiento que podrían convertirse en alternativas «factibles y viables», apostilla el investigador del Departamento de Tecnologías y Almacenamiento de la Energía Solar en CENER. Una vez identificadas las necesidades de la red eléctrica española para el próximo decenio, recogidas en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 , los expertos cuantificarán «las horas del año en las que potencialmente podrían funcionar» todas las opciones contempladas.
La tercera pata de Masstorage, cuyo investigador en la UPNA es el catedrático en el Área de Máquinas y Motores Térmicos David Astráin, consistirá en la conversión de una central de ciclo combinado de gas natural ubicada en la Comunidad foral, que pasará a ser una almacenadora de energías renovables. «El estudio -adelanta el jefe de Proyectos Energéticos en AIN- se realizará en una planta industrial concreta, pero podrá extrapolarse a la mayoría de las que, en la actualidad, funcionan con combustibles fósiles».
Patxi Sorbet, de CENER, lidera un proyecto en el que también colaboran AIN y la UPNA.
Es este posible rescate de instalaciones en vías de extinción lo que, a su juicio, otorga al proyecto un plus de competitividad frente a otras opciones esbozadas que, por el contrario, sí exigirían la construcción desde cero de nuevas infraestructuras. De hecho, relata Sorbet, «otras propuestas análogas a este proyecto, formuladas tanto en España como en otros países, estudian hacer lo mismo en centrales de carbón que ya están paradas».
Quienes deseen conocer más a fondo el proyecto pueden hacerlo a través de este enlace.
Es decir, la iniciativa ofrece la posibilidad de transformar instalaciones termoeléctricas convencionales, así como de encontrar en ellas nuevas oportunidades de negocio. Pero, al mismo tiempo, este proyecto encabezado por CENER persigue trasladar el concepto de bomba de calor al almacenamiento masivo de energías renovables. «Esta máquina térmica, empleada bastante para usos relacionados con el confort de las personas, permite generar más energía térmica que la que consume como energía eléctrica», finaliza Erice.
