Actualmente disponemos de la tecnología necesaria para almacenar la energía solar a gran escala y facilitar su aprovechamiento durante todo el día.
No se puede obligar al sol a salir o el viento a soplar por el mero interés humano. Es una obviedad que, sin sol ni viento, la fotovoltaica y la eólica no generan electricidad, y por tanto falta potencia base para el sistema eléctrico. Por este motivo se denominan tecnologías intermitentes y aleatorias. Lo que no se puede poner en duda es que dispondremos, aunque en el presente sea escasa, de la capacidad tecnológica de almacenar esa energía, a pequeña y a gran escala, cuando no la consumamos. Esa es la gran disrupción tecnológica y la principal virtud del almacenamiento energético. Cuando la generación con renovables supera al consumo, esa energía eléctrica se guarda para otros momentos, como durante la noche, en los que podemos emplearla. Es decir, podemos seguir consumiendo electricidad renovable cuando no hay ni sol ni viento sin necesidad de quemar gas.
No es una tecnología desarrollada al 100%. Se encuentra en fase de maduración y mejora de rentabilidad a nivel de mercado, pero su potencial es enorme, al igual que su importancia para gestionar la electricidad de manera activa. Pero la tendencia de abaratamiento de baterías de ion litio a gran escala es vertiginosa. Según los datos de Bloomberg New Energy Finance, el coste del kWh ha caído desde los 1.191 dólares el kWh en 2010, hasta los 137 dólares el kWh en 2020. Una reducción del 88% en tan solo 10 años.
Irá a más conforme la investigación-en el caso de las baterías sodio o de flujo- y el desarrollo aumente, se estabilice y aumente su producción a escala comercial. El informe con datos más recientes es el “Levelized Cost of Energy and Storage”, de Lazard, promediando el coste no subsidiado de la energía fotovoltaica y el almacenamiento a gran escala (50MW / 200MWh) entre 85- 158 dólares. Su coste ya es más barato que las centrales de ciclo combinado de gas en Estados Unidos, el gran competidor que ahora le dota de flexibilidad a los sistemas eléctricos.
Almacenamiento en grandes centrales
Por estas razones, en febrero el Gobierno de España presentó su Estrategia de Almacenamiento Energético. Pretende disponer de una capacidad total de unos 20 GW en el año 2030, contando con los 8,3 GW de almacenamiento disponible actualmente. En 2050 busca contar con unos 30 GW de almacenamiento donde confluyen hidroeléctrica de bombeo (con 4,6 GW actuales), baterías, termosolar e hidrógeno.
El despliegue de baterías-las cuales almacenan energía química- a gran escala está muy verde en España. Para paliarlo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico acaba de abrir a información pública una serie de ayudas a proyectos innovadores de I+D de almacenamiento energético en los ámbitos del desarrollo experimental y de la investigación industrial. Los apoyos económicos se enmarcan en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que situó como objetivo la instalación de 600 MW de almacenamiento energético a través de las distintas líneas.
No solo las baterías almacenan electricidad. Las plantas termosolares a gran escala también permiten almacenar energía y generar electricidad por la noche. El funcionamiento luce sencillo; almacenar calor en tanques de sales fundidas a una elevada temperatura (por encima de los 200 °C) para, cuando no hay sol, producir electricidad.
En España disponemos de 2,3 GW de potencia instalada de este tipo de centrales y la planificación energética tiene previsión de alcanzar los 7,3 GW en 2030. Eso sí, no todas tienen capacidad de guardar energía. Actualmente, de las 44 plantas termosolares en funcionamiento con CCP, 27 carecen de almacenamiento, a pesar del gran valor añadido que conlleva y que necesita solventarse.
Otra opción futurible es el hidrógeno. Su capacidad, tanto energética como de almacenamiento y rapidez de transformación, lo convierten en un vector ideal para cubrir algunas necesidades que otros sistemas de almacenamiento no pueden realizar por la baja densidad energética en relación con su peso (como es el caso del transporte pesado por carretera y aéreo). Su funcionalidad como complemento a grandes plantas es un potencial incipiente, pero a largo plazo.
Guardar electricidad en casa y en el coche
A pequeña escala es donde el almacenamiento libera todo su potencial al combinarse con autoconsumo fotovoltaico. En los hogares existe una diferencia porque la curva de generación y consumo no tienden a solaparse (algo que si suele ocurrir en comercios o industrias). Se genera durante el día, cuando estamos fuera, y la almacenamos al no haberla consumido. Luego, al volver a casa, avanzado el día y con menos sol, la gastamos al haber estado almacenada. Sin baterías, la electricidad hubiera sido vertida a la red.
Según el informe de BloombergNEF, “Realizing the Potential of Customer-Sited Solar”, estima que, para 2050 y a nivel mundial, el mercado del autoconsumo podría superar los 2.000 GW de potencia fotovoltaica instalada y los 1.000 GWh de almacenamiento. Según estos datos 167 millones de viviendas y 23 millones de empresas podrán generar y gestionar su propia electricidad.
Además, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima prevé disponer de 5 millones de vehículos eléctricos para 2030. Obviamente, cada uno con su batería; es decir, 5 millones de baterías domésticas para almacenar la energía del sol. Hay que destacar que una flota de nuevos vehículos eléctricos, con una capacidad unitaria media por vehículo de 80 kWh, supondría una energía disponible, para ser gestionada de forma instantánea, de 400 GWh.
La gestión de la carga del sistema de almacenamiento de los vehículos abre una nueva línea de oportunidad en la que la disponibilidad de la energía va a tener un mayor valor que la propia energía transmitida. Tan importante es reducir la demanda de electricidad, con ahorro y eficiencia, como ser capaz de gestionarla en función de nuestros consumos gracias al almacenamiento y utilizar electricidad renovable cuando y como se necesite.
Fuente: elconfidencial.com
