Renovables: cómo almacenar la energía para cuando deja de soplar el viento y no hay sol

La tensión que se vive estos días en Oriente Medio y África, unida a la dramática situación de Japón, ha conllevado ya una subida de los precios de los hidrocarburos que de mantenerse será inasumible para las ya de por sí maltrechas economías. Sobre todo para la española, que, aunque sea exportadora final de energía desde 2007, tiene una dependencia energética del 75 por ciento, mayor que la de nuestros vecinos europeos. Prueba de ello son los 650 millones de barriles de petróleo que se compran cada año.
Hace un mes, el ministro de Industria, Miguel Sebastián, explicó que de mantenerse el precio de barril de Brent rozando los 120 dólares, el déficit energético español podría alcanzar a los 46.000 millones. El motivo, tal y como Sebastián explicó, es que cada subida de 10 dólares en el precio del barril conlleva un coste extra de 6.000 milones de euros. Es decir, el total de primas abonadas a las renovables en 2009. Y la situación no mejora. El pasado lunes el barril de crudo en el mercado de futuros de Londres superó ya los 122 dólares. Algo que no sucedía desde hace tres años, y que pone en jaque las estimaciones hechas por el Gobierno, que preveía, en los Presupuestos Generales del Estado, que el barril estuviera en 81,8 dólares.
Así que es el momento de actuar. Para algunos analistas cuando el barril de Brent supere los 140 dólares será el momento en el que las renovables serán rentables. Sin embargo, para otros expertos esa cifra es lo de menos. «Desde marzo a abril el costo del incremento del petróleo a la economía española es mayor que el de las renovables. En 2010, las importaciones de petróleo y gas costaron ya 34.500 millones de euros. Las primas a las renovables 5.266 millones. Es decir, que aunque nadie niegue que las renovables son caras, lo cierto es que no suponen el coste más importante (del déficit), sino el 12 por ciento de los costes del sistema eléctrico de España», explica Javier García Breva, presidente de la Fundación Energías Renovables y director de Energía de Arnaiz Consultores.
Y por producción no será. A pesar de tener menos potencia instalada que Alemania, España acaba de convertirse en el primer productor de energía eólica de Europa.
 

 De hecho, en marzo fue la energía que más electricidad generó en nuestro país al cubrir el 21 por ciento de la demanda, seguida por la nuclear, los ciclos combinados y la hidráulica, según datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).
Si bien aún su coste no ha alcanzado la paridad de red, ese día podría estar más cerca de lo que se piensa. Sobre todo en los sistemas extrapeninsulares.

Paridad en la red
«En Canarias resulta ya más barata la producción con renovables, sobre todo la eólica, que con otras tecnologías», aseguran desde la Asociación Industrial Fotovoltaica (ASIF). En concreto, según un informe de la Agrupación Empresarial Innovadora y el Cluster de Empresas de Energías Renovables, Medio Ambiente y Recursos Hídricos de las Islas Canarias, «en Canarias, el coste medio de generación de energía eólica es inferior frente al régimen ordinario (sobre todo fuel) de todas las islas».
Algo que previsiblemente sucederá en el sistema peninsular en no mucho tiempo. «Es posible que en un año o dos la eólica entre ya al sistema eléctrico sin primas», afirma Enrique Soria, de la Divisón de Energías Renovables del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat).
En fotovoltaica, desde EPIA, la patronal del sector, calculan que entre 2013 y 2014 las instalaciones de 100 kW serán competitivas y en 2016-17 lo serán las de tejado. Si bien, eso depende de si el mercado de cada país crece o no. Y que crezca realmente, no que algunos detractores vendan como energía renovable la producida mediante grupos electrógenos alimentados con gasoil para así ganar dinero incluso cuando el Sol ya ha dejado de radiar ni que desde el Gobierno se pongan cupos pequeños o medidas retroactivas al sector que incluso ha motivado el rechazo (no así la denuncia) de la Comisión Europea.
Pero mientras, lo cierto es que los costes están disminuyendo. «Un panel fotovoltaico en 2007 estaba a cuatro euros por vatio pico, hoy, a un euro», asegura Breva, ex director del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).
Tarde o temprano las renovables coparán el sistema eléctrico. Y ahí están los retos. Para hacer un sistema fiable, seguro y rentable resulta esencial saber qué hacer cuando la generación renovable sea superior al consumo un día sí y otro también. Y ese día ha llegado. En 2010 los ciclos combinados funcionaron la mitad de horas, según Sedigás, ya que los elevados niveles pluviométricos registrados dispararon la producción hidráulica (36.568 GWh, la cifra más elevada desde 1997, según REE). Algo positivo, por aquello de ser una fuente más limpia, pero que plantea otro dilema. ¿Sale rentable tener tantas plantas «dormidas» y pagar millones por este servicio? Para evitar este otro debate el almacenamiento de energía resulta esencial.
En la actualidad, hay varios sistemas híbridos que permiten aprovechar la energía del Sol para producir el vapor necesario para el funcionamiento de una central de ciclo combinado, de carbón o de biomasa con el consiguiente ahorro de combustible y de emisiones.
Pero en un futuro, será vital poder guardar la energía para cuando no sople el viento o no haya sol. ¿Cómo? Almacenándola. Y una de las formas para conseguirlo es hacerlo con sales fundidas aplicadas a centrales solares térmicas.

7,5 horas de almacenamiento
«Esta técnica está implantada en España en las centrales de cilindro parabólico. De los 1.000 MW de potencia instalada que hay, más de la mitad tiene almacenamiento térmico por sales fundidas que permiten almacenar durante 7 horas y media 1 GWh térmico y producir 375 MWh de energía eléctrica», explica Manuel Silva Pérez, del Grupo de Termodinámica y Energías Renovables de la Universidad de Sevilla.
«Y en junio –prosigue– entrará en funcionamiento la central Gemasolar, en Sevilla, capaz de almacenar energía durante 15 horas. Lo que permitirá producir energía con una fuente renovable las 24 horas del día desde abril hasta septiembre y en invierno hacerlo durante unas ocho horas».
El funcionamiento del almacenamiento térmico de sales fundidas permite la producción de electricidad en ausencia de radiación solar de forma bastante sencilla. «El sol calienta el aceite térmico que alcanza hasta 399ºC de temperatura, lo que permite generar vapor y mover la turbina. Con el calor sobrante se calientan las sales por encima de 380ºC y cuando no hay sol el calor mantenido por las sales permite generar vapor y así producir energía eléctrica al mover la turbina», explica Silva. «Esta técnica es relativamente barata o asumible por las centrales», añade Soria.

Reversibles
Otro de los mecanismos es con las centrales hidráulicas reversibles. «Es España ya hay 3.000 MW instalados de centrales reversibles que permiten producir energía para un millón de personas aproximadamente y el objetivo es llegar a los 6.000 MW de aquí a 2016», recuerda Soria.
Están concebidas para cubrir la demanda energética en horas pico y almacenar la energía en horas valle. Así que a las ventajas de las centrales tradiciones, se suma que aprovechan los excedentes de producción que pueda haber durante las horas valle (por ejemplo, de las nucleares) para bombear agua y por la noche se turbina, «permitiendo almacenar grandes cantidades de energía de modo barato», asegura Soria.
Otra vía para almacenar energía consiste en hacerlo con aire comprimido. La tecnología CAES (Compressed Air Energy Storage) permiten comprimir el aire mediante unos potentes motores eléctricos en una cueva sin fisuras o en una formación geológica subterránea.

Aire comprimido
De modo que cuando quieres producir energía por el día, es decir cuando la demanda aumenta, ese aire mueve unas turbinas que generan electricidad. Ahora bien, todavía requieren combustibles fósiles para su funcionamiento, pero hasta un 50 por ciento menos que una central tradicional. «También se está investigando utilizar este aire comprimido con aerogeneradores. Es algo más caro que el almacenamiento térmico e hidráulico, pero nunca se sabe cómo va a evolucionar», avanza Soria.

Dos tipos de baterías
Las baterías es otra opción de almacenamiento. Existen de dos tipos. Las de litio-ión de los vehículos eléctricos y las de flujo Redox. «Las primeras se pueden utilizar para almacenar energía en la punta de tarifa. Es decir, de noche y venderla por el día, lo que permitiría gestionar la demanda de energía», explica Soria. Ahora bien, «ha desaparecido la tarifa de horas valle para el usuario doméstico, por lo que al menos hoy no sería tan rentable, aunque siempre se podría volver a la situación anterior». En cuanto a si las baterías podrían verse afectadas, tal y como sucede cuando no se carga bien el móvil, Soria asegura que aunque son sensibles, cada vez son capaces de soportar más ciclos de carga y descarga».
La diferencia principal entre éstas y las de flujo Redox es que la recarga es instantánea, con lo que en un trayecto largo el conductor no perdería tiempo en esta parada. Sin embargo, ya los vehículos se pueden recargar al 80 por ciento con la recarga rápida.

Volantes de inercia
Los volantes de inercia es otra opción. «Es como una rueda que da vueltas y permite almacenar la energía eólica por rotación, bien en cada aerogenerador o bien para una planta. «No es que almacenen energía realmente, sino que permite hacer que la producción sea más regular con una tecnología asequible», explica Soria.
En definita, que medidas hay y, con el tiempo, habrá más. Aunque quien sabe, quizá en un futuro lo óptimo sea la combinación de energías renovables, para lo cual será necesario que la red en España se mejore aún más (ya lo han hecho). Entonces quizá el almacenamiento de energía que hoy tanto preocupa, a medida que el coche eléctrico vaya penetrando, será cada vez menos vital.