I+D para almacenarla energía limpia

Siemens Gamesa desarrolla la primera instalación en el mundo de almacenamiento térmico de energía eléctrica. La planta de Hamburgo ha sido el resultado de más de seis años de investigación y supone un avance en el reto de desvincular la generación de electricidad de su consumo.

Desarrollar un sistema de acopio de energía de origen solar y eólica capaz de dar respuesta a esa necesidad ha sido un objetivo al que ha dedicado un considerable esfuerzo en I+D+i Siemens Gamesa
Desarrollar un sistema de acopio de energía de origen solar y eólica capaz de dar respuesta a esa necesidad ha sido un objetivo al que ha dedicado un considerable esfuerzo en I+D+i Siemens Gamesa

Para la transición energética tan importante es la expansión de la producción de energía por fuentes limpias como clave disponer de tecnologías capaces de almacenarla en grandes cantidades para administrarla cuando se genera de manera discontinua, como en los casos de la fotovoltaica y la eólica.

Desarrollar un sistema de acopio de energía de origen solar y eólica capaz de dar respuesta a esa necesidad ha sido un objetivo al que ha dedicado un considerable esfuerzo en I+D+i Siemens Gamesa, que recientemente ha puesto en marcha una planta piloto de almacenamiento térmico de energía eléctrica, (ETES) en el puerto de Hamburgo, Alemania. Primera del mundo de estas características, ha sido resultado de más de seis años de investigación y supone un avance en el reto de desvincular la generación de electricidad de su consumo y a precio competitivo.

«Teníamos claro que necesitábamos resolver problemas de discontinuidad en el suministro renovable de la red, porque ni el sol ni el viento son constantes, sino que dependen de la naturaleza. Unas veces nos dan demasiado y otras demasiado poco. Para ello es necesario una especie de amortiguador de la red. De manera que, cuando haya más oferta de energía renovable que demanda en el consumo de electricidad, podamos almacenarla», explica Antonio de la Torre, director de Tecnología de Siemens Gamesa.

En el origen de este proceso estuvo la comprobación de que «un sistema basado en baterías solo era capaz de satisfacer la demanda de la red, en un rango de los 5 o 10 megavatios, durante muy poco tiempo, prácticamente no horas, sino minutos. Y nosotros queríamos jugar en la liga de los megavatios hora, primero y donde estamos ahora, para alcanzar los gigavatios hora, a donde queremos llegar».

La instalación de Hamburgo almacena 130 MWh durante una semana, «que sería capaz de suministrar de energía a una población de unos 10.000 hogares durante unas cuantas horas y de forma masiva».

El primer paso del proceso de desarrollo de esta tecnología fue un demostrador, ubicado en las cercanías de Hamburgo, «un sistema a pequeña escala, 5 MWh, para comenzar a aprender las dimensiones, la geometría y los materiales aislamiento que debían tener las cámaras de almacenamiento para que la energía se conserve durante mucho tiempo».

Primeras pruebas

El material encargado de recoger toda esa energía son «10.000 toneladas de rocas, piedras, con las que también tuvimos que estudiar el tipo y tamaño y cómo distribuirlas en el lecho de las cámaras. Todo ello fue el primer paso para aprender esta tecnología, entenderla y ser capaces de modelizarla y aplicarla». Ese prototipo ha llevado a la instalación actual, de 130 MWh, que «dependiendo de cómo se descarguen, pueden dar para suministrar unas 26 horas de forma ininterrumpida».

«Una planta ETES, lo que hace por ejemplo es regular la oferta y la demanda de la producción de un parque eólico en cada instante. Si el parque está produciendo más energía de la demandada podemos o parar los molinos, que ocurre muchas veces, o almacenar ese exceso que no se consume. Por el contrario, en los periodos en que la fuente renovable no puede abastecer esa demanda, por falta de viento en este caso, entonces entra en la red energía almacenada y la complementa».

Funcionamiento

La instalación consta «de un edificio donde está el ciclo de vapor y otro con el equipamiento auxiliar, los transformadores, acumuladores, sopladores, entrada de aire, etc. Y, esquemáticamente, funciona así: la energía entrante calienta el aire en una cámara pequeña mediante unas grandes resistencias. Un gran ventilador envía ese aire caliente a la cámara térmica de almacenamiento, en la que se alcanzan temperaturas superiores a 660$ y donde está todo el material rocoso, que se pone incandescente. Cuando ya no puede acumular más calor, la cámara se cierra herméticamente. Es entonces cuando tenemos la energía almacenada. Si el sistema la requiere, soplamos aire frío a la cámara, se calienta y pasa a un ciclo de vapor, similar a las que hay en centrales de carbón o de gas, el vapor mueve un generador que, a su vez, mueve otro generador eléctrico. De esa manera volvemos a generar energía eléctrica. Así de sencillo».

Dicho así, lo parece. Pero, llegar hasta aquí ha requerido varios años de trabajo y aumentar el rango requerirá otro tiempo. «Con esta escala de 130/140 MWh, estaremos unos tres años más de experimentación, y esperamos poder saltar al GWh entre 2022 o 2025. Eso permitirá ser competitivos en cualquier población de unos 25.000 habitantes y autoabastecerla por energía renovable».

De esta manera, De la Torre ve posible realizar la transición energética «en las escalas de tiempo actuales y con los objetivos que nos marcan desde Bruselas. Esperamos disponer de bastantes instalaciones del rango del GWh antes de 2030. Lo que permitirá un almacenamiento térmico masivo conectado a la red para resolver la discontinuidad de la generación con recursos renovables.

En ese tiempo, adicionalmente, «el factor escala jugará a favor y podremos tener una tecnología probada por debajo de los 100 euros por MWh almacenado. Lo que ya es muy competitivo y no hay ahora mismo ningún sistema de almacenamiento que esté en ese rango económico», precisa.

Con otras características añadidas. Por una parte, «si hay la decisión de cambiar el sistema de una central de carbón o de una de ciclo combinado a gas, no hay que quitar la central entera. Dejamos el ciclo de vapor y se incorpora todo el sistema de almacenamiento de energía. Es darle una segunda vida a estas instalaciones, que, en vez de generar energía con fuentes basadas en carbono, guardarían energía libre de CO2.

Navarra, posible punto de partida en España

Pocos días antes de inaugurar la planta de almacenamiento térmico de energía eléctrica del puerto de Hamburgo, Siemens Gamesa firmó un acuerdo de intenciones con el gobierno de Navarra e Iberdrola para impulsar esta tecnología en la Comunidad foral. De momento, se trata de estudiar la viabilidad de esta tecnología, de cara a una eventual construcción y explotación de un prototipo de almacenamiento de energía a gran escala. Navarra cuenta en la actualidad con más de 1000 MW de energía renovable instalados, por lo que su potencial de producción es grande. Por ello, resulta de interés para las tres partes explorar las posibilidades de aprovechar al máximo esa producción mediante el almacenamiento.

Durante el acto de la firma, De la Torre reiteraba «el papel decisivo en el panorama energético del futuro que podrá desempeñar el almacenamiento».Asimismo, el vicepresidente del Gobierno de Navarra y consejero de Desarrollo Económico en funciones, Manuel Ayerdi, destacaba la importancia de la energía renovable como instrumento para «reducir el consumo de fuentes fósiles. Para ello es de vital importancia que las renovables sean el principal recurso del sistema y su almacenamiento a gran escala habrá de jugar un papel clave en este proceso».Por su parte, Julio Castro, director general de Iberdrola Renovables y Energía, destacaba que «esta iniciativa permitirá identificar soluciones innovadoras para responder a los retos energéticos futuros con dos socios comprometidos con la electrificación de nuestra economía y con la innovación como herramienta de cambio para un futuro energéticamente más limpio, competitivo y sostenible», afirmó.