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SET-TE: Almacenamiento de electricidad 1.- Descripción general El almacenamiento de electricidad como desarrollo tecnológico surge en respuesta a la necesidad de sincronizar oferta y demanda de un bien que, sin dichos sistemas de acumulación, tendría que ser producido y consumido de forma instantánea. La tecnología implicada es diversa, tanto en la forma de proceder al almacenamiento energético (en forma de energía química, gravitacional, eléctrica, térmica,…) como en cuanto a las características del propio sistema de almacenamiento (potencia, energía, peso, tamaño, eficiencia, velocidad de carga y descarga, vida media,…). Por otro lado, dentro de los sistemas de almacenamiento, se puede distinguir entre sistemas grandes y pequeños, y sistemas estacionarios y móviles. En este SET vamos a considerar, principalmente, los sistemas estacionarios, dado que son los que más interés implican sobre el resto de tecnologías tratadas. También se puede distinguir entre sistemas en términos de la función a desempeñar. Aunque algunos sistemas pueden operar en todas las categorías funcionales, las restricciones vienen dadas en términos de costes. Así, podemos distinguir entre:

1. Sistemas de mejora de calidad de la potencia: solo operan en tiempos inferiores al segundo para asegurar la estabilidad de la potencia suministrada.

2. Sistemas puente de potencia: operan en intervalos de segundos a minutos para asegurar la continuidad del servicio cuando se cambia de fuente de generación energética.

3. Sistemas de gestión de la energía: se utilizan para desacoplar generación y consumo de energía eléctrica. Una aplicación típica es la nivelación de la carga, que implica la carga del sistema de almacenamiento cuando el coste de la energía es bajo para ser utilizada cuando el coste es elevado.

De esta forma, se pueden definir distintas aplicaciones dentro de los sistemas eléctricos en función de la potencia requerida y del tiempo en que puede responder la unidad de almacenamiento. Así, los sistemas con poca capacidad de almacenamiento y potencia se utilizan para mejorar la calidad de la potencia en la red, mientras que a potencias mayores se utilizan para garantizar la estabilidad del sistema de transporte. Con mayor capacidad de almacenamiento y respuesta se sitúan los sistemas que permiten una mayor penetración de las fuentes renovables no gestionables en la red eléctrica, así como los que ayudan al control de la frecuencia y voltaje de la red. Dentro de los sistemas estacionarios dedicados al almacenamiento de energía eléctrica, los sistemas hidráulicos de bombeo suponen cerca del 100% del total, debido a lo madura que es su tecnología y al propio desarrollo de la energía hidráulica en el planeta. La tendencia en capacidad de bombeo es ascendente

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(figura 1) aunque las dificultades para encontrar nuevos emplazamientos en los países desarrollados hace prever que el mayor desarrollo se producirá en un futuro en los países en desarrollo.

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Figura 1.- Evolución de la capacidad de bombeo hidráulico en países de la IEA en el período 1990-2008 (elaboración propia a partir de estadísticas IEA).

2.- Estado actual de la tecnología De forma más concreta, entre las tecnologías implicadas en el almacenamiento de energía eléctrica se pueden distinguir las baterías (con distintas configuraciones y materiales), el almacenamiento mediante aire comprimido, los volantes de inercia, el almacenamiento en superconductores, el almacenamiento en condensadores y las centrales hidráulicas de ciclo reversible. Tecnología de baterías (plomo-ácido, metal-aire, sulfuro de sodio, redox vanadio, ion litio, ZnBr, NiMH): La tecnología plomo-ácido (figura 2) es una de las más viejas del mundo de las baterías, siendo de bajo coste y muy popular para aplicar en mejoras de calidad de potencia y UPS (Uninterruptible Power Suply). Sin embargo, para gestión energética no es muy utilizada debido a su baja durabilidad y a que el nivel de energía que puede almacenar no es fijo sino que depende de la velocidad de descarga.

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Figura 2.- Esquema de una batería plomo-ácido.

Las baterías de metal-aire son las más compactas y, potencialmente, las menos caras y respetuosas con el medioambiente. Su densidad energética es alta. Sin embargo, la recarga de estas baterías es muy ineficiente (un 50 %) y difícil (no más de unos centenares de descargas). Se plantean más para cubrir demandas de energía que de potencia. Los ánodos de estas baterías son metales comunes (Al o Zn) que generan electrones al ser oxidados. Los cátodos suelen estar compuestos por carbono poroso o una malla metálica cubierta por un catalizador adecuado. Los electrolitos suelen estar en forma líquida o como membrana polimérica saturada con KOH. Aunque existen metales que potencialmente plantean mejores densidades energéticas, las baterías de Zn-aire son las más utilizadas[1]. La batería de sulfuro de sodio consiste en un sulfuro líquido en el electrodo positivo y sodio fundido en el electrodo negativo, separados ambos por un electrolito de cerámica de alúmina (figura 3). Son el tipo de batería de alta temperatura más utilizado[1]. Su densidad energética y su eficiencia son altas, aunque son costosas e introducen problemas de seguridad. Se plantean tanto para cubrir demandas de energía como de potencia. El electrolito solamente deja pasar los iones de sodio positivos para combinarse con el sulfuro, generando una caída de potencial de aproximadamente 2 V en el circuito externo. Estas baterías demuestran ser eficientes (89 %) y se pueden volver a cargar, retornando el sodio a su configuración como elemento, manteniendo la temperatura a 300º C. Además, existen en el mercado instalaciones que ofrecen varios MW de potencia, llegando a alcanzar 34 MW y 245 MWh la mayor instalación, dedicada a la estabilización de la energía procedente del viento y situada en el norte de Japón.

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Figura 3.- Esquema de la batería de sulfuro de sodio.

La batería redox-vanadio es la más avanzada de las denominadas baterías de flujo (bromuro de zinc, bromuro polisulfuro y zinc-cerio)[1], y almacenan energía utilizando pares redox de vanadio (V2+/V3+ en la parte negativa y V4+/V5+ en la parte positiva) en un electrolito de ácido sulfúrico (figura 4). Se plantean más para cubrir demandas de energía que de potencia. Durante los procesos de carga y descarga se intercambian iones H+ entre los dos depósitos de electrolito a través de una membrana de polímero permeable a este tipo de iones. La eficiencia neta de estas baterías alcanza el 85 %, aunque su densidad energética es baja. La gran ventaja es que se plantean como capaces de garantizar un casi infinito número de cargas y descargas sin generación de residuos.

Figura 4.- Esquema de la batería de flujo de vanadio-redox (cortesía de Sumimoto Electric Industries Ltd).

Las baterías de ion-Li consisten en un cátodo de óxido de metal con litio y un ánodo de grafito. Tienen una gran eficiencia y densidad energética, aunque requieren circuitería especial para su carga. Se plantean tanto para cubrir demandas de potencia como de energía. El electrolito se compone de sal de litio (Como LiPF6) disuelta en carbonatos orgánicos (figura 5). Cuando la batería se

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carga, los átomos de litio en el cátodo se convierten en iones y migran hacia el ánodo de grafito, donde se combinan con electrones externos y se depositan entre las capas de carbono. El proceso inverso ocurre durante la descarga. Las principales ventajas de este tipo de baterías con respecto a otras son: (i) gran densidad energética (300 – 400 kWh/m3, 130 kWh/Tm); (ii) gran eficiencia (cerca del 100 %); y (iii) gran número de ciclos dentro de su vida media (3.000 ciclos – 80 % de profundidad de descarga).

Figura 5.- Esquema de funcionamiento de la batería de ion-litio (cortesía de SAFT America).

En las baterías de ZnBr, dos tipos distintos de electrolito circulan en cada uno de los electrodos de carbono, separados por una membrana polimérica microporosa (figura 6). Durante la descarga, Zn y Br forman bromuro de cinc y proporcionan 1,8 V de caída de potencial, lo que incrementa la concentración de Zn2+ y Br- en cada depósito. En el proceso de carga el Zn metálico se deposita en uno de los electrodos de carbono y el bromuro se disuelve en la otra parte de la membrana reaccionando con otros agentes (aminas) para generar un aceite de bromuro que queda en el fondo del depósito. La eficiencia neta es del 75 %. Esta tecnología se desarrolló en los años 70 y se aplica para instalaciones en el rango 1MW/3MWh, así como 5kW/20kWh.

Figura 6.- Esquema de funcionamiento de la batería de ZnBr.

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La batería niquel-hidruro metálico (denominadas NiMH) utiliza un compuesto de hidrógeno como electrodo negativo (sustituyendo al Cd) y oxihidróxido de niquel (NiOOH) como electrodo positivo, lo que mejora considerablemente su capacidad con respecto a la batería de NiCd. Por otro lado, aunque la densidad energética por unidad de volumen es similar a la de ion-Li la autodescarga es mayor. En el proceso de descarga el hidruro metálico reacciona con el ion OH- generando un electrón, el oxihidróxido metálico y agua. Almacenamiento en aire comprimido: Esta tecnología comúnmente se denomina CAES (compressed air energy storage) y comprende tanto el sistema de almacenamiento como la turbina de gas que genera electricidad a partir de la expansión del aire comprimido (figura 7). Se plantea más para cubrir demandas de energía que de potencia. La idea surge de la posibilidad de almacenar aire comprimido a partir de energía eléctrica consumida de la red en los períodos de bajo coste y poder producir electricidad en los períodos en los que se paga a precios elevados. En tecnología CAES se considera que la planta puede consumir un 40% menos de gas natural que con turbinas de gas convencionales dado que, en éstas 2/3 del gas natural se consume para comprimir aire para el proceso de combustión, algo que ya vendría servido con el aire comprimido almacenado.

Figura 7.- Esquema de funcionamiento de un sistema de almacenamiento por aire comprimido y alimentado con gas natural (cortesía de CAES Development Company).

Volantes de inercia: Este tipo de dispositivos está compuesto por un cilindro rotatorio de masa elevada, confinado mediante levitación magnética dentro de un estator (figura 8). El volante de inercia opera en vacío para mejorar su eficiencia y se conecta a un generador para producir electricidad. Se plantean más para cubrir demandas de potencia que de energía.

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Las principales ventajas del volante de inercia son las pocas exigencias de mantenimiento, su larga vida útil y su comportamiento inerte a condiciones medioambientales. Mientras que los volantes de inercia de gran potencia están muy desarrollados y aplicados en tecnología aeroespacial y UPS, aún queda trabajo por delante para aplicaciones en las que se exija su operación durante períodos prolongados de tiempo. En este tipo de dispositivos las pérdidas en stand-by son menores al 1%, y el paso de 0% a 100% de potencia entregada se logra en períodos de tiempo inferiores a los 5 ms.

Figura 8.- Esquema de un volante de inercia (cortesía de Beacon Power Ltd.).

Almacenamiento en superconductores: Este tipo de dispositivos también se denominan sistemas superconducting magnet energy storage (SMES). En este caso la energía es almacenada en el campo magnético creado por un flujo de corriente en una bobina superconductora (figura 9). Los cables de la bobina han de ser enfriados criogénicamente a temperaturas inferiores a la temperatura crítica, ya que por encima de ésta se pierden dichas propiedades. Una vez que la bobina superconductora se carga, la corriente no decaerá, con lo que la energía quedará almacenada hasta que la bobina sea de nuevo conectada a la red para ser descargada. Sólo se registran pérdidas significativas en el proceso rectificador/inversor para pasar corriente de AC a DC y al revés. Se plantean más para cubrir demandas de potencia que de energía.

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Figura 9.- Imagen de un sistema superconductor para el almacenamiento de energía eléctrica.

Las principales ventajas de estos sistemas son: (i) el pequeño espacio de tiempo entre los procesos de carga y descarga (casi instantáneo); (ii) la muy pequeña pérdida de energía en los procesos de carga y descarga; y (iii) la inexistencia de partes móviles en los componentes principales del sistema. El mayor inconveniente es el precio. Este tipo de sistemas ya se está aplicando, principalmente para proporcionar potencia eléctrica ultralimpia en industrias que así lo requieran (fábricas de microchips) o en estabilizar la red eléctrica. Almacenamiento en supercondensadores electroquímicos: Los supercondensadores electroquímicos almacenan energía eléctrica entre los dos condensadores eléctricos en serie que forman mediante iones del electrolito la doble capa eléctrica dibujada en la figura 10. Se plantean más para cubrir demandas de potencia que de energía.La distancia entre tipos de carga es de unos pocos angstroms, siendo la densidad de energía de estos dispositivos miles de veces mayor que las de los condensadores electrolíticos. Los electrodos suelen realizarse con carbono poroso y el electrolito puede ser orgánico o acuoso (más barato aunque con menos densidad energética en este segundo caso). Por otro lado, aunque los condensadores electroquímicos pequeños (convencionales) ya están bien desarrollados, los grandes (supercondensadores) con densidades energéticas superiores a 20 kWh/m3 están aún en desarrollo.

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Figura 10.- (a) Esquema de funcionamiento de un supercondensador (cortesía de ESMA); y (b) imagen de un supercondensador.

Centrales hidráulicas de ciclo reversible: Este tipo de centrales es el más utilizado como sistema de almacenamiento dentro de los sistemas eléctricos. Se plantea más para cubrir demandas de energía que de potencia. Utiliza dos depósitos de agua, separados al menos verticalmente, de forma que el agua es bombeada al depósito superior en las horas de menor coste de la electricidad y es turbinada al depósito inferior cuando es requerida (normalmente a mayores precios por venta de electricidad). También se puede utilizar almacenamiento bajo tierra mediante pozos y otras cavidades, así como bombeo de agua de mar, lo que evita la necesidad de depósito inferior (Yanbaru, 30 MW). La eficiencia de este tipo de dispositivos se sitúa en el rango 70 – 85% y los tiempos de descarga pueden abarcar hasta varios días. Estado de la tecnología: De forma resumida, las tecnologías anteriores se pueden clasificar en función de la densidad energética que pueden proveer por unidad de masa y de volumen (figura 11)[2]. Así, se observa como la batería de ion-Litio es la que ofrece las mejores prestaciones, lo que permite entender la preferencia por la misma en aplicaciones de almacenamiento de energía para vehículos eléctricos y aviones ultraligeros.

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Figura 11.- Esquema de densidades energéticas por unidad de masa y de volumen para distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica.

A partir de lo anterior, también se puede esquematizar en la tabla 1 las características de potencia, tiempo de descarga, eficiencia y vida media útil de los distintos sistemas de almacenamiento de energía eléctrica descritos:

Tabla 1.- Características de potencia, tiempos de descarga, eficiencia de conversión de energía y vida media para distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica[2].

Etapas de desarrollo: En función del grado de penetración en el mercado, exponemos a continuación (figura 12) la situación en la que consideramos que se encuentra cada una de las tecnologías de baterías. Así, podemos considerar como más madura la tecnología plomo-acido, seguida de la de ion-Li. En este segundo caso, los esfuerzos por reducir su coste son tan importantes que se sigue generando mucha actividad de investigación, por lo que su grado de desarrollo cubre todas las etapas. En un

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rango inferior de desarrollo podemos situar el resto de tecnologías analizadas, aunque mención especial merecen las baterías de NiMH, las cuales se pueden considerar desplazadas del mercado por las de ion-Li. También hay que señalar que las baterías de flujo, dentro de las que se encuentran las de vanadio redox, son las que se encuentran en un estado más retrasado de desarrollo, lo que también se comprueba en los valores de costes expuestos más adelante.

Figura 12.- Estado del desarrollo de cada una de las tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica mediante baterías.

De formas más general, en la figura 13 se expone el grado de desarrollo de las distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica. Así, se puede considerar como más madura la tecnología de bombeo hidráulico, aunque se están desarrollando sistemas de demostración que combinan el bombeo con la generación a partir de fuentes renovables no gestionables[3], los cuales nos invitan a señalar un segundo rango de desarrollo tecnológico más retrasado. También están muy maduras las tecnologías de baterías y de volantes de inercia. En cuanto al resto, ya se encuentran operativas algunas instalaciones que utilizan el aire comprimido, aunque ninguna de ellas está basada en el aprovechamiento de energías renovables. En los puestos más retrasados podemos situar los condensadores y superconductores, con algunas plantas de demostración ya en funcionamiento, pero lejos aún de ser introducidos en el mercado.

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Figura 13.- Estado del desarrollo de cada una de las tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica.

3.- Costes actuales y futuros escenarios

En la figura 14[2] se da una visión inicial de los costes en función de los requerimientos de potencia y de energía, solamente excluyendo los costes de la electrónica de conversión de potencia[4]. Así, aunque podría parecer que las baterías de metal-aire son la mejor opción para almacenar energía, los modelos recargables de este tipo de batería tienen un ciclo de vida muy limitado y están aún en desarrollo, como se verá más abajo.

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BateríasZn-aire

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Figura 14.- Esquema de costes por unidad de energía y de potencia servidas por distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica.

Una forma más adecuada de evaluar costes en sistemas de almacenamiento con una actividad frecuente de carga y descarga, es mediante el cálculo de costes por ciclo. En la tabla 2[2] se muestra el cálculo de coste de inversión por ciclo

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([capital/energía]/[ciclos x eficiencia]), a lo que habría que añadir, si se quiere un estudio más completo, los costes de operación y mantenimiento, desmantelamiento, reemplazo, etc. En cambio, este tipo de coste no sería adecuado para comparar sistemas de almacenamiento utilizados para descrestar picos de producción.

Tabla 2.- Valores de costes de recarga para distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica.

Existen estudios rigurosos[5] que han planteado el coste anual de almacenamiento de energía eléctrica en función del tipo de demanda que se pretende cubrir. Así, se han considerado tres casos diferenciados: (i) almacenamiento para proveer energía de base al sistema eléctrico, con una estimación de suministro de 8 horas (figura 15); (ii) sistemas de almacenamiento distribuido, con una estimación de suministro de 4 horas (figura 16); y (iii) sistemas para mejorar la calidad de la potencia servida por la red eléctrica, con una estimación de suministro de 20 segundos (figura 17). Los costes analizados han sido desagregados considerando tanto la financiación del capital invertido como los costes de compra de combustible y electricidad, así como los de reemplazo, operación y mantenimiento.

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Figura 15.- Valores de costes anuales para distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica de base.

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De esta forma, se observa (figura 15) que cuando el almacenamiento se quiere dedicar a aportar energía de base al sistema eléctrico, cuando no existe posibilidad de contar con almacenamiento de aire comprimido, la mejor opción es el bombeo a velocidad variable. Frente a esto, todas las tecnologías de batería son sustancialmente más caras. En el caso de necesitar tecnología de almacenamiento distribuido (situación en la que el bombeo no es factible), la tecnología de almacenamiento de aire comprimido resulta la menos costosa (figura 16), existiendo tecnologías de batería que resultan también atractivas.

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Figura 16.- Valores de costes anuales para distintas tecnologías de almacenamiento distribuido de energía eléctrica.

Por último, cuando los sistemas de almacenamiento sólo se pretenden utilizar para mejorar la calidad de la potencia, con aportaciones de energía eléctrica a la red de forma muy rápida pero durante espacios de tiempo muy reducidos, son las baterías las que resultan más atractivas en términos de costes (figura 17).

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Figura 17.- Valores de costes anuales para distintas tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica para la mejora de la

calidad de la potencia.

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En cuanto a los costes de operación y mantenimiento en sistemas de almacenamiento, cada tecnología tiene valores muy característicos, los cuales deben ser tenidos en cuenta también en el momento de elegir la tecnología más adecuada a cada requerimiento. Así, los volantes de inercia tienen unas probabilidades de fallo muy bajas, por lo que los costes de operación y mantenimiento pueden considerarse prácticamente nulos, siendo habitual la sustitución de rodamientos cada 5 años y de la bomba de vacío cada 7 años. En los sistemas con superconductores los costes de operación y mantenimiento conforman un 20% del coste total anual de la planta.

4.- Payback energético, emisiones de CO2 y costes externos

Hasta la fecha, no se ha detectado ningún estudio riguroso que trate estos aspectos para las tecnologías de almacenamiento. 5.- Tendencias tecnológicas futuras Dentro de la tecnología de almacenamiento, las tendencias generales inciden principalmente en lograr reducir costes, pero también se plantea mejorar densidades energéticas por unidad de volumen y masa, aumentar la durabilidad de los sistemas frente a los procesos de carga y descarga, aumentar las eficiencias y aumentar la velocidad de carga y descarga. De forma más específica, en función de cada tecnología, las tendencias tecnológicas se describen a continuación. Tecnología de baterías: Las tendencias tecnológicas futuras en el campo de las baterías, aparte de lo señalado anteriormente, dependen del tipo de batería que se considere. Así, señalando las prioridades más relevantes, en el caso de las baterías metal-aire el objetivo principal es el de mejorar el número de descargas para hacerlas más competitivas. En el caso de las baterías de ion-litio, las tendencias apuntan a la utilización de nanomateriales y nanocomposites para poder mejorar su densidad energética. También en las baterías de ion-litio hay que garantizar que no se producen problemas de seguridad cuando la sal de litio se introduce en disoluciones orgánicas, ya que se vuelve inflamable, por lo que se necesita monitorizar con una electrónica adecuada los procesos de carga y descarga para que no sean demasiado rápidos. En el campo de las baterías de flujo, las exigencias específicas se centran en atenuar los ruidos de las bombas y reducir las necesidades de operación y mantenimiento que implican los circuitos de bombeo. Almacenamiento en aire comprimido: En el campo del almacenamiento de energía en forma de aire comprimido la prioridad está en llevar a cabo proyectos de demostración en los que se elimine el gas natural que se utiliza en las instalaciones actuales, para así no generar emisiones de CO2, utilizando energías renovables para el proceso de compresión. Principalmente se piensa en la combinación CAES-eólica para este fin.

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Por otro lado, se sigue estudiando las mejores características para emplazar este tipo de sistemas, así como tratar de que los procesos de compresión de aire sean adiabáticos para que no se pierda el calor generado en el proceso. De esta forma, se capturaría y almacenaría el calor del proceso de compresión, utilizándolo para volver a calentar el aire liberado de forma que se mejorara la eficiencia del proceso. Volantes de inercia: Los esfuerzos principales en el campo de los volantes de inercia se centran en extender sus tiempos de operación a un mínimo de varias horas y de forma que no repercuta en los costes. También se trabaja en la reducción de la contaminación acústica para dispositivos de baja frecuencia. Almacenamiento en superconductores: En el campo de los superconductores se trabaja en varias líneas. Así, se trata de conseguir estructuras mecánicas robustas para contener los efectos de las fuerzas de Lorentz generadas en los procesos de superconducción. Por otro lado, se quiere aumentar la capacidad de almacenamiento de energía de estos sistemas, aunque las necesidades de espacio son un gran hándicap. Así, conseguir niveles de almacenamiento de 1 GWh requiere un recorrido de cable superconductor de 160 km. En este sentido, se trata de conseguir elevar los valores de densidad de corriente y campo magnético críticos a partir de los cuales se pierden las propiedades superconductoras. Además, dado que el material superconductor suele ser cerámico, hay que indagar en técnicas que permitan conseguir materiales más robustos para aplicaciones de mayor tamaño. También se trata de lograr que los sistemas puedan trabajar a mayores temperaturas para así poder reducir los costes de refrigeración sin perder las propiedades de superconducción, aunque los costes de refrigeración no son tan elevados con respecto al resto de costes (especialmente en sistemas grandes). Poder trabajar a mayores temperaturas también permitiría reducir los riesgos de seguridad que se producen para las personas al trabajar en técnicas de baja temperatura. Por último, dado que existe preocupación por radiación electromagnética generada por los superconductores en el entorno, son necesarios más estudios sobre los efectos en la salud que tienen estos dispositivos. Almacenamiento en condensadores: Dado que el hándicap principal de los supercondensadores es su poca capacidad de almacenamiento de energía, la tendencia principal se centra en buscar materiales que resuelvan esta situación. El esfuerzo investigador está focalizado hacia el ámbito de los nanomateriales, dado que ofrecen mayores valores de áreas superficiales que los utilizados de forma convencional en condensadores[6]. También se está planteando para este fin la utilización de grafeno.

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Centrales hidráulicas de ciclo reversible: De forma muy similar a lo señalado en el SET de energía hidráulica, el esfuerzo principal para las centrales de bombeo se centra en la reducción del impacto medioambiental por construcción de embalses. En este sentido, se plantea la construcción de islas de energía en el Mar del Norte, actuando como lagos en las zonas de menos profundidad, a las que se podría bombear agua utilizando los excedentes de la energía del viento[7]. De esta forma se evitaría el impacto medioambiental que implica la construcción de más centrales hidráulicas. También se trabaja en la mejora de centrales mediante bombeo reversible de velocidad variable, el cual ya ha demostrado capacidad para incrementar el rendimiento de estas centrales en un 3%. Otra línea de trabajo va en la dirección de mejorar los tiempos de respuesta ante demandas de energía por parte de la red eléctrica, de forma que permitan aún más sustentar la penetración de las renovables en el sistema. 6.- Hitos en preproducción 2008-2010 Avión impulsado por energía fotovoltaica y almacenando energía en baterías de litio pretende dar la vuelta al mundo[8]: El pasado 7 de abril de 2010 despegó y voló durante una hora y media el prototipo HB-SIA (figura 18), el cual está sirviendo como banco de pruebas para lograr en 2012 el primer vuelo alrededor de La Tierra de un avión alimentado tan solo por células fotovoltaicas. El avión, de fibra de carbono, tiene una envergadura entre alas de 63,40 m, una longitud de 21,85 m, una altura de 6,40 m, un peso de 1 600 kg (de los cuales 400 kg son baterías de litio-polímero con una densidad de potencia de 200 W/kg), 4 motores eléctricos de 10 caballos, 10 748 células en las alas y 880 en el estabilizador horizontal (c-Si de 150 m de espesor y 12% eff.), velocidad media de 70 km/h y altura máxima de 8 500 m.

Figura 18.- Imagen del vuelo del prototipo HB-SIA.

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Baterías para coches que actúen simultáneamente como carrocerías[9]: Dentro del programa STORAGE de la Unión Europea, se está ensayando incorporar distintos materiales de batería en la carrocería de vehículos, de forma que cumplan la doble función de almacenar energía y ofrecer protección a los usuarios. Específicamente se está ensayando con fibras de carbono, hechas rígidas al introducirlas en una resina. Esta resina es mezclada con átomos de litio, de forma que el material actúa más como un condensador que como una batería. La resina es tipo gel y combina dos tipos de estructuras que se cruzan, una para aportar rigidez y la otra para permitir la conducción por iones de litio. Actualmente sólo se ha conseguido alcanzar una densidad energética de 0,005 Wh/kg, lo que está muy lejos de los 150 Wh/kg de las baterías de litio, pero se espera mejorar considerablemente estos valores con la introducción de los nanotubos de carbono. 7.- Hitos en innovación 2008-2010 Record en almacenamiento de energía con supercondensadores[6]

Científicos de la Universidad de Maryland han conseguido dar un paso importante en conseguir que los supercondensadores no sólo se comporten como dispositivos que proporcionan potencia eléctrica sino también energía al lograr, a través de la fabricación de nanocondensadores de vidrio y aluminio, multiplicar por 250 la capacidad de almacenamiento de energía con respecto a condensadores convencionales. De esta forma, se ha conseguido fabricar un millón de nanocondensadores en matrices de 125 micras de anchura, pudiendo alcanzar capacitancias de unos 100 microfaradios por centímetro cuadrado. Nuevo material para descargas ultrarrápidas de baterías[10]

Científicos del Massachussets Institute of Technology han logrado mediante la utilización de LiFePO4 velocidades de descarga en baterías similares a las alcanzadas en supercondensadores. Este material demuestra ofrecer una gran movilidad a los iones de litio mediante la construcción de una fase superficial conductora de iones a partir de una adecuada estequiometría. De esta forma se logra una capacidad de descarga equivalente a la producida con una batería completamente cargada en 10-20 segundos. También las baterías basadas en este material podrían recargarse muy rápidamente, aunque las exigencias técnicas harían que los cargadores fueran muy caros. Otro inconveniente es que este material ofrece una densidad energética menor que los materiales utilizados en baterías de ion-litio. Almacenamiento en esferas de hormigón en el fondo marino[11]

Científicos del Massachussets Institute of Technology han planteado la posibilidad de construir esferas de hormigón (figura 19) en el fondo marino del entorno de parques eólicos off-shore para poder almacenar los excedentes de electricidad que producen estas instalaciones y generar electricidad cuando lo demanda la red. Las esferas tendrían unos 31 metros de diámetro y estarían colocadas a unos 350

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metros de profundidad. Los excedentes de energía eléctrica de los parques eólicos off-shore se utilizarían para bombear hacia fuera de la esfera agua salada, almacenando aire en ellas. Cuando se requiriera energía, el agua volvería a penetrar moviendo una turbina que generaría electricidad. Estas esferas serían capaces de suministrar 5 MW de potencia durante 4 horas y tendrían una durabilidad de unos 40 años.

Figura 19.- Esquema de esfera depositada en el fondo marino para el almacenamiento de energía mediante bombeo.

8.- Estadística de publicaciones[12]

La figura 20 muestra el número de publicaciones científicas durante el período 2001-2009 para los distintos tipos de baterías. Como se puede apreciar, el esfuerzo fundamental se centra en las baterías de litio, con un volumen de producción científica y tecnológica claramente ascendente. Esto se puede atribuir a que se considera como el mejor sistema de acumulación de energía para los vehículos eléctricos. El resto de tecnologías de baterías están muy por debajo en actividad y muy estabilizada a lo largo de los años, destacando la batería Pb-ácido debido a su bajo coste y popularidad, así como a algunos avances científicos expuestos más arriba. La actividad relacionada con las baterías de NiMH está estabilizada o, incluso, descendiendo en los últimos años ya que, aunque sus prestaciones son buenas, se ven desbancadas por las de ion-Li. También hay que señalar que la tecnología de baterías metal-aire, aunque pequeña en comparación con la de ion-Li, es moderadamente ascendente, mientras que el resto se mantienen estabilizadas.

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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Figura 20.- Número de publicaciones científicas durante el período 2001-2009 para los distintos tipos de tecnologías de

baterías.

La figura 21 muestra el número de publicaciones científicas durante el período 2001-2009 para los distintos tipos de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. Se observa claramente el dominio aplastante de la actividad científica y tecnológica en el campo de las baterías, seguida de lejos por la de supercondensadores, ambas tecnologías con tendencia claramente ascendente. Esto es atribuible a que los primeros, por responder a necesidades de almacenamiento de energía, y los segundos a necesidades de almacenamiento de potencia, representan claras apuestas de futuro. Con respecto al resto de sistemas de almacenamiento, la actividad es más reducida encontrándose, además, muy estabilizada, lo que podría ser interpretado como consecuencia de ser tecnologías maduras en el caso del bombeo y, en menor medida, de los volantes de inercia, así como dificultades de desarrollo en superconductores y sistemas de aire comprimido.

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Figura 21.- Número de publicaciones científicas durante el período 2001-2009 para los distintos tipos de tecnologías de

almacenamiento de energía eléctrica.

21

9.- Referencias 1.- European Parlament (2007). 2.- www.electricitystorage.org 3.- www.goronadelviento.es 4.- Energy Storage Association. 5.- Sandia National Laboratories (2007). 6.- P. Banerjee et al. (2009). 7.- D. Lindley. Nature (2010). 8.- News. Nature (2008). 9.- “Making de bodywork”. Technology Quarterly. The Economist (10th June 2010). 10.- B. Kang et al. (2009). 11.- Technology Monitor. The Economist (15th March 2010). 12.- ISI Web of Knowledge.