ALMACENANDO ENERGÍA (III): La química de la energía.

Estamos ya en el último capítulo de la trilogía, que he reservado para tratar la que quizás es la parte más renombrada y menos conocida a la vez del almacenamiento de la energía eléctrica: el almacenamiento aprovechando las reacciones químicas.



ME OXIDO, LUEGO GENERO ENERGÍA.

Cuando hablamos del almacenamiento en forma química, es habitual que caigamos en la tentación de acordarnos de las baterías o pilas, uno de los sistemas que quizás mas pujanza haya alcanzado hoy en día para el almacenamiento de energía eléctrica, por su proliferación en nuestras vidas cotidianas.

Sin embargo, nuestra visión de este sector debería de ser más amplia para darnos cuenta de la verdadera energía que se esconde en cualquier reacción química, y del potencial de almacenamiento y transmisión de energía que realmente implica la destrucción / construcción de nuevas moléculas en las que la energía que se almacena en sus enlaces es liberada ya sea en forma de calor o de electrones.

La potencia de la combustión y los combustibles: 

La combustión es aún hoy en día una de las formas de energía más utilizada. En ella, el almacenamiento de energía se encuentra en el propio combustible, que atesora una cantidad enorme de energía útil, siendo una de la fuentes de suministro con mayor densidad energética. 

Un kilo de gasolina acumula en su interior unos 12,2 kWh de energía, muy por encima de las densidades energéticas que podamos encontrar para baterías o para otros medios de almacenamiento (la hidráulica de bombeo tiene una densidad de 1,5 Wh/kg y el CAES unos 60 Wh/kg, mil veces por debajo de un combustible).

Foto de J.L. Cernadas
Es tal la densidad energética que tienen los combustibles actuales que se convierten en el sistema idóneo para el almacenamiento de energía portátil, e incluso nos permitimos realizar un uso de los mismos totalmente parcial e incompleto con eficiencias que en el mejor de los casos llegan al 35%, cuando los utilizamos para los motores de nuestros coches, o del 56% cuando los quemamos para generar electricidad en centrales de última generación. El resto, como ya vimos en anteriores post, calor que tiramos a la atmósfera.

Al contrario de lo que afirman algunos expertos, bajo mi punto de vista, el problema de los combustibles fósiles está fundamentalmente en su origen (no renovable) y en la baja eficiencia con que se gastan, y no tanto en los impactos ambientales que puedan derivar de su uso, que se verían drásticamente reducidos al mejorar los dos factores anteriores. 

De hecho, aunque el uso de combustibles como vector energético pueda parecer un sistema redundante y poco eficiente, mi opinión es que tiene un gran potencial a futuro y lo suyo sería tender a copiar el modelo que la propia naturaleza ha adoptado para almacenar energía, y pensar en una generación y uso mucho más sostenible, que es la parte que cae directamente bajo nuestra responsabilidad:

  • Si hablamos de su origen, lo suyo es que cerremos el ciclo y optemos por generar el combustible a partir de la electricidad que queremos almacenar, y mucho mejor si lo podemos hacer aprovechando algún flujo natural o residual que podamos reciclar en un combustible útil.
  • Si hablamos de uso, lo suyo es que sustituyamos las combustiones, que aportan un uso muy incompleto, por reacciones de oxidación controladas que permitan la máxima conversión a energía eléctrica y, por lo tanto, los más altos rendimientos.

No obstante, entre estas dos opciones, origen y uso, las combinaciones pueden ser muy distintas, por lo que aquí desgranamos ambas de forma individual y luego el lector ya podrá hacerse una idea de la infinidad de conceptos que pueden existir para alcanzar el almacenamiento de energía en forma de combustible.

En el caso de su origen, son varias las tendencias que existen actualmente. La que quizás mayor pujanza esté adquiriendo, dadas sus particularidades como energía limpia, es la del hidrógeno, una línea de trabajo que parece albergar muy buenos augurios para el futuro, que genera todo un debate a su alrededor en base al potencial de una futura "economía del hidrógeno", y que podría dar para un post de los míos por sí sola (y no son precisamente cortos).

En esta ocasión analizaremos sólo su uso como vector energético, sirviendo para el almacenamiento de energía y su posterior uso. En esta línea la principal ventaja del hidrógeno como reservorio de energía es que tiene un elevado poder calorífico, con prácticamente 33 kWh/kg y su oxidación tan sólo genera agua, por lo que es perfectamente compatible con el entorno, generando un "impacto nulo". Aunque hay que tener en cuenta en este punto la procedencia del agua, su tratamiento previo y el origen de la propia electricidad que se utilice en su generación.

La desventaja principal del hidrógeno es que al ser un gas tiene una muy baja densidad (licuado presenta una densidad de 70,4 gr/l, frente a los 760 gr/l de la gasolina), lo que termina por generar un baja densidad energética, con 2,32 kWh/litro. Además el hidrógeno tiene una alta difusividad, por lo que presenta problemas en su almacenamiento y manejo que, aunque solventables actualmente, encarecen la tecnología disponible para su utilización y complican su uso posterior.

 
Proyecto power to gas en Hamburgo-Reitbrook - Gentileza de HanseWerk.

La obtención del hidrógeno puede llevarse a cabo usando la electricidad para generar la electrólisis del agua, un recurso natural ampliamente disponible en la mayoría de los casos, y producto de la propia oxidación posterior del hidrógeno, razón por la que se le considera un "combustible limpio".

Esta metodología es la que se propone como principal medio de generación del hidrógeno como vector energético, siendo especialmente relevante en energías renovables térmicas. En estas últimas, parte de la energía necesaria para separar el oxígeno y el hidrógeno podría incluso suministrarse en forma de calor sobrante, generando vapor que se podría disociar en un futuro mediante electrolizadores de vapor, reduciendo así la demanda de energía eléctrica para la disociación de la molécula de agua.

Directamente aplicable también a sistemas térmicos (fundamentalmente solares y nucleares), y cerrando el círculo sobre este tema, tal y como ya adelantábamos en el post sobre "Almacenamiento de Calor", hay que tener en cuenta la disociación del agua mediante ciclos termoquímicos para generar hidrógeno como otra de las opciones en estudio para el almacenamiento de energía. De los cerca de 300 ciclos estudiados para la producción de hidrógeno por esta vía, basados fundamentalmente en el uso de óxidos metálicos, existen una treintena cuyo desarrollo podría ser factible e interesante en este punto.

El hidrógeno presenta así un alto potencial como vector para el almacenamiento tanto de calor como de electricidad, siendo uno de los pocos vectores que presenta esta dualidad tan útil para ciertos sectores de las renovables.

En cualquier caso, la tecnología de generación y transporte de hidrógeno como vector energético aún es inmadura y precisa mejorar ciertos aspectos, como el rendimiento de la electrólisis, próximo al 70% de la energía entrante. Un rendimiento que aún puede descender más si se tiene en cuenta el almacenamiento, que en condiciones alta presión o licuados puede llegar a consumir hasta el 50% de la energía.

La otra alternativa interesante que se está empezando a plantear en cuanto a almacenamiento químico de energía es el reciclaje del CO2, una vía de almacenamiento que ya tratamos en el artículo "Reciclando el CO2" y que empieza a plantearse como una alternativa que permitiría la generación de combustibles gaseosos o incluso líquidos, mucho más densos que el hidrógeno, e incluso compatibles con los actuales motores de combustión, es decir, permitiendo obtener "gasolina del aire".... una alternativa energética más que interesante y que va más allá del almacenamiento de energía.

Algunas propuestas tecnológicas actualmente en desarrollo prometen obtener combustibles mediante diversas vías, ya sea generando un gas de síntesis (CO, CO2 y H2) y llevándolo a un proceso Fisher-Tropsch, para producir combustibles, generando metano sintético mediante la reducción del CO2 en un proceso de metanación catalítico, o generando metanol y de ahí realizar la conversión metanol / combustible, o sencillamente reservando este mismo metanol como vector energético para la generación directa de energía.

De hecho, utilizar el metanol como medio para el reciclaje del CO2 y convertirlo además en un vector energético no parece a priori una mala solución en tanto que se conseguiría un combustible con una densidad de 791 gr/l y un poder calorífico de 5.85 kWh/kg, lo que supone una densidad energética superior a la del propio hidrógeno, con cerca de 4,62 kWh/litro, lo que optimiza su almacenamiento y posterior utilización.

La generación de metano sintético también podría ser una alternativa interesante si se considera que es un combustible que podría reinyectarse directamente a la red de gasoductos. De esta forma, aunque no fuese para su uso como vector energético puro, si que serviría para la generación de gas natural de red aprovechando los excedentes de energía.

En cualquier caso, el sistema aún requeriría de una "vuelta de tuerca" para incrementar los rendimientos asociados, ya que al rendimiento visto para la electrólisis del agua, próximo al 70%, habría que sumar una eficiencia en la metanización que como mucho llegaría al 80%, por lo que el rendimiento global no pasaría del 56% para la generación de metano sintético (sin considerar que si se busca su adopción como vector energético habría que restar las pérdidas de su reconversión a energía eléctrica). 

Aun así, los sistemas de "Power to Gas" (P2G) o "Power to Liquid" (P2L), que es como se define a estos medios para la generación de combustibles a partir de electricidad, se convierten pues en una alternativa de futuro a tener en cuenta, existiendo hoy en día ya multitud de experiencias en el mercado implementadas y en funcionamiento.

¿Será posible en un futuro disfrutar de un sistema de almacenamiento de energía cerrado, inocuo y que, en el peor de los casos, se renovaría capturando CO2 de la atmósfera y agua?

Fuente de elaboración propia.

La segunda derivada a tener en cuenta, cuando ya tenemos varios combustibles generados a partir de energía eléctrica, es proceder a un uso que permita el máximo aprovechamiento del recurso generado, volviendo a generar energía eléctrica cuando así se precise, segunda parte de la vectorización.

La alternativa de usar motores de combustión para la generación de energía, a tenor de las eficiencias comentadas con anterioridad, no parece la más adecuada, por lo que lo suyo es pensar en una forma óptima de generación, y en este sentido la alternativa es pensar en la combustión como en una oxidación química que puede llevarse a cabo de forma controlada en un dispositivo electroquímico similar a una batería.

Aquí es donde surgen las denominadas como pilas, celdas o células de combustible, que no son más que baterías en las que los reactivos que producen la electricidad son consumidos, y por lo tanto precisa de una reposición continua.

En una pila de combustible, tal y como se puede ver en la siguiente figura, el combustible (hidrógeno, metanol, CO, etc) se suministra al ánodo, mientras que el oxidante (oxígeno, aire, etc) se suministra al cátodo, ambos formados por electrodos que permiten catalizar la reacción. En medio de ambos se encuentra el electrolito, que hace que las funciones de aislante eléctrico, medio para la difusión y/o intercambio de protones y separador de las reacciones químicas.

De esta forma, en el ánodo el combustible se oxida, cediendo los electrones a un circuito exterior, mientras que en el cátodo el oxidante se reduce aceptando dichos electrones. La reacción es exotérmica, por lo que parte de la energía "se pierde en forma de calor disipado" (si nosotros queremos). Aún a el aprovechamiento del combustible en una pila es superior al de cualquier motor de combustión, con rendimientos entre el 40% y el 60%, pudiendo llegar al 90% en cogeneración.

Representación esquemática básica de una celda de combustible. - Elaboración propia

El principio de generación de las pilas de energía es tan interesante, especialmente en el caso de la aplicación de hidrógeno y oxígeno como combustible y comburente, que precisamente es el sistema que seleccionó la NASA en 1950 para permitir la generación de energía y, a su vez, suministrar de calor y agua pura a los sistemas de sus naves tripuladas.

Siguiendo este principio de funcionamiento hay en el mercado actualmente diversas pilas de combustible diferenciadas en función del combustible aceptado y el tipo de electrolito utilizado, principalmente. Cada una de ellas presenta distintas ventajas y desventajas , fundamentalmente debidas a los siguientes factores:

  • El elevado coste que supone el uso de determinados materiales como el platino, para los cuales ya se está estudiando alguna sustitución en la actualidad.
  • La "baja eficiencia en la generación de energía", problemática cuando esta no es especialmente alta y, sin embargo, no se compadece con una reducción equivalente en su precio.
  • La corta vida útil que presentan alguna de ellas sobretodo en aquellos casos en los que el funcionamiento se produce a más alta temperatura.
  • La necesaria mejora que se precisa en las prestaciones de alguna de ellas, sobretodo en cuanto a velocidad de arranque (como las SOFC), la sensibilidad a la contaminación o la temperatura, así como la poca robustez.
Fuente de elaboración propia recopilando información disponible de las principales pilas en el mercado.

El futuro de estos sistemas evidentemente está en la generación de energía en sustitución de los actuales motores de combustión, propios de una tecnología del pasado, pero quizás las pilas de combustible puedan incluso ofrecernos más, y en un futuro podamos ver pilas de combustible reversibles (también conocidas como pilas regenerativas), sistemas con un mayor eficiencia energética, unos menores costes de fabricación e incluso una mayor robustez y flexibilidad en el uso de combustibles.


Cargando las pilas en la red:

La otra alternativa química es el uso de reacciones de oxidación y reducción en las que los productos químicos no son el oxígeno y un combustible, sino pares de sustancias que interaccionan (pares redox) reduciéndose y oxidándose en celdas (sistemas de ánodo, cátodo y electrolito) que conectadas en serie entre sí forman pilas electroquímicas que son capaces de proporcionar distintas potencias y capacidades energéticas.

Testigo de batería en vehículo.

Estos sistemas de almacenamiento se llevan usando desde hace prácticamente 200 años en muy diversos sistemas, evolucionando considerablemente desde que los inventó en 1800 Alessandro Volta. Pero no ha sido hasta las últimas décadas cuando la proliferación de las necesidades energéticas en sistemas portátiles (desde móviles, hasta tablets, ordenadores o incluso coches eléctricos) ha hecho que sean verdaderamente conocidas, siendo su aplicación al almacenamiento de energía a gran escala aún una alternativa muy joven y con muchas limitaciones.

Existen multitud de distintos tipos de baterías o pilas electroquímicas, que podríamos clasificar fundamentalmente en función del tipo de celda del que dispongan y de los pares redox que usen o cómo se presenten estos (en estado sólido o como flujos separados). Sin embargo, son sólo tres los parámetros básicos que tendremos que tener en cuenta a la hora de evaluar la tecnología de almacenamiento electroquímico a usar en cada caso:
  • La densidad energética que presenta la tecnología, marcada por la capacidad de almacenamiento Wh y el peso o volumen del sistema que precisemos, Wh/kg o Wh/l, en función del parámetro que resulte más relevante para el uso en concreto que busquemos. Este factor sigue siendo una desventaja para las baterías frente a usos como el de la movilidad eléctrica, con densidades de 180 a 350 Wh/kg.
  • La vida útil del sistema, marcada fundamentalmente por el número máximo de ciclos que podamos realizar sin experimentar un descenso superior al 20% en la capacidad de almacenamiento del sistema. Un aspecto que limita considerablemente las inversiones de cara a su posterior amortización, en función del uso, y que continúa siendo una de las principales desventajas de estos sistemas, cuya vida útil aún esta en el entorno de los 5.000 a 8.000 ciclos, para las baterías más comunes, debido a la degradación que sufren habitualmente los materiales que componen los electrodos.
  • El coste de la inversión en función de la capacidad de almacenamiento de energía y/o el número de ciclos que es posible realizar, si vamos a realizar la comparativa entre tecnologías, realizando un cálculo en función de los miles de euros por kWh almacenado.
Otros aspectos como la eficiencia son quizás menos relevantes, ya que las baterías electroquímicas presentan eficiencias globales que están entre el 75% y el 90%, dependiendo de la profundidad de descarga, estando en los niveles de los mejores sistemas de almacenamiento energético vistos hasta el momento.

La capacidad de almacenamiento o la potencia entregada también son otra de sus ventajas, ya que la modularidad del sistema permite adaptarlo prácticamente a cualquier necesidad, sin más limitación que el peso / volumen alcanzado. Este factor, si bien es limitante para ciertas aplicaciones, para la regulación eléctrica en redes (almacenamientos estacionarios a gran escala), que al fin y al cabo es de lo que estamos hablando, no es algo relevante.

En todo caso, siendo realistas, la industria de las baterías electroquímicas está centrada en otros temas como la movilidad eléctrica (coches eléctricos) y la electrónica portátil, intentando responder con mayor autonomía a las cada vez más elevadas exigencias energéticas de los equipos, habiendo quedado el almacenamiento a gran escala en un segundo plano.

Esto hace que, para el almacenamiento de energía procedente de la red en aplicaciones estacionarias de regulación como las que estamos analizando en esta serie de artículos, ahora mismo las únicas baterías que existen a escala comercial son las desarrolladas por los japoneses de NGK Insulators, Ltd., en base a la patente que en 1960 desarrolló Ford Motor Company, para posteriormente venderla a la empresa, que la desarrolló a escala comercial de la mano de TEPCO (Tokyo Electronic Power Company).

Estas baterías están basadas en el interés del Sodio (Na) como electrodo negativo, ya que además de la abundancia y bajo precio del material, tiene un alto potencial electronegativo, lo que permite obtener potenciales de celda de hasta 2,1 V para su combinación con azufre (Na-S) o de hasta 2,6 V en su combinación con Cloruro de Níquel, en las baterías conocidas como ZEBRA. El principio de funcionamiento requiere que los electrodos se encuentren fundidos y separados por un material cerámico aislante compuesto por óxido de aluminio (alúmina) en su fase beta, semipermeable a los iones sodio.

Las baterías resultantes de este sistema actualmente en el mercado requieren de un autoconsumo para mantener los electrodos fundidos y la permeabilidad iónica del electrolito, algo que se consigue a temperaturas por encima de los 300ºC, presentando aún así una eficiencia energética global del 85% (75% incluyendo las pérdidas de sistema), y un bajo mantenimiento. La densidad de almacenamiento de energía que presentan es elevada, de 194 kWh/m3 o cerca de 86 Wh/kg, y su respuesta se encuentra en el orden del milisegundo. La oferta comercial se presenta en módulos de 1 MW de potencia con una capacidad de almacenamiento de 7 MW (7 horas de suministro) pudiendo escalarse de forma modular hasta los niveles deseados en cada aplicación.

En la actualidad, las instalaciones más grandes desarrolladas por NGK cuentan con una capacidad de almacenamiento de 245 MWh y una potencia de 35 MW, encontrandose en Japón (para un parque eólico de 51 MW) y en Italia (dentro del marco de colaboración con TSO TERNA). Sin embargo, está previsto que a finales de marzo del año que viene se encuentre construida ya la planta más grande de esta compañía, de 50 MW (350 MWh), dentro de las instalaciones de Mitsubishi Electric Corporation.

Estas plantas no son más que el testimonio de los más de 400 MW de potencia de almacenamiento ya instalada en todo el mundo (unos 2,4 GWh) desde que comenzaron sus actividades en 2002, más de la mitad de ellos en Japón, y un indicativos de que, a pesar de que los costes de este tipo de instalaciones pueden rondar actualmente los 2.800 /kW instalado de potencia, el alto número de ciclos disponible (del orden de los 4.500 ciclos al 100%) la convierten en una tecnología prometedora actualmente en expansión con costes que rondan los 0,077 /kWh.Ciclo de almacenamiento.

Las alternativas a la tecnología de sodio son aún escasas, y las experiencias de escala más o menos comercial llevadas a cabo (para el almacenamiento de energía a gran escala) se reducen a unas pocas plantas de pocos MW, instaladas con mayor o menor éxito, y fundamentalmente basadas en tecnologías ya implementadas a menor escala. Esto es lo que ocurrió, por ejemplo, con las baterías de plomo-ácido durante los años 80 y 90, llegando a existir plantas que operaron a potencias de hasta 20 MW, como la instalada en Puerto Rico en 1994, actualmente ya abandonada.

En el mismo campo, el de las baterías en estado sólido, las baterías de Litio-Ion y las de Ni-Cd, parece que podrían hacer frente a ciertas aplicaciones energéticas en las que las baterías de sodio podrían no ser tan competitivas. 

Proyecto Tehachapi Li-Ion - Fotografía gentileza de Edison International
Las baterías de Li-Ion son una de las tecnologías más prometedoras desde los años 80. Su funcionamiento está basado en las propiedades del Litio, el metal más ligero conocido por el hombre, que además dispone de un elevado potencial de reducción. Su uso pasa habitualmente por la inserción del metal dentro de la red cristalina de otro material o compuesto, como óxidos metálicos o fosfatos para el cátodo (óxido de cobalto, manganeso o recientemente los fosfatos de hierro lítio LFP) y carbono o titanio para el ánodo (grafitos, grafenos, carbón activo e incluso titanato de litio), usando como electrolito distintos compuestos orgánicos líquidos que contienen el litio disuelto.

La tecnología presenta bajos tiempos de respuesta (unos 200 ms) y las mayores densidades de almacenamiento en el ámbito de las baterías electroquímicas (con capacidades de 180 a 350 Wh/kg). Sin embargo, una vida útil aún en el rango de los 5.000 ciclos y ciertos problemas por resolver en las condiciones de operación limitan aún su aplicación a gran escala, presentando todavía costes elevados.

Actualmente se está probando para el almacenamiento de energía en Estados Unidos, en las instalaciones eólicas de Tehachapi, en el desierto de Mojave, donde la compañía SCE (Southern California Edison's) ha instalado un almacenamiento con baterías de Li-Ion de LG Chem, iguales que las montadas en el Chevrolet Volt, con una potencia de 8 MW y una capacidad de almacenamiento de 32 MWh, para lo cual ha precisado de 604.832 baterías. El coste del proyecto es de cerca de 50 millones de dólares, lo que arroja un coste para la tecnología aún muy caro, con aproximadamente 0,29 /kWh.Ciclo.


Pilas recargables NiMH clásicas - Fuente propia.
Las baterías alcalinas, entre las que encontramos las famosas de Ni-Cd (Niquel - Cadmio) o Ni-MH (Niquel - Hidruro metálico) son quizás las más habituales en nuestras vidas tras las baterías de ácido plomo.

La diferencia frente a las baterías de ácido es que utilizan un óxido de niquel como electrodo positivo combinado con otra especie metálica actuando como electrodo negativo, ambos inmersos en un electrolito básico, que comunmente es KOH (Hidróxido potásico).


Como batería presentan ventajas para su uso frente a las clásicas de plomo, como su capacidad de sobrecarga continua y un mayor número de ciclos de uso, pero sus prestaciones actuales para la escala que tratamos aquí aun son escasas, ya que tienen una densidad de energía de sólo 40 Wh/kg y poco más de 2000 ciclos de vida, con costes que son más elevados que los vistos anteriormente, y que aunque contásemos con hasta los 5000 ciclos de uso completos, estarían entorno a los 0,8 €/kWh.Ciclo.


La evolución natural del mercado en este sentido parece ir de las clásicas baterías ácidas de plomo, ya extintas para estos usos, a las baterías de Ni-Cd Alcalinas, que progresivamente se han ido sustituyendo por las de NiMH, las cuales están encontrando un duro competidor ya en las baterías de Li-Ion, vistas anteriormente, especialmente en determinadas aplicaciones electrónicas.

Existe no obstante una aplicación a escala comercial de baterías de Ni-Cd realizada en Alaska por la GVEA (Golden Valley Electric Association). La instalación, con un coste de 35 millones de dólares, se puso en marcha en 2003 como un sistema de almacenamiento con 27 MW de potencia cuyo objetivo es el de dar cobertura a los cortes de suministro durante 15 minutos, permitiendo así la puesta en marcha de medios de generación propios. El sistema, en marcha actualmente, cuenta con un total de 13.760 celdas de Ni-Cd y ha dado ya cobertura sin problemas a más de 530 eventos de red desde su puesta en marcha.
De las baterías en estado sólido debemos dar el salto a las baterías de flujo para encontrarnos alternativas a nivel de red eléctrica. 

Estas baterías son una simplificación del concepto de almacenamiento electroquímico a medio camino entre las células de combustible y las baterías vistas hasta el momento. En ellas lo que se propone es disolver las especies electroquímicamente activas en el propio electrolito y separarlas en dos tanques independientes, de forma que cuando se quiera generar energía se fuerce su circulación a través de una serie de celdas separadas por una membrana semipermeable en la que se realiza el intercambio, generando la electricidad o recargando los electrolitos a través de un circuito eléctrico externo.


Esquema de funcionamiento de la Batería de VRB (flujo de Vanadio)
Cortesía de la Pacific Norhwest National Laboratory

La baterías de flujo tienen la ventaja de que, por definición, separan los conceptos de capacidad de almacenamiento y potencia de generación. De esta forma, la capacidad de almacenamiento vendrá dada por el volumen de electrolito almacenado y por la concentración de la especie activa contenida, mientras que la potencia estará vinculada al número de celdas electrolíticas disponibles y la superficie del electrodo.

Este hecho es el que les confiere su mayor interés, ya que les aporta una enorme flexibilidad en el diseño, en función de cada tipo de aplicación, así como  propiedades de excepcional valor para su aplicación a la regulación en redes eléctricas, ya que:
  • Por un lado disponen de una larga vida útil, ya que sus reacciones simples y el almacenamiento por separado de sus componentes garantizan un alto número de ciclos y una mínima descarga.
  • Sus construcción permite además que sus componentes más "delicados" puedan ser sustituidos fácilmente y bajo costes asumibles. De esta forma, las bombas de impulsión pueden sustituirse cada 5 o 7 años, o los electrolitos pueden cambiarse fácilmente sin afectar al resto del sistema.
  • Es posible además ampliar considerablemente su capacidad de almacenamiento sólo incrementando el volumen del electrolito almacenado, a bajo coste.
  • El tiempo de respuesta es mínimo, de pocos milisegundos, y sus rendimientos globales muy interesantes, de hasta el 85% en el caso de las baterías de flujo de vanadio (VRB).
La empresa japonesa SEI (Sumimoto Electric Industries Ltd) es una de las abanderadas de esta tecnología, habiendo implementado diversas plantas de pequeña y mediana escala, fundamentalmente de la tecnología VRB, la más extendida, siendo la mayor de ellas de 4 MW de potencia y 6 MWh de capacidad de almacenamiento (ejecutada para el campo eólico de Subaro, en Japón). 

Aunque estas baterías son las más comunes, existen baterías de flujo también de ZnBr, o tecnologías de FeCr (ICB) que funcionan bajo este principio, aunque quizás con menores rendimientos globales, lo que ha hecho que queden en un segundo plano.

El desarrollo de las baterías de flujo a medio plazo es, en cualquier caso, uno de los campos más prometedores en la línea de almacenamiento electroquímico, y junto a nuevos conceptos emergentes de baterías, como las de metal - aire, o las batería de litio - azufre, o ión-sodio, hacen que el sector de las baterías se mantenga aún en las primeras posiciones de investigación para el almacenamiento eléctrico a gran escala.




Algunos enlaces de interés:



     

Comentarios

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    1. Muchas gracias Gorka por la visita y por tus consideraciones. También he visitado tu blog y me parece una interesante idea de negocio. Un saludo.

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