Almacenamiento de energía a escala de red, explicado: cómo la red acumula energía

La electricidad tiene una restricción inusual: la oferta y la demanda deben coincidir casi al instante, cada segundo de cada día. Durante un siglo, la red cumplió esa restricción construyendo generadores que podían subir y bajar su producción, y manteniendo una flota de ellos girando por si acaso. El almacenamiento cambia los términos del problema. Al mover electricidad a través del tiempo (absorbiendo energía cuando es barata o sobra y liberándola cuando el sistema está tensionado), el almacenamiento convierte un acto de equilibrio instantáneo en una decisión de inventario.

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Esa es la promesa. La realidad es una disciplina de ingeniería y finanzas llena de unidades confusas, tecnologías en competencia y disyuntivas marcadas. Esta es una guía en lenguaje llano sobre qué es el almacenamiento a escala de red, qué hace y qué determina realmente si se construye un proyecto.

Las dos cifras detrás de cada proyecto: MW y MWh

El almacenamiento se describe con una sola palabra, «capacidad», pero tiene dos calificaciones distintas, y confundirlas causa la mayor parte de la confusión.

• Potencia (MW) es la velocidad a la que puede moverse la energía: el tamaño de la tubería. Determina con qué rapidez un sistema puede cargarse o descargarse.
• Energía (MWh) es cuánta puede almacenarse: el tamaño del depósito. Determina cuánto tiempo el sistema puede sostener esa potencia.

La duración es simplemente la energía dividida por la potencia. Un sistema de 100 MW y 400 MWh es una batería «de 4 horas»: puede descargar a plena potencia durante cuatro horas. Los mismos 100 MW con 200 MWh forman un sistema de 2 horas. Por eso los costes de las baterías se citan con tanto cuidado: los referentes de baterías a escala de red de NREL presentan el coste de capital por kilovatio-hora (que baja a medida que crece la duración, porque la parte de energía se reparte entre más horas) y por kilovatio (que sube con la duración), y advierten de que una cifra de coste carece de sentido si no se indica la duración.

Ayuda agrupar los proyectos por clase de duración, porque cada clase tiende a cumplir funciones distintas:

Class            Typical role                          Discharge window
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Short (≤1 h)     Frequency regulation, fast reserve     seconds–minutes
2-hour           Peaking capacity, energy arbitrage     ~2 h at rated MW
4-hour           Solar time-shift, capacity adequacy    ~4 h at rated MW
8-hour           Overnight renewable shifting           ~8 h at rated MW
Long (10 h+)     Multi-day and seasonal firming         ~10 h to days
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Duration (h) = energy (MWh) ÷ power (MW)

El Departamento de Energía de EE. UU. considera «larga duración» a los sistemas que pueden descargar durante diez horas o más, un umbral que importa porque la economía del ion-litio se debilita a medida que se alarga la duración y las tecnologías alternativas empiezan a competir. La mayoría de las baterías de red que se construyen hoy se sitúan en la banda de 2 a 4 horas; la frontera es todo lo que está por encima.

Un menú de tecnologías, cada una con su nicho

BESS de ion-litio. El caballo de batalla. Un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) empaqueta celdas (hoy abrumadoramente de fosfato de hierro y litio (LFP) para uso estacionario, en lugar de la química de níquel-manganeso-cobalto (NMC) común en los vehículos) en racks dentro de recintos tipo contenedor, junto con equipos de conversión de potencia y gestión térmica. El ion-litio ganó la primera oleada porque es modular, fabricado en fábrica y rápido de desplegar. El trabajo de PNNL sobre costes y rendimiento concluyó que un sistema de ion-litio LFP de 100 MW y 10 horas totalmente instalado costaba alrededor de 356 $/kWh, y que el bloque de almacenamiento de CC por sí solo representaba una gran parte del total.

Baterías de flujo. Almacenan energía en electrolitos líquidos contenidos en depósitos externos, que circulan por una pila de celdas. El rasgo definitorio es que la potencia y la energía escalan de forma independiente: si quieres más horas, construyes depósitos más grandes; si quieres más potencia, añades pilas. Las baterías de flujo redox de vanadio usan el mismo elemento en ambos lados, lo que limita la contaminación cruzada, toleran la descarga profunda, conllevan un bajo riesgo de incendio porque el electrolito es acuoso y ofrecen una vida de ciclos muy larga, a costa de una mayor superficie y un precio inicial más alto. Son un encaje natural para el servicio de varias horas y de larga duración.

Hidroeléctrica de bombeo (PSH). Sigue siendo, con diferencia, la mayor forma de almacenamiento de red del mundo. Dos embalses a distinta altitud se conectan mediante turbinas y bombas; se usa energía para bombear agua cuesta arriba cuando la electricidad es barata y se suelta cuesta abajo para generar cuando es valiosa. La Asociación Internacional de Hidroenergía cifra la capacidad instalada de PSH en unos 200 GW, y representa la inmensa mayoría de la energía de almacenamiento de larga duración en todo el mundo. La PSH ofrece de horas a días de almacenamiento y puede funcionar durante décadas, pero está atada a la geografía y es lenta de autorizar y construir. Investigación del DOE ha situado su coste nivelado en torno a 0,12–0,14 $/kWh para plantas grandes.

Almacenamiento térmico. En lugar de almacenar electrones, los sistemas térmicos almacenan calor (en sales fundidas, partículas sólidas, hormigón o materiales de cambio de fase) y lo reconvierten en electricidad mediante una máquina térmica. Las evaluaciones tecnológicas del DOE describen un espectro que va desde los maduros sistemas de dos tanques con sales fundidas usados con energía solar de concentración hasta diseños emergentes de partículas en movimiento y lechos compactos que podrían ubicarse casi en cualquier lugar, incluso en centrales fósiles retiradas. La eficiencia de ida y vuelta es menor que la de las baterías, pero el medio de almacenamiento suele ser barato y longevo.

Inversores: la discreta diferencia entre seguir y formar

Las baterías y la mayoría de las renovables se conectan a la red de corriente alterna a través de inversores, y la estrategia de control dentro de esos inversores resulta ser una de las cuestiones de ingeniería más trascendentales de la transición.

Un inversor seguidor de red actúa como una fuente de corriente. Lee la tensión y la frecuencia de la red e inyecta potencia en sincronía con ellas. Así funcionan hoy la inmensa mayoría de los inversores, y es eficiente y bien comprendido. Pero depende de otra cosa (tradicionalmente un gran generador giratorio) para establecer la tensión de referencia de la red y aportar la inercia física que resiste los cambios súbitos de frecuencia.

Un inversor formador de red actúa más bien como una fuente de tensión, mantiene su propia referencia interna de tensión y responde casi al instante a las perturbaciones. La hoja de ruta de investigación de NREL sobre inversores formadores de red enmarca el cambio sin rodeos: a medida que los recursos basados en inversores desplazan a las máquinas síncronas, las redes pierden inercia y la estabilidad puede degradarse cuando la penetración de inversores se vuelve alta. Los controles formadores de red son la respuesta propuesta, y NERC ha sostenido que las nuevas baterías conectadas a la transmisión deberían construirse con capacidad formadora de red porque el coste incremental es pequeño en relación con el beneficio para la estabilidad del sistema.

El beneficio práctico incluye un mejor comportamiento en zonas de red débil, mejor soporte de tensión y frecuencia y, en algunas configuraciones, capacidad de arranque en negro, la habilidad de energizar una red muerta sin una fuente de energía externa. Adaptar inversores antiguos suele ser difícil, así que la elección a menudo se hace para toda la vida útil del activo.

Lo que el almacenamiento vende en realidad

Una batería gana dinero siendo útil de más de una manera, y los operadores apilan flujos de ingresos. FERC agrupa los servicios auxiliares que mantienen estable una red en un conjunto reconocible, y el almacenamiento puede prestar la mayoría de ellos.

• Arbitraje de energía: cargar cuando los precios mayoristas son bajos y descargar cuando son altos. El margen bruto es el diferencial de precios menos las pérdidas de ida y vuelta.
• Regulación de frecuencia: ajustes segundo a segundo que mantienen estable la frecuencia de la red. Las baterías destacan aquí porque su electrónica de potencia puede invertir la dirección de salida en milisegundos.
• Capacidad de punta: sustituir a una planta de gas «de punta» durante los pocos cientos de horas al año en que la demanda es máxima.
• Reservas operativas: capacidad giratoria y no giratoria lista para reemplazar un generador perdido, normalmente en diez minutos.
• Soporte de tensión: inyectar o absorber potencia reactiva para mantener la tensión dentro de límites.
• Arranque en negro: reiniciar la red tras un apagón, un servicio de nicho pero de alto valor.

La mezcla de ingresos cambia a medida que maduran los mercados. En varios mercados, los servicios de respuesta de frecuencia dominaron al principio los ingresos de las baterías y luego se comprimieron con fuerza cuando suficientes baterías se cualificaron para prestarlos. El arbitraje y los pagos por capacidad han pasado a liderar como flujos de crecimiento, un recordatorio de que un caso de negocio basado en un único precio de mercado incipiente es frágil.

La economía: LCOS, eficiencia y degradación

La métrica de comparación principal es el coste nivelado del almacenamiento (LCOS): el precio medio que tendría que obtener una unidad de energía descargada para cubrir costes a lo largo de la vida de un proyecto. La metodología de PNNL deja claro por qué el LCOS es más honesto que un precio de etiqueta: incorpora el coste de capital, la operación y el mantenimiento fijos, el coste de carga (incluidas las pérdidas), la financiación y los gastos de capital necesarios para la ampliación y el reemplazo a mitad de vida. Dos sistemas con el mismo coste instalado pueden tener LCOS muy distintos una vez contabilizadas la vida útil y la degradación.

La eficiencia de ida y vuelta es la proporción de energía introducida que vuelve a salir. Los sistemas modernos de ion-litio suelen situarse en torno al 85–90 % de CA a CA una vez multiplicadas las pérdidas de batería, conversión de potencia, transformador y auxiliares, y esa eficiencia se degrada ligeramente a medida que las celdas envejecen y sube la resistencia interna.

La degradación y la ampliación son donde se gana o se pierde el valor a largo plazo. Las celdas de ion-litio pierden capacidad tanto por ciclado como por envejecimiento calendario, y el calor y un estado de carga alto aceleran el declive. La mayoría de los contratos a escala de red no prometen energía nominal para siempre; prometen una curva de retención decreciente, a menudo hasta aproximadamente el 65–70 % de la capacidad inicial, dentro de un sobre de operación definido por ciclos, profundidad de descarga, temperatura y estado de carga. Para seguir entregando un número fijo de MWh en el contador, un propietario o sobredimensiona al principio o añade capacidad de «ampliación» a mitad de la vida del proyecto. La ampliación aplaza capital y aprovecha la bajada de precios de las celdas, pero exige espacio reservado, hardware compatible y un diseño cuidadoso de las garantías.

Las cadenas de suministro planean sobre todo esto. El trabajo de la AIE sobre minerales críticos concluye que China concentra alrededor del 80 % de la capacidad de fabricación de la cadena de suministro de baterías de ion-litio y procesa más del 70 % de minerales clave como el litio, el cobalto, el grafito y las tierras raras. Incluso el LFP, que evita el cobalto y el níquel, tiene cuellos de botella concentrados como el ácido fosfórico purificado. La volatilidad de precios y las restricciones a la exportación han convertido la concentración de suministro de un riesgo teórico en una restricción de planificación, y los esfuerzos de diversificación se inclinan hacia la minería más que hacia las etapas de refinado y fabricación, que son las que más importan.

Seguridad contra incendios y normativa

Toda instalación de almacenamiento electroquímico es una instalación industrial con riesgo de incendio, y los códigos se han endurecido en consecuencia. En Estados Unidos, la norma central de instalación es la NFPA 855, que fija requisitos de emplazamiento, distancias de separación, detección y extinción de incendios, control de explosiones, detección de gases y planificación de emergencias según la tecnología, la ubicación y el tamaño de la instalación. El método de ensayo de referencia es la UL 9540A, que evalúa cómo se propaga la fuga térmica por un sistema de baterías, desde la celda hasta el módulo, la unidad y la escala de toda la instalación. Los ensayos de incendio a gran escala se han vuelto más exigentes: las últimas ediciones los requieren de forma más amplia y añaden una evaluación explícita de deflagración, porque un incendio de ion-litio puede producir gas de venteo inflamable que se enciende. A escala internacional, el Código Internacional de Incendios desempeña un papel similar, y las autoridades locales suelen añadir sus propios requisitos. La seguridad contra incendios es una de las áreas de cambio más activas del sector, y los plazos de permisos a menudo dependen de ella.

Almacenamiento, renovables, VPP y la cola de conexión

El almacenamiento es el socio habilitador de las renovables variables, no un competidor. La solar y la eólica son baratas pero no despachables; las baterías y los sistemas de larga duración desplazan su producción hacia el pico vespertino, la afirman y aportan la flexibilidad rápida que necesita una red con alta penetración renovable. El análisis de la AIE sobre el almacenamiento en baterías señala que las baterías se adaptan bien a proporcionar flexibilidad a corto plazo durante periodos de aproximadamente una a ocho horas y que la capacidad de almacenamiento debe multiplicarse varias veces para sostener una triplicación de la capacidad renovable. También subraya que las reglas de mercado deben pagar al almacenamiento el valor pleno de los servicios que presta, no solo la energía.

En el extremo pequeño, las centrales eléctricas virtuales (VPP) agregan activos distribuidos (baterías domésticas, termostatos inteligentes, carga de vehículos eléctricos controlable, cargas comerciales) en algo que se comporta como un recurso a escala de red. El trabajo del DOE «Pathways to Commercial Liftoff» estima que desplegar 80–160 GW de VPP, suficiente para atender el 10–20 % de la carga punta, podría cubrir el crecimiento de la demanda y a la vez reducir los costes totales de la red, y señala que la capacidad de VPP en Norteamérica ya ha crecido hasta unos 33 GW. Las barreras son menos tecnológicas que comerciales: la inscripción, el despacho estandarizado y una compensación que refleje el valor entregado.

Luego está el cuello de botella que afecta al almacenamiento tanto como a la generación: la interconexión. Antes de que un proyecto pueda conectarse a la red de transmisión, debe pasar estudio tras estudio para determinar qué mejoras hacen falta y quién paga. El análisis «Queued Up» del Berkeley Lab concluyó que, al final de su último periodo de encuesta, había unos 10.300 proyectos, que representaban unos 1.400 GW de generación y 890 GW de almacenamiento, esperando en las colas de EE. UU.; que un proyecto típico tardaba unos 55 meses desde la solicitud hasta la operación comercial; y que solo una pequeña minoría de proyectos llega a construirse. El almacenamiento afronta el mismo atasco, y en algunas regiones un escrutinio adicional sobre cómo se comporta una batería durante los fallos.

Salvedades

Algunas matizaciones honestas. La «duración» es una decisión de diseño, no una propiedad fija: el mismo hardware puede despacharse de forma distinta, y la energía nominal rara vez es utilizable por completo debido a las reservas de estado de carga, las pérdidas de conversión y la degradación. Las comparaciones entre tecnologías son sensibles a los supuestos: una estimación puntual para la hidroeléctrica de bombeo no es el coste del próximo proyecto. Los mercados de servicios auxiliares son pequeños y se saturan con rapidez, así que los ingresos históricos son una mala guía para los futuros. Y las promesas de larga duración merecen escrutinio: una tecnología barata por kWh pero cara por kW puede seguir siendo poco económica para una red que necesita ambas cosas.

Qué observar

Las preguntas interesantes están pasando de «¿pueden las baterías equilibrar una red?» a «¿qué tecnología gana a qué duración, y quién paga?». Observe tres cosas en particular. Primera, si los requisitos de inversores formadores de red pasan de recomendación a práctica estándar, porque eso determina cuánto almacenamiento puede absorber una red antes de que la estabilidad se convierta en la restricción vinculante. Segunda, si las tecnologías de larga duración (baterías de flujo, hidroeléctrica de bombeo avanzada, sistemas térmicos y de aire comprimido) cruzan el umbral de coste en el que superan al ion-litio sobredimensionado para el desplazamiento de varios días. Tercera, si la reforma de la interconexión y las reglas de mercado de los VPP acortan de verdad el camino del proyecto a la electricidad, porque el almacenamiento más barato del mundo no hace nada mientras espera en una cola.

Imagen de portada: una batería de flujo de vanadio contenerizada de 1 MW / 4 MWh en el campus de Schweitzer Engineering Laboratories en Pullman, Washington, propiedad de Avista Utilities y fabricada por UniEnergy Technologies; fotografiada por UniEnergy Technologies vía Wikimedia Commons, bajo licencia CC BY-SA 4.0, recortada a 16:9.