La energía eléctrica es uno de los recursos más valiosos para el desarrollo y permanencia de la humanidad. Ésta puede obtenerse de diversas fuentes, desde hidrocarburos hasta el sol. Sin embargo, energías intermitentes como la eólica y la solar dificultan la gestión de la red que exige un equilibrio constante entre generación y consumo.

Por Alejandra Maribel Barragán Martínez, docente de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Anáhuac México

Con la creciente incorporación de parques eólicos y fotovoltaicos (FV) se logra reducir la huella climática provocada por las fuentes fósiles, pero, su inherente intermitencia genera cambios drásticos en la dinámica de sistemas que originalmente contaban con predominancia en fuentes de generación constante.

La generación intermitente provoca fluctuaciones rápidas de potencia que afectan directamente a la frecuencia de la red, cuyo intervalo normal de funcionamiento para México oscila de 59.94 Hz a 60.06 Hz. Cuando la frecuencia supera 60.06 Hz pueden dañarse motores y equipos industriales, mientras que en frecuencias entre 59.5 y 59.8 Hz el sistema eléctrico entra en estado de emergencia donde algunos equipos industriales pueden presentar vibraciones y calentamiento excesivo. Cuando la frecuencia cae de 59.5 Hz, el CENACE (Centro Nacional de Control de Energía) ordena una desconexión de los nodos comprometidos con el propósito de evitar afectaciones en las turbinas de las plantas eléctricas, ya que éstas pueden vibrar tan fuerte que pueden dañarse de manera irreversible.

Para el caso particular de la generación por medio solar FV, se presenta un fenómeno conocido como “curva de pato”. En esta curva se observa que en las horas del día donde la generación solar es mayor (debida a una mayor radiación ultravioleta) el consumo es menor, mientras que en las horas pico de consumo, esta fuente no aporta electricidad suficiente (en horas cercanas al amanecer y al ocaso) o no aporta electricidad alguna.

Este problema técnico provoca que, durante las horas de generación solar, fuentes convencionales deban reducir su generación para mantener el balance de la red, dado que la energía generada que no es almacenada sino se consume debe desperdiciarse. Por el contrario, en horas donde la energía solar no es suficiente o inexistente es necesaria la activación de plantas de respaldo en forma rápida y masiva para satisfacer la alta demanda y que no caiga la frecuencia. Lo anterior puede provocar saturación en líneas de transmisión y cambios en el despacho económico.

En lo que respecta a la generación eólica, su fenómeno es conocido como “curva de tiburón”. A diferencia del caso solar, este fenómeno puede generar electricidad en exceso durante la madrugada (que es el periodo de menor consumo diario) o con cambios súbitos de clima. En el caso eólico la inestabilidad de generación durante el día puede ser mayor a la solar, ya que la aleatoriedad del viento depende de cambios constantes de presión y temperatura atmosféricos.

Para reducir ambas problemáticas los sistemas de almacenamiento han sido utilizados como respuesta técnica. Como se explicó, estas energías suelen generar más electricidad en periodos de menor consumo, con un sistema de almacenamiento toda esa energía excedente puede ser “guardada” para utilizarla en las horas de mayor demanda. Por lo tanto, los sistemas de almacenamiento incrementan el factor de planta de dichas centrales, elevando así la confiabilidad de su generación.

Inicialmente los sistemas de almacenamiento asociados a la generación solar FV eran los bancos de baterías de plomo ácido de ciclo profundo, y aunque siguen siendo la tecnología de almacenamiento con menor costo inicial, éstas han tendido a desaparecer porque su tiempo de carga es lento y su costo de mantenimiento es elevado, aunado a que su ciclo de vida oscila entre 4 y 5 años. Como sustituto se presentan los bancos de baterías de iones de litio, los cuales tienen mayores ciclos de vida, mejores eficiencias, mayor profundidad de descarga y menores tiempo de carga. Sin embargo, las baterías de litio aun presentan problemas de reciclado.

Otros sistemas de almacenamiento electroquímico que han ido ganando impulso en este sector son las baterías de flujo de vanadio ideales para almacenamiento de larga duración con una vida útil mayor a 20 años y las baterías de iones de sodio por su bajo costo, mayor sostenibilidad y mejor funcionamiento en climas extremos.

La integración de sistemas de almacenamiento varía respecto a un parque FV y un eólico. En el primer caso, el objetivo es almacenar energía durante el día para utilizarla durante las horas nocturnas, operación que suele ser predecible en ciclos de carga completos. En cambio, para un sistema eólico dado que el viento es aleatorio, las baterías funcionan como amortiguadores que equilibran la generación de esta fuente ante las variaciones en la velocidad de viento, éstas inyectan energía instantánea a la red por lo que deben soportar ciclos de carga y descarga irregulares.

Tanto las baterías de flujo de vanadio como las de iones de litio se utilizan en parques eólicos, particularmente las primeras no se degradan si se mantienen en carga o descarga por largo tiempo y las segundas pueden ofrecer respuesta en milisegundos.

Para estabilizar la generación intermitente existen otras aplicaciones de almacenamiento que se adaptan bien a sus características como son los volantes de inercia y el sistema de rieles con bloques de hormigón en vez de vagones (ARES por sus siglas en inglés). Estos sistemas aprovechan el exceso de generación para almacenar energía en forma mecánica, moviendo los bloques colina arriba o haciendo girar a alta velocidad un pesado disco en un entorno de vacío. Este tipo de almacenamiento se caracteriza por tener alta densidad de potencia, es decir, tiene la capacidad de responder a variaciones rápidas y a exceso de producción en un rango de milisegundos (volante de inercia) a segundos/minutos (ARES).

Los sistemas de almacenamiento de energía potencial (PHSS y CAES) han demostrado ser sistemas que tienen una gran capacidad de almacenar MWh de energía, incluso hasta el orden de GWh, pero que se ven limitados por cuestiones orográficas. En el caso de las unidades de bombeo (PHSS) se requieren de dos embalses hidroeléctricos (naturales o artificiales) que liberan agua del embalse superior al inferior en los picos de consumo y bombean agua en sentido contrario absorbiendo electricidad de la red en el periodo horario más económico. De manera análoga, en el sistema CAES se comprime aire en cavernas subterráneas con la energía excedente de la central eléctrica y se libera para mezclarlo con gas natural y mover una turbina cuando se incrementa la demanda de la red. Ambos sistemas tienen alta densidad de energía, es decir, pueden suministrarla diariamente en periodos de 8 a 12 horas o hasta semanas en el caso del CAES.

Para modernizar una red eléctrica es necesario cambiar la naturaleza rígida y pasiva de una matriz tradicional hacia una red activa y flexible. Los sistemas de almacenamiento son una herramienta eficaz para este fin dado que su correcta integración permite regular frecuencia y tensión en tiempo real, donde ya no será necesario generar lo que se consume a cada minuto, sino que almacenar la energía convertirá a fuentes intermitentes en generación base confiable, capaces de entregar energía en milisegundos o durante días sin recarga.

Almacenar energía también favorece la implementación de microredes y plantas de energía virtual, que son redes inteligentes capaces de gestionar de forma remota miles de recursos energéticos descentralizados, piezas clave en la modernización de una red en transición energética.