Universidad
Politécnica de Madrid

6.06.22

Investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM) y de la Universidad Técnica del Norte (UTN) de Ecuador han estudiado las posibilidades de mejora en la gestión de energía eléctrica a través de almacenamiento térmico conducido por bomba de calor. El sistema propuesto presenta grandes ventajas frente a sistemas de baterías, entre las que cabe destacar la ausencia de condicionantes geográficos, el bajo desgaste por ciclo de trabajo, y un menor coste inicial que otras tecnologías capaces de almacenar y proporcionar energía eléctrica a bajo precio. Además, el tamaño de sus componentes no conlleva problemas logísticos en su transporte y permite un fácil escalado de potencia. La rentabilidad y rendimiento de la tecnología propuesta la posicionan como una fuerte candidata entre las posibles soluciones energéticas del futuro.

La incorporación de energías renovables, principalmente solar y eólica, al mix energético hace necesaria la adaptación de la red eléctrica a las particularidades de las mismas. Estas fuentes de energía se caracterizan por su poca “gestionabilidad”: si deja de soplar el viento o aparece una nube, estas plantas eléctricas dejan de producir, pero la demanda no tiene por qué alterarse. Para mitigar este problema, en redes eléctricas como la española, se realiza una hibridación en red. Es decir, para evitar problemas de abastecimiento ante una eventual reducción de potencia de las renovables, se mantienen ciclos combinados en stand-by, siendo estos lo suficientemente rápidos como para hacer frente a alteraciones climatológicas sin que sean percibidas por el usuario final.

Fuente: Pixabay

Ante esta problemática, se llevan a cabo investigaciones sobre formas de almacenamiento de energía eléctrica para poner en valor el exceso de viento o sol que se da en ocasiones y poder utilizarlo cuando sea necesario. El método más conocido son las baterías eléctricas, si bien esta solución resulta extremadamente costosa a gran escala. Pero existen alternativas más baratas y sencillas, como por ejemplo realizar el almacenamiento en forma de energía térmica en lugar de hacerlo en términos de energía eléctrica. Este concepto ya se realiza en las centrales termosolares de concentración, en las que el excedente de energía captado en las horas centrales del día se usa para producir energía eléctrica cuando esta es demandada.

En base a esta analogía, investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid y de la Universidad Técnica del Norte, de Ecuador, han estudiado las posibilidades de los sistemas de almacenamiento de energía térmica por bombeo, también llamado PTES por sus siglas en inglés (Pumped Thermal Energy Storage). Un sistema de este tipo absorbe excedentes de electricidad de la red y la transforma en energía térmica mediante una bomba de calor. La energía térmica se almacena y posteriormente se utiliza para alimentar un motor térmico, produciendo electricidad. El sistema estudiado utiliza un ciclo reversible basado en CO2 supercrítico para funcionar como bomba de calor y motor térmico.

Entre los principales resultados de este trabajo destaca el desarrollo conceptual de la idea, en la que se estiman rendimiento y coste de almacenamiento de la energía o LCOS (Levlized Cost of Storage). El análisis realizado aporta LCOS de 0,12 €/kWh y 80% de rendimiento. Es interesante comparar el coste con otras tecnologías en la figura 1. Podemos observar que este valor sitúa al PTES analizado como una de las tecnologías más rentables, ya que posee los mejores valores para PHS (hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo) y PHES (almacenamiento eléctrico de calor por bombeo), aunque para ambas el coste inicial es mayor y las condiciones geográficas muy exigentes.

Figura 1: Costes de operación en función de la tecnología considerada (Smallbone et al, 2017, Schmidt et al, 2019, Tafur-Escanta et al, 2022)

Como señala Javier Muñoz Antón, investigador de la UPM que ha formado parte del equipo de trabajo, “el sistema propuesto tiene factores diferenciales frente a sus competidores, como la ausencia de condicionantes geográficos, el bajo desgaste por ciclo de trabajo, un menor coste de inversión, el tamaño de sus componentes no conlleva problemas logísticos en su transporte y permite un fácil escalado de potencia. Todo esto, unido a componentes relativamente convencionales, ayuda a potenciar la independencia energética de otras regiones”.

Paul Tafur-Escanta, Robert Valencia-Chapi, Miguel López-Guillem, Olmo Fierros-Peraza, Javier Muñoz-Antón, Electrical energy storage using a supercritical CO2 heat pump, Energy Reports, Volume 8, Supplement 3, 2022, Pages 502-507, ISSN 2352-4847, https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.01.073.