La investigación asturiana busca opciones para un futuro sin carbón

De izquierda a derecha, Fernando Nuño García, Miguel Angel José Prieto, Juan Angel Martínez Esteban, Alberto Martín Pernía, Pedro Jose Villegas Saiz, Juan Antonio Martín Ramos y Juan Díaz González. / E. C.
De izquierda a derecha, Fernando Nuño García, Miguel Angel José Prieto, Juan Angel Martínez Esteban, Alberto Martín Pernía, Pedro Jose Villegas Saiz, Juan Antonio Martín Ramos y Juan Díaz González. / E. C.

La Universidad de Oviedo y empresas como TSK y EdP trabajan en tecnologías que permitan almacenar energía y dar seguridad a las renovables

NOELIA A. ERAUSQUIN GIJÓN.

La transición energética pinta un sistema eléctrico completamente transformado que aún es pronto para definir, pero todo apunta a que pasa por la sustitución de las centrales convencionales por renovables y una generación distribuida. Sin embargo, estas energías verdes aún tienen un problema importante: son imprevisibles y no están disponibles siempre que se necesitan, al contrario de lo que sucede con el carbón, el gas y las nucleares. Sin lluvia, viento o sol no hay generación. La clave pasa por lograr almacenar esa energía cuando se produce, pero aún resulta demasiado caro y complejo. No obstante, Asturias se va posicionando en las distintas opciones que surgen.

En la actualidad, hay diferentes alternativas. «La más conocida son las baterías, que almacenan energía química para volver a convertirla posteriormente en eléctrica», explica el profesor del Grupo de Electrónica para la Innovación Industrial (GEII) de la Escuela Politécnica de Gijón, Juan Díaz González, pero también hace referencia a otras formas menos conocidas mediante energía mecánica (volantes de inercia), energía potencial (bombeo de agua a depósitos en altura) y energía térmica.

Sin embargo, como reconocen fuentes de la Fundación Asturiana de la Energía (Faen), «no hay un sistema generalizado ni hay una tecnología madura para aplicarla de forma masiva». De momento, la única que existe fuertemente contrastada es el llamado bombeo hidráulico, y no se trata realmente de almacenar energía. Pasa por utilizar el agua de un embalse y, una vez que ya ha sido aprovechada, almacenarla en otro para elevarla de nuevo a la presa en altura aprovechando picos de generación eléctrica y de escasa demanda. De este modo, se puede disponer de ella siempre, independientemente de lo que llueva, para volver a producir energía. Se emplea, por ejemplo, en el complejo hidroeléctrico de Cortes-La Muela, en Valencia. En Asturias, hay un ejemplo de esta tecnología. La presa de Tanes, en la que opera EdP, cuenta con bombeo mixto, es decir, que el embalse superior está abastecido por un cauce de agua, además de por laque llega bombeada desde el inferior.

Pese a que es una técnica probada, esta no es una solución que pueda emplearse para sustituir toda la generación convencional, entre otros aspectos, porque haría falta construir embalses por toda España, algo que también chocaría con el cuidado del medioambiente.

«El almacenamiento en sí no sustituye nada, tiene que ir asociado a un generador», señalan Cristina González y Jorge García, profesores del departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica, Computadores y Sistemas de la Universidad de Oviedo. Ambos son coordinadores del máster en Conversión de Energía Eléctrica y Sistemas de Potencia y miembros del grupo de investigación Lemur, que cuenta con proyectos con fondos públicos en los que validan tecnologías de almacenamiento en microrredes eléctricas y en sistemas de transporte. Esto ha dado lugar a lo largo de los años a colaboraciones y contratos de transferencia con empresas como Cegasa, Arcelor, ThyssenKrupp y CAF, entre otras. Además, otros grupos de la Universidad de Oviedo abordan investigaciones en esta materia.

Ambos reconocen que el futuro está muy abierto en cuanto a posibilidades. Las apuestas de futuro pasan por «baterías electroquímicas, por ejemplo ion de litio y plomo, pero también supercondensadores, volantes de inercia, almacenamiento térmico en sales...». «El almacenamiento viene a cubrir las diferencias entre generación y demanda, absorbiendo o inyectando energía según se precise en cada momento», aclaran, y dibujan un futuro con generación distribuida, en la que tengan importancia las plantas de renovables, pero también las instalaciones de autoconsumo, incluso de particulares, que puedan volcar sus excedentes de generación a la red.

«Ahora mismo esta tecnología no es necesaria tal y como está el sistema, pero sí si se transforma y se cambia la nuclear y el carbón por solar o eólica», explican desde Faen, un cambio con el que «se abren muchas expectativas», aunque aún requiere de una fase de madurez tecnológica, «empresas investiguen cuál puede ser la mejor solución o a lo mejor hay varias».

Mientras las térmicas asturianas están en el punto de mira de la descarbonización, en el Principado ya se aborda parte de ese futuro y tanto compañías como grupos de investigación de la Universidad de Oviedo se posicionan para ese avenir en el que el almacenamiento será un pilar fundamental.

Precisamente, TSK anunció el pasado 18 de marzo una alianza con la inglesa Highview Power para explorar el mercado del almacenamiento criogénico. Para ello han creado una nueva compañía, Highview TSK, que ya cuenta con proyectos en España, Oriente Medio y Sudáfrica, que se ejecutarán entre 2019 y 2022. El proceso en el que trabajarán consiste en emplear la energía sobrante en periodos de baja demanda y bajo precio para licuar el gas criogénico y almacenarlo en un recipiente aislado. Cuando la demanda crece y es necesario echar mano de esa energía almacenada, el gas licuado se bombea y expande para accionar un generador eléctrico, lo que devuelve la energía necesaria a la red.

Otra compañía que trabaja en materia de almacenamiento es EdP. Su filial de renovables, con sede en Oviedo, ya cuenta con dos proyectos de investigación, ambos en Rumania, cuya legislación penaliza a los parques de renovables si en un momento dado producen más de lo estipulado. De este modo, en una instalación eólica cuentan con baterías de litio para almacenar una mínima parte de su generación y así poder utilizarla en periodos de carencia y también están trabajando en una planta solar. El problema, de momento, es el precio de estas baterías, demasiado caro para ser rentables, apuntan desde la empresa. Sin embargo, la compañía confía en que se abaraten, igual que sucedió con las placas solares fotovoltaicas, que en pocos años se han convertido en un sistema muy competitivo.

El GEII, compuesto por varios profesores del campus de Gijón, ha trabajado en diversos proyectos relacionados con centrales termosolares, entre ellos en la detección no invasiva del bloqueo de tuberías por solidificación de sales, y se han dirigido varias tesis relacionadas con el control de estas instalaciones,

Sin embargo, el proyecto más disruptivo es, seguramente, el que plantea 'Magellan and Barets', la empresa creada por el asturiano de nombre finlandés Aarne P. Bustamante y que supondría el aprovechamiento de las minas mediante la mecánica de fluidos y la presión. Se trata de combinar el agua mediante bombeo y gravedad, pero también un fluido con magnetita, que actúa como un émbolo y que es el que empuja otro fluido (gaseoso o líquido) que mueve la turbina. Para ello es fundamental hablar de grandes profundidades y ahí podrían entrar las minas asturianas.

En Hunosa, llamada a colocarse a «la vanguardia» de la transición energética, según Pedro Sánchez, ya se planteó en 2017 instalar 'mini-centrales' de bombeo en las minas sin actividad, cuyas galerías ya están siendo aprovechadas por la hullera para generar geotermia. Precisamente, un proyecto de este tipo ha logrado este mes el premio Hunosa a la mejor tesis doctoral sobre temas relacionados con la temática minera y energética.

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