Un par de chimeneas de unos 150 metros de altura se elevan desde una planta de gas natural en el puerto de Moss Landing en California (EE. UU.), dando un aspecto industrial a esta bonita ciudad costera. Para finales de 2020, esta central de energía fósil podría convertirse en la mayor fábrica de baterías de iones de litio del mundo, lo que ayudaría a estabilizar el volátil suministro que ofrecen las fuentes eólica y solar en la red de California.

La instalación de 300 megavatios es uno de los cuatro proyectos masivos de almacenamiento de iones de litio que para los que Electricidad y Gas del Pacífico (PG&E), la mayor empresa de servicios públicos del estado, solicitó aprobación a la Comisión de Servicios Públicos de California a finales de junio. La suma de los cuatro proyectos aportaría suficiente capacidad de almacenamiento a la red como para abastecer a unas 2.700 viviendas durante un mes (o para almacenar aproximadamente 0,0009 % de la electricidad el estado consume cada año).

Estos proyectos forman parte de una tendencia mundial por aumentar la capacidad de almacenamiento de energía. En Australia, por ejemplo, el año pasado Tesla instaló un conjunto de baterías de 100 megavatios con el que planea construir sistemas de almacenamiento de iones de litio cada vez más grandes a medida que los precios disminuyan y la generación de energía renovable aumente. Este tipo de proyectos están estimulando el creciente optimismo de que estas baterías gigantes permitirán que la energía eólica y solar destierren una fracción cada vez mayor de la energía procedente de combustibles fósiles.

Pero este optimismo debe hacer frente a un problema. Los expertos creen que este tipo de baterías son demasiado caras y no duran lo suficiente. Si la sociedad espera depender de ellas para almacenar cantidades cada vez más masivas de energía renovable en lugar de recurrir a una combinación más amplia de fuentes bajas en carbono como la nuclear y el gas natural con la tecnología de captura de CO₂, la factura podría ser peligrosamente cara (ver El lado oscuro del aumento de producción de las energías renovables).

El problema de la intermitencia

A día de hoy, la tecnología de almacenamiento de baterías funciona mejor cuando tiene un papel limitado, como un sustituto de las plantas de energía que funcionan durante las horas de más demanda. Así lo afirma un análisis de 2016 realizado por investigadores del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) y el Laboratorio Nacional Argonne (ambos en EE. UU.). Se trata de instalaciones más pequeñas, frecuentemente alimentadas con gas natural, que pueden permitirse operar con poca frecuencia y cuya actividad se dispara cuando los precios y la demanda son altos.

El cofundador de Form Energy Marco Ferrara, un spin-off de MIT que desarrolla baterías de almacenamiento en red, afirma que las de iones de litio podrían competir económicamente con el gas natural en los próximos cinco años.

"El negocio del gas en hora punta está a punto de terminar, y su gran sustituto será el ion de litio ", señala Ferrara.

Llenar ese hueco es precisamente el objetivo de la mayoría de los nuevos y futuros proyectos de baterías de iones de litio. De hecho, las cuatro iniciativas de California podrían llegar a reemplazar tres instalaciones de gas natural en la región, dos de las cuales se dedican a ofrecer energía en hora punta.

Aun así, las baterías tienen sus propios problemas. Los autores del estudio de 2016 afirman que el retorno decrece rápidamente cuando se agrega mucho almacenamiento de batería a la red. Llegaron a la conclusión de que combinar el almacenamiento en baterías con plantas renovables es un "sustituto débil" para las plantas grandes y flexibles de carbón y gas natural de ciclo combinado. Estas instalaciones se pueden aprovechar en cualquier momento, funcionan continuamente y pueden modificar su nivel de producción para satisfacer la demanda cambiante durante todo el día.

Pero el coste no es el único obstáculo de la tecnología de iones de litio. Además,  su vida útil es limitada, lo que significa que no es adecuada para satisfacer la demanda durante los días, semanas e incluso meses en los que la generación de energía eólica y solar decae.

Este problema es particularmente grave en California, donde tanto el viento como la la luz solar se desploman en otoño e invierno. Así es como se ve el patrón estacional:

Gráfico: Si las energías renovables proporcionaran el 80 % de la electricidad de California (la mitad eólica y la mitad solar) la generación disminuiría bruscamente a finales del verano. Análisis de la Alianza por el Aire Limpio.

Esto provoca un problema crítico: cuando las energías renovables representan una gran parte del mix, es necesario contar con muchas más plantas eólicas y solares para generar suficiente exceso de energía durante las horas puntas para asegurar la continuidad del suministro durante las largas caídas estacionales, explica el coautor del estudio e investigador de sistemas de energía Jesse Jenkins. Eso, a su vez, requiere cantidades ingentes de baterías capaces de almacenar toda esa energía hasta que se consuma. Y eso resulta astronómicamente caro.

Con los ojos en California

Si tomamos como ejemplo a California, resulta que el estado está acercando a su objetivo de obtener el 50 % de su electricidad de fuentes limpias para 2020, y espera que la cifra alcance el 100 % para 2045. Por otra parte, en enero se decidió que la última nuclear del territorio debía echar el cierre. Esta instalación libre de carbono proporciona el 24 % de la energía de PG&E, así que su cierre hará que el estado sea mucho más dependiente de las fuentes renovables para cumplir sus objetivos.

Pero para simplemente alcanzar la marca del 80 % para las energías renovables en California, el estado deberá generar grandes cantidades de energía extra durante los meses de verano. Esta generación requeriría una capacidad de almacenamiento de 9.600 millones de megavatios-hora, según la Alianza por el Aire Limpio, un grupo de expertos en política energética con sede en Boston (EE. UU.).  Y la cifra aumentaría 36.300 millones de megavatios-hora para que el estado pudiera obtener el 100 % de su energía de fuentes renovables.

A día de hoy, su capacidad de almacenamiento total es de 150.000 megavatios-hora, principalmente en forma de almacenamiento hidroeléctrico bombeado con una pequeña porción de baterías.

Construir el nivel de generación renovable y almacenamiento necesario para alcanzar sus objetivos aumentaría los costes exponencialmente. Para un mix con un 50 % renovable, el coste por megavatio-hora ronda los 42 euros, pero si la proporción de renovables llega al 100 %, el precio por megavatio-hora rozaría los 1.400 euros. Y eso sería suponiendo que las baterías de iones de litio costarán aproximadamente un tercio de lo que cuestan ahora.

Gráfico: Los costes del sistema de energía de California aumentan exponencialmente si las energías renovables generan la mayor parte de la electricidad. Análisis de la Alianza por el Aire Limpio.

"El coste del almacenamiento es el que domina el sistema. Se trata de construir una enorme instalación de almacenamiento que se llena a mediados de año y, después, simplemente, se va disipando. Es una inversión masiva de capital que se utiliza muy poco", lamenta el asesor principal de Clean Air Task Force Steve Brick.

Estos enormes costes acabarían repercutiendo en los bolsillos de los consumidores. Birck afirma: "Tenemos que parar y preguntarnos si realmente el público llegará a aceptar estos precios".

De manera similar, un estudio publicado a principios de este año en Energy & Environmental Science revela que para satisfacer el 80 % de la demanda eléctrica de EE. UU. con energía eólica y solar haría falta un sistema de transmisión de alta velocidad nacional. Un sistema de este tipo sería capaz de equilibrar la generación de energía renovable en cientos de kilómetros u ofrecer 12 horas de almacenamiento eléctrico para todo el sistema (ver Construir un mundo 100 % renovable podría ser inviable económicamente). Con los precios actuales, una instalación como esta podría costar más de 2.139 billones de euros.

Un coste aterrador

Está claro que se puede conseguir una red de almacenamiento mejor y más barata. Hay muchos investigadores trabajando en diversas posibilidades para lograrlo. Form Energy, que recientemente obtuvo financiación del fondo Breakthrough Energy Ventures creado por Bill Gates, está tratando de desarrollar baterías de flujo de azufre acuoso que durarían mucho más y su coste de fabricación sería cinco veces menor que el de las baterías de iones de litio (ver El azufre podría ser la clave que las baterías necesitan para masificar la energía renovable).

El trabajo de Ferrara ha descubierto que una batería de este tipo permitiría que las energías renovables cubran el 90 % de la demanda de electricidad de la mayoría de las redes, con costes apenas superiores a los de hoy.

Pero en el campo de las baterías, resulta peligroso confiar en un avance de este tipo (ver ¿Por qué le pasan cosas malas a las 'start-ups' de baterías?). E incluso si Form Energy u otra compañía lo logran, los costes seguirían aumentando exponencialmente para superar ese 90 %. Jenkins concluye: "Podemos correr el riesgo de aumentar tanto el coste de desterrar el carbón del sector energético que la gente simplemente empiece a creer que es un objetivo inasumible".