De acuerdo a todas las medidas que normalmente se tienen en cuenta, la empresa Aquion Energy debería haber tenido éxito. La start-up, que vendía grandes baterías para proyectos renovables y redes eléctricas, fue fundada por el profesor de ciencias de materiales de la Universidad de Carnegie Mellon (EEUU) Jay Whitacre, que anteriormente había desarrollado baterías para los mars rovers de la NASA. Recaudó casi 180 millones de euros de importantes inversores como Bill Gates e inversores de capital de riesgo de Kleiner Perkins y Shell. Y quizás lo más importante de todo sea el hecho de que la compañía entró al mercado con plena conciencia de los errores de las primeras start-ups de baterías. Se preocupó por evitar los materiales raros, se apoyó en equipos de fabricación reutilizados e identificó nichos de mercado en los que podía apoyarse.

Pero el 8 de marzo, después de fracasar en la búsqueda de fondos adicionales, Aquion Energy se declaró en quiebra, despidió al 80% de su personal y detuvo la fabricación. Fue el último de los tropiezos de las start-ups de almacenamiento respaldadas por empresas de capital riesgo. EnerVault, que estaba desarrollando lo que se conoce como baterías de flujo, se puso a la venta después de no encontrar inversores adicionales en 2015. Más tarde ese mismo año, la start-up de baterías de metal líquido Ambri despidió la cuarta parte de su plantilla. Alrededor de esa misma época, LightSail Energy, que intentaba desarrollar una tecnología para almacenar energía en forma de aire comprimido en tanques de fibra de carbono, trazó un nuevo rumbo para vender sus contenedores a proveedores de gas natural. En conjunto, estos fracasos han apagado las esperanzas de que aparezca un sistema de almacenamiento a escala de red asequible y práctico en un futuro próximo.

Y eso es un problema. Sin formas baratas de almacenar el exceso de energía generado por fuentes intermitentes como el viento y el Sol, estas fuentes de energía renovables tendrán problemas para aumentar su contribución al mix de generación energético, y por tanto, para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero responsables del cambio climático. Aunque hay días en los que los parques solares de California (EEUU) tienen que cerrar porque generan más energía de la que la red puede utilizar, el sistema todavía necesita operar plantas de combustibles fósiles de reserva para satisfacer la demanda total cuando el Sol se esconde detrás de las nubes.

Hace un año situamos a Aquion en el quinto puesto de nuestra lista de las 50 empresas más inteligentes de 2016. Resulta difícil descifrar las claves de lo que salió mal, ya que la presentación de quiebra ofrece pocos detalles. Whitacre está rechazando todas las solicitudes de entrevista hasta que se complete una subasta, pero dejó claro que espera que la compañía o la tecnología pueda seguir adelante de alguna forma después de ese punto.

Lo que está claro es que a pesar de la necesidad imperiosa de una tecnología de almacenamiento en red mejor, cualquier start-up que lo intente se enfrenta a varias realidades de enormes proporciones. En primer lugar, el mercado para el almacenamiento avanzado a escala de red de lento desarrollo aún no es grande, en parte porque las tecnologías aún son inmaduras y caras. En segundo lugar, y de forma más importante a corto plazo, el precio de la tecnología existente en forma de baterías de iones de litio ha caído mucho más rápido de lo esperado, lo que está reduciendo los beneficios prometidos por nuevos enfoques como el de Aquion.

Nadie sabe aún qué tecnología de almacenamiento de red, o qué combinación de ellas, logrará desplazar a las baterías de iones de litio.

"No contenga la respiración a la espera de lo que vendrá después de los iones de litio", aconseja el director fundador del programa Cyclotron Road para empresarios de energía, Ilan Gur, que anteriormente cofundó una compañía de baterías que fue adquirida por Bosch. El experto detalla: "Tenemos muchas más probabilidades de seguir recorriendo la curva de costes de los iones de litio durante varias décadas más".

A estas alturas, este fenómeno ya resulta familiar dentro del sector de energías limpias. Las empresas deben hacer una inversión inicial masiva para desarrollar nuevos equipos y escalar la fabricación mientras navegan por el cambiante mar de precios y rendimiento que provocan las mejoras de las tecnologías establecidas. Frente a estos desafíos, son muy pocas las empresas que tienen éxito.

El peligro, en este caso, es que muchos observadores creen que la tecnología de iones de litio no es adecuada para el almacenamiento básico a escala de la red. Su precio bajo y su duración le imponen límites para convertirse en la tecnología. Sin embargo, su éxito ha dejado helado a un mercado de inversión que ya era frío frente a unas tecnologías que a día de hoy sólo pueden conseguir mejoras mínimas, aunque puedan tener un gran impacto y mucho potencial para transformar el sistema energético a largo plazo.

¿Cómo podemos apoyar esas tecnologías durante suficiente tiempo para llegar a alcanzar ese punto?

Acabados

Cuando escribimos sobre Aquion Energy por primera vez en 2012, la empresa afirmaba que intentaría fabricar sus baterías por menos de 270 euros por kilovatio-hora de capacidad. La tecnología combinaba un electrolito de agua salada con un cátodo de óxido de manganeso y un ánodo basado en carbono. El precio situaba al producto entre las baterías de gama baja de plomo y ácido y la tecnología más cara de iones de litio. Pero gran parte del argumento de venta de la empresa consistía en que las baterías duraban mucho más tiempo y rendían mejor en los pesados ​​ciclos de carga y descarga típicos de la red eléctrica. Eso prometía bajar los costes del sistema a largo plazo.

No está claro dónde estaban los precios de Aquion cuando se declaró en quiebra, pero las baterías de iones de litio cayeron por debajo del umbral de 270 euros por kilovatio-hora el año pasado, según Bloomberg New Energy Finance. En concreto, el precio se redujo casi a la mitad en sólo dos años, bajando hasta los casi 245 euros en 2016 gracias al aumento de la producción mundial para satisfacer la creciente demanda de móviles, vehículos eléctricos y sistemas de reserva de energía solar. Y es probable que los precios de las baterías de iones de litio sigan cayendo. Bloomberg estima que rozarán los 100 euros por kilovatio-hora para 2025, y bajarán hasta los 65 euros para 2030.

El científico de materiales del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT, EEUU) y cofundador de Ambri, Donald Sadoway, no cree que estas proyecciones reflejen el coste total de los sistemas de almacenamiento de iones de litio a escala de red. Critica que las proyecciones de Bloomberg New Energy Finance no son realistas, y señala que la proyección para 2030 parece situarse por debajo del coste de las materias primas. Pero de cualquier manera, la repentina caída de los precios ya ha tenido un "enorme efecto de onda" en el mercado de almacenamiento, asegura. El experto detalla: "Cuando salen estas afirmaciones sobre los iones de litio, los inversores se detienen. Te miran y te dicen: 'Vaya, ustedes están acabados'".

Elemento analizado

• La declaración de quiebra de Aquion Energy, 8 de marzo de 2017

Mientras tanto, los clientes que quieran implementar un sistema de almacenamiento multimillonario tienen pocos incentivos para apostar por una tecnología emergente y más arriesgada. Las baterías de iones de litio ya cumplen muchas de las necesidades específicas de los clientes de gran escala, ya que ofrecen un producto fiable con proveedores estables, afirma el presidente de la división de almacenamiento de energía de AES, John Zahurancik, que desarrolla proyectos energéticos cada vez más centrados en sistemas de baterías. Cuando las empresas de servicios públicos de California se vieron obligadas a reemplazar rápidamente una central de almacenamiento de gas natural después de una importante fuga en 2015, optaron por tres sistemas de iones de litio independientes, fabricados por AES y Tesla. Zahurancik describe: "Lo vemos como una tecnología que está aquí, [está] ahora y [está] lista".

A la carga

Pero hay buenas razones para diversificar las apuestas por la baterías, según la profesora adjunta de estudios energéticos del MIT, Jessika Trancik. Por mucho que hayan caído los precios, las baterías de iones de litio todavía no son lo suficientemente baratas para desempeñar papeles más grandes en la red. Y no está claro lo conseguirán algún día afirma.

El precio es también es una cuestión más compleja que la que refleja el kilovatio-hora. La métrica más reveladora es el euro por kilovatio-hora por ciclo, una cifra que reflejara los costes a largo plazo del sistema. Y eso nos lleva a un gran problema de los iones de litio: estas baterías se deterioran rápidamente, como bien saben todos los propietarios de un smartphone. Eso hace que no resulten ideales para las presiones del almacenaje básico requerido para equilibrar la porción cada vez mayor de fuentes energéticas intermitentes como la eólica y solar dentro de la red.

Nadie sabe aún qué tecnología de almacenamiento de red, o qué combinación de ellas, logrará desplazar a las baterías de iones de litio. Además de las posibilidades de las baterías avanzadas, hay volantes de inercia, sistemas de aire comprimido, celdas de combustible de hidrógeno, sistemas de recarga de vehículos eléctricos e incluso acondicionadores de aire de almacenamiento de energía. (Bombear el agua hasta cierta altura y dejar que baje después sigue siendo la tecnología de almacenaje de mayor adopción). Pero todas ellas sufren de importantes deficiencias, y es probable que todas requieran grandes inversiones de forma continuada para seguir avanzando, demostrar si son viables y hacerlas competitivas en términos de precios.

La pregunta es de dónde provendrán esas inversiones. El Gobierno de Trump ha tomado medidas para desmantelar el programa federal de financiación para empresas de energía limpia, y las inversiones de capital riesgo para esas tecnologías han disminuido casi un 30% desde 2011. Han pasado de unos 6.700 millones de euros a poco más de 4.500 millones de euros, según un reciente informe reciente del Instituto Brookings .

La buena noticia es que el mercado de los grandes sistemas de almacenamiento sigue creciendo a medida que se construyen más proyectos de energía eólica y solar y las fábricas buscan reducir los costes durante los períodos de mayor uso. Y la economía del almacenamiento de la red se está volviendo más favorable según entran líneas de generación renovable adicionales y se cierran más plantas envejecidas de combustibles fósiles, señala el economista energético de la Universidad de California en Berkeley (EEUU) Severin Borenstein. "Cuantas más energías renovables intermitentes desarrollamos, más valioso se vuelve el almacenamiento ", afirma.

Pero los mecanismos del mercado por sí solos no están actuando lo suficientemente rápido dado el ritmo al que el mundo necesita reducir las emisiones para evitar las mayores amenazas del cambio climático. Una herramienta que podría acelerar el cambio es una política pública adecuada. Los impuestos sobre el carbono y los programas de comercio de derechos de emisiones elevan el coste de las plantas de combustibles fósiles y aumentan los incentivos para añadir más renovables y almacenamiento a la red. Hay formas más directas en las que el Gobierno podría apoyar al sector, como el requisito de California de que las empresas de servicios públicos del estado añadan más de 1,3 gigavatios de almacenamiento a sus redes para finales de esta década, o programas federales de subsidios y préstamos para emprendimientos prometedores.

Pero, en última instancia, las tecnologías de almacenamiento emergentes son fuerzas de combate integradas en el núcleo del capitalismo. Los mercados se consolidan alrededor de tecnologías y empresas dominantes. A menudo hace falta un avance radical para sacudir el viejo orden, y en el sector de la energía no se producen con demasiada frecuencia.