Las baterías de litio son una potente herramienta para aplicaciones como el respaldo de la red eléctrica. Pero tienen problemas como su corta vida útil y estabilidad térmica. Esto ha llevado a los investigadores a buscar alternativas para los grandes sistemas de almacenamiento con nuevas y viejas tecnologías.
Hasta ahora, los grandes parques solares o eólicos, así como empresas y particulares, han apostado por las baterías de litio como respaldo. Algo que permite a los usuarios poder sacar el máximo partido a instalaciones como las fotovoltaicas, hasta ahora limitadas por las horas de sol.
El principal problema de las baterías de litio, es que en aplicaciones intensivas como el respaldo de red, su vida útil no es tan larga como otras alternativas. Algo que lleva a explorar nuevas alternativas con tecnologías que todavía necesitan un impulso desde la investigación y el desarrollo.
Una de las más avanzadas es la tecnología de las baterías de vanadio. Una alternativa que responde a las necesidades de un sector que necesita sistemas de almacenamiento capaces de almacenar mucha energía y liberarla durante un período de tiempo más largo.
Las baterías de flujo redox son una interesante alternativa para el almacenamiento de red. Este tipo de baterías se basan en un proceso químico diferente al de la batería de iones de litio. Entre sus principales puntos negativos está en que su densidad volumétrica es muy inferior al litio, por lo que requiere mucho más espacio.
Otro hándicap es el coste. La menor economía de escala y el coste de materiales, hace que el precio de la instalación por kWh de una batería de vanadio sea actualmente entre un 50 y un 100% más cara que una de litio.
Sin embargo, según los expertos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), la tecnología se caracteriza por una larga vida útil, y entre las químicas disponibles, los expertos señalan a los sistemas redox de vanadio como las más interesantes actualmente.
Esto supone que la mayor inversión inicial se podrá recuperar durante toda su vida útil ya que si no hay imprevistos, una batería de flujo dura indefinidamente. No es inflamable y se puede combinar fácilmente con otras tecnologías de almacenamiento.
Este punto de crucial, ya que a diferencia de una batería de litio, una de flujo no tiene una respuesta inmediata, y necesita unos segundos para ponerse en marcha. Por eso lo habitual es combinarla con un pequeño pack de litio que dé la respuesta inicial.
Otro punto negativo es la extracción del vanadio. Un material que se encuentra en bajas concentraciones en muchos yacimientos y, por lo tanto, es muy caro. Solo cuatro países en todo el mundo dominan la minería de vanadio, según muestran los datos del Servicio Geológico de Estados Unidos. El mayor productor es China, el segundo más grande: Rusia. Y ya sabemos qué está pasando con Rusia.
No obstante, hay una fuente importante de vanadio en los basureros de las empresas petroleras. Y es que se puede recuperar el vanadio de los convertidores catalíticos de la industria del oro negro. El petróleo contiene trazas de vanadio y otros metales pesados, que se depositan en los catalizadores durante el refinado.
Los viejos convertidores catalíticos una vez terminada su vida útil, se mandaban a basureros en África donde eran directamente enterrados. Pero los investigadores han encontrado la manera de recuperar los materiales reciclables y usarlos como materiales activos para las baterías de flujo.
El viejo hierro, una alternativa por desarrollar
La disponibilidad de vanadio puede no ser un problema mientras se tenga acceso a sus fuentes de producción, pero la fuerte concentración de la producción minera en China y Rusia sigue siendo un factor limitante para la tecnología.
Por ello, empresas de todo el mundo están investigando la química de las baterías en las que se utilice un metal lo más común posible. Un candidato: el hierro, uno de los materiales más antiguos de la humanidad y que se encuentra en grandes cantidades en todos los continentes.
La agencia espacial estadounidense Nasa desarrolló la primera batería de flujo redox a base de hierro en la década de 1970. Pero aunque la tecnología se conoce desde hace décadas, hasta ahora han faltado productos comerciales. La start-up alemana Voltstorage, por ejemplo, está investigando una batería con sulfato de hierro.
Esta es una interesante alternativa porque los materiales necesarios para fabricar la batería son sostenibles, extremadamente económicos y están disponibles en todo el mundo.
En su informe «El futuro del almacenamiento de energía», los investigadores del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) enumeran una serie de factores que hasta ahora han impedido el éxito comercial de las baterías de flujo redox a base de hierro.
La barrera más importante es que para su uso en esta aplicación, el hierro debe ser extremadamente puro. Un proceso de purificación extremadamente caro que tira por tierra la ventaja de coste del material original. Por lo que será necesario desarrollar nuevas técnicas de tratamiento del hierro para lograr aumentar su eficiencia y reducir costes.
Sodio: alternativa al litio procedente del mar
Cuando se trata de la velocidad de respuesta, las baterías de litio ha sido hasta ahora imbatibles. Esta es una de las razones por las que muchas baterías de flujo redox se utilizan en la vida cotidiana en combinación con una batería de litio. Por lo tanto, algunas investigaciones se centran en reemplazar el litio con un metal relacionado: el sodio.
Desde la década de 1980, empresas como Daimler y General Electric han estado experimentando con baterías cuyo componente principal es el cloruro de sodio, la sal común. De todos los metales de batería probados, el sodio es el más común. También se puede obtener fácilmente del agua de mar y no es necesario extraerlo de la tierra.
Pero pronto los desarrolladores se dieron cuenta de que las baterías de sodio eran demasiado pesadas para su uso en vehículos. Sin embargo, debido a la creciente importancia del almacenamiento de energía estacionario, ha resurgido el interés en estas baterías.
Según los investigadores del MIT, una ventaja es que las baterías de sodio pueden soportar entre 3.000 y 5.000 ciclos de carga sin perder apenas capacidad. Sin embargo, la tecnología aún no está lo suficientemente madura como para competir seriamente con la batería de litio.
De nuevo, la principal barrera es el coste de producción. Una desventaja competitiva empujada por la baja economía de escala que provoca que en la práctica, las baterías de sodio cuesten aproximadamente el doble por kWh instalado que las baterías de litio.
El Instituto Fraunhofer de Tecnologías y Sistemas Cerámicos (IKTS), entre otros, está trabajando para cambiar eso. El instituto ha avanzado décadas de investigación sobre la batería de cloruro de sodio. Alexander Michaelis, director de Fraunhofer IKTS, explica: “El diseño originalmente era muy complejo porque estaba diseñado para coches eléctricos.»
«Simplificamos eso y optimizamos el tamaño de tal manera que el resultado es una batería extremadamente económica”. Ya existe una planta piloto en Dresde. El instituto ahora quiere trabajar con la empresa australiana de baterías Altech para establecer un sistema a escala industrial.
Unas investigaciones clave para el desarrollo e implantación de las energías renovables, que tendrán en las baterías de respaldo un pilar fundamental para su éxito. Según los expertos, para aumentar la cuota de las energías renovables en el mix eléctrico del 45% actual al 80% en 2030, los sistemas de respaldo tendrán que multiplicarse por diez.
