Cómo un diseño de los años 80 podría almacenar energía solar y eólica las 24 horas

Las redes eléctricas se enfrentan a un desafío creciente: infraestructuras envejecidas que deben soportar una demanda de electricidad que está explotando por la transición a la movilidad eléctrica, pero también por la explosión de la demanda de la IA y los centros de datos.

Las baterías de litio dominan actualmente el almacenamiento a corto plazo, pero tienen límites económicos más allá de unas cuatro horas de uso. La red necesita sistemas capaces de almacenar energía entre 8 y 24 horas para cubrir patrones climáticos de varios días, variaciones estacionales y períodos prolongados de estrés en la red, brechas que hoy se cubren principalmente con centrales eléctricas de respaldo en lugar de renovables.

Una startup con sede en San Francisco, California, busca cerrar esa brecha comercializando las baterías de hierro-sodio para la red. Inlyte Energy ha rediseñado una química de cloruro metálico de sodio que data de hace décadas, originalmente pensada para vehículos eléctricos.

En lugar de depender de litio, cobalto o níquel, el sistema utiliza hierro y sal común en el cátodo, separados del sodio metálico fundido por una membrana cerámica que solo conduce iones de sodio. Esta cerámica mantiene la celda cerca del equilibrio termodinámico, lo que garantiza su durabilidad. Las celdas de hierro-sodio ya han demostrado ciclos estables a largo plazo, con más datos acumulándose.

“El sistema necesita baterías simples, seguras y económicas, sin restricciones de materias primas, para permitir un verdadero suministro de energía renovable”, explica Antonio Baclig, CEO de Inlyte Energy.

A diferencia de las baterías de litio, que buscan densidad de energía y potencia, las de hierro-sodio se enfocan en larga duración, bajo coste por kilovatio-hora y seguridad intrínseca. Su inconveniente es una densidad de potencia más baja y temperaturas de funcionamiento más altas, pero para aplicaciones en la red que funcionan diariamente, ese intercambio tiene sentido.

Un diseño de los años 80 adaptado para la red

Las baterías de sodio-metal y cloruro aparecieron en los años 80 con programas como ZEBRA, pensadas originalmente para coches eléctricos. Su diseño era innovador: sodio metálico fundido como ánodo, un separador cerámico llamado beta-alúmina que solo conduce iones de sodio, y un cátodo a base de sal que podía ciclar a altas temperaturas. Dos químicas de cátodo se exploraron al principio: níquel e hierro. Aunque ambos funcionaban, el níquel se convirtió en el protagonista comercial porque ofrecía mayor densidad de potencia, esencial para vehículos.

El hierro quedó relegado, mientras que las versiones de níquel avanzaron hacia producciones limitadas en autobuses y vehículos especializados en los 90 y principios de los 2000.

Para el almacenamiento estacionario, las prioridades cambian: lo importante es la duración, no la aceleración. Para la red, el coste por kilovatio-hora y la fiabilidad a largo plazo pesan más que la potencia puntual. La menor densidad del hierro deja de ser un problema en este contexto.

“La batería de hierro-sodio no es inflamable y no sufre sobrecalentamiento, eliminando uno de los riesgos más graves asociados con el litio”, añade Baclig. “Funciona de manera fiable en un amplio rango de temperaturas sin los complejos sistemas de refrigeración que requieren otras químicas”.

Inlyte adquirió Beta Research, que contaba con varios de los desarrolladores originales de la tecnología de sodio-metal y su línea piloto de fabricación. Esto permitió acceder a décadas de conocimiento y evitar empezar de cero. El reto técnico principal era lograr que los cátodos de hierro ciclaran de manera confiable. Gracias a ajustes en las formulaciones, procesos y protocolos, el hierro ahora iguala la estabilidad que antes solo ofrecía el níquel, con más de 1.000 ciclos registrados y pruebas a largo plazo aún en curso.

Cómo funciona la batería de hierro-sodio

Una celda de hierro-sodio funciona entre 270 y 350 grados Celsius, suficiente para fundir el sodio metálico en el ánodo. Entre el ánodo y el cátodo se sitúa un delgado tubo cerámico de beta-alúmina que conduce iones de sodio pero bloquea casi todo lo demás.

En el cátodo, partículas de hierro y cloruro de hierro se mezclan con cloruro de sodio, todo sumergido en cloruro de sodio-aluminio fundido. La sal fundida permite que los iones se muevan como si fuera un electrolito líquido, a diferencia de las baterías de litio donde el electrolito líquido está entre ánodo y cátodo, limitando el movimiento de iones.

Durante la descarga, los átomos de sodio del ánodo liberan electrones y se convierten en iones de sodio, que atraviesan la cerámica hacia el cátodo, donde reaccionan con el cloruro de hierro generando hierro metálico y cloruro de sodio mientras los electrones fluyen por el circuito externo. La carga invierte el proceso. La cerámica asegura que el sodio nunca entre en contacto directo con la sal del cátodo, evitando muchas degradaciones que afectan a las baterías de litio.

Este diseño mantiene el sistema en equilibrio termodinámico, lo que prolonga la vida útil y elimina la necesidad de optimizar el electrolito. Las reacciones parasitarias que degradan la capacidad en las baterías de litio prácticamente no existen aquí. La estabilidad química del sistema significa que las celdas pueden funcionar miles de ciclos diarios durante décadas sin perder rendimiento significativo.

El inconveniente principal es la temperatura de operación: mantener la sal y el sodio fundidos requiere energía y gestión térmica, pero para aplicaciones estacionarias es un coste predecible y seguro, muy por debajo de los riesgos del sobrecalentamiento de las instalaciones de litio a gran escala.

El papel de estas baterías en la red

El litio sigue siendo excelente para respuestas rápidas durante unas pocas horas, pero su coste y complejidad aumentan cuando se buscan ciclos de todo el día. Las baterías de hierro-sodio están diseñadas para un uso prolongado diario, soportando olas de calor, tormentas o cuellos de botella en la transmisión, y manejando tanto la reducción de picos como la reserva energética.

Además, al no ser inflamables, se pueden ubicar más cerca del consumo con sistemas de seguridad más simples, cambiando la economía del almacenamiento en distribución. Los materiales —hierro, sal, alúmina y sodio— son abundantes y accesibles en cadenas de suministro nacionales, evitando riesgos geopolíticos ligados a litio, níquel y cobalto.

El desafío ahora es escalar la producción. Aunque Inlyte superó pruebas de aceptación de fábrica con sus módulos de segunda generación en diciembre de 2024, fabricar a escala comercial implica asegurar la fiabilidad de la cerámica en celdas más grandes y mantener la consistencia de ciclos a largo plazo. La producción de sodio-metal cloruro puede ser hasta cinco veces menos costosa que la de litio, pero pasar de piloto a gigavatios determinará el coste final por kilovatio-hora.

Inlyte apuesta por un camino seguro y de baja inversión, reinventando una tecnología de los 80 pensada para coches eléctricos para el almacenamiento económico de energía renovable. Para las redes que buscan funcionar con viento y sol, la pregunta no es si el hierro y la sal funcionan en laboratorio, sino si este diseño de hace 40 años puede escalar lo suficiente para cubrir las necesidades que el litio no puede resolver de manera económica.