El estudio señala que el factor de variabilidad de la demanda, junto a la generación aleatoria de las fuentes de energías renovables, sitúan al sistema eléctrico español ante la necesidad de un mayor potencial de almacenamiento para optimizar la producción de la energía eléctrica.
Igualmente, destacan que el problema deriva del hecho de que la electricidad es poco almacenable, por lo que debe predecirse la demanda de consumo eléctrico de modo que las plantas puedan hacer un seguimiento y mantener el equilibrio de la red en todo momento.
La variabilidad de la demanda a lo largo de las horas del día y las estaciones del año, junto a la generación aleatoria de las fuentes de energía renovable, sitúan al sistema eléctrico español ante un gran reto: es necesario un mayor potencial de almacenamiento para optimizar la producción de la energía eléctrica.
En este contexto, investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid estudian la viabilidad del hidrógeno como vector energético de gestión eficaz de la red. El reto es especialmente relevante en redes relativamente aisladas y con una notable penetración de parques eólicos, como sucede actualmente en España.
hidrógenoEl principal problema de todo esto deriva del hecho de que la electricidad es poco almacenable, por lo que debe predecirse la demanda de consumo eléctrico de modo que las plantas puedan hacer un seguimiento y mantener el equilibrio de la red en todo momento. Ello afecta a la estructura y gestión del sistema de generación, donde las nucleares operan en modo base, mientras las térmicas e hidráulicas pueden regularse para ajustar la carga; finalmente, las fuentes renovables tienen prioridad de evacuación, pero con el inconveniente de su variabilidad y disponibilidad, de forma que a veces exceden la demanda y muchas otras precisan de la potencia rodante de centrales térmicas.
Por ejemplo, en una noche ventosa de 2008, Red Eléctrica Española tuvo que ordenar la parada de casi un 40% de los parques eólicos en funcionamiento durante varias horas para evitar la caída de la red. Este tipo de sucesos será mucho más frecuente a medida que aumente la potencia instalada (hasta más de 40 GW previstos en 2020). Mientras, el sistema energético español dispone de grandes reservas de capacidad que únicamente se utilizan en las horas punta o en los momentos de fuerte caída de otras fuentes.
Todo esto implica una mayor necesidad de infraestructuras y dificultad de integración de las energías renovables, por ser intermitentes, aún contando en España con un centro de control modélico en el mundo (CECRE) y con cierta capacidad de bombeo hidráulico.
Almacenamiento para optimizar la producción
Parece pues necesario un mayor potencial de almacenamiento para optimizar la producción de la energía eléctrica. Es ahí donde los investigadores de la Escuela Universitaria de Ingeniería Técnica Industrial creen que las características del hidrógeno podrían jugar un importante papel y han estudiado su viabilidad aplicándolo a un parque eólico concreto (1). La idea clave es convertirlo en electricidad cuando el viento (o el sol en el caso de los parques solares) no están disponibles, mientras que en horas de mayor potencial la energía sobrante se transformaría en hidrógeno con un electrolizador.
La electrolisis del agua es un proceso relativamente simple y bien establecido, que solo necesita de ciertas mejoras para esta nueva aplicación. La simulación con cargas variables muestra el beneficio que puede alcanzarse utilizando excedentes eléctricos a bajo precio, además de su efecto nivelador sobre los balances de las plantas generadoras. La estrategia consiste en regular la densidad de corriente en cada periodo, teniendo en cuenta el tamaño, eficiencia y dinámica de los equipos.
El análisis del parque eólico indica que puede gestionarse la energía sobrante en un año típico, elevando más de un 12% la potencia del sistema híbrido; el rendimiento global sería del 35%, que representa el porcentaje de energía eléctrica que el sistema es capaz de reintegrar en la red, en caso de que fuese desperdiciada por cualquier circunstancia. Cabe añadir otros factores favorables, como ahorros en reserva y líneas eléctricas, mejor regulación, despliegue de las fuentes renovables y beneficios ambientales de todo tipo.
En ese sentido, han explicado que "afecta a la estructura y gestión del sistema de generación", donde las nucleares operan en modo base, mientras las térmicas e hidráulicas pueden regularse para ajustar la carga. Además, recuerdan que las fuentes renovables tienen prioridad de evacuación, pero con el inconveniente de su variabilidad y disponibilidad, de forma que a veces exceden la demanda y muchas otras precisan de la potencia rodante de centrales térmicas.
Los vehículos eléctricos con baterías de litio no emiten CO2 ni dañan el medio ambiente, siempre que la electricidad provenga de energías renovables, como la eólica, la energía solar fotovoltaica y la termosolar o solar termoeléctrica. Los aerogeneradores podrán suministrar la electricidad al vehículo eléctrico, que en un futuro servirán también para almacenar y regular la electricidad intermitente del sector eólico.
www.scitopics.com/Power_management_using_electrolytic_hydrogen.html
