Investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM) están realizando un estudio sobre el papel que puede jugar el hidrógeno en la mejora de la gestión de la Red Eléctrica Española como sistema de almacenamiento de la energía sobrante de los parques eólicos. El reto es optimizar la producción de la energía eléctrica.
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 UPM estudian la viabilidad del hidrógeno como vector energético de gestión eficaz de la red.
Este reto es especialmente relevante en redes relativamente aisladas y con una notable penetración de parques eólicos, como sucede actualmente en España.
El 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, 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 eventos serán mucho más frecuentes 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.
Parece pues necesario un mayor potencial de almacenamiento para optimizar la producción de la energía eléctrica. Es ahí donde los investigadores de la EUIT Industrial de la UPM 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.
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Referencia bibliográfica:
(1) Gutiérrez, Fernando (2010, October 1). "Power management using electrolytic hydrogen". SciTopics. http://www.scitopics.com/Power_management_using_electrolytic_hydrogen.html
En la región del polo sur de la Luna existen zonas donde nunca luce el Sol y otras donde siempre llegan sus rayos. Para que los vehículos puedan operar en esas condiciones, y con fondos de la Agencia Espacial Europea, investigadores de España y Reino Unido desarrollan sistemas que combinan paneles solares, baterías y generadores termoeléctricos de radioisótopos.
La metodología diseñada por la Universidad de Murcia y el CSIC identifica las regiones donde el sol y el viento ofrecen, conjuntamente, menos fluctuaciones en la producción de energía. A través de la sistema Climax se pueden planificar el emplazamiento y uso compartido de estas renovables para aumentar la estabilidad del suministro.
