Las baterías de hierro, sal y agua prometen ser una alternativa más barata y no tóxica de almacenar energía limpia

Una de las primeras cosas que uno ve al llegar a la sede de ESS en Wilsonville, Oregón (EE UU), es un módulo de batería experimental del tamaño de una tostadora. Los fundadores de la empresa lo construyeron hace una década para abordar el desafío al que sabían que pronto se van a enfrentar los operadores de sistema eléctricos de todo el mundo: almacenar electricidad a gran escala.

A diferencia de las baterías de iones de litio actuales, las que propone ESS están construidas, en gran medida, con materiales más baratos, abundantes y no tóxicos: hierro, sal y agua. Otra diferencia es el tamaño. Mientras que las baterías de litio procuran ser lo suficientemente pequeñas como para caber en teléfonos y ordenadores portátiles, cada versión de la batería de hierro es más grande que la anterior.

De hecho, lo que ESS está construyendo actualmente ni siquiera se parece a una batería. En un muelle de carga situado en la parte trasera de las instalaciones de ESS, los empleados están montando dispositivos que llenan contenedores enteros. Cada uno de ellos tiene suficiente capacidad de almacenamiento de energía para alimentar unas 34 casas estadounidenses durante 12 horas.

La compañía fue el año pasado la primera empresa de almacenamiento de energía de larga duración en cotizar en bolsa y tiene la ambición de abrir fábricas en todo el mundo. Pronto empezarán a trabajar en una batería que hará que estas del tamaño de un camión parezcan pequeñas.

En colaboración con la empresa de servicios públicos Portland General Electric, ESS planea construir una batería en un terreno adyacente a su fábrica tan grande como un edificio de media hectárea. Se espera que tenga una capacidad casi 150 veces superior a la de las baterías más grandes que la empresa vende actualmente.

Sin embargo, la innovación clave de ESS no es el tamaño, si no la química y la ingeniería que permiten a las empresas de servicios públicos almacenar mucha más energía de la que es económicamente factible con las baterías de iones de litio conectadas a la red que actualmente están limitadas a unas cuatro horas de almacenamiento.

La “batería de flujo” de hierro que ESS está construyendo es tan sólo una de las tecnologías de almacenamiento de energía que están ahora en demanda gracias al impulso para descarbonizar el sector eléctrico y estabilizar el cambio climático.

A medida que la red eléctrica depende cada vez más de la energía solar y de la eólica por encima de la fósil, la administración pública busca baterías con capacidades de almacenamiento de ocho horas o más. A pesar de que hace un par de años buscaban baterías con capacidad de dos a cuatro horas de almacenamiento. Las baterías de larga duración serán necesarias para garantizar el acceso a la electricidad cuando la población lo necesite en lugar de cuando ésta se genere, una necesidad que ya preveían los fundadores de ESS.

Buena química

Los fundadores de ESS, Craig Evans y Julia Song, empezaron a trabajar en una batería de flujo de hierro en su garaje en 2011. Se conocieron trabajando en una empresa de pilas de combustible y ahora están casados. Song (actualmente directora de tecnología de ESS) es química y Evans (el presidente de ESS) es ingeniero y diseñador.

Ambos se percataron de que el precio de los sistemas de energías renovables caía drásticamente y predijeron que esto impulsaría la demanda de almacenamiento de energía. Por ejemplo, una red eléctrica que funcionase en un 80% con energía solar y eólica requeriría poder almacenar energía durante al menos 12 horas.

Actualmente, la energía hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo supone alrededor del 95% del almacenamiento de energía de larga duración en Estados Unidos. Este sistema bombea el agua de un depósito a otro de mayor altura y, cuando se libera, pasa por unas turbinas para generar electricidad en la bajada del agua. Este método simple funciona bien, pero está limitado por la geografía del terreno.

Sin embargo, las baterías no tienen esa limitación. La mayoría de las baterías a escala de red que funcionan hoy en día son de iones de litio. Estas baterías se deterioran con el paso del tiempo, están hechas de materiales difíciles de reciclar que pueden incendiarse o explotar y son relativamente caras. Además, si queremos duplicar la capacidad de almacenamiento de las baterías, la única opción es comprar el doble de baterías. Eso hace que sea demasiado caro almacenar energía durante más de unas pocas horas, según explica Scott Litzelman, director del programa especializado en el almacenamiento de energía a largo plazo en ARPA-E (la agencia estadounidense que financia la investigación y el desarrollo de tecnologías energéticas avanzadas).

Las baterías de flujo, como la que desarrolló ESS, almacenan la energía en depósitos de electrolitos líquidos. Estos depósitos contienen soluciones químicamente activas bombeadas a través de una célula electroquímica de la batería para extraer electrones. Si se quiere aumentar la capacidad de almacenamiento de una batería de flujo, simplemente hay que incrementar el tamaño del depósito de almacenamiento. Cuando la batería tiene el tamaño de un edificio, esos depósitos se convierten en silos.

En las células electroquímicas de la batería de flujo, los dos electrolitos están separados por una membrana. Un electrolito pasa por un electrodo positivo a medida que se bombea a través de la célula; y el otro pasa por un electrodo negativo. En la batería de ESS, estos dos electrolitos son sales de hierro idénticas disueltas en agua.

Cuando los electrolitos fluyen a través de la célula, se producen reacciones químicas en ambos lados de la membrana. Cuando una corriente eléctrica carga la batería, el electrolito en el electrodo negativo de la batería gana electrones y las sales de hierro disueltas se depositan en la superficie del electrodo como hierro sólido.

Cuando la batería se descarga, el proceso se invierte: el electrolito pierde los electrones en su electrodo negativo, el hierro se disuelve y la energía química del electrolito se convierte de nuevo en electricidad. En el electrodo positivo, ocurre el proceso opuesto: el electrolito pierde los electrones y se convierte en un líquido marrón oxidado mientras se carga la batería, y este proceso se invierte durante la descarga.

En una batería convencional de iones de litio como la que tiene un teléfono móvil o un coche eléctrico, célula y electrolito están en un solo paquete. “Lo que llega al principio es lo que hay”, explica Evans.

Pero con una batería de flujo, mantener el electrolito en un depósito externo significa que la parte de almacenamiento de energía está separada de la producción de energía. Esta separación entre energía y potencia le permite a una empresa de servicios públicos agregar más almacenamiento de energía sin tener que añadir más células de batería electroquímicas.

La contrapartida es que las baterías de hierro tienen una densidad de energía mucho menor, lo que significa que no pueden almacenar tanta energía como una batería de iones de litio del mismo peso. Y las baterías de flujo requieren más inversión inicial y mantenimiento que las baterías de iones de litio.

No obstante, las baterías de hierro son una opción difícil de superar si se trata de almacenar grandes cantidades de energía de manera segura durante largo períodos. Y eso es exactamente lo que los operadores de la red eléctrica tendrán que empezar a incentivar durante los próximos años.

De larga duración

Hoy en día, las baterías que utilizan las empresas de servicios públicos suelen tener una capacidad de almacenamiento de cuatro horas o menos. Eso es positivo de cara a suavizar las fluctuaciones de frecuencia de corta duración y las caídas de suministro, pero a medida que el sector de la electricidad avance hacia una energía 100% limpia, “no será posible usando las baterías de cuatro horas”, indica Hugh McDermott, vicepresidente sénior de ventas y desarrollo comercial de ESS.

Para adaptarse a los altibajos propios de las energías solar y eólica, la mayoría de los operadores de la red eléctrica utilizan “centrales de horas pico” de gas natural, que se pueden poner en marcha cuando hay una gran demanda de electricidad. No obstante, McDermott asegura que una batería con 16 horas de almacenamiento sería una opción más económica que cualquier sistema de las centrales de horas pico.

Las baterías de flujo son todavía una pequeña parte del mercado de almacenamiento de red eléctrica, pero cada vez están más presentes. A finales de 2019, solo se estaban usando en el 1% de las instalaciones de baterías a gran escala en Estados Unidos, según un análisis de agosto de 2021 de la Administración de Información Energética sobre las tendencias en el mercado de almacenamiento de baterías. Algunas empresas de servicios públicos comenzaron a instalar las baterías de flujo a gran escala en 2016 y 2017, pero esas baterías usan el electrolito de vanadio en vez del de hierro. El vanadio funciona bien, pero es caro.

Evans y Song se propusieron primero diseñar una batería de flujo de vanadio, pero cambiaron de rumbo cuando se toparon con una fórmula basada en hierro realizada en la Universidad de Case Western Reserve (EE UU) en 1981. El hierro les pareció una alternativa de bajo coste, “pero suponía algunos desafíos”, según destaca Evans.

Uno de ellos era evitar que aproximadamente el 1% de los electrones en el lado negativo de la batería se uniesen con los iones de hidrógeno perdidos en el electrolito a base de agua en lugar del hierro. Con el tiempo, esta reacción secundaria genera una acumulación de hidrógeno y provoca que los dos lados de la batería se desvíen de aquel equilibrio químico en el que ambos electrolitos vuelven a su estado original e idéntico cuando están completamente descargados.

“Todas las baterías tienen efectos secundarios”, señala Evans. Pero como es fácil acceder a los químicos que circulan a través de una batería de flujo (a diferencia de los químicos encerrados dentro de una batería convencional), los diseñadores pueden incluir un mecanismo para arreglar estos posibles problemas.

Evans y Song solucionaron ese problema añadiendo una “bomba de protones” a su batería. Es una unidad similar a una pila de combustible que convierte el hidrógeno nuevamente en protones, lo que reduce el pH del electrolito y hace que los dos lados de la batería vuelvan al mismo estado de carga. Con la bomba, se espera que la batería pueda funcionar un número ilimitado de veces, durante al menos 20 años.

En la Universidad de Case Western, los investigadores han probado otra estrategia: colocar el hierro disuelto sobre las partículas en un compuesto de hierro en lugar de un electrodo fijo. De este modo, el metal se almacena en el depósito externo de la batería. Ese método funcionó bien en las células más pequeñas, pero en las grandes, el compuesto provocó obstrucciones.

Tanto la Universidad de Case Western como ESS han recibido fondos de ARPA-E para construir y mejorar las baterías de flujo de hierro. La subvención de cinco años de 2,8 millones de dólares (2,54 millones de euros) que ESS recibió en 2012 permitió a la empresa desarrollar la bomba de protones y pasar a la producción comercial.

Breakthrough Energy Ventures, el fondo creado por Bill Gates y otros inversores preocupados por el cambio climático, también ha apoyado económicamente a ESS. La empresa vendió su primer producto en 2015: una batería que permitió a un viñedo de California almacenar la energía solar durante el día y alimentar el sistema de riego por la noche.

En la actualidad, ESS tiene pedidos acumulados de su batería del tamaño de un contenedor, que tiene la capacidad de hasta 500 kilovatios-hora. La compañía comenzó a entregar algunos de esos pedidos a SB Energy, la subsidiaria de energía limpia de SoftBank, que acordó comprar un récord de dos gigavatios-hora de sistemas de almacenamiento de baterías de ESS durante los próximos cuatro años. Ese acuerdo está valorado en más de 300 millones de dólares (272 millones de euros).

El tiempo de comprar

Las baterías de ESS actualmente pueden tener de cuatro a 12 horas de carga dependiendo de su configuración, pero en algún momento algunos sistemas de almacenamiento de energía podrían estar trabajando durante días o incluso semanas para adaptarse a las fluctuaciones estacionales de la energía eólica. Form Energy, con sede en Massachusetts (EE UU), está desarrollando una tecnología de batería de hierro-aire, que utiliza el oxígeno del aire para provocar una reacción reversible que convierte el hierro en óxido. La empresa afirma que su batería podría almacenar hasta unas 100 horas de energía. Su primera instalación será una planta piloto de un megavatio en Minnesota cuya finalización está prevista para 2023.

Las empresas de servicios públicos no solo piensan en cómo almacenar la electricidad a medida que avanzan hacia las renovables, sino también en cómo lograr que la red sea más resistente al tiempo extremo y a otros efectos del cambio climático. Las baterías de larga duración también tienen un papel importante en este sentido.

San Diego Gas & Electric está llevando a cabo un proyecto para combinar baterías de flujo de hierro de ESS con un panel solar en Cameron Corners en California, una ciudad propensa a incendios forestales. Si los servicios públicos necesitan desactivar las líneas de transmisión para prevenir o responder a un incendio, la microrred de batería solar podría mantener en funcionamiento los servicios esenciales en la ciudad. Está previsto que el proyecto se haya puesto en marcha a finales de este año.

Hay espacio para que aumente la producción en el centro de ESS en Wilsonville, pero la cantidad de pedidos que reciba dependerá en gran medida del destino de los créditos fiscales para energía limpia que forman parte del proyecto de ley Build Back Better, actualmente estancado en el Congreso estadounidense. Los defensores del almacenamiento de energía argumentan que el almacenamiento de larga duración se merece los mismos incentivos que las energías renovables.

Si la ley saliese adelante, esos créditos podrían ayudar a que las tecnologías de almacenamiento de energía, como la batería de flujo de hierro, sean lo suficientemente baratas como para que la administración pública comience a integrarlas en su sistema. Tanto el programa de ARPA-E como el de Almacenamiento de Larga Duración del Departamento de Energía de EE UU tienen como objetivo lograr que estos sistemas rentables y capaces de almacenar más de 10 horas de energía estén en el mercado dentro de una década.

Para ARPA-E, eso significa reducir el coste de almacenamiento de energía, que tiene en cuenta todos los costes incurridos y la energía producida a lo largo del tiempo, a menos de cinco centavos de dólar (4 céntimos de euro) por kilovatio-hora, señala Litzelman, lo que sería una reducción del 90% comparado con 2020. El coste inicial de una batería es solo una parte de esa ecuación.

Las baterías de flujo no es la única tecnología prometedora que se está desarrollando para el almacenamiento de energía de larga duración. Otros investigadores y empresas están experimentando con distintos tipos de baterías, así como con el almacenamiento de hidrógeno y sistemas mecánicos como aire comprimido o “masas móviles” que suben y bajan para convertir energía eléctrica en energía cinética. Un sistema experimental financiado por ARPA-E almacena energía mediante el bombeo de agua en rocas y extrae energía cuando el agua vuelve a salir.

Todos estos sistemas tienen un objetivo común, según Litzelman: “Conseguir energía limpia 24 horas al día, los 7 días de la semana”. Es muy probable que para conseguirlo se requieran varias tecnologías de almacenamiento nuevas, y muchas más empresas tendrán que llegar al punto en el que se encuentra ESS en la actualidad. A menos, por supuesto, que surja algún otro tipo de tecnología.

Fuente: technologyreview.es