El Parlamento británico impulsa el almacenamiento molecular: apuesta por hidrógeno, biometano y captura de carbono
El Comité de Medio Ambiente y Cambio Climático de la Cámara de los Lores británica ha celebrado la segunda sesión de su investigación sobre la Dunkelflaute, el fenómeno meteorológico que combina falta de viento y de sol y que pone a prueba la resiliencia del sistema eléctrico. En esta ocasión, los lores interrogaron a un panel de expertos del sector sobre las tecnologías de almacenamiento molecular: hidrógeno, biometano y captura de carbono. La conclusión fue clara: no se trata de elegir una única solución, sino de combinar incentivos que permitan desarrollar todas ellas, cada una con sus capacidades y tiempos de respuesta.
Un enfoque de combinación, no de exclusión
Brett Ryan, director de regulación en Hydrogen UK; Kisha Couchman, subdirectora de regulación en Energy UK, y Martin Lambert, investigador del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford, coincidieron en que las distintas tecnologías de almacenamiento molecular no son excluyentes. Cada una puede responder a una crisis de suministro, aunque con capacidades y tiempos de respuesta diferentes.
Los expertos subrayaron que cada nueva tecnología tiene sus propias limitaciones y requerirá un incentivo diferente para que se comience a invertir en ella. Los inversores ya disponen de mecanismos de apoyo, como el mercado de subastas de capacidad y los contratos por diferencias. La clave está en determinar cuál será la demanda de estos servicios y cuándo se materializará, para diseñar incentivos que aporten certidumbre sobre los ingresos futuros.
A medida que avanza la electrificación en el Reino Unido, la mayoría de las previsiones sobre necesidades de nueva capacidad (en gigavatios) de electrolizadores, plantas de captura de carbono y plantas de biometano están ya obsoletas. Este es un punto que también trasciende a otros mercados, incluido el español, donde las previsiones de capacidad renovable y almacenamiento se actualizan regularmente para adaptarse a la demanda real.
Hidrógeno: oportunidades y limitaciones
El hidrógeno permite almacenar parte de la electricidad renovable excedentaria que, de otro modo, podría verse afectada por restricciones de generación. Según estimaciones del operador del sistema británico NESO, a mediados de la próxima década el 10% de la generación verde será objeto de restricciones técnicas, lo que equivale a entre 30 y 40 teravatios hora. Esa electricidad, a precios cero, se puede utilizar para producir hidrógeno mediante electrolizadores y almacenarlo para su uso posterior en ciclos combinados, pilas de combustible o como combustible para industrias químicas y de metalurgia.
La principal limitación del hidrógeno es su baja eficiencia térmica. Un electrolizador alcanza una eficiencia de hasta el 75%, mientras que un ciclo combinado presenta un rendimiento de entre el 55% y el 60%. Esto significa que utilizar hidrógeno en un ciclo combinado acaba perdiendo el 60% de la energía en forma de calor. Además, existen dos problemas asociados: el almacenamiento en cavernas salinas y los viejos ciclos combinados.
Según los expertos, reutilizar yacimientos de hidrocarburos en desuso no sería viable. El Reino Unido solo podría utilizar cavernas salinas adaptadas a cada proyecto, pero se requieren entre seis y diez años para habilitarlas. En cuanto a las turbinas de gas, hay un plazo de entrega de siete años, y las capaces de funcionar con hidrógeno al 100% suelen ser un 10% más caras que las convencionales. Como alternativa, el hidrógeno se puede consumir mezclado con metano en ciclos combinados ordinarios. De los cerca de 50 ciclos combinados activos en el Reino Unido, muchos deberían sustituirse durante la próxima década: una inversión de 140 millones de libras prolongaría cinco años su vida útil, sustituir componentes críticos costaría 900 millones, y construir una nueva planta superaría los 1.000 millones de libras.
Biometano y captura de carbono: complementos clave
Durante la sesión también se hizo hincapié en el biometano. Los expertos dejaron claro que su producción no implica un cambio en el uso de la superficie agrícola, sino la utilización de residuos biológicos. Martin Lambert señaló que existe un potencial de producción de biometano aún sin aprovechar, equivalente al 10% del consumo de gas natural en el Reino Unido.
En cuanto a la captura y almacenamiento de carbono, actualmente no está vinculada a la generación eléctrica, sino a la descarbonización de procesos industriales. El Reino Unido cuenta con dos proyectos en construcción: el eje East Coast y el HyNet North West. El primero busca descarbonizar las zonas industriales de Teesside y Humber, en la costa este, mientras que el segundo se centra en las áreas de Merseyside, Manchester y el norte de Gales, en el noroeste.
La comisión parlamentaria continuará su investigación, con el objetivo de dar respuesta a un problema que también preocupa en la Unión Europea, donde la coordinación entre almacenamiento, interconexiones y generación renovable es clave para garantizar el suministro en escenarios de baja producción renovable.
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