Energía hidroeléctrica por bombeo: la ingeniería y el futuro del almacenamiento de energía gravitacional.

Almacenamiento por bombeo energía hidroeléctrica stores electrical energy by moving water uphill and recovering it later through turbines on the way back down. It is the oldest grid-scale storage technology in commercial use, with roots in 1890s Alpine Europe, and it remains the largest by installed capacity even as battery deployment grows rapidly worldwide. The technology scaled globally in the mid-twentieth century to balance inflexible nuclear baseload generation, and over the past two decades its function has shifted toward absorbing the variability of wind and solar output, a role that depends on the same core physics: gravitational potential energy converted to and from electricity through a reversible pump-turbine.

Nuestro artículo abarca el alcance técnico y económico completo de la energía solar fotovoltaica (PSH): la física subyacente y los límites de eficiencia, la arquitectura electromecánica que posibilita el funcionamiento reversible, los servicios de estabilidad de la red que proporciona la tecnología más allá del simple almacenamiento de energía, sus estrategias operativas y mecanismos de ingresos, las restricciones ambientales que determinan dónde se construyen los proyectos, las configuraciones emergentes como la PSH subterránea y en agua de mar, los marcos regulatorios que rigen su implementación y una comparación directa con baterías, aire comprimido, baterías de flujo, hidrógeno y volantes de inercia en función de los criterios que importan para las decisiones reales de inversión y planificación.

Conclusiones Clave

• PSH es la tecnología de almacenamiento a escala de red más antigua y aún la más grande: Con orígenes que se remontan a la Europa alpina de la década de 1890, sigue siendo la tecnología de almacenamiento dominante en términos de capacidad instalada a nivel mundial, incluso a medida que se acelera el despliegue de baterías.
  Its physics are simple, but its footprint is enormous. Energy storage scales with mass, gravity, and height ([látex]E = \eta , m , g , h[/latex]), but because water has such low energy density compared to chemical batteries, PSH needs reservoirs measured in millions of cubic meters to store what a battery could hold in a warehouse.
• La relación entre la altura y el caudal determina todo el diseño de ingeniería: En las zonas montañosas con grandes desniveles se utilizan turbinas compactas tipo Francis; en las zonas fluviales con poco desnivel se necesitan turbinas enormes tipo Kaplan que muevan grandes volúmenes de agua: la geografía del lugar determina la tecnología, y no al revés.
• La eficiencia del viaje de ida y vuelta suele ser del 70-85%, ligeramente inferior a la de los viajes modernos. baterías de iones de litio (85–95%), pero PSH mantiene ese rendimiento durante 50–100 años en lugar de los 10–20 años antes de que sea necesario reemplazar una batería.
• El PSH hace más que almacenar energía: estabiliza la red. Su masa giratoria proporciona inercia física, ofrece una regulación rápida de la frecuencia, puede actuar como un condensador síncrono para el soporte de voltaje sin necesidad de mover agua, y es una de las pocas tecnologías capaces de arrancar en negro una red colapsada.
• Su función ha pasado de la "reducción de picos" a la "equilibrio de la variabilidad". Construido originalmente para combinarse con la carga base nuclear inflexible, el PSH hoy en día absorbe principalmente las fuertes rampas de la energía solar y eólica, la más visible de las cuales es la "curva del pato", lo que lo convierte en un activo fundamental para la integración de energías renovables.
• La gestión ambiental es una cuestión de diseño de primer orden, no una consideración posterior. Circuito cerrado Las configuraciones (fuera del río), el control de sedimentos, la mitigación de la evaporación y la gestión térmica/de la calidad del agua determinan dónde y cómo se construyen y autorizan los nuevos proyectos de centrales hidroeléctricas de bombeo.
• Se están abriendo nuevas fronteras para la construcción de sistemas solares fotovoltaicos (PSH). Los PSH subterráneos (minas, cavernas), los PSH de agua de mar, los parques energéticos híbridos que combinan energía solar flotante con embalses y los diseños modulares pequeños están trabajando para superar la dependencia tradicional de los PSH de emplazamientos escasos con grandes desniveles.
• El almacenamiento de hidrógeno pulsado (PSH) complementa, en lugar de competir con, otras tecnologías de almacenamiento. Domina el nicho de largo plazo, alta fiabilidad e inercia de la red; las baterías predominan en respuesta rápida y corta duración; el hidrógeno lidera en almacenamiento estacional. La red eléctrica del futuro necesita una cartera diversificada, no una única tecnología ganadora.

Fundamentos y evolución histórica

A menudo, el PSH se describe informalmente como una "batería de agua".

A diferencia de una batería química, que almacena energía en los enlaces electroquímicos de sus materiales activos, una central hidroeléctrica de bombeo almacena energía en el potencial gravitatorio de una masa elevada de agua. La analogía es útil pero imperfecta: una batería de agua no se degrada químicamente a lo largo de miles de ciclos como una batería de agua. iones de litio cell does, but it is bound by geography, the availability of suitable terrain and water rights, and a vastly larger physical footprint and construction timeline. Where a battery factory can be built in two years, a pumped-storage scheme can take a decade or more from initial site studies to commissioning. This trade-off between deployment speed and asset longevidad is central to understanding PSH’s role in modern grids.

El giro hacia las energías renovables (siglo XXI)

El papel del almacenamiento por bombeo ha cambiado sustancialmente desde principios de la década de 2000 con el despliegue a gran escala de la generación eólica y solar. Mientras que el caso de uso del siglo XX era la "reducción de picos" —suavizar una curva de demanda diaria conocida y bastante predecible frente a una curva de suministro de carga base conocida y bastante predecible— el caso de uso del siglo XXI se ha convertido en el "equilibrio de la variabilidad": absorber las fluctuaciones mucho menos predecibles, impulsadas por el clima, de la producción renovable.

La generación solar, por ejemplo, produce un fuerte aumento al mediodía seguido de una fuerte caída al atardecer, coincidiendo a menudo con el pico de demanda vespertino. Esto ha dado lugar al ahora famoso fenómeno de la «curva del pato» en redes con alta penetración solar, donde la demanda neta (demanda total menos suministro renovable) cae profundamente al mediodía y luego aumenta de forma extremadamente pronunciada al anochecer. La generación eólica, por su parte, puede fluctuar significativamente en el transcurso de horas o días en función de los sistemas meteorológicos, con poca correlación con los patrones de demanda. El almacenamiento por bombeo, con su capacidad para absorber grandes cantidades de energía para la carga y alcanzar la producción máxima en cuestión de segundos o minutos, ha demostrado ser muy adecuado para gestionar ambos patrones de variabilidad impulsados ​​por las energías renovables, aunque la tecnología en sí no fue diseñada originalmente pensando en las energías renovables.

Distribución global

El mapa global de la capacidad de almacenamiento por bombeo sigue de cerca la historia descrita anteriormente. Japón construyó una enorme flota de almacenamiento por bombeo a partir de la década de 1960, impulsado por su gran dependencia de la energía nuclear y su geografía montañosa, y sigue siendo uno de los mayores mercados de almacenamiento por bombeo del mundo. La capacidad de almacenamiento por bombeo de Europa se concentra en los países alpinos (Suiza, Austria, Italia) y en países que impulsaron grandes programas nucleares (Francia), junto con una capacidad significativa en España, Alemania y los países nórdicos. Estados Unidos construyó una flota sustancial durante las décadas de 1970 y 1980, gran parte de ella vinculada al desarrollo nuclear de esa época, con importantes instalaciones en la región de los Apalaches, el noroeste del Pacífico y California. Más recientemente, China se ha convertido en el mayor mercado nacional para la construcción de nuevas centrales de almacenamiento por bombeo, impulsado por su enorme y creciente capacidad de energía renovable y un impulso estratégico nacional para la infraestructura de equilibrio de la red.

La física del almacenamiento de energía gravitacional

Modelado de la densidad energética

La física fundamental del almacenamiento por bombeo se basa en la conversión entre energía potencial gravitatoria y energía eléctrica. La energía potencial almacenada de una masa de agua mantenida a una altura superior a la de un depósito inferior viene dada por la ecuación clásica de energía potencial gravitatoria, ajustada a la eficiencia de ciclo completo del sistema:

Debido a que el agua tiene una densidad fija de aproximadamente 1000 kilogramos por metro cúbico, esta ecuación se puede reescribir en términos de volumen del embalse en lugar de masa, lo cual es más útil para fines de ingeniería y planificación del sitio: [latex]E = eta , rho , V , g , h[/latex]

donde [latex]rho[/latex] es la densidad del agua y [latex]V[/latex] es el volumen de agua que circula entre los depósitos. Esta formulación revela inmediatamente la principal disyuntiva de diseño del almacenamiento por bombeo:

Por eso, los emplazamientos alpinos y montañosos de gran altitud, que pueden ofrecer entre 500 y más de 1.000 metros de desnivel, pueden lograr enormes capacidades de almacenamiento de energía con depósitos relativamente pequeños, mientras que los emplazamientos de baja altitud necesitan volúmenes de depósito mucho mayores para almacenar una cantidad de energía comparable.

En comparación con el almacenamiento en baterías químicas en términos volumétricos, la energía hidroeléctrica de bombeo es sorprendentemente escasa. Un ejemplo típico batería de iones de litio El sistema puede almacenar del orden de varios cientos de vatios-hora por litro de volumen de celda, mientras que un metro cúbico (1000 litros) de agua elevada 500 metros, incluso con una generosa eficiencia de ida y vuelta del 85 por ciento, almacena solo alrededor de 1,16 kilovatios-hora, o aproximadamente 1,16 vatios-hora por litro.

• Esta enorme diferencia en la densidad energética volumétrica es precisamente la razón por la que el almacenamiento por bombeo requiere depósitos que se miden en millones de metros cúbicos y superficies que se miden en kilómetros cuadrados, mientras que una instalación de baterías que almacene la misma energía total podría caber dentro de un solo almacén.
• La desventaja es que el "material activo" subyacente para PSH, agua y gravedad, no cuesta prácticamente nada y no se degrada, mientras que los materiales activos de las baterías se fabrican, tienen una vida útil finita y representan un costo de capital continuo a medida que se degradan y requieren un eventual reemplazo.t.

La central hidroeléctrica de bombeo del condado de Bath, en Virginia, una de las mayores instalaciones de este tipo en el mundo, combina una altura de caída de aproximadamente 380 metros con un volumen de embalse lo suficientemente grande como para albergar unos 3.000 megavatios de capacidad y aproximadamente 24.000 megavatios-hora de almacenamiento. Esto demuestra cómo una altura de caída relativamente modesta, cuando se combina con embalses muy grandes, puede ofrecer un almacenamiento a escala industrial comparable al de las mayores instalaciones de baterías jamás construidas, pero con una duración medida en muchas horas en lugar de las una a cuatro horas típicas de los proyectos de baterías a escala de red.

La relación entre "cabeza y flujo"

Más allá del almacenamiento total de energía, la potencia de salida de una central hidroeléctrica de bombeo, es decir, la velocidad a la que puede suministrar energía, depende de una relación diferente: el producto de la altura de caída y el caudal volumétrico de agua que pasa por las turbinas. Esto se expresa como: [latex]P = eta , rho , g , h , Q[/latex]

donde [latex]P[/latex] es la potencia instantánea (en vatios) y [latex]Q[/latex] es el caudal volumétrico (en metros cúbicos por segundo). Esta ecuación determina una de las decisiones de ingeniería más importantes en el diseño de hidrocarburos: si optar por una configuración de alta o baja altura de caída, y qué tecnología de turbina se derivará de esa elección.

Los sistemas de alta presión, generalmente definidos como emplazamientos con un desnivel superior a los 150 o 200 metros, pueden generar una potencia considerable con caudales relativamente modestos, ya que el factor de altura de caída en la ecuación de potencia es el que realiza la mayor parte del trabajo. Esto permite el uso de turbinas más pequeñas y de mayor velocidad de giro, así como de tuberías forzadas de menor diámetro (las tuberías presurizadas que transportan el agua a las turbinas), lo que a su vez reduce los costes de capital por unidad de capacidad instalada para la infraestructura del canal, a pesar de que los emplazamientos de alta presión suelen estar ubicados en terrenos montañosos que incrementan los costes de construcción de túneles y obras civiles. Las turbinas-bomba reversibles tipo Francis predominan en esta categoría, ya que su diseño de flujo radial gestiona las altas presiones de forma eficiente.

Low-head systems, typically found on rivers or in flatter terrain with elevation differences of less than 30 to 50 meters, debe move enormous volumes of water to achieve meaningful power output, since the head term contributes comparatively little. This drives the use of large-diameter, slower-spinning axial-flow turbines, most commonly Kaplan-type units adapted for reversible pump-turbine operation, or in some very low-head applications, bulb-type turbines. Low-head plants tend to have larger physical footprints for their waterways and powerhouses relative to their power output, but they can be sited in regions without dramatic mountain topography, broadening the geographic range of viable PSH development. Between these two extremes, medium-head sites, generally in the range of 50 to 150 meters, often use Francis-type machines as well, though the specific runner geometry is tuned differently than for high-head applications to balance efficiency across the flow range the plant is expected to operate within.

Termodinámica del ciclo

Ningún ciclo real de almacenamiento por bombeo logra la conversión de energía idealizada que sugiere la ecuación básica de la energía potencial. Se pierde energía en múltiples etapas del ciclo de bombeo-generación, y comprender dónde ocurren estas pérdidas es fundamental para entender tanto el diseño de la planta como los límites de rendimiento reales de la tecnología.

Engineers who document this equation in reports often typeset it with LaTeX, and a LaTeX cheat sheet shows how to write the fractions, Greek letters and subscripts of the efficiency formula, while a LaTeX math cheat sheet covers the rest of the notation.

1. La mayor categoría de pérdidas es la fricción del fluido, que se produce a medida que el agua se mueve a través de tuberías forzadas, túneles y los conductos internos de la propia bomba-turbina. Las pérdidas por fricción aumentan con el cuadrado de la velocidad del flujo, lo que significa que duplicar el caudal a través de una tubería determinada cuadruplica aproximadamente la fricción. presión pérdida, razón por la cual los diseñadores de vías navegables prefieren túneles y tuberías forzadas de mayor diámetro, aunque su excavación o fabricación sea más costosa, ya que las pérdidas de energía evitadas durante décadas de operación suelen justificar la mayor inversión inicial. Las pérdidas por fricción están presentes tanto en la dirección de bombeo como en la de generación, lo que significa que reducen la eficiencia de ida y vuelta dos veces: primero, cuando la planta trabaja más de lo teóricamente necesario para impulsar el agua cuesta arriba, y segundo, cuando parte de la energía potencial del agua se disipa como calor en lugar de convertirse en electricidad en el camino de regreso.
2. Una segunda categoría de pérdidas se produce dentro de la propia cadena de conversión electromecánica: pérdidas hidráulicas en el rotor de la bomba-turbina (donde la geometría de los álabes no se ajusta perfectamente a las condiciones de flujo en todos los puntos de operación), pérdidas mecánicas en cojinetes y sellos, y pérdidas eléctricas en los devanados del generador-motor, transformadores y aparamenta asociada. Estas pérdidas suelen ser proporcionalmente menores que las pérdidas por fricción en el canal en plantas modernas bien diseñadas, pero no por ello dejan de ser significativas, sobre todo porque la misma máquina debe funcionar de manera eficiente en dos modos de operación muy diferentes (bombeo y generación) con distintos ángulos óptimos de los álabes y características de flujo.
3. Una tercera categoría de pérdida, de menor magnitud, es la evaporación de las superficies abiertas del depósito. Esta evaporación representa una pérdida del fluido de trabajo en sí, más que una ineficiencia en la conversión de energía en el sentido tradicional, pero que, no obstante, reduce la energía neta disponible para ciclos futuros y requiere la adición de agua de reposición con el tiempo. Esta pérdida es muy específica de cada emplazamiento y depende del clima, variando desde insignificante en climas fríos y húmedos hasta una grave preocupación operativa y ambiental en regiones áridas, tema que se explora en un capítulo posterior.

Eficiencia de viaje de ida y vuelta (RTE)

El efecto acumulativo de todas estas pérdidas se refleja en la métrica de eficiencia de ida y vuelta, a menudo descrita con la abreviatura "eficiencia de cable a agua y de vuelta a cable", que representa la fracción de energía eléctrica extraída de la red durante el bombeo que finalmente se devuelve a la red durante la generación. Las centrales hidroeléctricas de bombeo modernas y bien diseñadas suelen alcanzar eficiencias de ida y vuelta de entre el 70 y el 85 por ciento, con las instalaciones más modernas de velocidad variable que utilizan turbinas-bomba reversibles avanzadas en el extremo superior de este rango, y las centrales más antiguas de velocidad fija o ubicadas en emplazamientos menos óptimos más cerca del extremo inferior.

Este rango sitúa al almacenamiento por bombeo como ampliamente competitivo con la eficiencia de ciclo completo de los sistemas modernos de baterías de iones de litio, aunque generalmente algo inferior, que a menudo alcanzan eficiencias de ciclo completo en el rango del 85 al 95 por ciento a nivel de celda (la eficiencia a nivel de sistema, incluidas las pérdidas del inversor y la gestión térmica, es algo menor). Sin embargo, la comparación no se trata solo de eficiencia:

• Las centrales de bombeo pueden mantener esta eficiencia durante un período operativo. esperanza de vida La vida útil de las infraestructuras civiles se mide en décadas, a menudo entre 50 y 100 años, con la renovación periódica de los componentes electromecánicos, mientras que los sistemas de baterías experimentan una degradación gradual de la capacidad y la eficiencia durante un ciclo de vida mucho más corto, que normalmente se mide en miles de ciclos o entre 10 y 20 años antes de que una pérdida significativa de capacidad requiera su sustitución.
• y las centrales hidroeléctricas de bombeo pueden retener la energía (es decir, el agua) casi indefinidamente.

Integración de redes y servicios síncronos

Más allá de almacenar y descargar energía, las centrales hidroeléctricas de bombeo desempeñan una segunda función, igualmente crítica: mantener estable la red eléctrica segundo a segundo. Esto se debe a la naturaleza física del equipo, más que al agua de los embalses. Un gran motor-generador síncrono que gira a la frecuencia de la red se comporta como un volante, resistiendo automáticamente las perturbaciones repentinas de frecuencia, y la misma máquina puede suministrar potencia reactiva para el soporte de voltaje o reiniciar una red colapsada desde cero, todo ello independientemente de si la planta está bombeando o generando activamente en ese momento.

Este capítulo examina cuatro servicios distintos a la red eléctrica que proporciona la energía hidroeléctrica de bombeo:

1. la estabilización inercial pasiva suministrada automáticamente por masa giratoria,
2. la regulación activa de la frecuencia realizada a través de sistemas de control de acción rápida,
3. el soporte de voltaje logrado a través del funcionamiento del condensador síncrono sin ningún movimiento de agua,
4. y la capacidad de arranque en negro que convierte a PSH en una de las pocas tecnologías capaces de arrancar una red eléctrica completamente desenergizada.

A medida que la generación eólica y solar, conectadas a través de inversores en lugar de máquinas giratorias, desplazan a la generación síncrona convencional, estos servicios han pasado de ser un beneficio secundario de las centrales PSH a una de las principales razones por las que los operadores de la red las valoran.

Inercia rotacional física Una de las contribuciones más importantes, y a menudo subestimadas, de las centrales hidroeléctricas de bombeo a la estabilidad de la red no tiene nada que ver con la energía almacenada en sus embalses: se trata de la inercia rotacional física de sus grandes motores-generadores síncronos. El rotor de una unidad hidroeléctrica de bombeo, generalmente un conjunto de acero y cobre que pesa varias toneladas y gira a un múltiplo fijo de la frecuencia de la red, almacena energía cinética en su rotación en proporción directa a su momento de inercia y al cuadrado de su velocidad de rotación. Esta energía cinética almacenada es importante porque, en caso de un desequilibrio repentino entre la oferta y la demanda de electricidad en la red, como la pérdida inesperada de un generador grande o un aumento repentino de la demanda, la frecuencia de la red comenzará a desviarse de su valor nominal (50 o 60 hercios) en fracciones de segundo, mucho antes de que cualquier sistema de control o mecanismo de respuesta automatizado pueda reaccionar. masas giratorias Los sistemas conectados síncronamente a la red eléctrica, incluidas, entre otras, las unidades de almacenamiento por bombeo, resisten instintivamente este cambio de frecuencia mediante principios básicos de la física newtoniana: a medida que la frecuencia de la red disminuye, la masa giratoria de cada máquina conectada síncronamente cede parte de su energía cinética para ayudar a frenar el descenso, ralentizando la velocidad del cambio de frecuencia y dando tiempo crucial a los sistemas de control automáticos y manuales para que respondan. Esta contribución inercial se ha vuelto cada vez más significativa a medida que las redes eléctricas han incorporado grandes cantidades de generación eólica y solar, gran parte de la cual está conectada a la red a través de inversores de electrónica de potencia en lugar de máquinas rotativas acopladas directamente, y que, por lo tanto, contribuye con una inercia natural comparativamente pequeña. Los operadores de redes eléctricas en regiones con alta penetración de energías renovables, como Irlanda, el Reino Unido, Australia Meridional y algunas partes de Estados Unidos, han identificado la disminución de la inercia del sistema como un riesgo operativo real, ya que las redes con menor inercia experimentan fluctuaciones de frecuencia más rápidas y de mayor magnitud tras cualquier perturbación, lo que aumenta el riesgo de fallos en cascada de los equipos o, en casos extremos, de apagones en todo el sistema.

Regulación de frecuencia Más allá de la contribución pasiva, basada en la física, de la inercia rotacional, las centrales hidroeléctricas de bombeo también proporcionan servicios de regulación activa de frecuencia, en los que los sistemas de control de la planta ajustan deliberadamente la potencia de salida (o el consumo de bombeo) en respuesta a las desviaciones medidas en la frecuencia de la red. Estos servicios se dividen convencionalmente en categorías de respuesta primaria y secundaria, aunque la terminología exacta y los requisitos de tiempo varían ligeramente entre los operadores de red y las regiones reguladoras. La respuesta primaria en frecuencia se refiere a un ajuste automático y rápido de la salida de una unidad generadora, controlado por un sistema de control local que monitorea continuamente la frecuencia de la red y ajusta la posición de las paletas directrices de la turbina o la carga de la bomba en cuestión de segundos tras detectar una desviación, sin necesidad de instrucciones de una sala de control central. Esta respuesta suele ser proporcional a la magnitud de la desviación de frecuencia y está diseñada para actuar en los primeros segundos posteriores a una perturbación, complementando y extendiendo el breve efecto estabilizador, puramente físico, de la inercia rotacional descrito anteriormente. La respuesta de frecuencia secundaria, a veces denominada control automático de generación o control de frecuencia de carga, opera en una escala de tiempo más lenta, normalmente de decenas de segundos a unos pocos minutos, y se coordina de forma más centralizada para restablecer completamente la frecuencia de la red a su valor nominal y restablecer el equilibrio deseado de los flujos de energía entre las regiones, después de que la respuesta primaria haya detenido la excursión de frecuencia inicial.

Soporte de tensión y potencia reactiva Pumped-storage plants can also provide grid voltage support through reactive power management, a service that, notably, can be delivered without any net movement of water at all. Electrical power flowing through an alternating current grid has two components: real power, measured in watts, which performs useful work such as lighting a building or running a motor, and reactive power, measured in volt-amperes reactive (VAR), which does not perform useful work directly but is essential to maintaining the correct voltage levels throughout the transmission and distribution network. Reactive power demand on a grid arises from the inductive and capacitive characteristics of transmission lines, transformers, and many types of load equipment, and an imbalance in reactive power supply and demand causes voltage levels to drift outside acceptable operating ranges, risking equipment damage or instability. El motor-generador síncrono de una unidad de almacenamiento por bombeo puede funcionar en un modo conocido como condensador síncrono, en el que la máquina permanece girando y conectada eléctricamente a la red, absorbiendo o suministrando potencia reactiva según sea necesario para mantener los niveles de voltaje locales, mientras consume solo la pequeña cantidad de potencia real necesaria para superar la fricción y otras pérdidas al mantener el rotor girando, y sin bombear ni generar ningún flujo neto de agua a través del sistema hidráulico. Esta capacidad es particularmente valiosa en sitios de almacenamiento por bombeo ubicados en puntos estratégicamente importantes de la red de transmisión, ya que permite que la planta proporcione un servicio continuo de soporte a la red las 24 horas del día que no agota el embalse ni compite con la función principal de arbitraje energético de la planta, ofreciendo efectivamente a los operadores de la red un servicio adicional "gratuito" de una infraestructura que de otro modo estaría inactiva durante las horas de menor demanda cuando la planta no está bombeando ni generando.

Capacidad de arranque en negro Quizás la función más importante que pueden desempeñar las centrales hidroeléctricas de bombeo en el servicio a la red eléctrica sea su capacidad de arranque en negro: La capacidad de reiniciar y reactivar una parte de la red eléctrica tras un colapso total del sistema o un apagón, cuando no hay ninguna fuente de energía externa disponible en ningún punto de la red para iniciar el proceso de restauración. Este es un requisito particularmente exigente, ya que la mayoría de los tipos de generación, incluidas la mayoría de las centrales térmicas, requieren un suministro externo de electricidad propio (para elementos como bombas de refrigeración, sistemas de control, equipos de manipulación de combustible y motores de arranque) antes de poder comenzar a generar energía, lo que crea un problema de círculo vicioso durante un apagón total del sistema. Las centrales de bombeo se encuentran entre el conjunto relativamente pequeño de tecnologías de generación capaces de proporcionar servicio de arranque en negro, porque una unidad con agua disponible en su depósito superior puede comenzar a generar energía utilizando solo la energía almacenada localmente (en forma de baterías de la estación o pequeños generadores diésel) para operar sus propios sistemas auxiliares y de control esenciales, sin necesidad de una conexión a la red externa para arrancar. La secuencia técnica de un arranque en negro generalmente implica primero usar estas fuentes de energía auxiliares locales para abrir las compuertas y válvulas apropiadas y poner en línea los sistemas de control básicos de la unidad, luego abrir las compuertas de entrada para permitir que el agua comience a fluir a través del rotor de la turbina, llevando la unidad a velocidad síncrona en modo isla (es decir, aislada eléctricamente, suministrando solo sus propias cargas auxiliares locales inmediatas y tal vez una pequeña "ruta de arranque" inicial de la infraestructura de transmisión cercana), y luego expandir gradualmente la porción energizada de la red hacia afuera desde esta isla inicial.

Gestión hidrológica y ambiental

Sistemas de lazo cerrado frente a sistemas de lazo abierto

Las centrales hidroeléctricas de bombeo se clasifican generalmente en dos grandes categorías hidrológicas según su relación con los cursos de agua naturales. Los sistemas de circuito cerrado, o "fuera de río", están diseñados de manera que tanto el embalse superior como el inferior estén hidrológicamente aislados de cualquier río, arroyo u otro cuerpo de agua de flujo continuo, generalmente ubicados en terrenos elevados, lejos de los sistemas de drenaje naturales y llenados inicialmente con agua extraída de aguas subterráneas, un río cercano u otra fuente de agua, pero posteriormente operados como un circuito en gran medida autónomo con una interacción continua mínima con los ecosistemas acuáticos naturales. Bucle abierto Por el contrario, los sistemas de bombeo tienen al menos un embalse, generalmente el embalse inferior, conectado directamente a un río natural u otro curso de agua, con un intercambio continuo o periódico de agua entre el sistema de almacenamiento por bombeo y el curso de agua natural.

Esta distinción conlleva importantes implicaciones ambientales y normativas.

• Los sistemas de circuito cerrado generalmente se enfrentan a un proceso de obtención de permisos ambientales y de regulación continua sustancialmente más sencillo, ya que evitan muchas de las interacciones ecológicas directas, como el paso de peces, la interrupción del transporte de sedimentos y la alteración de los regímenes de flujo aguas abajo, que surgen cuando un proyecto está conectado directamente a un sistema fluvial vivo.
• Si bien los sistemas de circuito abierto a veces ofrecen ventajas en el emplazamiento, como una disponibilidad de agua más fiable o la proximidad a la infraestructura existente, generalmente requieren una evaluación de impacto ambiental más exhaustiva y medidas continuas de seguimiento y mitigación, que aborden problemas como el atrapamiento de peces en las tomas de las bombas y turbinas, los cambios en la variabilidad del caudal natural de los que pueden depender los ecosistemas aguas abajo y los cambios en la calidad del agua en el sistema fluvial conectado.

Esta distinción ha cobrado cada vez más importancia en la selección de emplazamientos para nuevos proyectos de almacenamiento por bombeo, y a menudo se prefieren las configuraciones de circuito cerrado, fuera del cauce del río, en jurisdicciones con estrictas medidas de protección de los ecosistemas fluviales, incluso cuando esto requiere una infraestructura de tuberías o túneles más extensa para conectar el emplazamiento a una fuente de agua externa para el llenado inicial y el agua de reposición.

Mitigación de la evaporación

La pérdida de agua por evaporación de la superficie abierta de los embalses de bombeo representa tanto un problema operativo (ya que el agua perdida debe reponerse con agua de reposición para mantener la capacidad de almacenamiento del sistema, como se indica en el Capítulo 1) como, en regiones con escasez de agua, un problema ambiental y social más amplio, dadas las demandas contrapuestas sobre los limitados recursos de agua dulce procedentes de la agricultura, el suministro de agua potable y otros usos. Las tasas de evaporación dependen en gran medida del clima local; las regiones áridas y semiáridas experimentan pérdidas por evaporación sustancialmente mayores que los climas más fríos y húmedos, y pueden representar una fracción significativa de la pérdida total de agua del embalse en los climas más adversos.

Se han desarrollado o propuesto varios enfoques de ingeniería para mitigar las pérdidas por evaporación en los embalses de bombeo en climas áridos. Los sistemas de cubierta flotante, incluidos los paneles solares fotovoltaicos flotantes (que se analizan con más detalle en el capítulo sobre parques energéticos híbridos) o las estructuras de sombra flotantes específicas, pueden reducir sustancialmente la superficie de agua expuesta directamente al sol y al viento, los dos principales factores que provocan la evaporación. Las decisiones de diseño de los embalses, como priorizar los embalses más profundos con una superficie menor para un volumen de almacenamiento dado frente a diseños menos profundos y más dispersos, también pueden reducir la relación superficie-volumen y, en consecuencia, disminuir las pérdidas por evaporación. En las zonas con mayor escasez de agua, algunos promotores han explorado el uso de configuraciones de embalses subterráneos o parcialmente cerrados específicamente para minimizar la exposición a la evaporación, un enfoque que coincide significativamente con los conceptos de almacenamiento por bombeo subterráneo que se analizan en el siguiente capítulo.

PSH Futuro e Hibridación

PSH subterráneo (UPSH)

Una de las fronteras más exploradas en el desarrollo de la energía hidroeléctrica de bombeo es la hidroeléctrica subterránea de bombeo, en la que el embalse inferior del sistema no se ubica en la superficie, sino dentro de una mina abandonada, una caverna de sal construida u otro hueco geológico profundo, mientras que el embalse superior suele permanecer en la superficie o cerca de ella. Esta configuración aborda directamente una de las limitaciones más persistentes del desarrollo convencional de la energía hidroeléctrica de bombeo: la necesidad de dos emplazamientos de embalse geográficamente adecuados con una diferencia de elevación considerable, un requisito que limita severamente el número de emplazamientos viables en muchas regiones densamente pobladas o topográficamente planas.

Al utilizar un profundo vacío subterráneo como depósito inferior, el almacenamiento subterráneo por bombeo puede alcanzar alturas de elevación muy elevadas, superando en algunas configuraciones propuestas las que se lograrían utilizando únicamente la topografía natural de la superficie, a la vez que reduce drásticamente la superficie ocupada por el proyecto en comparación con una configuración convencional de dos depósitos superficiales. Las minas abandonadas constituyen una opción particularmente atractiva para este enfoque en muchas regiones, ya que a menudo ya cuentan con gran parte de la infraestructura de excavación y pozos subterráneos necesaria, lo que potencialmente reduce los costes de construcción en comparación con las cavernas subterráneas construidas específicamente para este fin, a la vez que ofrece una vida útil constructiva para emplazamientos industriales que de otro modo quedarían sin uso tras el cese de las operaciones mineras. Esta categoría emergente presenta importantes desafíos de ingeniería, como garantizar la estabilidad estructural a largo plazo del vacío subterráneo bajo la carga de presión cíclica asociada al funcionamiento del almacenamiento por bombeo, gestionar las interacciones con las aguas subterráneas y abordar los retos prácticos de la instalación y el mantenimiento de grandes equipos electromecánicos a gran profundidad.

PSH de agua de mar

Otra configuración innovadora utiliza el océano como depósito inferior, un concepto generalmente conocido como hidroelectricidad de bombeo de agua de mar. Este enfoque ofrece una expansión potencialmente significativa de emplazamientos viables para la hidroelectricidad de bombeo, especialmente para regiones costeras e insulares con una topografía interior limitada, adecuada para configuraciones convencionales de doble depósito de agua dulce, ya que solo requiere identificar un único emplazamiento elevado para el depósito superior cerca de la costa, con el mar como un depósito inferior prácticamente ilimitado y ya existente.

Additionally to the geographic challenge -mountain directly on the coast-, the principal engineering challenge specific to seawater pumped-storage is materials science: every component of the system that comes into contact with seawater, including pump-turbine runners, penstocks, valves, and any submerged structural elements, must be specifically engineered to resist the highly corrosive effects of saltwater over the multi-decade operational lifespan expected of pumped-storage infrastructure, typically requiring specialized corrosion-resistant alloys, protective coatingso protección catódica sistemas considerablemente más robustos que los necesarios para aplicaciones de agua dulce. Un segundo desafío importante es la bioincrustación, la acumulación de organismos marinos como percebes, mejillones y algas en superficies sumergidas y dentro de las estructuras de captación, lo que puede reducir la eficiencia hidráulica, aumentar los requisitos de mantenimiento y, en casos graves, obstruir parcialmente los conductos de flujo, lo que requiere estrategias específicas de gestión de la bioincrustación, como la limpieza mecánica periódica, recubrimientos antiincrustantes especializados o el tratamiento químico del agua de captación, todo lo cual añade complejidad operativa y coste en comparación con una instalación convencional de agua dulce.

Parques de energía híbrida

A growing trend in pumped-storage development involves the deliberate co-location of PSH facilities with other renewable generation technologies, most commonly floating solar photovoltaic (F-PV) installations placed directly on the surface of the reservoirs, or onshore wind farms sited near the PSH facility, creating an integrated hybrid energy park that shares transmission infrastructure and, in the case of floating solar, can deliver meaningful secondary benefits to the pumped-storage operation itself.

Los paneles solares flotantes instalados en la superficie de un embalse de almacenamiento por bombeo pueden reducir sustancialmente la pérdida de agua por evaporación, como se analiza en el siguiente capítulo, al proteger la superficie del agua de la luz solar directa, a la vez que generan electricidad adicional que puede utilizarse directamente para alimentar las operaciones de bombeo del sitio o exportarse a la red eléctrica, todo ello sin necesidad de adquirir terrenos adicionales más allá de la superficie que ya ocupa el proyecto PSH. El uso compartido de la infraestructura de interconexión a la red, incluidas las líneas de transmisión, las subestaciones y los derechos de conexión a la red, que pueden representar una parte significativa del coste total del proyecto y del tiempo de desarrollo, permite que estas configuraciones híbridas mejoren la rentabilidad tanto del almacenamiento como de la generación, en comparación con el desarrollo de cada componente por separado en ubicaciones diferentes. La ubicación conjunta con parques eólicos ofrece una ventaja relacionada pero distinta: dado que la generación eólica a menudo no guarda una correlación temporal significativa con la generación solar ni con la demanda general de electricidad, contar con generación eólica y almacenamiento por bombeo en un único emplazamiento integrado permite un uso más eficiente de la capacidad de transmisión compartida. La instalación de almacenamiento por bombeo absorbe la producción eólica durante los periodos en que la generación supera la capacidad de transmisión de la red eléctrica, para luego liberar esa energía almacenada cuando la capacidad de transmisión esté disponible.

PSH modular pequeño

Una frontera emergente final implica el desarrollo de unidades de almacenamiento por bombeo modulares pequeñas: sistemas PSH estandarizados, fabricados en fábrica y de tipo "conectar y usar", diseñados para un despliegue rápido a una escala mucho menor que las grandes plantas de almacenamiento por bombeo tradicionales, diseñadas a medida y específicas para cada sitio, que históricamente han dominado la tecnología. Mientras que los proyectos PSH convencionales a gran escala suelen requerir muchos años de diseño de ingeniería civil a medida, adaptado a la topografía, geología e hidrología específicas de cada sitio, los sistemas PSH modulares pequeños buscan estandarizar gran parte del equipo electromecánico e incluso partes del diseño del embalse o contención en módulos repetibles y prediseñados que se pueden fabricar fuera del sitio y ensamblar con relativa rapidez en una variedad de ubicaciones diferentes.

Análisis comparativo con otras tecnologías de almacenamiento

Ninguna tecnología de almacenamiento existe de forma aislada, y para comprender completamente la hidroelectricidad por bombeo es necesario situarla junto con las demás categorías principales de almacenamiento de energía a gran escala que compiten por la misma inversión y el mismo papel en los sistemas eléctricos modernos. Los puntos de comparación más relevantes son:

• Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías de iones de litio (BESS) constituyen actualmente la categoría de almacenamiento de energía de más rápido crecimiento a nivel mundial.
• Almacenamiento de energía de aire comprimido (CAES), una tecnología de almacenamiento mecánico que comparte algunas similitudes conceptuales con PSH
• Las baterías de flujo son una tecnología electroquímica emergente específicamente orientada a aplicaciones de mayor duración.
• almacenamiento basado en hidrógeno, que convierte el excedente de electricidad en hidrógeno para su posterior reconversión en energía u otros usos.
• almacenamiento de energía mediante volante de inerciauna tecnología puramente mecánica y de muy corta duración.

Cada una de estas tecnologías presenta una combinación distinta de fortalezas y debilidades en dimensiones como la duración, la eficiencia, el coste, la vida útil, la flexibilidad de ubicación y la velocidad de respuesta. Las tablas que aparecen a continuación organizan estas comparaciones según los criterios más relevantes para la planificación de redes eléctricas y las decisiones de inversión en el mundo real.

Comparación según criterios técnicos y operativos

La tabla que figura a continuación compara la energía hidroeléctrica de bombeo con las principales tecnologías alternativas de almacenamiento a escala de red, según los criterios técnicos y operativos más utilizados en los estudios formales de planificación de la red y en los procesos de adquisición de sistemas de almacenamiento.

Comparación según criterios económicos

Más allá de las dimensiones puramente técnicas, las decisiones de inversión y adquisición dependen en última instancia de comparaciones económicas, varias de las cuales se introdujeron en el análisis LCOS del Capítulo 5, pero que aquí se amplían para abarcar todo el conjunto de tecnologías alternativas.

Comparación según criterios ambientales y estratégicos

Por último, la huella ambiental y las consideraciones sobre recursos estratégicos, abordadas en capítulos anteriores específicamente para PSH, se resumen aquí de forma comparativa en todo el conjunto de tecnologías alternativas.

Conclusión

La energía hidroeléctrica de bombeo ocupa un lugar destacado en el panorama actual del almacenamiento de energía: es, a la vez, la tecnología de almacenamiento a gran escala más antigua y madura en uso comercial, y una frontera cada vez más activa para la innovación en ingeniería, a medida que las exigencias que se le imponen pasan del ciclo predecible de dos ciclos diarios de la era nuclear a los requisitos de equilibrio mucho más variables y condicionados por las condiciones meteorológicas de una red dominada por energías renovables. Su principio físico fundamental, plasmado en la sencilla ecuación que relaciona la energía almacenada con la masa, la gravedad y la altitud, se ha mantenido inalterado desde las primeras instalaciones alpinas de la década de 1890; sin embargo, los detalles de ingeniería que rodean dicho principio, desde el diseño reversible de turbinas-bomba y los generadores-motores de velocidad variable hasta las configuraciones subterráneas y de agua de mar, siguen evolucionando en respuesta a las nuevas demandas operativas y a las nuevas oportunidades de emplazamiento.

La principal desventaja de esta tecnología —una vida útil operativa extremadamente larga y una degradación por ciclo muy baja—, sumada a un alto costo de capital inicial, una fuerte dependencia de una ubicación geográfica adecuada y largos plazos de desarrollo, garantiza que el almacenamiento por bombeo probablemente seguirá desempeñando un papel complementario, en lugar de competitivo, junto con el almacenamiento en baterías en la mayoría de los sistemas eléctricos en el futuro previsible, y cada tecnología se utilizará en los casos que mejor se ajusten a sus fortalezas particulares. A medida que los operadores de redes de todo el mundo siguen lidiando con la disminución de la inercia del sistema, la producción de energías renovables cada vez más volátil y la necesidad de recursos de flexibilidad tanto a corto como a largo plazo, la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo, perfeccionada durante más de un siglo de desarrollo de ingeniería continuo, sigue siendo un pilar indispensable, aunque geográficamente limitado, de la cartera global de almacenamiento de energía.

Tecnologías relacionadas

• Sistemas de almacenamiento de energía en baterías de iones de litio (BESS): El almacenamiento electroquímico ofrece una respuesta rápida y una alta eficiencia de ciclo completo, pero una duración y vida útil más cortas que el almacenamiento de energía solar fotovoltaica (PSH).
• Energía del aire comprimido almacenamiento (CAES): Almacena energía comprimiendo el aire en cavernas subterráneas, que posteriormente se expande mediante una turbina para generar electricidad.
• Baterías de flujo: El almacenamiento electroquímico mediante electrolitos líquidos bombeados entre depósitos resulta más adecuado para aplicaciones de mayor duración que las de iones de litio.
• Almacenamiento de energía de hidrógeno: Convierte el excedente de electricidad en hidrógeno mediante electrólisis para su posterior reconversión en energía, siendo esta la principal candidata para el almacenamiento estacional.
• energía del volante de inercia almacenamiento: Almacena energía cinética en un rotor giratorio, lo que proporciona una respuesta muy rápida en cuestión de segundos o minutos, pero de duración mínima.
• Bomba-turbina reversible: La máquina electromecánica central permite que una sola unidad funcione como bomba y turbina a la vez.
• Máquina de inducción de doble alimentación (DFIM): Tecnología de generador-motor de velocidad variable que desacopla la velocidad de rotación de la frecuencia de la red para un bombeo flexible.
• Conjunto ternario: una arquitectura que combina unidades de bomba y turbina independientes en un eje compartido para lograr un cambio de modo casi instantáneo.
• Inercia de la red: la energía cinética estabilizadora suministrada por grandes máquinas rotativas como las unidades PSH durante perturbaciones repentinas de frecuencia.
• Condensador síncrono: un modo de funcionamiento en el que una unidad PSH suministra o absorbe potencia reactiva para el soporte de tensión sin necesidad de mover agua.
• Capacidad de arranque en negro: La capacidad de reiniciar y reactivar una red eléctrica colapsada utilizando únicamente energía almacenada localmente, un servicio que PSH está bien posicionado para proporcionar.
• Curva del pato: El pronunciado perfil de demanda neta generado por la alta penetración de la energía solar es un factor clave en el funcionamiento de seguimiento de carga de las modernas centrales hidroeléctricas de bombeo.
• Arbitraje energético: Aprovechar la diferencia entre los periodos de precios bajos y altos de la electricidad bombeando cuando es barato y generando cuando es caro.
• Coste nivelado de almacenamiento (LCOS): una métrica que distribuye los costos totales del ciclo de vida de un activo de almacenamiento a lo largo de la energía suministrada, utilizada para comparar tecnologías con diferentes vidas útiles.
• Centrales hidroeléctricas subterráneas de bombeo (UPSH): una configuración que utiliza minas abandonadas o cavernas geológicas como depósito inferior para reducir la superficie ocupada.
• Sistemas fotovoltaicos flotantes (F-PV): Se han instalado paneles solares en la superficie de los embalses, lo que reduce la evaporación y permite compartir la infraestructura de transmisión con una central hidroeléctrica de bombeo.

Preguntas frecuentes

Glosario de términos utilizados

Advanced Encryption Standard (AES): un algoritmo de cifrado de clave simétrica establecido por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología de EE. UU., que utiliza cifrados de bloque con tamaños de clave de 128, 192 o 256 bits, diseñado para proteger datos electrónicos mediante procesos de sustitución y permutación.

Battery Energy Storage System (BESS): Un sistema que almacena energía eléctrica en baterías para su uso posterior, lo que permite el equilibrio de carga, la integración de energías renovables y la estabilidad de la red. Generalmente incluye baterías, sistemas de conversión de energía y sistemas de control para gestionar el flujo de energía y optimizar el rendimiento.

Compressed-Air-Energy Storage (CAES): un sistema que almacena energía comprimiendo el aire en cavernas o contenedores subterráneos, liberándola para accionar turbinas que generan electricidad cuando es necesario, equilibrando así eficazmente la oferta y la demanda en las redes eléctricas.

Computer-Aided Engineering (CAE): un conjunto de herramientas de software que ayudan en los procesos de análisis y diseño de ingeniería, permitiendo simulaciones, optimizaciones y validaciones del rendimiento del producto a través de métodos numéricos y técnicas de modelado.

Pumped Hydroelectric Energy Storage (PHES): un método para almacenar energía mediante el uso del exceso de electricidad para bombear agua a una mayor altura, que posteriormente se libera para generar electricidad a través de turbinas cuando aumenta la demanda.

Pumped-Storage Hydroelectricity (PSH): un método para almacenar energía mediante el uso del exceso de electricidad para bombear agua a una mayor altura, que posteriormente puede liberarse para generar electricidad durante los períodos de máxima demanda, permitiendo que el agua fluya de regreso a través de turbinas.

Uninterruptible Power Supply (UPS): Dispositivo que proporciona energía de emergencia a los equipos conectados durante un corte de energía, garantizando un funcionamiento continuo y protegiéndolos contra fluctuaciones de voltaje. Generalmente incluye una batería, un inversor y un sistema de carga para mantener el suministro y la estabilidad de la energía.