La producción de energía eléctrica por fuentes renovables como el sol y el viento está creciendo rápidamente. Según los últimos estudios, en 2025 la electricidad generada por fuentes renovables superó al carbón por primera vez. Sin embargo, estas fuentes esenciales hoy en día, son intrínsecamente intermitentes y están inevitablemente asociadas a las fluctuaciones estacionales y meteorológicas. En consecuencia, las curvas de potencia disponibles a partir de las renovables son altamente irregulares. 

Asimismo, las necesidades de consumo de energía o curvas de demanda son también oscilantes. Adaptar ambos ingredientes, producción y demanda, es tan necesario como complicado. Entre las posibles opciones para solucionar el problema figuran reforzar y sobredimensionar la propia red eléctrica, para evitar apagones como el sucedido en España en abril de 2025, o buscar nuevas opciones tecnológicas relacionadas con el almacenamiento de energía a gran escala.

En este escenario, el Grupo de Investigación en Optimización Energética, Termodinámica y Física Estadística (GTFE) de la Universidad de Salamanca y su grupo de transferencia del conocimiento asociado, Generación Renovable y Eficiente de Energía (GREEN), desarrollan su campo de estudio. Un ámbito de investigación para el que, recientemente, acaban de publicar un innovador trabajo en la revista de alto impacto Energy Conversion and Management, recogido, a su vez, en la reconocida plataforma de publicaciones científicas ScienceDirect.

"Desde hace aproximadamente 8 años, trabajamos en hacer modelos y estudios de simulación de diversas opciones tecnológicas de almacenamiento de energía a gran escala que se consideran en proceso de I+D", explica a Comunicación USAL Alejandro Medina, catedrático del Área de Física Aplicada y director del Grupo GTFE de la Universidad de Salamanca.

Una de estas nuevas opciones, denominada en la literatura científica ACAES (Adiabatic Compressed Air Energy Storage), tiene visos de ser "limpia, eficiente y asequible desde el punto de vista económico. El trabajo que hemos publicado, recogido por la reputada revista, avanza, precisamente, en la modelización de este tipo de sistemas".

En ellos, la energía eléctrica procedente de campos eólicos o fotovoltaicos en momento de exceso de producción o poca demanda "se utiliza para hacer funcionar un sistema de compresores que almacenan y comprimen aire en un gran depósito, como pudiera ser una caverna, una mina abandonada o un pozo de gas natural vacío, por ejemplo, donde queda comprimido a una presión muy alta". 

Una vez allí, "la energía en forma de aire comprimido se puede almacenar el tiempo que se requiera y en el proceso de descarga se vuelve a transformar en energía eléctrica por medio de un sistema de turbinas donde ese aire comprimido se expande produciendo nuevamente energía eléctrica", detalla el catedrático. 

Modelización y eficiencia termodinámica

En el trabajo de la USAL, los científicos modelizaron matemáticamente todos los subsistemas que componen la planta global, analizaron sus eficiencias individualmente y revisaron cómo se acoplan en la eficiencia global de la planta en el proceso completo de carga y descarga. Así, han demostrado que "plantas de este tipo tienen eficiencias muy interesantes desde el punto de vista termodinámico y son limpias, pues no se utiliza ningún combustible fósil". 

El siguiente paso, en el que ya están trabajando los investigadores de la USAL, coordinados por Alejandro Medina y María Jesús Santos, directores del GTFE y del GREEN, respectivamente, es la optimización termo-económica de este tipo de instalaciones, mediante algoritmos computacionales de tipo genético que involucran una gran cantidad de variables y funciones objetivo. 

Con ello se pretenden optimizar los parámetros básicos de diseño de la planta y analizar los costes de inversión y operación asociados a su funcionamiento. Esto es "una acción básica con vistas a una futura comercialización de la tecnología" subrayan.

Dificultades del almacenamiento de la energía eléctrica a gran escala

El almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala (la batería de un teléfono móvil o de un coche eléctrico) es un problema relativamente resuelto, aunque las tecnologías correspondientes siguen avanzando con velocidad. Pero, sin embargo, el almacenamiento de energía a gran escala (megawatios, MW), es un problema aún no resuelto y con grandes retos. 

A día de hoy, "no es posible almacenar la potencia que produce un campo eólico o fotovoltaico de gran tamaño de forma completamente limpia y eficiente. Puede darse la circunstancia de que en unas horas determinadas se produzca más energía de la que se consume y no se pueda utilizar", comenta, al respecto, María Jesús Santos, también miembro del GTFE y del Departamento de Física Aplicada. La única tecnología renovable con sistemas de almacenamiento desarrollados comercialmente es la hidroeléctrica. 

Por ello, muchos grupos de investigación de los centros más prestigiosos en el campo de las energías renovables "están trabajando en la actualidad en solventar el reto de almacenar la energía que producen los grandes campos eólicos o fotovoltaicos durante periodos de tiempo flexibles", añade la profesora. 

Entre las múltiples tecnologías que están siendo desarrolladas destacan, precisamente, las que tienen un componente térmico, como es el caso de la implementada en el trabajo de la Universidad de Salamanca. Es decir, en algún momento del proceso de almacenamiento, la energía eléctrica se transforma en térmica (durante el denominado proceso de carga) y, cuando se requiere utilizar nuevamente, otro conjunto de procesos físicos vuelve a transformar la energía térmica en eléctrica (proceso de descarga). 

Con este estudio la Universidad de Salamanca muestra, en definitiva, cómo almacenar energía con inteligencia será tan importante como generarla. Así, el desarrollo de tecnologías como la Adiabatic Compressed Air Energy Storage (ACAES) abre la puerta a una transición energética más flexible, eficiente y preparada para convertir la intermitencia renovable en una oportunidad de futuro, "permitiendo conservar la energía para que esté disponible en el momento justo. Uno de los grandes desafíos, y también una de las mayores promesas, de la ingeniería energética actual", concluyen.

Proyectos asociados al trabajo 

Cabe destacar que, este trabajo de investigación forma parte de la tesis doctoral desarrollada por David Pérez Gallego, doctorando becado por la Junta de Castilla y León, en el grupo GTFE dirigida por los profesores Julián González Ayala y Alejandro Medina. Durante su ejecución, el doctorando realizó estancias de investigación en prestigiosos centros internacionales dedicados a investigación en energías renovables como KTH (Estocolmo, Suecia), Universidad Católica de Chile (Santiago de Chile) y la Universidad de la República en Montevideo (Uruguay).

Asimismo, el trabajo se enmarca dentro de dos proyectos de investigación subvencionados, uno por el Ministerio de Ciencia e Innovación (PID2023-147201OB-I00) y otro por la Consejería de Educación de la Junta de Castilla y León (SA071G24).