La Universidad de Salamanca (USAL) lidera una investigación sobre nuevas formas de almacenamiento energético a gran escala con el objetivo de reforzar la integración de la energía eólica y fotovoltaica en la red eléctrica. El estudio, dirigido por el catedrático de Física Aplicada Alejandro Medina, ha sido publicado recientemente en la revista internacional Energy Conversion and Management y propone soluciones limpias, eficientes y económicamente viables ante uno de los grandes retos de la transición energética.
La producción de electricidad a partir de fuentes renovables como el sol y el viento continúa creciendo y, por primera vez en 2025, superó al carbón. Sin embargo, su carácter intermitente, condicionado por factores meteorológicos y estacionales, provoca fuertes oscilaciones en la generación. A ello se suman las fluctuaciones en la demanda eléctrica, lo que hace imprescindible desarrollar sistemas capaces de equilibrar producción y consumo.
Una solución para reforzar la red eléctrica
El trabajo se desarrolla en el seno del Grupo de Investigación en Optimización Energética, Termodinámica y Física Estadística (GTFE) y su grupo de transferencia GREEN, desde donde se estudian alternativas que permitan reforzar la red eléctrica y prevenir situaciones críticas como el apagón registrado en España en abril de 2025.
Entre las posibles estrategias figuran el refuerzo y sobredimensionamiento de la red o el desarrollo de tecnologías de almacenamiento masivo. En esta última línea se centra la investigación del equipo salmantino.
El estudio analiza una tecnología conocida como almacenamiento adiabático de aire comprimido (ACAES, por sus siglas en inglés), considerada una de las opciones más prometedoras en fase de desarrollo.
El sistema permite aprovechar los excedentes de producción renovable para accionar compresores que almacenan aire a alta presión en grandes depósitos subterráneos, como cavernas, minas abandonadas o antiguos pozos de gas. Cuando la demanda aumenta, el aire comprimido se libera y se expande en turbinas para generar nuevamente electricidad, sin necesidad de emplear combustibles fósiles.
Los investigadores han modelizado matemáticamente todos los subsistemas de la planta, evaluando su eficiencia individual y global durante los procesos de carga y descarga. Los resultados muestran que este tipo de instalaciones puede alcanzar rendimientos termodinámicos muy competitivos, manteniendo un carácter limpio y sostenible.
Optimización y proyección internacional
El siguiente paso es la optimización termo-económica de estas plantas mediante algoritmos genéticos avanzados, con el fin de ajustar los parámetros de diseño y analizar los costes de inversión y operación, una fase clave para su futura comercialización.
El trabajo forma parte de la tesis doctoral de David Pérez Gallego, desarrollada en el GTFE y financiada por la Junta de Castilla y León. Durante su investigación realizó estancias en centros internacionales como el KTH Royal Institute of Technology (Suecia), la Pontificia Universidad Católica de Chile y la Universidad de la República.