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La empresa neerlandesa Elestor ha presentado resultados prometedores sobre su batería de flujo basada en hidrógeno e hierro, un diseño que busca ofrecer almacenamiento a gran escala con materiales abundantes y costes contenidos.
El sistema se basa en una arquitectura electroquímica que combina un circuito de hidrógeno gaseoso con un electrolito acuoso rico en hierro. Esta combinación permite separar dos variables fundamentales del almacenamiento: la potencia y la energía. En otras palabras, la potencia depende del tamaño del conjunto electroquímico, mientras que la cantidad total de energía que puede almacenarse se ajusta simplemente ampliando los depósitos de electrolito.
Esta característica, típica de las baterías de flujo, resulta especialmente interesante para aplicaciones en redes eléctricas o parques renovables, donde la capacidad de almacenamiento puede ampliarse sin rediseñar toda la instalación.
Uno de los aspectos más llamativos de esta tecnología es el uso de materiales extremadamente comunes. El sistema evita elementos críticos como litio, cobalto o incluso vanadio, presentes en otras baterías de flujo. En su lugar emplea hierro disuelto en agua y gas hidrógeno, dos recursos ampliamente disponibles y relativamente baratos.
Según los datos técnicos publicados por la compañía, el coste potencial de los materiales activos puede situarse en torno a 2,8 €/kWh, lo que permitiría alcanzar un coste de capital cercano a 15 €/kWh para el sistema completo. Si se confirman estas cifras en aplicaciones reales, estaríamos ante uno de los sistemas de almacenamiento estacionario más económicos desarrollados hasta ahora.
El corazón de estos sistemas es el denominado stack electroquímico, un conjunto de celdas donde se producen las reacciones de almacenamiento y liberación de energía.
En el ánodo se introduce hidrógeno gaseoso, mientras que en el cátodo se encuentra una solución acuosa con sales de hierro. Durante la operación, la energía eléctrica se almacena mediante reacciones reversibles entre hierro férrico y ferroso, un proceso electroquímico relativamente sencillo pero muy estable.
El electrolito circula continuamente a través del sistema, mientras que una membrana conductora de protones separa las dos partes de la celda. El diseño utiliza además electrodos de carbono, materiales conocidos por su estabilidad química y bajo coste.
Una ventaja práctica de este enfoque es que el sistema puede ampliarse fácilmente. Si se necesita más energía almacenada, basta con instalar tanques de electrolito más grandes o adicionales. No hace falta multiplicar el número de celdas.
Esto encaja bien con el desarrollo de almacenamiento de larga duración, uno de los grandes retos de las redes eléctricas modernas. En países con alta penetración renovable —como España, Dinamarca o Alemania— cada vez es más necesario almacenar energía durante horas, días o incluso semanas.
Para evaluar la viabilidad de esta tecnología, el equipo realizó una campaña prolongada de pruebas bajo condiciones operativas representativas de uso industrial. El sistema se sometió a ciclos continuos de carga y descarga con densidades de corriente y temperaturas similares a las que se encontrarían en una instalación real.
Los resultados fueron bastante consistentes. La batería mantuvo una eficiencia energética superior al 80%, mientras que la eficiencia global del sistema superó el 75%. Además, el rendimiento se mantuvo estable tras decenas de miles de ciclos.
Otro punto importante es que no se detectaron fallos estructurales ni degradación significativa en el núcleo electroquímico. Cuando el rendimiento descendía ligeramente, bastaba con aplicar procedimientos de acondicionamiento operativos —sin sustituir componentes— para recuperar las condiciones óptimas.
Curiosamente, los periodos cortos de descanso durante las pruebas redujeron la resistencia interna del sistema. Esto sugiere que algunos procesos químicos internos se equilibran de forma reversible durante la operación.
A partir de estos resultados, la empresa estima que este tipo de baterías podría funcionar entre 20 y 25 años en aplicaciones de red eléctrica. Una vida útil así reduce significativamente los costes totales de almacenamiento, ya que disminuye la necesidad de reemplazar equipos.
Según los cálculos del informe, el sistema podría ofrecer costes de almacenamiento cercanos a 0,02 €/kWh a lo largo de su vida útil, una cifra especialmente competitiva frente a otras tecnologías de almacenamiento estacionario.
En cuanto al potencial, este tipo de tecnología como la batería de flujo hidrógeno-hierro podrían desempeñar un papel importante en la transición energética.
Su principal ventaja es la combinación de coste bajo, materiales abundantes y larga duración. Esto la convierte en una candidata interesante para estabilizar redes eléctricas dominadas por renovables, especialmente en sistemas donde la producción solar y eólica fluctúa mucho.
También podría facilitar la expansión de microredes locales, parques solares comunitarios o sistemas de almacenamiento para industrias que quieran reducir su dependencia de combustibles fósiles.
En regiones con abundante generación renovable —por ejemplo, zonas con gran potencial solar o eólico— este tipo de baterías permitiría guardar excedentes energéticos durante horas o días, evitando el desperdicio de electricidad limpia.
Referencia: The Elestor Solution
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