El potencial económico del aire comprimido
El aire comprimido como fuente de energía funciona por el principio de que, cuando se comprime en huecos porosos, puede almacenarse a presiones que llegan, o incluso superan, los 100 bares. Cuando vuelve a la superficie, el aire comprimido se calienta y sirve para propulsar un generador mediante una turbina que produce electricidad. No obstante, de las dos plantas que hay en funcionamiento en el mundo, ninguna supera una eficiencia de conversión del 55%. Nuevas iniciativas científicas han investigado la forma de controlar la energía eólica para cargar el aire almacenado mediante compresores eléctricos. En las centrales eléctricas convencionales de almacenado de energía generada con aire comprimido, se utiliza gran parte de la energía mecánica generada por las turbinas para hacer funcionar los compresores. La conjunción de estas dos tecnologías, aun siendo un emparejamiento poco convencional, en realidad tiene sentido (pese a que las turbinas eólicas no suponen una fuente constante de energía eléctrica), porque ambas se ven afectadas por las variaciones en los vientos y por las condiciones climatológicas. No obstante, para unirlas hubo que realizar investigaciones en una gran cantidad de campos. Además, se tuvieron que tener en cuenta dispositivos adecuados para el almacenaje de calor y el desarrollo de modelos económicos de centrales que cumplieran las normas de seguridad. También se investigó el desarrollo de turbinas de presión deslizante de respuesta rápida. Los socios del proyecto de la Universidad de Colonia trabajaron en el desarrollo de modelos económicos exhaustivos sobre el almacenamiento masivo de electricidad en los mercados europeos. El estudio desarrolló tres modelos económicos específicos para el proyecto, pero también son aplicables a cualquier combinación de tecnologías de producción de energía y, por lo tanto, podrían emplearse en cualquier tipo de mercado energético. El primer modelo, denominado GEMS, se basó en un principio de inversión y distribución del sistema eléctrico alemán. Se centró en las formas mediante las cuales se podrían reducir los costes de generación de energía en base tanto a las inversiones a largo plazo como en el funcionamiento a corto plazo. El modelo GEMS se adaptó a continuación para el mercado neerlandés y dio lugar al modelo GEMS-CHP. En éste último se incluyó la generación de calor y electricidad, pero se excluyeron las centrales de lignito y las hidroeléctricas reversibles. El tercer modelo, DIMEX, es un modelo de optimización lineal que tiene en cuenta limitaciones técnicas y parámetros económicos que determinan la distribución adecuada para la central y los beneficios creados.