A medida que el uso mundial de electricidad renovable se dispara y supera por primera vez al carbón, crece a la par la necesidad de una solución de almacenamiento robusta para los momentos en que no brilla el sol ni sopla el viento, un desafío que ha impulsado la búsqueda de tecnologías más allá de las baterías convencionales. Cerca del pueblo de Carrington, en el noroeste de Inglaterra, se están sentando las bases para la primera instalación comercial del mundo de almacenamiento de energía mediante aire líquido, una tecnología que promete transformar la estabilidad de las redes eléctricas. El complejo, destinado a convertirse en un conjunto de maquinaria industrial y enormes tanques de almacenamiento, utilizará el excedente de energía renovable para comprimir y enfriar el aire hasta licuarlo, almacenando así energía que podrá liberarse cuando la demanda supere a la oferta. Si el proyecto tiene éxito, marcará un hito en la transición energética global.
¿Dónde se almacena la electricidad cuando no sopla el viento ni brilla el sol?
La transición hacia las energías renovables es un pilar fundamental para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar los peores impactos del cambio climático. Sin embargo, esta transformación presenta desafíos significativos para la gestión de las redes eléctricas. Las centrales eléctricas tradicionales, que queman combustibles fósiles como el carbón y el gas, ofrecen un control casi absoluto sobre la generación, permitiendo a los operadores encenderlas y apagarlas a voluntad para ajustar el suministro a la demanda en tiempo real. Esta predictibilidad ha sido la base de la estabilidad de la red durante más de un siglo.
En contraste, las fuentes de energía renovable como la solar y la eólica son intrínsecamente intermitentes y dependen de condiciones meteorológicas variables. Esta falta de constancia crea un doble riesgo para la red. Por un lado, una caída repentina en la generación, como cuando el viento amaina o las nubes cubren el sol, puede provocar desequilibrios que deriven en cortes de suministro. Por otro lado, los momentos de máxima producción, como en días especialmente ventosos, pueden generar un excedente de energía que, si no se gestiona adecuadamente, tiene el potencial de sobrecargar y dañar la infraestructura de la red, un problema tan grave como la escasez.
Para contrarrestar esta volatilidad, el almacenamiento de energía a gran escala se ha vuelto indispensable. Durante décadas, la solución dominante ha sido la energía hidroeléctrica de bombeo, que utiliza el exceso de electricidad para bombear agua a un embalse superior y la libera posteriormente a través de turbinas para generar energía cuando es necesario. Más recientemente, el almacenamiento en baterías a gran escala, principalmente de iones de litio, ha experimentado un crecimiento exponencial, pasando de apenas un gigavatio de capacidad global en 2013 a más de 85 gigavatios en 2023. Ambas tecnologías son cruciales, pero presentan limitaciones geográficas y de durabilidad que dejan espacio para nuevas alternativas.
El talón de Aquiles de la energía verde: la intermitencia
El almacenamiento de energía mediante aire líquido, una idea concebida en 1977 pero que recibió escasa atención hasta el presente siglo, se presenta como una solución innovadora a este dilema. El proceso, aunque complejo en su ingeniería, se basa en principios termodinámicos sencillos y se desarrolla en tres fases distintas. La primera es la fase de carga, donde se utiliza el excedente de electricidad de la red, típicamente de fuentes renovables, para alimentar un sistema que comprime y enfría el aire ambiental hasta alcanzar los -196 °C, punto en el cual pasa a estado líquido.
Una vez licuado, el aire se almacena en grandes tanques aislados a baja presión, un método que permite conservar la energía de forma segura y eficiente durante largos períodos con pérdidas mínimas. Esta fase de almacenamiento es una de las grandes ventajas de la tecnología, ya que los tanques criogénicos son relativamente económicos de construir y tienen una vida útil mucho más larga que las baterías electroquímicas, que se degradan con cada ciclo de carga y descarga.
Cuando la red necesita un aporte de energía, comienza la fase de descarga. El aire líquido se extrae de los tanques, se bombea a alta presión y se calienta, lo que provoca una expansión rapidísima al volver a su estado gaseoso. Este gas en expansión, que ocupa un volumen setecientas veces mayor que el del líquido, se canaliza para mover una turbina que genera electricidad y la devuelve a la red. Una innovación clave en este proceso es la recuperación del calor residual generado durante la compresión inicial, el cual se almacena y se reutiliza para calentar el aire líquido en la fase de descarga. Esta recuperación térmica eleva la eficiencia del ciclo completo de un 50 % a cerca de un 70 %, haciendo el sistema mucho más competitivo.
El aire como bateríasí funciona la nueva frontera del almacenamiento
El proyecto de Carrington, impulsado por la empresa Highview Power, representa la primera aplicación de esta tecnología a escala comercial en el mundo, pasando del concepto teórico y las plantas piloto a una realidad industrial. Tras dos décadas de desarrollo, la compañía está construyendo una instalación que no solo validará la viabilidad del aire líquido, sino que también sentará un precedente para futuras implementaciones a nivel global. Ubicada estratégicamente en el noroeste de Inglaterra, un área con una creciente penetración de energía eólica, la planta está diseñada para desempeñar un papel crucial en la estabilización de la red eléctrica regional.
La instalación de Carrington tendrá una capacidad de almacenamiento de 300 megavatios-hora (MWh), una cantidad de energía suficiente para abastecer a aproximadamente 480 000 hogares durante varias horas en caso de un corte de suministro o para cubrir los picos de demanda. Su puesta en marcha se realizará en dos etapas estratégicas para maximizar su impacto y rentabilidad desde el primer día. La primera fase, que comienza en agosto de este mismo año, consistirá en la operación de la turbina para proporcionar servicios de estabilidad a la red, como el control de frecuencia y la inercia rotacional, funciones que actualmente suelen ser cubiertas por centrales de gas que deben permanecer en funcionamiento, lo que genera un coste significativo y emisiones innecesarias.
La segunda fase, programada para 2027, marcará la entrada en funcionamiento del sistema completo de almacenamiento de energía. A partir de ese momento, la planta operará como una batería a gran escala, comprando electricidad barata durante los períodos de excedente de renovables y vendiéndola a la red a un precio más alto cuando la demanda es mayor y la oferta es escasa. Este modelo de negocio, conocido como arbitraje energético, es fundamental para la viabilidad económica del proyecto y para demostrar el valor del almacenamiento de larga duración en un sistema energético dominado por fuentes intermitentes.
Carrington 2026: del concepto a la realidad comercial
A pesar de su potencial técnico, la viabilidad económica del almacenamiento de energía mediante aire líquido es un tema de intenso debate entre expertos. Según un estudio reciente dirigido por Shaylin Cetegen, ingeniera química del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), la rentabilidad de estos sistemas depende en gran medida del nivel de penetración de las energías renovables en la red. Su análisis, que evaluó la viabilidad en dieciocho regiones de Estados Unidos bajo diferentes escenarios de descarbonización, concluyó que en los escenarios más ambiciosos, el aire líquido resultaba económicamente viable en estados con alta volatilidad de precios como Florida y Texas, pero no en otros.
Cetegen subraya que estos resultados no deben interpretarse como un veredicto negativo sobre la tecnología. De hecho, su estudio, de carácter deliberadamente conservador, reveló que otras formas de almacenamiento como la hidroeléctrica de bombeo y las baterías de iones de litio eran aún menos viables económicamente bajo los mismos supuestos. El principal obstáculo identificado fue que, en los modelos, las instalaciones de almacenamiento no generaban suficientes ingresos en sus primeros años de operación, debido a que la cantidad de energía renovable en la red no era suficiente para crear la volatilidad de precios necesaria para que el arbitraje energético fuera rentable.
El factor decisivo que juega a favor del aire líquido es el coste nivelado de almacenamiento (LCOS, por sus siglas en inglés), una métrica que estima el coste total por unidad de energía almacenada a lo largo de la vida útil de un proyecto. En este aspecto, la tecnología de aire líquido se destaca con un coste estimado de tan solo 45 dólares por megavatio-hora. Esta cifra es notablemente inferior a los 120 dólares por MWh de la hidroeléctrica de bombeo y los 175 dólares por MWh de las baterías de iones de litio. Como afirma Cetegen, aunque ninguna de estas tecnologías es actualmente rentable sin algún tipo de apoyo político o incentivo, el aire líquido se posiciona como una de las opciones más rentables para el almacenamiento a gran escala y de larga duración.
La viabilidad económica a debate: costes, retos y ventajas competitivas
El futuro de las redes eléctricas no dependerá de una única tecnología de almacenamiento, sino de una combinación estratégica de diferentes soluciones que se complementen entre sí. Richard Butland, director ejecutivo de Highview Power, visualiza un ecosistema energético donde cada tecnología ocupa un nicho específico según sus fortalezas. La hidroeléctrica de bombeo, por ejemplo, es extremadamente eficiente y duradera, con una vida útil de décadas, pero su principal limitación es su dependencia de la geografía, ya que requiere un terreno montañoso y acceso a grandes volúmenes de agua.
Por otro lado, las baterías de iones de litio ofrecen una alta eficiencia y una respuesta muy rápida, además de la flexibilidad de poder ubicarse prácticamente en cualquier lugar. Sin embargo, su vida útil es limitada, generalmente alrededor de diez a quince años, y su capacidad de almacenamiento de larga duración es económicamente prohibitiva. Además, su dependencia de materias primas críticas como el litio y el cobalto plantea desafíos geopolíticos y medioambientales significativos que deben ser considerados en la planificación a largo plazo.
En este contexto, el almacenamiento de energía mediante aire líquido se posiciona como una solución intermedia ideal. Combina la independencia geográfica de las baterías con una durabilidad mucho mayor, similar a la de las centrales eléctricas tradicionales, y la capacidad de almacenar energía durante períodos más largos a un coste competitivo. A medida que los países avanzan en su transición hacia una matriz energética limpia, la necesidad de remodelar las redes es inminente. Como concluyó Butland, el mundo está reconstruyendo su infraestructura eléctrica desde cero, basándose en una nueva generación de tecnologías, y en ese nuevo paradigma, el aire líquido parece destinado a desempeñar un papel fundamental.
