La carrera global por sustituir los combustibles fósiles aceleró una transformación estructural de los sistemas eléctricos: por primera vez, la electricidad renovable superó al carbón como fuente de generación. Sin embargo, ese avance expuso un problema central para la estabilidad de las redes: cómo almacenar energía cuando no hay sol ni viento. En ese contexto, una tecnología ignorada durante casi cinco décadas vuelve al centro del debate energético. El almacenamiento de energía mediante aire líquido tendrá en 2026 su primera planta comercial a escala mundial, en el noroeste de Inglaterra, con el objetivo de aportar una solución limpia, de gran escala y potencialmente más económica que las alternativas actuales.

El proyecto, desarrollado por la empresa Highview Power, marca un hito en la transición energética y plantea un nuevo escenario para los sistemas eléctricos que avanzan hacia una matriz basada en renovables, pero necesitan respaldo firme para garantizar suministro continuo y estabilidad operativa.

El desafío estructural de la transición energética y la necesidad de almacenamiento

La expansión de las energías renovables es clave para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar los impactos del cambio climático. Sin embargo, a diferencia de las centrales térmicas a carbón o gas —que pueden encenderse y apagarse según la demanda—, las fuentes renovables son intermitentes. En determinados momentos generan menos electricidad de la necesaria y, en otros, producen excedentes que pueden dañar la red.

Según explicó Shaylin Cetegen, ingeniera química del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) especializada en sistemas de almacenamiento, a medida que creció la participación de renovables se volvió imprescindible desarrollar capacidad de almacenamiento a escala de red. Durante décadas, la principal solución fue la hidroelectricidad de bombeo, que utiliza excedentes eléctricos para elevar agua a una represa y luego generar electricidad al liberarla. En 2021, el mundo contaba con 160 gigavatios de esta capacidad.

En los últimos años, la demanda de almacenamiento impulsó una fuerte expansión de las baterías a gran escala. De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía, el almacenamiento con baterías pasó de 1 GW en 2013 a más de 85 GW en 2023, con más de 40 GW incorporados solo en ese año. Aun así, estas soluciones presentan límites de costo, duración y reemplazo.

En este escenario reaparece el almacenamiento mediante aire líquido, una tecnología cuya idea básica existe desde 1977, pero que recién en este siglo comenzó a recibir atención sostenida, impulsada por la urgencia de la transición energética.

Cómo funciona el aire líquido y por qué vuelve a ganar protagonismo

El sistema de almacenamiento con aire líquido se basa en un proceso de tres etapas. Primero, se toma aire del ambiente y se limpia. Luego, se comprime repetidamente hasta alcanzar presiones muy altas. Finalmente, se enfría hasta licuarse mediante un intercambiador de calor multicanal, que permite transferencias térmicas controladas.

“La energía que obtenemos de la red alimenta este proceso de carga”, explicó Cetegen. El aire licuado se almacena en grandes tanques y, cuando la red necesita energía adicional, se libera, se evapora y vuelve a su estado gaseoso. Esa expansión impulsa turbinas que generan electricidad, tras lo cual el aire se libera nuevamente a la atmósfera, sin combustión ni emisiones.

Uno de los aspectos clave del sistema es la recuperación térmica. La compresión del aire genera calor, que puede reutilizarse para mejorar la eficiencia del proceso. Sin estos ciclos, la eficiencia ronda el 50%, pero al incorporarlos puede superar el 60% y acercarse al 70%, según Cetegen.

El principal desafío, señalan los especialistas, es desplegar suficiente capacidad de almacenamiento mediante aire líquido para que tenga un impacto significativo en la transición ecológica. Aun así, sus promotores confían en que el crecimiento de las renovables inclinará la balanza económica a su favor.

La primera planta comercial y el debate sobre la viabilidad económica

La instalación que se construye cerca de Carrington, en las afueras de Manchester, será la primera planta comercial de almacenamiento de energía mediante aire líquido en el mundo. El proyecto sigue la experiencia de una planta piloto en Pilsbury y podrá almacenar 300 megavatios-hora de electricidad, suficientes para cubrir un corte breve de suministro para hasta 480.000 hogares.

Según explicó Richard Butland, director ejecutivo de Highview Power, la planta entrará en funcionamiento en dos fases. En agosto de 2026 comenzará a operar la turbina, que no generará electricidad pero ayudará a estabilizar la red eléctrica. Actualmente, esa función suele cubrirse mediante la activación de centrales de gas, una solución que —según Butland— “supone un coste enorme para el sistema”. El objetivo es ofrecer una alternativa que evite ese recurso.

El sistema completo de almacenamiento comenzaría a operar en 2027, y la empresa prevé obtener ingresos mediante la venta de electricidad a la red en momentos de alta demanda. No obstante, la viabilidad económica sigue siendo un punto crítico.

En un estudio publicado en marzo, Cetegen y su equipo analizaron la rentabilidad del almacenamiento con aire líquido en 18 regiones de Estados Unidos, bajo ocho escenarios de descarbonización y a lo largo de 40 años. En el escenario más ambicioso, la tecnología resultó viable únicamente en Florida y Texas. En el resto de los casos, no se observó viabilidad económica, en gran parte porque en los primeros años no había suficientes renovables para generar volatilidad de precios que justificara el uso intensivo del sistema.

Lejos de interpretar estos resultados como negativos, Cetegen subrayó que el análisis fue deliberadamente conservador y que otras tecnologías, como la hidroelectricidad de bombeo y las baterías, mostraron una viabilidad aún menor en los mismos escenarios.

Un dato central es el costo nivelado de almacenamiento, que estima el costo por unidad de energía almacenada durante la vida útil del proyecto. En el caso del aire líquido, puede ser de US$45 por megavatio-hora, frente a US$120 de la hidroelectricidad por bombeo y US$175 de las baterías de iones de litio. “Si bien ninguno de estos métodos es económicamente viable hoy sin apoyo político, el almacenamiento mediante aire líquido se destaca como una opción particularmente rentable para el almacenamiento a gran escala”, afirmó Cetegen.

Un rol estratégico en las redes eléctricas del futuro

Para Butland, el futuro de las redes eléctricas no dependerá de una sola tecnología, sino de una combinación de soluciones. La hidroelectricidad de bombeo es eficiente y duradera, pero depende de la disponibilidad de agua y ubicación. Las baterías pueden instalarse casi en cualquier lugar, pero requieren reemplazo cada 10 años. El aire líquido, en cambio, permite almacenar energía durante más tiempo, con pérdidas mínimas.

“A medida que un país inicia la transición hacia la energía verde, su red eléctrica necesita ser remodelada para adaptarse”, sostuvo Butland. “Estamos reconstruyendo todas las redes a nivel mundial, basándonos en la nueva generación”. En ese proceso, el almacenamiento de energía mediante aire líquido podría convertirse en una pieza clave de la nueva arquitectura energética global.

Fuente BBC Mundo