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La energía que hoy se desperdicia: la biomasa aparece como la gran oportunidad para rescatar a la forestoindustria misionera

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Mientras la forestoindustria atraviesa uno de los momentos más complejos de las últimas décadas, una oportunidad emerge desde aquello que históricamente fue considerado un descarte. Lo que hasta hace poco eran montañas de aserrín, virutas, cortezas y restos de madera comienza a ser visto como un activo estratégico capaz de generar energía, diversificar ingresos y transformar el modelo de negocios de uno de los principales complejos productivos de Misiones.

Esa es la visión que plantea el ingeniero forestal y consultor en industrias agroforestales Ronald Vera, quien sostiene que el verdadero salto de competitividad del sector ya no dependerá únicamente de producir más madera, sino de aprovechar integralmente cada árbol que ingresa al aserradero. En un contexto marcado por la caída del mercado interno, la pérdida de rentabilidad y el aumento permanente de los costos, la biomasa aparece como una alternativa capaz de convertir un problema ambiental en una oportunidad económica.

“La energía puede terminar siendo más rentable que la propia madera”, resume Vera en una entrevista con LT 17 Radio Provincia al describir un cambio de paradigma que ya comenzó a consolidarse en los principales polos forestales del mundo.

Misiones continúa siendo el principal polo forestal y forestoindustrial de Argentina, concentrando la mayor capacidad instalada para la transformación de madera. Sin embargo, la actividad enfrenta una combinación de factores que presionan sobre su rentabilidad.

La retracción de la construcción paralizó buena parte del mercado interno, tradicional motor del consumo de madera. Aunque las exportaciones crecieron, el atraso cambiario redujo significativamente los márgenes del negocio. A esto se suman los incrementos en combustibles, logística, salarios e insumos industriales, además de una creciente ruptura en la cadena de pagos que afecta especialmente a pequeñas y medianas empresas.

Según Vera, muchas pymes reciben cheques sin respaldo suficiente, lo que demora los cobros y dificulta afrontar obligaciones salariales, impositivas y financieras.

Pero mientras el escenario comercial se vuelve más complejo, otra realidad comienza a ganar protagonismo dentro de los establecimientos forestales.

El negocio que hoy queda al costado del aserradero

Cada tronco que ingresa a un aserradero deja una enorme cantidad de material que no termina convertido en tablas, vigas o tirantes.

“De una tonelada de rollizos apenas la mitad se transforma en madera aserrada. El resto históricamente fue considerado un residuo”, explica Vera.

Ese material incluye costaneros, chips, corteza, virutas y aserrín, que durante años fueron acumulándose en predios industriales o directamente abandonados en el monte tras los trabajos de raleo.

Desde una perspectiva económica, allí aparece uno de los mayores márgenes de crecimiento de la cadena forestal.

En lugar de representar un costo ambiental, esos subproductos pueden convertirse en materia prima para generar electricidad mediante biomasa, producir pellets para calefacción, abastecer plantas de tableros MDF o alimentar nuevas industrias vinculadas a la bioeconomía.

La propuesta implica abandonar la lógica tradicional del aserradero como productor exclusivo de madera para transformarlo en un centro integral de aprovechamiento forestal.

El pellet, por ejemplo, se fabrica únicamente con madera comprimida, sin aditivos químicos. Su demanda crece de manera sostenida tanto en Europa como en América por su utilización como combustible renovable para calefacción e industrias.

La biomasa también permite abastecer centrales termoeléctricas capaces de generar electricidad utilizando residuos forestales que hoy carecen de valor comercial.

Para Vera, el cambio conceptual es profundo. “La energía es el recurso económico más importante del mundo. Nosotros hoy estamos dejando pudrir esa energía en el monte o al costado de los aserraderos.”

Además del beneficio económico, el aprovechamiento de estos materiales reduce significativamente el pasivo ambiental generado por la acumulación de residuos y disminuye el riesgo de incendios forestales.

La tecnología ya existe; el desafío es financiarla

El principal obstáculo no es tecnológico sino financiero. Hace dos décadas, instalar un aserradero de escala media demandaba alrededor de 600.000 dólares. Hoy una planta con equipamiento moderno requiere inversiones cercanas a los tres millones de dólares.

A ese incremento se suma la dificultad para acceder a líneas de crédito de largo plazo con tasas compatibles con proyectos industriales cuya recuperación lleva varios años.

Según el especialista, el desarrollo de la biomasa necesita una estrategia pública que combine financiamiento, capacitación y promoción de inversiones, más que subsidios permanentes.

También demanda nuevos perfiles profesionales.

La automatización de los procesos productivos redujo la necesidad de mano de obra destinada al esfuerzo físico y abrió espacio para ingenieros electrónicos, especialistas en mecatrónica, programadores, técnicos en automatización y profesionales ambientales capaces de operar industrias cada vez más tecnificadas.

Más allá del contexto económico, Vera considera que la salida para la forestoindustria no pasa únicamente por esperar una recuperación del mercado interno.

El desafío consiste en generar mayor valor agregado sobre la materia prima disponible, diversificar la producción y aprovechar recursos que hoy permanecen subutilizados.

También reclama una mayor articulación entre el sector público y el privado para facilitar inversiones, impulsar nuevos mercados internacionales y garantizar reglas claras para el desarrollo industrial.

En esa visión, la biomasa deja de ser solamente una fuente de energía renovable y pasa a convertirse en una política de desarrollo territorial. Significa crear nuevos negocios sin ampliar la superficie forestada, reducir el impacto ambiental de la actividad, generar empleo calificado y aumentar la competitividad de una cadena productiva estratégica para Misiones.

En tiempos donde la rentabilidad de la madera enfrenta crecientes desafíos, el futuro podría estar menos en los tablones que salen del aserradero y más en aquello que durante décadas quedó olvidado al costado de la producción. Allí, entre virutas, chips y aserrín, la forestoindustria comienza a descubrir una nueva fuente de riqueza capaz de transformar una crisis en una oportunidad de desarrollo sostenible.

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Misiones compite por una inversión millonaria con siete nodos de almacenamiento de energía

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La transición energética argentina acaba de abrir una nueva etapa. La licitación AlmaSADI, impulsada por el Gobierno nacional y administrada por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, recibió ofertas por 232 proyectos de almacenamiento eléctrico mediante baterías, equivalentes a 8.230 MW de potencia y una inversión potencial cercana a los USD 8.200 millones. Aunque el objetivo inicial es adjudicar apenas 700 MW -por un monto estimado de USD 700 millones-, la magnitud de las propuestas evidencia el fuerte interés privado por participar en la modernización del sistema eléctrico argentino.

En ese escenario, Misiones emerge como una de las provincias con mayor presencia estratégica. Mientras gran parte del debate se concentró en los precios récord presentados por empresas como Genneia, 360Energy o Central Puerto, Misiones logró posicionar siete nodos considerados críticos para la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI): Iguazú, Wanda, Aristóbulo del Valle, San Vicente y tres posiciones asociadas a la estación transformadora de San Isidro.

La novedad adquiere relevancia porque el almacenamiento energético se convirtió en una de las principales herramientas para resolver problemas estructurales de la red eléctrica. Las baterías permiten almacenar energía en momentos de baja demanda y liberarla instantáneamente cuando el consumo aumenta o cuando se producen contingencias en la red, reduciendo cortes y mejorando la calidad del servicio.

Nodo Ubicación Empresa Oferente Importancia Estratégica
BESS Iguazú Puerto Iguazú Windearth Patagonia Turismo internacional y demanda estacional
BESS Wanda Wanda Windearth Patagonia Distribución energética del Norte
BESS Aristóbulo del Valle Centro de Misiones Windearth Patagonia Nodo clave de la Ruta 14
BESS San Vicente San Vicente Windearth Patagonia Polo forestal y agroindustrial
BESS San Isidro Posadas Windearth Patagonia Centro neurálgico del sistema provincial
BESS San Isidro I Posadas Windearth Patagonia Refuerzo de capacidad metropolitana
BESS San Isidro II Posadas Windearth Patagonia Redundancia y respaldo operativo

Una licitación récord

La convocatoria AlmaSADI recibió ofertas de 37 empresas nacionales e internacionales que presentaron 232 proyectos distribuidos en nodos críticos del NEA, NOA, Centro, Litoral, Cuyo, Pampa y Buenos Aires.

Los números reflejan una competencia inédita:

  • 232 proyectos presentados.
  • 8.230 MW ofertados.
  • 37 empresas participantes.
  • USD 8.200 millones de inversión potencial.
  • 700 MW a adjudicar en esta primera etapa.
  • Contratos de abastecimiento por 15 años.
  • Entrada en operación prevista desde mayo de 2027.

El interés fue tal que la potencia ofertada superó en más de once veces el objetivo licitado.

Uno de los aspectos más comentados durante la apertura de sobres económicos fue la agresividad de las ofertas.

Según Energía Estratégica, el precio promedio ponderado de la licitación se ubicó en USD 10.568 por MW/mes.

Sin embargo, la dispersión fue enorme:

  • Precio mínimo observado: USD 7.397 MW/mes.
  • Precio máximo observado: USD 12.500 MW/mes.
  • Diferencia entre extremos: más de USD 5.100 MW/mes.

Las ofertas más competitivas provinieron principalmente de Genneia -propiedad de Jorge Brito- que presentó cinco proyectos por debajo de USD 7.800 MW/mes, convirtiéndose en la empresa con los valores más bajos de toda la licitación.

También sobresalió 360Energy, que ofertó varios proyectos por debajo de los USD 9.000 MW/mes, mientras que Central Puerto, pese a presentar la mayor potencia total en competencia (1.220 MW), se movió en torno a un promedio de USD 10.740 MW/mes.

La evaluación económica tendrá un peso decisivo en la adjudicación definitiva prevista para el 8 de julio.

El mapa misionero de las baterías

La gran novedad para Misiones es la aparición de siete proyectos distribuidos en los principales puntos críticos de la red provincial.

La empresa Windearth Patagonia figura como oferente en:

  • BESS Iguazú.
  • BESS Wanda.
  • BESS Aristóbulo del Valle.
  • BESS San Vicente.
  • BESS San Isidro.
  • BESS San Isidro I.
  • BESS San Isidro II.

La selección de estos nodos no es casual.

Puerto Iguazú registra uno de los mayores crecimientos de demanda del NEA debido al turismo internacional. Wanda constituye un punto clave para la distribución eléctrica del norte provincial. Aristóbulo del Valle funciona como nodo central sobre el corredor de la Ruta Nacional 14, mientras que San Vicente concentra una intensa actividad forestal, agroindustrial y comercial.

Por su parte, San Isidro representa el corazón del sistema eléctrico misionero y el principal punto de alimentación del área metropolitana de Posadas.

La presencia simultánea de estos siete proyectos convierte a Misiones en una de las jurisdicciones con mayor capilaridad territorial dentro de la licitación.

La compañía que aparece detrás de todos los proyectos misioneros no es una desconocida en la provincia.

Windearth Patagonia S.R.L. es una firma especializada en ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de parques solares y eólicos. Tiene presencia en Argentina y España y ya participa activamente del desarrollo energético misionero.

Entre sus iniciativas más relevantes figuran:

  • Parque Solar Fotovoltaico Aristóbulo.
  • Parque Solar de Oberá (20 MW).
  • Parque Solar San Vicente (19,8 MW).

Además, desarrolla soluciones de generación distribuida, autoconsumo industrial y fabricación de aerogeneradores de baja potencia.

Su protagonismo en AlmaSADI consolida una estrategia de largo plazo vinculada al crecimiento de la infraestructura energética provincial.

El NEA fue una de las regiones con mayor concentración de proyectos.

Chaco y Formosa reunieron 62 proyectos por aproximadamente 1.790 MW de potencia ofertada, reflejando la necesidad de fortalecer una red históricamente exigida por el crecimiento de la demanda y las limitaciones de transporte eléctrico.

En ese contexto, la incorporación de sistemas BESS en Misiones apunta a reducir restricciones operativas, mejorar la estabilidad del servicio y crear condiciones para futuras inversiones productivas.

La apuesta es estratégica: las baterías no generan energía, pero permiten utilizar mejor la infraestructura existente, incrementar la confiabilidad del sistema y acompañar la expansión de fuentes renovables.

Por eso la licitación AlmaSADI es observada como uno de los proyectos energéticos más relevantes de la última década. Y dentro de ese proceso, Misiones logró instalar siete nodos clave que podrían convertirse en piezas fundamentales para la seguridad energética provincial durante los próximos quince años.

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Shock económico: el plan de reactivación de Rovira con bono para obras públicas, rebaja de impuestos y energía

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Tomar la iniciativa. El conductor de Encuentro Misionero, Carlos Rovira, anunció un paquete de medidas para terminar con la “anomia” y comenzar un proceso de reactivación económica que no dependa de variables nacionales. En primera instancia, reveló el diseño de un plan para la emisión de un bono destinado a financiar obras de infraestructura, como caminos, electrificación rural y viviendas, con el objetivo de recuperar empleo en la construcción y generar un efecto dominó en las economías locales. 

La emisión de un bono es un símbolo de la adaptación a los nuevos tiempos, ya que desde fines de los 90 Misiones no emitía deuda. Sin embargo, Rovira aclaró que el capital que se obtenga tendrá un fin específico ineludible y no podrá ser destinado a gastos corrientes. 

Sin dogmas, en paralelo se avanzará con una serie de incentivos fiscales a sectores que van desde las startups -con ley sancionada-, hasta la yerba mate y la industria metalúrgica.

“Para enfrentar la anomia económica no vamos a esperar los brotes verdes, vamos a regar, vamos a plantar”, detalló Rovira en la “previa” de la sesión, donde se congregaron jóvenes, empresarios nucleados en la Confederación Económica de Misiones y dirigentes que se van sumando a Encuentro Misionero, incluso del radicalismo. 

En esa línea, Rovira presentó la emisión de un “bono reactivación”, destinado a financiar infraestructura y recuperar la potencia de otros años. Apuntará a obra pública y privada y se apalancará en la buena nota fiscal que tiene hoy Misiones -antes incluso que Nación-, lo que permitirá acceder al mercado de capitales en mejores condiciones financieras. Para respaldar la iniciativa se necesitarán dos tercios de los votos de los diputados en la Legislatura.

En uno de los párrafos más jugosos de su alocución, Rovira anunció un paquete de incentivos fiscales destinados a la yerba mate, que irá de la mano con la ley de Trazabilidad, pronta a ser sancionada. La ley de trazabilidad busca transparentar toda la cadena productiva y estipular un precio en base a los estándares internacionales, como ocurre con el vino o el cacao. Se pretende trabajar sobre un precio público, no de referencia ni obligatorio, sino público, con beneficios impositivos para incentivar su cumplimiento. 

Ese incentivo irá de la mano de Ingresos Brutos y el impuesto a los Sellos, que podrá ser bonificado al cien por ciento para quienes entreguen hasta 25.000 kilos de envasado por mes y del 50% para quienes comercializan hasta 50.000 kilos. Además quedarán excluidos de regímenes de retenciones y percepciones. 

Con estos incentivos, pequeños secaderos o cooperativas podrán hacer frente al “oligopolio” yerbatero, como definió Rovira. 

Esa misma lógica se aplicará con la industria metalúrgica, con un paquete de incentivos que beneficiará a unas 380 pequeñas y medianas industrias. Las empresas accederán a exenciones o diferimientos de Ingresos Brutos y otros tributos provinciales; líneas de crédito;

asistencia técnica; participación en ferias y rondas de negocios; articulación con universidades e instituciones científicas;

programas de innovación y transferencia tecnológica; capacitaciones para competitividad y agregado de valor.

“El principal problema es la economía, grave escollo. No está funcionando bien y eso genera desorden y desesperanza. Debemos reforzar, no bajar los brazos”, argumentó Rovira.
Nadie se salva solo. Sin proyecto de sociedad que no contemple a todos. Antes y después tiene que estar el ser humano, sino, se empiezan a tomar decisiones, a pensar y actuar por ustedes. Encuentro Misionero es lo inverso. Ustedes deciden. Quiero cambiar, quiero aportar. Este es el ámbito de la representatividad formal”, detalló el conductor de Encuentro Misionero.

Para Rovira, las ideas que se están debatiendo y generando en el espacio, son vitales para la transformación. “Hablar de candidaturas desvía la atención que debe estar puesta en el ciudadano, en construir el andamiaje de la casa común,  que la modelamos nosotros. Cuando se piensa en la casa, para incorporar a los jóvenes,  debemos hacer dos plantas. Encuentro Misionero es eso, la construcción de la casa propia. El cantón verde, divina Misiones. Ese es el principal activo que tiene Misiones y que contrasta con la vieja política, que marca la ruptura, el romper lo que impedía el acceso a la ciudadanía a pensar para actuar y transformar. Esto no es un devaneo intelectual. Hay un potencial enorme desaprovechado, culpa de la política y del Gobierno, de todos los gobiernos”, analizó. 

El diputado aseguró que esa construcción de lo nuevo incluye la apertura a diversos sectores y a quienes no piensan igual. Como ejemplo, anticipó que recibirá al ministro del Interior, Diego Santilli, para seguir analizando una agenda pendiente de Misiones con Nación, como la que permitió la condonación de 90 mil millones en deudas de Energía de Misiones con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.

Rovira no esquivó el debate de la energía, que emerge con fuerza con Corpus como proyecto central, pero recordó que Misiones tiene una ley que obliga a convocar a un nuevo plebiscito si se acordara el análisis de la obra y también a retener un porcentaje de energía de la potencial generación. 

Al mismo tiempo destacó que Misiones tendrá más de 120 megas de generación propia a través de los parques solares, lo que equivale a la generación de la represa de Urugua-í. Ese programa le permitió a la provincia entrar en una licitación internacional de energía renovable, con la incorporación de baterías para retener la energía generada. acumular la energía producida, y activar su uso cuando el sistema no alcance o haya algún corte. Hoy se generan picos de 25 megas en parques solares, pero que no se pueden acumular y van directo al sistema interconectado provincial. 

El Gobierno nacional recibió 235 ofertas de 37 empresas para almacenar energía eléctrica en baterías de litio a lo largo de todo el país. La licitación Alma-SADI busca evitar cortes en las horas de mayor consumo y aprovechar mejor la red de alta tensión.

Las propuestas, que incluyeron a Misiones, superaron casi 12 veces los 700 MW licitados y podrían implicar inversiones por unos US $700 millones. La mayor cantidad de ofertas vino de MSU Green Energy y de Industrias Juan F. Secco, también participaron Edison Energía, de los hermanos Neuss, y Aluar, de Javier Madanes Quintanilla, dueño de FATE.

Los parques de baterías, casi exclusivamente con tecnología china, guardan energía cuando la demanda y el costo son más bajos para volcarla al sistema en los picos. El esquema apunta a sumar oferta eléctrica, reducir combustibles caros e importaciones.

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Misiones accede a financiamiento internacional: USD 75 millones para ampliar la red eléctrica

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La infraestructura energética de Misiones suma una nueva vía de financiamiento internacional. El Gobierno nacional aprobó el esquema de garantías que permitirá a la provincia acceder a un préstamo de hasta 75 millones de dólares de la Corporación Andina de Fomento destinado a ampliar y modernizar la red eléctrica. La medida quedó formalizada mediante el Decreto 131/2026, publicado el 5 de marzo en el Boletín Oficial, y habilita la firma de los contratos necesarios para ejecutar el programa que tendrá un impacto directo en el sistema energético de la zona sur, con la extensión de la línea 132 entre San Isidro, en Posadas, Alem y Oberá.

El financiamiento apunta al “Proyecto de Mejoras de Infraestructura de Redes Eléctricas en la Provincia de Misiones”, una iniciativa orientada a fortalecer el sistema de transmisión y facilitar la integración de energías renovables en la red provincial. El mecanismo incluye una garantía soberana del Estado nacional y una contragarantía de la provincia, que respalda los compromisos financieros asumidos.

El dato central del decreto es el monto: USD 75 millones, un volumen significativo para inversiones en infraestructura energética provincial en un contexto de restricción fiscal y limitado acceso al crédito externo.

Cómo funciona el financiamiento: garantía nacional y contragarantía provincial

La norma aprueba dos instrumentos contractuales que estructuran la operación financiera.

Por un lado, el Contrato de Garantía entre la República Argentina y la Corporación Andina de Fomento (CAF) establece que el Estado nacional actuará como garante solidario de las obligaciones de pago del préstamo otorgado a la provincia. Esto significa que, ante un eventual incumplimiento del prestatario, el Gobierno nacional deberá responder por el capital, intereses, comisiones y demás cargos financieros asociados al crédito.

A su vez, se aprueba un Contrato de Contragarantía entre la Nación y el Gobierno de Misiones. En este acuerdo, la provincia se compromete a reembolsar cualquier monto que el Estado nacional deba afrontar en su condición de garante.

El mecanismo prevé además una herramienta clásica del financiamiento subnacional en Argentina: si la provincia no cumple con los pagos, el Gobierno nacional podrá instruir al Banco Nación para retener fondos de la coparticipación federal y destinarlos a cancelar la deuda.

Este esquema busca preservar el crédito soberano frente al organismo financiero internacional y, al mismo tiempo, asegurar que la responsabilidad final del endeudamiento recaiga sobre la jurisdicción beneficiaria.

El proyecto: redes de transmisión y energías renovables

Los fondos del préstamo estarán destinados a mejorar la infraestructura eléctrica en la región centro de Misiones.

El programa se estructura en dos componentes principales: Inversión en infraestructura de transmisión eléctrica, orientada a ampliar y modernizar las redes existentes. Gestión del financiamiento, vinculada a la administración técnica y financiera del proyecto.

El objetivo declarado es mejorar la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico, además de facilitar la integración de energías renovables dentro del sistema provincial.

El proyecto también busca reforzar la capacidad del sistema para acompañar el crecimiento de la demanda energética, un factor relevante en provincias con fuerte desarrollo industrial forestal, agroindustrial y turístico.

Antecedentes institucionales y encuadre financiero

La operación se inscribe dentro del esquema habitual de financiamiento de organismos multilaterales para proyectos de infraestructura subnacional.

En este caso, la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina se comprometió a otorgar el préstamo a la provincia con la condición de contar con una garantía soberana de la República Argentina. Ese requisito es frecuente en operaciones de crédito internacional con gobiernos provinciales.

Antes de la aprobación del decreto, distintos organismos técnicos evaluaron la operación.

El Banco Central analizó el impacto de la garantía en la balanza de pagos y concluyó que el efecto macroeconómico será limitado y consistente con la dinámica prevista de las operaciones externas.

Por su parte, la Oficina Nacional de Crédito Público del Ministerio de Economía indicó que el costo financiero del préstamo resulta inferior al que la Argentina podría obtener en el mercado, lo que refuerza la conveniencia del financiamiento multilateral frente a otras fuentes de crédito.

Impacto económico: infraestructura energética y desarrollo regional

Desde el punto de vista económico, la medida apunta a fortalecer uno de los cuellos de botella estructurales de muchas economías regionales: la infraestructura energética.

La inversión en redes de transmisión puede generar efectos en varias dimensiones:

Inversión pública: el préstamo habilita recursos externos para obras eléctricas en una provincia con creciente demanda energética.

Competitividad productiva: una red más robusta reduce riesgos de interrupciones y mejora la estabilidad del suministro para industrias, aserraderos, agroindustrias y servicios.

Integración energética: la modernización de la red facilitará la incorporación de fuentes renovables, un objetivo cada vez más presente en las políticas energéticas provinciales.

Efecto fiscal controlado: al tratarse de financiamiento externo con garantía nacional, el riesgo crediticio se comparte entre Nación y provincia, aunque el esquema de contragarantía mantiene la responsabilidad primaria en el gobierno provincial.

Financiamiento multilateral para infraestructura provincial

En términos de política pública, el decreto muestra continuidad en el uso de organismos multilaterales como fuente de financiamiento para obras de infraestructura en provincias.

El Gobierno nacional mantiene un rol central en estas operaciones, ya que: otorga la garantía soberana exigida por los organismos internacionales, y establece mecanismos de contragarantía para preservar el crédito público.

La medida también delega en el Ministerio de Economía y en la Secretaría de Finanzas la facultad de firmar los contratos y eventuales modificaciones operativas, siempre que no alteren el monto ni el destino del financiamiento.

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Más allá del litio: el aire líquido emerge como alternativa clave para almacenar energías renovables

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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.

La función principal de una batería de flujo de vanadio es proporcionar almacenamiento de energía a gran escala.

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.

El almacenamiento de energía a gran escala con baterías de litio es una forma de almacenar el exceso de energías renovables

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.

El aire líquido es calentado hasta temperatura ambiente y al evaporarse impulsa una turbina para producir electricidad, sin necesidad de combustión

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

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