California da luz verde a un proyecto de almacenamiento con aire comprimido de 500 MW y 4.000 MWh

Cuando hablamos de tecnologías de almacenamiento como garantes de una mayor estabilidad, flexibilidad y fiabilidad del suministro eléctrico, casi siempre hablamos de acumuladores químicos o bombeo hidráulico. Pero en el mercado hay muchas más alternativas, y una de las que está surgiendo con mayor fuerza para almacenar grandes cantidades de energía es el aire comprimido, que está viviendo un crecimiento fulgurante en mercados como Estados Unidos.

El almacenamiento de energía de aire comprimido (CAES) es una tecnología veterana con cuatro décadas a su espalda en desarrollo, que permite un almacenamiento eficiente, económico y seguro de grandes cantidades de energía. Una alternativa que destaca además por su larga vida útil y que tiene en la eficiencia uno de sus principales retos.

Ahora, el comercializador energético Central Coast Community Energy, una de las varias docenas de proveedores de California, ha firmado un acuerdo de compra de energía para un sistema de almacenamiento por aire comprimido a la empresa Hydrostor, que supondrá poner en marcha una instalación de 200 MW y 1,600 MWh.

Este acuerdo permitirá vender la mitad de la capacidad del proyecto, que en su totalidad una vez terminado alcanzar los 500 MW y una capacidad de 4.000 MWh, lo que según sus promotores le permitirá contar con una autonomía de unas 8 horas.

Hydrostor tiene como objetivo poner en marcha esta instalación en 2028, conectado a la red principal del Operador Independiente del Sistema de California, así como al Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles. Iniciativa a la que se unirán otros dos proyectos en marcha con esta misma tecnología, como uno situado en el condado de San Luis Obispo, California, de 400 MW y 3.200 MWh,  y otro en Australia, de 200 MW y 1.500 MWh.

El almacenamiento de energía de aire comprimido (CAES) se basa en el ciclo de la turbina de gas. El excedente de energía se usa para comprimir aire usando un compresor rotativo y luego almacenarlo, a menudo en una cámara subterránea. Cuando se requiere energía, se libera de la cámara y pasa a través de una turbina de aire que genera electricidad a partir del flujo de aire a alta presión.

Entre los puntos fuertes de esta alternativa frente al aire comprimido convencional, es que este se puede situar en cavernas rocosas a gran profundidad que se inundan con agua que mantiene la presión del aire cuando se almacena. Eso también significa que requiere menos espacio y tiene una mayor eficiencia que el aire comprimido convencional.

Además, estas instalaciones aprovechan los excedentes de las renovables para «recargarse» lo que permite lograr reducir costes y mejorar la rentabilidad de las propias renovables.

La cifra de eficiencia no es muy elevada, un 65% actualmente, pero esto lo compensa con una escala de los proyectos de grandes dimensiones que permiten amortizar los costes. Algo en lo que también ayuda el que puedan situarse en zonas abandonadas, como viejas minas, situadas habitualmente en áreas en gran parte despobladas pero conectadas a la red, y cuyo coste de instalación es menor que en las zonas pobladas.

Completa la parte positiva una vida útil que según los responsables del proyecto, superará los 50 años. Un aspecto de de nuevo permite mejorar el coste coste nivelado de energía de una tecnología que como vemos, ya está comenzando su vida comercial.

Fuente | Hydrostor