EEUU pone en marcha el proyecto ACES Delta en Utah, que produce y almacena hidrógeno verde en cavernas subterráneas creadas en formaciones salinas.
La electricidad renovable alimenta electrolizadores que generan hasta 100 toneladas de hidrógeno verde al día, almacenado para su posterior uso en un ciclo combinado de gas.
La central sustituye una antigua planta de carbón y está diseñada para funcionar progresivamente solo con hidrógeno, con el objetivo de alcanzar el 100% en 2045.
El sistema permite almacenar energía renovable durante semanas o meses, ofreciendo una alternativa a las baterías y ayudando a descarbonizar la red eléctrica occidental de EEUU.
La transición energética estadounidense está ensayando una fórmula que en Europa todavía parece futurista: utilizar electricidad renovable para fabricar hidrógeno, esconderlo bajo tierra, recuperarlo cuando la red eléctrica necesita generación firme y quemarlo en un ciclo combinado de gas.
Todo ello aprovechando una infraestructura que ya existía.
El proyecto se llama Advanced Clean Energy Storage (ACES Delta) y se encuentra en Delta, en el estado de Utah, en pleno centro del Oeste de EEUU.
"Y lo mejor es que no se ha necesitado adaptar tecnológicamente la planta, quema gas e hidrógeno verde en diferentes porcentajes", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Carlos Lozano Durán, Business Development Manager para España en la multinacional de ingeniería y construcción Black & Veatch, principal impulsor del proyecto.
Allí, más de 220 MW de electricidad renovable alimentan electrolizadores capaces de producir hasta 100 toneladas de hidrógeno verde al día.
El combustible se almacena en enormes cavernas excavadas en un domo de sal situado a más de 3.000 pies —unos 900 metros— de profundidad.
El hidrógeno almacenado sirve para alimentar el IPP Renewed, un ciclo combinado de gas de 840 MW preparado desde su diseño para utilizar hidrógeno.
La instalación sustituye a la antigua central de carbón de Intermountain Power y está concebida para comenzar utilizando una mezcla de gas natural e hidrógeno y aumentar progresivamente la proporción de este último hasta alcanzar el 100% en 2045.
La clave está precisamente ahí: no se trata de construir una central térmica convencional para después intentar transformarla para quemar hidrógeno.
La turbina de gas se diseñó desde el principio con capacidad para utilizar este combustible.
El proyecto permite así que una infraestructura de generación gestionable pueda acompañar a la expansión de la solar y la eólica sin depender exclusivamente de baterías de corta duración.
Del sol y viento a una térmica
El funcionamiento es relativamente sencillo. Cuando existe mucha producción renovable y la electricidad sobra, los electrolizadores utilizan esa energía para separar mediante electrólisis las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno.
En lugar de consumir inmediatamente el hidrógeno, ACES Delta lo almacena. Y aquí aparece la segunda gran particularidad del proyecto: el almacenamiento no se realiza en grandes depósitos metálicos, sino bajo tierra.
El emplazamiento se encuentra sobre una enorme formación de sal. El proyecto inicial contempla dos cavernas, cada una con una capacidad de trabajo de unos 5.500 toneladas de hidrógeno.
Juntas pueden almacenar más de 300 GWh de energía gestionable, según ACES Delta.
La documentación del Departamento de Energía estadounidense cifra las cavernas iniciales en 4,5 millones de barriles cada una.
La formación salina no es una casualidad. El emplazamiento se encuentra junto a la antigua central de carbón y a importantes infraestructuras eléctricas.
Además, la zona cuenta con una tradición de almacenamiento subterráneo de gases.
Las cavernas de ACES se crean mediante solution mining: se inyecta agua para disolver la sal y formar grandes huecos subterráneos. Posteriormente, el hidrógeno se introduce a presión y puede recuperarse cuando sea necesario.
Los permisos de Utah establecen además controles sobre la estabilidad de las cavernas, su integridad mecánica y las posibles pérdidas de hidrógeno.
La ventaja frente a las baterías está en la duración. Una batería permite desplazar electricidad unas horas; el hidrógeno puede permanecer almacenado durante semanas o meses.
De esta forma, la energía renovable producida durante la primavera, cuando la demanda puede ser menor, puede reservarse para momentos de mayor consumo.
ACES Delta calcula que una de sus cavernas puede almacenar el equivalente energético de unos 40.000 contenedores de baterías de ion-litio. WSP, la otra ingeniería que junto con Black and Veatch participa en la gestión de la construcción de las cavernas, estima unos 150 GWh de energía almacenada por cada una.
504 millones de dólares
La apuesta estadounidense por esta tecnología recibió un importante respaldo federal. En junio de 2022, el Departamento de Energía cerró una garantía de préstamo de 504,4 millones de dólares para ACES, convirtiéndose en la primera garantía concedida por la Loan Programs Office del DOE a un nuevo proyecto de tecnología energética limpia en casi una década.
"La dificultad no estaba en cada una de las tecnologías por separado —electrólisis, conversión eléctrica o turbinas de gas— sino en integrarlas a esta escala", apunta el responsable en España de Black & Veatch.
El proyecto también ha atraído a grandes compañías energéticas. En 2023, Chevron adquirió el 100% de Magnum Development y pasó a controlar la mayoría de ACES Delta, que mantiene como socio a Mitsubishi Power.
El objetivo va más allá de una única central. La ubicación permite conectar la producción de hidrógeno con la red eléctrica occidental y con infraestructuras de transporte de gas, de manera que el combustible pueda utilizarse tanto para generación eléctrica como para aplicaciones industriales y transporte.
Almacenamiento estacional
El proyecto representa, en realidad, una idea diferente sobre qué significa almacenar energía renovable. En lugar de intentar que toda la electricidad solar y eólica consumida por la red se almacene directamente como electricidad, ACES Delta convierte una parte de esos excedentes en un combustible almacenable durante largos periodos.
La central de 840 MW puede recuperar después esa energía mediante un ciclo combinado cuando la generación renovable no sea suficiente.
Y ahí está la relación con California. "Aunque ACES Delta está físicamente en Utah, forma parte de un sistema eléctrico occidental mucho más amplio", puntualiza Lozano Durán a este diario.
El propio diseño del proyecto contempla que las turbinas evolucionen hacia el uso de hidrógeno para cumplir los estándares de energía limpia de California.
La fórmula, por tanto, une tres piezas que normalmente se analizan por separado: renovables para fabricar hidrógeno, cavernas de sal para almacenarlo y una central térmica para devolver esa energía a la red cuando haga falta.
California aporta buena parte de la presión regulatoria para descarbonizar el sistema eléctrico; Utah aporta el emplazamiento, las cavernas y la central; y el hidrógeno actúa como puente entre ambos mundos.
El Departamento de Energía estadounidense estima que el proyecto puede evitar unas 126.500 toneladas de CO₂ anuales cuando la turbina opere con una mezcla del 70% de gas natural y 30% de hidrógeno frente a un funcionamiento equivalente con gas natural.
El objetivo final, sin embargo, es mucho más ambicioso: que el ciclo combinado pueda funcionar con hidrógeno limpio al 100% en 2045.