El mundo de las energías renovables está enfrentando uno de sus mayores desafíos: cómo almacenar el exceso de energía generada por paneles solares y turbinas eólicas durante el día y liberarla de manera eficiente cuando más se necesita, como en las noches o durante picos de demanda energética. Aunque tecnologías como las baterías de iones de litio han jugado un papel importante en este proceso, su capacidad limitada de almacenamiento de hasta cuatro horas ha impulsado la búsqueda de alternativas que ofrezcan almacenamiento de energía a largo plazo, con una duración mínima de diez horas.
Una de las técnicas más prometedoras para resolver este dilema es el uso de baterías geológicas, que aprovechan elementos del paisaje natural, como cavernas subterráneas y reservorios de agua, para almacenar energía. Estas instalaciones, conocidas como almacenamiento hidroeléctrico por bombeo, utilizan el exceso de electricidad generado por fuentes renovables durante el día para bombear agua a un reservorio en altitud. Luego, cuando la demanda de energía supera la generación de las fuentes renovables, el agua se libera hacia una reserva inferior, haciendo girar turbinas que producen electricidad.
Este sistema, que combina la energía solar y eólica con la fuerza de gravedad, es ya una realidad en Estados Unidos, donde en 2022 había 43 instalaciones de este tipo con una capacidad de generación combinada de 22 gigavatios. Según el Departamento de Energía de Estados Unidos, esta capacidad podría duplicarse.
La capacidad de los sistemas de almacenamiento a largo plazo podría reducir significativamente los costos de electricidad durante picos de demanda (Hydrostor)
Según New York Times, además del almacenamiento hidroeléctrico por bombeo, se están explorando tecnologías innovadoras que también aprovechan el subsuelo. La empresa canadiense Hydrostor, por ejemplo, utiliza energía renovable sobrante para comprimir aire y almacenarlo en cavernas subterráneas llenas de agua.
Cuando la electricidad es necesaria, el agua es desplazada nuevamente hacia la superficie, impulsando el aire comprimido que mueve turbinas y genera electricidad. Este enfoque se inspira en técnicas de la industria de almacenamiento de hidrocarburos y podría convertirse en una alternativa viable para regiones donde la topografía no permite el uso de almacenamiento por bombeo.
La implementación de estas tecnologías de almacenamiento a largo plazo ya ha demostrado su potencial para reducir costos y optimizar las redes eléctricas. Un estudio reciente realizado por universidades y laboratorios nacionales en Estados Unidos y Canadá analizó específicamente el sistema de la Interconexión Occidental, que abarca el oeste de esos países y el norte de México.
Los resultados indican que la instalación de almacenamiento de energía a largo plazo podría reducir los precios de la electricidad en más del 70 % durante períodos de alta demanda. Según Grist, este beneficio responde a las necesidades de los consumidores durante picos de consumo, como las tardes cuando la energía solar disminuye y ofrece una solución resiliente para manejar las olas de calor cada vez más frecuentes que saturan las redes eléctricas con el uso masivo de aire acondicionado.
El caso de California ilustra cómo estas tecnologías están transformando las redes eléctricas. Desde 2020, el estado ha instalado más baterías que cualquier otra región del mundo, excepto China, permitiendo que las baterías asuman un papel central en el suministro de electricidad durante la noche. En momentos clave, como la tarde del 30 de abril de 2023, las baterías de la red californiana llegaron a suministrar más de una quinta parte de la electricidad requerida, alcanzando un máximo de 7.046 megavatios, equivalente a la capacidad de siete grandes reactores nucleares.
La expansión de estas tecnologías está respaldada por la caída del 80 % en los costos de las baterías de iones de litio durante la última década y por subsidios federales que incentivan su desarrollo. Los planes de los reguladores estatales apuntan a triplicar la capacidad de almacenamiento para 2035, con el objetivo de alcanzar un suministro eléctrico 100 % libre de carbono para 2045.
