China activa la batería de aire más grande del planeta

China estrena en el Gobi la batería de aire líquido de 60 MW y 600 MWh: diez horas de respaldo limpio para fijar la solar y eólica en la red.

China ha puesto en marcha en el desierto del Gobi la instalación de almacenamiento con aire líquido más grande construida hasta la fecha: 60 MW de potencia y 600 MWh de capacidad, acoplada a un complejo fotovoltaico de 250 MW. Su misión es clara: absorber excedentes solares y eólicos cuando sobran y devolver electricidad durante 10 horas seguidas en los picos de demanda. La planta, levantada a las afueras de Golmud (Qinghai), incorpora el apodo que ya circula en el sector —“Super Air Power Bank”— y entra en operación tras completar el comisionado de equipos.

El mecanismo es conocido en la ingeniería criogénica, pero aquí se ejecuta a escala de red. El sistema licúa aire a unos −194 °C, lo almacena en tanques especiales y, cuando la red lo exige, lo calienta para que se expanda más de 700 veces moviendo turbinas y generadores. No usa metales críticos ni depende de agua o de cavidades geológicas; funciona con compresores, intercambiadores y tanques industriales, los mismos “músculos” que ya emplean la refrigeración y el gas. El operador gana firmeza para la red y reduce el vertido renovable que se produce a mediodía con la fotovoltaica.

Qué se ha activado realmente en el Gobi

La obra la firma China Green Development Investment Group (CGDI) junto con el Technical Institute of Physics and Chemistry de la Academia China de Ciencias (TIPC-CAS). El bloque de 60 MW/600 MWh está diseñado para descargas de 10 horas y se integra físicamente con el campo solar adyacente, que le proporciona energía “barata” para cargarse cuando la producción fotovoltaica pica. En números anuales, el operador prevé alrededor de 180 millones de kWh despachados —180 GWh—, un paquete que la prensa china resume con la equivalencia de unas 30.000 viviendas. El emplazamiento, a cielo abierto en la periferia de Golmud, forma parte del mosaico de megabases renovables del norte del país, pensadas para producir lejos de los grandes centros de consumo y enviar la energía por líneas de ultraalta tensión.

Conviene dimensionar lo que significa. Hasta ahora, la tecnología LAES (Liquid Air Energy Storage) apenas había pasado del piloto o de plantas medianas. Con este “air power bank” la escala salta al rango que los operadores de red reclaman para cubrir el atardecer: ocho a doce horas de electricidad continua que rellenen el hueco vespertino cuando el sol ya no manda y la demanda aún no cae. En ese tramo, el litio funciona, sí, pero empieza a encarecerse si queremos apilar muchas horas; el bombeo es excelente, pero requiere geografía; el hidrógeno apunta más a estacionalidad y calor industrial. El aire líquido aterriza justo en medio.

La idea técnica, sin rodeos ni jerga

Durante la carga, el sistema consume electricidad barata —los mediodías solares, las noches ventosas— para comprimir y enfriar aire en una cadena de equipos. Cuando el termómetro baja hasta −194 °C, el aire pasa a líquido y se almacena a presión atmosférica en tanques criogénicos aislados. Ese proceso desprende calor de compresión; lejos de tirarlo, se captura y guarda en acumuladores térmicos, porque será oro más tarde.

En la descarga, el operador hace el camino inverso: bombea el líquido, lo calienta con su propio calor reciclado y con un circuito auxiliar, y lo expande en una turbina/expansor acoplada a un generador. La expansión volumétrica superior a 700 veces es el truco físico que multiplica el empuje. El control de válvulas y el diseño de los intercambiadores permiten rampas de potencia razonablemente rápidas y bien moduladas, suficientes para seguir consignas del despacho y para prestar servicios de frecuencia o reserva secundaria.

La eficiencia (energía que sale respecto a la que entra) se mueve habitualmente entre el 50 % y el 60 %, y puede escalar hacia el 60–70 % si la integración térmica es fina —aprovechar mejor el calor de compresión, sumar calor residual industrial, refinar el “cold box”—. No es récord si lo comparamos con baterías electroquímicas de 2–4 horas, pero sí cuadra cuentas cuando el pedido son 8–12 horas sin degradación apreciable con el paso de los ciclos. La otra baza es la vida útil larga: aquí no hay celdas que envejecen; hay maquinaria rotativa y tanques.

Por qué se ha elegido aire: seguridad, escala y piezas conocidas

El aire es benigno, barato y ubicuo. Se almacena en superficie, sin requisitos geológicos —a diferencia del CAES clásico en cavernas—, y no necesita agua como el bombeo hidráulico. La energía se amplía sumando tanques; la potencia, multiplicando trenes de compresión/expansión. Y todo con proveedores existentes: compresores de proceso, intercambiadores criogénicos, turbomasas estándar. Es crucial en un país que tiene prisa: China instala gigavatios solares y eólicos cada año; necesita flexibilidad de larga duración para evitar recortes de producción (curtailment) y para aplanar la curva de la tarde.

Claro que no es perfecto. El CAPEX inicial es abultado —tanques criogénicos, equipos de frío profundo—; la eficiencia no enamora a quien sólo mire la cifra bruta; y aún no hay mucha experiencia comercial a esta escala. Pero incluso con esas sombras, encaja en Golmud: una base solar de 250 MW al lado, temperaturas exteriores que ayudan al balance térmico buena parte del año y una red que demanda firmeza cuando el sol se va.

Los nombres propios y el calendario de obra

El promotor es China Green Development Investment Group (CGDI); el desarrollo tecnológico corre de la mano del TIPC-CAS, con investigadores como Wang Junjie explicando desde primavera el papel de la planta en el “suavizado” de la curva renovable en el corredor del Gobi. El montaje de equipos se dio por concluido a finales de 2025, tras desafíos de altitud y una ingeniería que, según los comunicados del grupo, aplica “siete innovaciones” para llevar el ciclo LAES desde escalas de cientos de kilovatios a decenas de megavatios. La entrada en operación se produce tras semanas de comisionado intensivo con la planta ya sincronizada con la red regional.

El bloque trabaja en paralelo a la estrategia nacional de megabases: grandes nodos eólicos y solares en Gobi, desiertos del norte y mesetas que envían energía a las provincias costeras mediante líneas de CC de ultraalta tensión. Allí, el almacenamiento en origen —como este “air bank”— estabiliza el envío y mejora la calidad de la energía transportada. Esa lógica, explicitada por planificadores chinos en los últimos dos años, es ya visible en Golmud.

Qué servicios aporta y cómo se monetiza

La explotación de una planta LAES de 60 MW abre varias vías de ingresos. La más intuitiva es el arbitraje horario: cargar con precios bajos y vender en la punta vespertina. A eso se suman servicios de ajuste (reserva secundaria y terciaria), control de frecuencia y, en mercados que lo remuneren, pagos por capacidad. Como activo acoplado a 250 MW solares, permite contratos PPA con entrega garantizada al atardecer; algo atractivo para consumidores intensivos —química, papel, centros de datos— que buscan perfil firme sin fósiles.

En sistemas con mucha fotovoltaica, el retorno también llega por la reducción de vertidos: cada MWh que no se corta a mediodía y se “mueve” a las 20:00 ahorra gas o carbón en el margen y evita arranques de térmicas a las carreras. Esa firmeza extra ayuda a que el operador del sistema no tire de centrales pico, más sucias y caras, justo cuando la ciudadanía enciende luces, cocinas y calefacciones. Y, a diferencia de una batería de litio de corto alcance, aquí el diseño admite subir horas añadiendo tanques, sin rehacer química.

La cifra de la eficiencia, con su contexto

El número se ha usado como arma arrojadiza, así que conviene encuadrarlo. Un 50–60 % de eficiencia de ciclo puede sonar discreto frente a un 85–90 % de litio en 2–3 horas. Pero el uso es distinto: 10 horas no son el terreno del litio más barato, y la vida útil y la no degradación por profundidad de descarga favorecen al aire si miramos coste nivelado en rangos largos. Con recuperación térmica avanzada y calor residual —por ejemplo, de una siderurgia próxima—, los diseños más afinados reportan 60–70 %; suficientes cuando el objetivo es sustituir picos fósiles y integrar más renovable sin sobresaltos.

Dónde se sitúa frente a otras tecnologías

Bombeo hidráulico: el rey del almacenamiento masivo. Si hay embalses y desnivel, no hay rival en duración y precio por MWh almacenado. Pero no hay Gredos en todos los mapas y los permisos son largos.

Baterías de litio: líderes en respuesta rápida y servicios de minutos a cuatro horas. Con precios a la baja, dominan la regulación y el peak shaving corto. En 10 horas, se encarecen o exigen mucha celda apilada, con el peaje de degradación y la exposición a metales críticos.

Hidrógeno: la bala estacional y para altas temperaturas industriales. Como almacenamiento eléctrico red-a-red, el ciclo eléctrico → H₂ → electricidad queda penalizado por eficiencia, aunque brilla en curvas semanales o sectoriales.

El aire líquido ocupa el tramo medio y suma dos cartas: componentes industriales maduros y modularidad para subir horas con tanques. Por eso, para China —y para cualquier mercado que empiece a vivir con picos diarios de solar—, tener una pieza intermedia como esta reduce los arranques fósiles y eleva la penetración renovable real.

El espejo británico y la pista internacional

La hoja de ruta global del LAES tiene otro hito: Highview Power levanta en Carrington (Manchester) una planta de 50 MW y 300 MWh, con seis horas de descarga y entrada en servicio programada en 2026. Financiada con un consorcio que incluye fondos públicos británicos y actores como Centrica o Rio Tinto, la obra presume de una “stability island” para aportar inercia de sistema —un servicio escaso tras el apagón nuclear y el cierre de térmicas—. Ese proyecto europeo y el bloque chino del Gobi muestran dos vías complementarias: potencia firme en redes maduras y capacidad larga en megabases renovables.

A la vez, la conversación regulatoria se mueve. Reino Unido ha lanzado un esquema “cap and floor” para tecnologías de larga duración, con Carrington como primer escaparate comercial, mientras China internaliza el valor del almacenamiento dentro de sus planes de red. En Estados Unidos y Europa continental, la etiqueta LDES (Long-Duration Energy Storage) empieza a llegar a subastas específicas y pagos por capacidad. El resultado práctico: más señales de precio para activos como LAES, sales fundidas, bombeo o aire comprimido avanzados.

Operación diaria: de la curva solar a la hora de la cena

Si dibujamos la curva de un día tipo en Qinghai, veremos picos solares a mediodía, viento nocturno y una punta que sube a la hora de la cena. La LAES del Gobi absorbe ese mediodía —cuando la fotovoltaica ya no cabe en la red local— y suelta a las 19:00–22:00. Con 10 horas de descarga, cubre el atardecer entero y parte de la noche, justo donde el carbón y el gas venían haciendo de muletas. El efecto colateral no es menor: menos vertido renovable en las horas valle, menos rampas bruscas en los ciclos combinados y más estabilidad de frecuencia y tensión en el sistema.

Cuando se integran bien los almacenamientos térmicos del propio sistema —el calor de compresión y el frío del cold box—, la eficiencia mejora y la respuesta se vuelve más predecible. De ahí que muchos diseños LAES busquen vecindad con industrias que arrojan calor residual: siderurgia, química, regasificadoras. Ese acoplamiento eleva el rendimiento y, de paso, descarboniza parte de los consumos térmicos locales.

Impacto territorial y logística

Golmud no es Pekín. Allí hay espacio para tanques y líneas; el suelo es barato; la radiación solar es alta y el viento sopla con ganas en temporada. Mover componentes criogénicos grandes no es trivial, pero el suministro de tubería aislada, válvulas y intercambiadores tiene cadena de valor en China. Eso acelera plazos y abarata repuestos. Para una tecnología que se parece a lo que la industria del frío ya hace, ese detalle no es menor.

Lo que dicen los números y lo que falta por medir

Con 600 MWh de energía por ciclo, 10 horas de descarga y 180 GWh anuales, la planta del Gobi desplaza generación fósil en el margen y suaviza la curva vespertina. El tipo de servicios que puede prestar —reserva, inercia sintética, control de frecuencia— la convierte en algo más que un mero “cajón” de energía. En términos de operación, los interrogantes razonables pasan por el mantenimiento real a 10–15 años, el comportamiento en invierno abierto del Gobi, la tasa de ebullición en tanques y la integración con renovables cuando lleguen nuevos parques a la base de Golmud. Son dudas de ingeniería resolubles con datos.

En costes, no existen todavía curvas de aprendizaje tan claras como en el litio. Pero la repetición de plantas, el escalado de proveedores y la estandarización de trenes de compresión/expansión deberían reducir CAPEX, del mismo modo que la eólica marina pasó de prototipo caro a commodity en una década. El argumento —ahora mismo— es de sistema: no se trata de que cada MWh cueste menos que el del litio, sino de colocar gigavatios renovables extra sin poner en apuros a la red.

Hacia dónde puede ir esta pieza del puzle

China no construye esta planta para la foto. En su estrategia de 2026, almacenamiento y transporte caminan con las renovables. Si el “air bank” de Golmud rinde como promete, es replicable en otras bases del Gobi y en nodos eólicos del noreste. La modularidad favorece bloques gemelos: duplicar tanques para subir horas, añadir trenes para más potencia. Y al otro lado de Eurasia, si Carrington entrega bien, el LAES europeo tendrá referencia de operación real y marco regulatorio (cap-and-floor) para que inversores conservadores entren con menos miedo.

En paralelo, veremos híbridos: LAES + litio para mezclar respuesta ultrarrápida y duración; LAES + calor para vapor industrial o calefacción urbana; LAES + eólica en valles nocturnos. Son combinaciones donde la física —frío y calor— encaja con las necesidades de un sistema que electrifica procesos y jubila fósiles.

Un aire frío que ya pesa en la transición

No es un truco ni una promesa lejana: en Golmud, los números ya están sobre la mesa. 60 MW, 600 MWh, 10 horas, −194 °C. CGDI y el TIPC-CAS han levantado una infraestructura que apunta justo al hueco diario de la red china y ordena el perfil de la generación renovable cercana. En el mapa internacional, la foto se completa con Carrington en Reino Unido —50 MW/300 MWh y seis horas—, y con un ecosistema de larga duración que comienza a recibir marcos estables de ingresos. La moraleja es prosaica y poderosa: cuando el sol se esconde y el viento afloja, hay aire líquido listo para entrar. Y eso cambia la conversación de la transición energética de los planos a las máquinas.

Este artículo ha sido redactado basándose en información procedente de fuentes oficiales y confiables, garantizando su precisión y actualidad. Fuentes consultadas: PV Magazine México, Forocoches Eléctricos, PV Magazine, South China Morning Post.