China Huadian ha conectado a la red en Xinjiang la primera planta comercial de almacenamiento CO2 comprimido, con 100 MW de potencia y 1.000 MWh de capacidad que permitirán evitar unas 170.000 toneladas de CO2 al año.
La instalación se levanta en el condado de Mulei, en la prefectura de Changji, en pleno desierto del Gobi. La conexión inicial a red se produjo el 30 de septiembre, según confirma la propia compañía estatal china. El complejo ocupa aproximadamente 565.000 metros cuadrados e integra cinco recintos de almacenamiento de gas, 141 unidades de CO2 líquido y 97 unidades de almacenamiento térmico.
No es una planta aislada. Forma parte de un desarrollo renovable con 600 MW eólicos y 400 MW solares que comparten punto de conexión. Cuando alcance plena operación, Huadian espera una generación anual cercana a 200 GWh, lo que evitaría el consumo de unas 50.000 toneladas de carbón estándar y las 170.000 toneladas de CO2 ya citadas. Vamos a los datos.
El Gobi conecta el primer almacenamiento comercial de CO2 comprimido
La capacidad nominal es de 100 MW / 1.000 MWh, con una duración de descarga de 10 horas. Esa cifra es la que separa esta tecnología del almacenamiento convencional en baterías de litio, diseñado para dos o cuatro horas. Aquí el objetivo no es aplanar el pico diario, sino cubrir el ciclo nocturno completo de una instalación renovable.
A diferencia del almacenamiento por aire comprimido (CAES), que necesita cavernas de sal o espacios subterráneos sellados de forma artificial, el sistema de Mulei utiliza CO2 como fluido de trabajo en un ciclo termodinámico cerrado. El CO2 se licua a presiones comparativamente moderadas, lo que permite un almacenamiento a alta presión mucho más compacto y libera al proyecto de la geología: no depende de encontrar una caverna adecuada bajo tierra.
La gran promesa del CO2 comprimido no es la eficiencia, sino la geografía: desacopla el almacenamiento de larga duración del mapa subterráneo.
La contrapartida es la superficie. El sistema exige infraestructura de almacenamiento de gas en superficie, intercambiadores de calor y turbomaquinaria especializada, con un coste de inversión que Huadian no ha desglosado por fases. La mayoría de los proyectos de larga duración apunta a una industrialización progresiva para abaratar esa parte del equipo.
Sin coste nivelado ni eficiencia global publicada, los 100 MW de Mulei demuestran integración de ingeniería, no todavía competitividad económica.
Cómo funciona un ciclo cerrado con CO2 como fluido de trabajo
Durante la carga, la electricidad excedente de los 1.000 MW renovables acciona los compresores que elevan la presión del CO2 gaseoso. El calor que genera la compresión no se tira: se recupera y queda almacenado en las unidades térmicas. El gas comprimido se enfría y se licua para quedar guardado en recipientes a presión.
En la descarga, el proceso se invierte. El CO2 líquido se evapora, se recalienta con la energía térmica recuperada y se expande a través de una turbina que genera electricidad. El gas vuelve después al almacén para ser reutilizado. Es un circuito cerrado: el CO2 no se emite, circula.
Detrás de la tecnología hay un equipo de investigación dirigido por el profesor Xie Yonghui, de la Universidad Xi’an Jiaotong, comercializado a través de la firma con sede en Shenzhen Exax Energy, también conocida como Bairang New Energy. Dongfang Electric actúa como contratista EPC y suministra los equipos principales: compresores, turbinas, generadores, intercambiadores y sistemas de control.
📊 Impacto ecológico en cifras
- CO2 evitado: alrededor de 170.000 toneladas anuales en plena operación, según los cálculos de China Huadian.
- Capacidad: 100 MW de potencia y 1.000 MWh de energía almacenada, con 10 horas de descarga nominal.
- Alternativa fósil: evita el consumo de unas 50.000 toneladas de carbón estándar al año.
- Inversión: no detallada en la información publicada por la compañía.
La letra pequeña: el 92% es la turbina, no el sistema completo
Huadian destaca que la turbina de CO2 tiene una eficiencia de diseño superior al 92%. El dato es real y también es parcial. Esa cifra mide el rendimiento de la turbina, no la eficiencia de ida y vuelta del sistema completo, que es la que determina cuánta electricidad sale por cada unidad que entra. La compañía no ha publicado una eficiencia global verificada de forma independiente, ni el coste nivelado del almacenamiento.
Tampoco hay que perder de vista la escala temporal. La tecnología ha pasado de un sistema de verificación de 10 MW / 20 MWh en 2022 a una instalación de 10 MW / 80 MWh conectada en la provincia de Anhui en diciembre de 2023, y ahora a los 100 MW de Mulei. Fuera de China, la italiana Energy Dome opera una planta comercial de 20 MW / 200 MWh en Cerdeña. El CO2 comprimido avanza, sí, pero sigue siendo menos maduro comercialmente que el CAES convencional.
El resto de las especificaciones apunta a un activo pensado para durar: 30 años de operación de diseño, más de 20.000 ciclos de arranque y parada y menos de 20 minutos para pasar de arranque a plena carga. Son parámetros de central eléctrica, no de batería. Y ahí está la pista de por qué este tipo de almacenamiento importa para el mix: cuanto más peso ganan la eólica y la solar, más hace falta cubrir huecos largos, no solo los picos de demanda.
Europa tiene sus propias razones para mirar hacia Xinjiang. La Taxonomía Verde y el paquete Fit for 55 empujan a los sistemas eléctricos hacia cuotas renovables altas, y el cuello de botella ya no está en instalar generación, sino en gestionar sus horas valle. La Agencia Internacional de la Energía viene señalando desde varios informes que el almacenamiento de larga duración es la pieza que falta para que la descarbonización no dependa del gas como respaldo. China, con este proyecto, pone una referencia operativa sobre la mesa. La pregunta razonable no es si la tecnología funciona, sino a qué coste por MWh almacenado lo hace cuando compita con el litio, el hidrógeno verde o el bombeo.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 200 GWh anuales y alrededor de 170.000 toneladas de CO2 evitadas al integrarse con 600 MW eólicos y 400 MW solares.
- Modelo que cambia: el almacenamiento de larga duración deja de depender de cavernas subterráneas y se abre a emplazamientos sin geología favorable.
- Para las próximas generaciones: un sistema eléctrico capaz de sostener diez horas de descarga limpia es un paso hacia redes sin respaldo fósil en las horas nocturnas.
