Un pueblo de Utah llamado Delta, en medio del desierto, donde durante décadas ha habido una central de carbón que enviaba electricidad a Los Ángeles. Esa central cerró. Y en lugar de dejarla morir, alguien miró el subsuelo y descubrió algo que llevaba millones de años esperando: un domo de sal, una cúpula gigantesca de sal enterrada a casi un kilómetro de profundidad, con la textura adecuada para excavar cavernas y guardar cosas dentro. Esa sal, que durante años se usó para almacenar gas natural y otros hidrocarburos, ahora guarda algo distinto. Guarda hidrógeno.
La idea es tan antigua como la humanidad y tan moderna como la inteligencia artificial. Cuando el sol brilla y los molinos giran, a veces sobra electricidad. En lugar de tirarla, la usas para separar el agua en hidrógeno y oxígeno. Ese hidrógeno lo metes en una cueva bajo tierra. Y meses después, cuando la red se queda sin luz y la demanda aprieta, lo sacas, lo quemas en una turbina y devuelves esa energía al sistema. Es el mismo principio de guardar conservas para el invierno, pero aplicado a la electricidad. El proyecto se llama ACES Delta, y está a punto de demostrar que funciona.
Dos cuevas del tamaño del Empire State
Imagina el corazón de este sistema a más de 900 metros bajo tierra. Allí abajo, escondidas en un enorme domo de sal, hay dos cavernas gigantescas creadas con una técnica muy curiosa: se inyecta agua para disolver la sal, se retira el agua salada y listo, quedan dos huecos enormes. Cada una de estas cavidades puede almacenar 5.500 toneladas métricas de hidrógeno comprimido. Juntas, suman más de 300 gigavatios-hora de energía en reserva.
Para entender la magnitud de la que hablamos: los propios creadores del proyecto aseguran que la capacidad de estas dos cavernas es entre dos y tres veces mayor que la de todas las baterías de red de Estados Unidos juntas. No estamos ante una central eléctrica común, sino ante una verdadera reserva estratégica capaz de guardar electricidad durante semanas o meses, rompiendo la barrera de acumular energía solo para unas horas del día.
Mientras tanto, arriba en la superficie, el movimiento no para. Unos 220 megavatios de electrólisis se encargan de transformar el agua en hidrógeno verde. Son 40 electrolizadores en línea (del fabricante HydrogenPro) que ya trabajan al 100% de su capacidad, diseñados con el objetivo de producir hasta 100 toneladas métricas de hidrógeno cada día.
La central que aprendió a quemar algo que no es gas
Al otro lado del complejo está la central de ciclo combinado IPP Renewed. Tiene 840 megavatios de potencia y fue diseñada desde el primer tornillo para admitir hidrógeno. Las turbinas son M501JAC de Mitsubishi Power, capaces de funcionar con una mezcla de hasta un 30% de hidrógeno por volumen sin modificaciones.
Ese detalle es clave. No se trata de construir una central de gas y luego «adaptarla» para quemar hidrógeno, con todos los problemas técnicos y económicos que eso conlleva. Se diseñó pensando en el hidrógeno desde el principio. La idea es empezar con una mezcla del 30% de hidrógeno y 70% de gas natural, y aumentar progresivamente la proporción de hidrógeno hasta alcanzar el 100% en 2045. El objetivo inicial, según la hoja de ruta del proyecto, es que la central opere con un 30% de hidrógeno en 2026.
La electricidad que genera esta central no se queda en Utah. Viaja hasta Los Ángeles a través de una línea de transmisión de 500 kilovoltios en corriente continua que conecta ambos estados desde hace décadas. Es el cordón umbilical que une el excedente renovable de Utah con la demanda insaciable de California.
El carbón que se apaga y el hidrógeno que se enciende
La historia de IPP Renewed es, en el fondo, el reflejo de cómo cambia la energía en el mundo real. Durante décadas, la antigua central de carbón de Intermountain Power y sus 1.800 megavatios de potencia fueron el último gran motor de carbón que alimentaba a Los Ángeles. Imagina su peso: todavía en 2024 generaba el 11% de toda la electricidad de la ciudad. Pero ese capítulo ya se cerró. Sus chimeneas dejaron de funcionar para dar paso a una central moderna que combina gas natural e hidrógeno.
El impacto en el aire que respiramos se nota de inmediato en los números. La vieja planta de carbón lanzaba a la atmósfera una media de 11,2 millones de toneladas métricas de CO₂ al año. La nueva, arrancando con una mezcla que lleva ya un 30% de hidrógeno, recorta ese impacto hasta los 1,5 millones de toneladas. Hablamos de una reducción radical, de más del 85%. Y la meta va más allá: si logran cumplir el objetivo de funcionar al 100% con hidrógeno para 2045, las emisiones directas pasarán a ser prácticamente cero.
Lo que falta por demostrar
Aquí conviene frenar. El proyecto es impresionante en su escala y su ambición, pero todavía está en fase de puesta en marcha. La producción de hidrógeno ya funciona. Las cavernas están excavadas. Las turbinas están instaladas y operando comercialmente con gas natural. Pero la inyección de hidrógeno en la mezcla de combustible, prevista para el segundo trimestre de 2026, aún no se ha completado.
Y hay preguntas que no tienen respuesta pública. La más importante: ¿cuánto cuesta realmente todo esto? El proyecto recibió una garantía de préstamo de 504,4 millones de dólares del Departamento de Energía de Estados Unidos en 2022, la primera concedida por la oficina de préstamos del DOE a un proyecto de tecnología energética limpia en casi una década. Pero esa cifra no cubre el coste total. Chevron adquirió la mayoría del proyecto en 2023, y Mitsubishi Power es socio. El modelo de negocio a largo plazo —producir hidrógeno verde, almacenarlo y vender electricidad a California— depende de que el hidrógeno sea competitivo en coste, algo que todavía no está claro.
También está la cuestión de la eficiencia. Convertir electricidad en hidrógeno, almacenarlo, y luego quemarlo para generar electricidad de nuevo implica pérdidas energéticas en cada paso. La eficiencia de ida y vuelta de este ciclo, según estimaciones del sector, ronda el 30-40%. Es decir, de cada 100 unidades de electricidad renovable que entran en el sistema, quizás 30 o 40 salen de nuevo como electricidad cuando se quema el hidrógeno. Las baterías de litio tienen una eficiencia mucho mayor, del 85-90%. Pero las baterías no pueden almacenar energía durante meses. El hidrógeno sí. La pregunta es si el coste de esa energía almacenada a largo plazo justifica las pérdidas.
Una idea que mira al invierno
Lo que hace especial a ACES Delta no es que produzca hidrógeno. Eso ya se hace. Lo especial es que lo guarda bajo tierra durante meses, como quien guarda la cosecha para los meses de escasez. En un sistema eléctrico que depende cada vez más del sol y del viento, esa capacidad de almacenamiento estacional es el eslabón que falta. Las baterías cubren horas. El hidrógeno en cavernas de sal cubre estaciones.
Si el proyecto funciona como está diseñado, si la mezcla de hidrógeno se inyecta en las turbinas sin problemas, si el coste del hidrógeno baja lo suficiente, Utah se convertirá en el primer lugar del mundo donde una central eléctrica a gran escala funciona con energía solar y eólica guardada bajo tierra durante meses. No es la solución a todos los problemas de la transición energética. Pero es una pieza que hasta ahora nadie había conseguido poner en su sitio. Y eso, en el mundo de la energía, es mucho.
