El proyecto ACES Delta combina 220 MW de electrólisis, dos cavernas salinas con más de 300 GWh de capacidad de almacenamiento y una central de ciclo combinado preparada para incorporar hidrógeno. El complejo busca demostrar que la energía renovable puede almacenarse durante semanas o meses y utilizarse posteriormente para generar electricidad.
Estados Unidos avanza en Utah con uno de los proyectos de almacenamiento energético con hidrógeno más grandes desarrollados hasta ahora. El complejo Advanced Clean Energy Storage, conocido como ACES Delta, integra producción de hidrógeno mediante electrólisis, almacenamiento subterráneo en cavernas de sal y una central de ciclo combinado de 840 MW diseñada para utilizar progresivamente este combustible junto con gas natural. El proyecto se encuentra en proceso de puesta en marcha y transición operacional, mientras la incorporación de hidrógeno a la generación eléctrica forma parte de las siguientes etapas de desarrollo.
La iniciativa está ubicada cerca de Delta, en el estado de Utah, y es desarrollada por ACES Delta, sociedad controlada mayoritariamente por Chevron y en la que participa Mitsubishi Power Americas. El proyecto está conectado directamente con la reconversión del Intermountain Power Project (IPP), un histórico complejo de generación que durante décadas utilizó carbón para abastecer parte de la demanda eléctrica del oeste estadounidense.
Un sistema capaz de producir hasta 100 toneladas de hidrógeno al día
La primera fase de ACES Delta contempla más de 220 MW de capacidad de electrólisis, destinada a utilizar electricidad renovable para separar el agua en hidrógeno y oxígeno.
A plena capacidad de diseño, el complejo puede producir hasta 100 toneladas métricas de hidrógeno verde por día. El combustible puede almacenarse y mantenerse disponible hasta que exista demanda de generación eléctrica, en lugar de utilizarse inmediatamente después de su producción.
Esta característica busca resolver uno de los principales desafíos de los sistemas eléctricos con una elevada participación solar y eólica: la producción no siempre coincide con los períodos de mayor consumo.
Cuando existe abundante generación renovable, una parte de esa electricidad puede utilizarse para producir hidrógeno. El combustible queda almacenado y posteriormente puede ser retirado para abastecer generación gestionable cuando disminuye la producción solar o eólica.
La propuesta no busca reemplazar necesariamente a las baterías, sino cubrir períodos de almacenamiento mucho más largos. Mientras los sistemas electroquímicos normalmente se utilizan para mover electricidad entre distintas horas del día, las cavernas permiten conservar grandes cantidades de energía durante semanas o incluso meses.
Dos cavernas bajo tierra con más de 300 GWh
El elemento central de ACES Delta está varios cientos de metros bajo la superficie.
El proyecto utiliza una extensa formación geológica de sal situada a más de 3.000 pies de profundidad, unos 900 metros, donde se construyeron cavernas mediante un proceso conocido como solution mining. Este método consiste en inyectar agua para disolver parte de la formación salina y crear espacios de gran volumen que posteriormente pueden utilizarse para almacenar gases bajo presión.
A diferencia de lo que podría sugerir la idea de reutilizar antiguas cavernas de gas, las instalaciones destinadas al hidrógeno de ACES Delta fueron construidas específicamente mediante este proceso dentro de la formación salina. La zona, sin embargo, ya posee experiencia previa en almacenamiento subterráneo de hidrocarburos y gases.
Las dos cavernas consideradas inicialmente pueden almacenar aproximadamente 5.500 toneladas de hidrógeno cada una. En conjunto, representan más de 300 GWh de energía almacenada, de acuerdo con las especificaciones del proyecto.
La escala es relevante porque convierte al hidrógeno en una forma de almacenamiento energético estacional. Excedentes renovables generados durante períodos de baja demanda pueden ser conservados para utilizarlos meses después, cuando el sistema eléctrico necesite generación adicional.
Una central de 840 MW preparada para usar hidrógeno
Al otro lado del complejo se encuentra IPP Renewed, la nueva central que sustituye a las antiguas unidades a carbón del Intermountain Power Project.
El sistema cuenta con una potencia neta de aproximadamente 840 MW y fue diseñado desde su origen para admitir una mezcla de gas natural e hidrógeno. La instalación comenzó su transición hacia operación comercial durante 2025, inicialmente con gas natural, mientras el programa contempla incorporar hidrógeno verde y aumentar gradualmente su participación.
El objetivo inicial del proyecto es alcanzar una mezcla de hasta 30% de hidrógeno por volumen y 70% de gas natural, para posteriormente elevar progresivamente la participación del hidrógeno hasta llegar, si la evolución tecnológica y económica lo permite, al 100% en 2045.
Por esa razón, el proyecto todavía debe entenderse como una infraestructura en transición. La central posee la capacidad técnica para quemar hidrógeno y ACES Delta ya dispone de la infraestructura destinada a producirlo, almacenarlo y suministrarlo, pero el funcionamiento sostenido del sistema completo con elevados porcentajes de hidrógeno depende de las siguientes etapas de puesta en servicio.
De una central de carbón a un nodo energético para el oeste de EE.UU.
La ubicación del complejo no es casual. El antiguo Intermountain Power Project ya disponía de líneas de transmisión de gran capacidad que conectan Utah con consumidores del oeste estadounidense, especialmente California.
El Los Angeles Department of Water and Power (LADWP) es el principal comprador de electricidad del proyecto y además actúa como agente operativo y administrador del IPP. Antes de su transformación, la central a carbón aportaba alrededor del 11% de la electricidad consumida por Los Ángeles en 2024.
La reconversión permite conservar parte de esa infraestructura eléctrica, pero modificar progresivamente la fuente de generación.
El Departamento de Energía de Estados Unidos respaldó el desarrollo de ACES Delta en 2022 mediante una garantía de préstamo de US$504,4 millones, destinada al proyecto de producción y almacenamiento de hidrógeno. El financiamiento federal fue otorgado para apoyar una instalación capaz de almacenar energía renovable durante períodos prolongados y suministrarla posteriormente a la red.
El desafío ahora es llevar el modelo a operación continua
ACES Delta reúne tecnologías que individualmente ya existen —electrólisis, almacenamiento de gases en cavernas salinas y turbinas capaces de utilizar hidrógeno—, pero intenta combinarlas a una escala poco habitual dentro de un mismo sistema eléctrico.
Ese es precisamente el punto que convierte al proyecto en una referencia para otros mercados: demostrar si grandes excedentes renovables pueden transformarse en hidrógeno, almacenarse durante largos períodos y regresar posteriormente al sistema como electricidad gestionable.
El resultado final dependerá de factores que van más allá de la capacidad técnica. Entre ellos se encuentran el costo de producir hidrógeno renovable, la disponibilidad de electricidad de bajo costo, el desempeño de las instalaciones a escala comercial y el control de emisiones como los óxidos de nitrógeno asociados a la combustión de hidrógeno. El propio Departamento de Energía estadounidense identifica la reducción de costos de electrólisis y el desarrollo de tecnologías de combustión de bajo NOx entre los desafíos para expandir este tipo de sistemas.
Por ahora, Utah concentra una de las pruebas de mayor escala sobre cómo convertir el hidrógeno en almacenamiento energético de larga duración. Más que una sustitución inmediata del gas natural, ACES Delta y el nuevo Intermountain Power Project plantean una transición gradual: utilizar infraestructura de generación gestionable mientras aumenta la producción, almacenamiento y consumo de hidrógeno renovable durante las próximas dos décadas.
