Portugal convierte rocas porosas en una batería de 1 TWh

La idea: aire comprimido en rocas porosas para guardar hasta 1 TWh

Un equipo de la Universidad NOVA de Lisboa y del Instituto Dom Luiz de la Facultad de Ciencias de la Universidad de Lisboa publicó en la revista Geoenergy un estudio que propone algo concreto: inyectar aire comprimido en formaciones rocosas porosas situadas entre 500 y 3.000 metros de profundidad para usarlas como una batería estacional de excedentes renovables.

El mecanismo es directo. La roca tiene pequeños huecos entre sus granos que, en estado natural, están ocupados por agua salada. Si se desplaza esa agua y se bombea aire a presión, los poros actúan como una esponja que atrapa el aire durante semanas o meses. Cuando la red necesita esa energía, el aire comprimido sube por el pozo, se expansiona y mueve turbinas — igual que una central térmica, pero sin combustible. Ricardo Pereira, investigador de GeoBioTec en la Escuela de Ciencia y Tecnología NOVA de Lisboa, lo explica así a Euronews Earth: «el aire comprimido es casi inmediato y, por tanto, permite encenderlo y apagarlo prácticamente al instante».

En el escenario óptimo (formaciones a 3.000 metros con todas las condiciones ideales), el estudio estima una capacidad máxima de 1 TWh — suficiente, según los autores, para abastecer durante un tiempo a una ciudad mediana portuguesa. Pereira matiza que esa cifra es el techo teórico, no una promesa operativa.

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Por qué importa: el excedente renovable sin hogar

La motivación detrás del proyecto es uno de los cuellos de botella más citados de la transición energética. Solar y eólica generan cuando hay sol y viento, no cuando la demanda lo exige. Y cada vez hay más potencia renovable instalada en la Península Ibérica que se pierde porque no hay cómo almacenarla.

«Uno de los problemas de la transición energética es la mayor disponibilidad de energía procedente de fuentes renovables que no se puede almacenar», resume Pereira. Las baterías de iones de litio resuelven bien el corto plazo (minutos a unas pocas horas), pero son caras y limitadas para almacenamiento estacional. El aire comprimido en roca apunta a otra escala temporal.

Un punto clave es el black start o arranque en negro: el sistema puede ponerse en marcha sin depender de la red eléctrica. Esa característica lo vuelve especialmente relevante en escenarios como el apagón ibérico reciente, donde la capacidad de rearmar la red sin alimentación externa marca la diferencia entre un corte de horas y uno de días.

Cómo se diferencia de otros almacenamientos subterráneos

El CAES (Compressed Air Energy Storage) no es nuevo — lleva décadas operando con cavernas de sal en Alemania (Huntorf, 1978) y Alabama (McIntosh, 1991). El giro del equipo portugués es que prescinde de las cavernas salinas y apuesta por rocas porosas que, según el estudio, están disponibles de forma mucho más amplia bajo el subsuelo europeo.

Las ventajas que los autores destacan sobre otros sistemas:

No usa hidrógeno, así que elimina los riesgos asociados a un gas inflamable.
No depende de CO2 como medio de almacenamiento, evitando las discusiones regulatorias y de seguridad del almacenamiento geológico de carbono.
No necesita gas natural para recalentar el aire (los sistemas diabáticos clásicos sí), lo que lo acerca a un almacenamiento verdaderamente descarbonizado.
Funciona como black start sin alimentación eléctrica externa.

El principal sistema CAES operativo de referencia hoy es el de Huai'an, Jiangsu (China), que aprovecha cavernas de sal y logra un 71 % de eficiencia round-trip reutilizando el calor de la compresión, según reportó Geeky Gadgets a partir del canal Undecided with Matt Ferrell. El proyecto portugués apunta a una eficiencia y geología distintas — un nicho donde Europa tiene ventaja comparativa.

El contexto global: un mercado de US$12.700M para 2035

El almacenamiento por aire comprimido vive un momento de inversión creciente. Según un reporte de SNS Insider recogido por Yahoo Finance el 17 de septiembre de 2026, el mercado global de CAES se valoró en US$2.100M en 2025 y proyecta alcanzar US$12.700M en 2035, con una CAGR del 19,7 %. Europa ya concentra el 31 % de la cuota de mercado en 2025, la región más grande del mundo para esta tecnología, y Asia-Pacífico es la zona de mayor crecimiento, con un 23,5 % anual.

Los movimientos concretos recientes ilustran el tirón:

Hydrostor obtuvo los permisos finales para su centro Willow Rock Energy Storage en California, una instalación de 500 MW / 4.000 MWh.
Zhongchu Guoneng Technology (China) avanzó con la siguiente generación de turbomáquinas CAES dentro del 14º Plan Quinquenal chino.
El coste por kWh almacenado en CAES ronda los US$20/kWh, frente a los aproximadamente US$300/kWh del ion-litio, según datos citados por Geeky Gadgets. La diferencia es radical para almacenamiento de larga duración.

En este mapa, la propuesta portuguesa encaja en una de las líneas de I+D más activas: encontrar geologías que no sean cavernas de sal para ampliar dónde se puede desplegar CAES.

Los obstáculos: geología, regulación y plazos

Pereira es claro con los tiempos: entre cinco y diez años para una implantación comercial, contando el estudio geológico, la perforación de pozos, el piloto y el inicio de operaciones. Antes hace falta, además, un marco regulatorio específico para esta modalidad de almacenamiento subterráneo, que hoy no existe en Portugal ni en la mayoría de países europeos.

Quedan también preguntas técnicas por resolver: la eficiencia real del ciclo (los sistemas CAES clásicos rondan el 40-55 % sin recuperación de calor, frente al 71 % del sistema chino con sales), el comportamiento del aire al inyectarse en roca porosa a alta presión y el efecto sobre los acuíferos adyacentes. Son retos ingeniería, no ciencia básica — pero son los que marcan la diferencia entre un paper y una planta conectada a la red.

Qué significa esto para tu startup

Para founders que trabajan en clima, energía o infraestructura, la señal es clara: el almacenamiento de larga duración está dejando de ser un tema de powerpoint y empieza a tener fechas y permisos. Tres movimientos concretos que podés evaluar:

Si tu producto toca gestión de renovables, electricidad o data centers, mapea qué proveedor europeo de CAES (Hydrostor tiene oficina en Toronto con operaciones en Australia; el ecosistema aún está abierto en Iberia) podría ser tu socio de almacenamiento en 24-36 meses, antes de que la demanda se concentre.
Si estás en deeptech o consultoría técnica, la geología ibérica (Portugal + España) es terreno fértil para estudios de sitio y servicios de caracterización de formaciones porosas. La cadena de valor CAES necesita geólogos, modeladores y perforadores — un mercado laboral nuevo que ya está arrancando.
Si construyes SaaS para grids o utilities, integra ya la hipótesis CAES en tus modelos: el coste por kWh, la duración del almacenamiento y la latencia de respuesta son distintos a los del ion-litio, y los compradores públicos van a empezar a preguntar.

La tesis de fondo: el cuello de botella del excedente renovable ibérico ya tiene un camino técnico plausible. Quien se posicione en la cadena de valor antes de que el marco regulatorio cierre el mercado, lleva ventaja.