Almacenamiento de energía: capturando energía a través del tiempo

La energía es más útil cuando está disponible a demanda — cuando las luces se encienden con solo presionar un interruptor, cuando el motor arranca con solo girar una llave, cuando la caldera se enciende con solo tocar el termostato. Sin embargo, la generación de energía rara vez coincide perfectamente con la demanda de energía: el sol no brilla de noche, el viento no sopla en los días de calma, y las plantas de energía tienen interrupciones programadas y no programadas. La capacidad de almacenar energía — de capturarla cuando es abundante o barata y liberarla cuando se necesita o es valiosa — es uno de los desafíos técnicos fundamentales de la civilización.

Las tecnologías de almacenamiento de energía abarcan una gama extraordinaria de escalas y principios: desde la pequeña batería de litio-ion en un teléfono inteligente hasta la enorme instalación hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo capaz de almacenar cientos de megavatios-hora para el balance de la red; desde la masa térmica de una pared de ladrillo que absorbe calor durante el día y lo libera por la noche hasta la antigua casa de hielo que conservaba el hielo cosechado en invierno para su uso en verano; desde el hidrógeno almacenado en un vehículo de celda de combustible hasta la energía potencial de un peso elevado en un sistema de almacenamiento gravitacional. Lo que todas estas tecnologías tienen en común es la capacidad de desacoplar el momento de la producción de energía del momento del consumo de energía.

La importancia del almacenamiento de energía ha crecido drásticamente con la expansión de las energías renovables variables — en particular la energía eólica y solar — cuya producción fluctúa con las condiciones climáticas en lugar de seguir la demanda de electricidad. Un sistema eléctrico con una pequeña fracción de energía renovable variable puede absorber esta variabilidad mediante generación convencional flexible, respuesta de la demanda e interconexión de la red. A medida que la penetración de las energías renovables se acerca al cincuenta, ochenta o cien por ciento del suministro anual de electricidad, el desafío de equilibrar la oferta y la demanda en escalas temporales diarias, estacionales y de varios días se vuelve cada vez más central — y el almacenamiento de energía se vuelve cada vez más valioso.

Este artículo cubre el espectro completo de las tecnologías de almacenamiento de energía: baterías electroquímicas, hidroeléctrica de bombeo, aire comprimido, almacenamiento térmico, volantes de inercia, supercapacitores, hidrógeno y tecnologías emergentes que incluyen el almacenamiento gravitacional y las baterías de flujo, trazando su historia desde la cosecha antigua de hielo hasta las enormes granjas de baterías del siglo veintiuno.

Almacenamiento de Energía Antiguo y Premoderno

Si bien el término "almacenamiento de energía" es un concepto moderno, la práctica subyacente — capturar energía o sus efectos en un momento para usarlos en otro — es antigua, y las sociedades premodernas desarrollaron métodos sofisticados para almacenar energía en diversas formas.

La cosecha y el almacenamiento de hielo — recolectar hielo de estanques y ríos congelados en invierno y guardarlo en cámaras subterráneas aisladas para su uso en verano — se practicó en China desde al menos el año 1100 a. C., con el almacenamiento de hielo descrito en textos de la Dinastía Zhou. Los ingenieros persas construyeron yakhchales — casas de hielo subterráneas con forma de cúpula construidas con gruesas paredes aislantes y una estructura de sombra exterior reflectante — que eran capaces de conservar el hielo cosechado en arroyos de montaña durante el verano del desierto, proporcionando refrigeración para los alimentos y creando hielo para beber en el calor de la meseta iraní. Los yakhchales estuvieron en uso desde aproximadamente el año 400 a. C. y siguieron siendo mantenidos en algunas ciudades iraníes hasta el siglo veinte.

En el norte de Europa, la cosecha de hielo fue una industria significativa durante el período medieval, con hielo almacenado en sótanos subterráneos o en casas de hielo construidas específicamente para este fin, para su uso en verano en monasterios, casas señoriales y, finalmente, en la conservación comercial de alimentos. La industria noruega de exportación de hielo — enviando hielo cosechado de los lagos noruegos a Gran Bretaña y la Europa continental — fue un negocio sustancial en el siglo diecinueve, con operaciones noruegas de corte y exportación de hielo que abastecían a pescaderos, cerveceros y hospitales británicos antes de que la refrigeración mecánica hiciera innecesario el hielo natural.

La masa térmica — la capacidad de los materiales densos (piedra, ladrillo, tierra, agua) para absorber calor lentamente y liberarlo lentamente — ha sido explotada como una forma de almacenamiento pasivo de energía térmica en la arquitectura desde la antigüedad. Las gruesas paredes de piedra de los edificios egipcios, griegos y romanos absorbían el calor solar durante el día y lo irradiaban por la noche, moderando las temperaturas interiores. La arquitectura tradicional del desierto — las gruesas paredes de adobe de los edificios de Oriente Medio y el norte de África, las viviendas rupestres de Capadocia, las casas enterradas en la tierra del suroeste de los Estados Unidos — utilizaba la masa térmica y el contacto con la tierra para mantener temperaturas interiores relativamente estables a pesar de los extremos cambios de temperatura diurnos.

Los molinos de agua y el almacenamiento de agua bombeada representan formas tempranas de almacenamiento de energía gravitacional. Los ingenieros romanos en terrenos montañosos utilizaban el agua de embalses elevados para alimentar molinos de agua en elevaciones más bajas, aprovechando la energía potencial de la diferencia de elevación. Algunos sistemas de molinos romanos y medievales utilizaban el concepto del estanque del molino — represando agua detrás de una presa durante la noche (cuando el molino estaba inactivo) y liberándola durante el día de trabajo para mantener un flujo constante a través de la rueda del molino — almacenando efectivamente energía potencial (en forma de agua elevada) a lo largo del ciclo diario.

La Pila Voltaica y el Nacimiento del Almacenamiento Electroquímico de Energía

La invención de la pila voltaica por Alessandro Volta en 1800 — el primer dispositivo capaz de producir una corriente eléctrica sostenida — fue simultáneamente el nacimiento del almacenamiento práctico de energía eléctrica y uno de los logros científicos más significativos de la historia. La pila de Volta, construida con discos alternos de zinc y cobre separados por tela empapada en salmuera, producía una corriente eléctrica a través de reacciones electroquímicas en las interfaces metal-electrolito, demostrando que la energía química podía convertirse directamente en energía eléctrica.

El invento de Volta fue anunciado en una carta al presidente de la Royal Society de Londres en marzo de 1800 e inmediatamente desencadenó una ola de investigación científica. Los químicos ingleses William Nicholson y Anthony Carlisle usaron una pila voltaica para electrolizar el agua apenas semanas después del anuncio de Volta, dividiéndola en hidrógeno y gas oxígeno — la primera producción electroquímica de hidrógeno. Humphry Davy utilizó enormes pilas voltaicas en la Royal Institution para aislar los elementos potasio, sodio, calcio, magnesio, bario y estroncio mediante electrólisis — descubrimientos que ampliaron fundamentalmente el conocimiento de los elementos.

Sin embargo, la pila voltaica (y sus sucesoras, la celda de Daniell y otras baterías primarias) era una celda primaria — podía producir electricidad pero no podía recargarse, y su capacidad se agotaba cuando los reactivos químicos se consumían. El avance de las baterías recargables (secundarias) — dispositivos que podían cargarse con electricidad y descargarse repetidamente — llegó en 1859 cuando Gaston Planté, un físico francés, inventó el acumulador de plomo-ácido: una celda que utiliza electrodos de plomo y electrolito de ácido sulfúrico que podía cargarse pasando corriente a través de ella y luego descargarse para suministrar corriente eléctrica, siendo las reacciones electroquímicas reversibles.

La batería de plomo-ácido de Gaston Planté, demostrada ante la Academia Francesa de Ciencias en 1860, fue reconocida de inmediato como un invento significativo. La reversibilidad de la celda de plomo-ácido — la capacidad de someterse a miles de ciclos de carga y descarga — la hacía fundamentalmente diferente de las celdas primarias y abría la posibilidad del almacenamiento de energía eléctrica para aplicaciones prácticas. Planté mejoró su diseño durante los años siguientes, y la modificación de Camille Faure en 1881 (reemplazando los electrodos de plomo liso con placas recubiertas de pasta de minio, aumentando drásticamente el área superficial y la capacidad) hizo que la batería de plomo-ácido fuera práctica para la fabricación a gran escala.

Las baterías de plomo-ácido impulsaron los primeros vehículos eléctricos, comenzando en la década de 1880 y 1890. Los vehículos eléctricos — inicialmente carruajes de caballos equipados con motores eléctricos y grandes paquetes de baterías — eran más prácticos que los primeros vehículos de gasolina en muchos aspectos: eran más silenciosos, no requerían arranque manual y eran más confiables en el sentido mecánico. Para 1900, los vehículos eléctricos eran más comunes que los de gasolina en los Estados Unidos. La Electric Carriage and Wagon Company de Nueva York (más tarde llamada Electric Vehicle Company) operaba una flota de cientos de taxis eléctricos en la ciudad de Nueva York utilizando baterías de plomo-ácido.

Las limitaciones de la batería de plomo-ácido — pesada, voluminosa, densidad de energía limitada (aproximadamente treinta a cuarenta vatios-hora por kilogramo) y sensible a la descarga profunda — finalmente pusieron en desventaja a los vehículos eléctricos en comparación con los automóviles de gasolina a medida que el motor de combustión interna mejoraba. Pero las baterías de plomo-ácido encontraron un papel duradero en los sistemas de arranque, iluminación e ignición (SLI) para vehículos con motor de combustión interna, en los sistemas de alimentación ininterrumpida (UPS) para aplicaciones industriales y de telecomunicaciones, y en aplicaciones de almacenamiento en la red eléctrica estacionaria.

Hidroelectricidad de Almacenamiento por Bombeo: la Tecnología Dominante de Almacenamiento en la Red

La hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo — usar electricidad para bombear agua cuesta arriba hacia un embalse cuando la energía es barata o abundante, y luego liberar el agua a través de turbinas para generar electricidad cuando se necesita — es la tecnología de almacenamiento de energía dominante en el mundo por capacidad instalada, representando aproximadamente del noventa al noventa y cinco por ciento de todo el almacenamiento masivo de energía eléctrica a nivel mundial.

El principio del almacenamiento por bombeo es sencillo: convierte la energía eléctrica en energía potencial gravitacional (elevando el agua) y de vuelta en energía eléctrica (liberando el agua a través de una turbina). La energía almacenada es proporcional a la masa del agua, la diferencia de altura entre los embalses superior e inferior y la aceleración gravitacional. Una instalación que bombea cien mil metros cúbicos de agua a una diferencia de altura de quinientos metros almacena aproximadamente ciento treinta y seis megavatios-hora de energía — suficiente para satisfacer las necesidades eléctricas promedio de aproximadamente cinco mil hogares europeos durante una hora.

La primera instalación hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo fue construida en 1907 en Rheinfelden, Suiza — una instalación modesta que utilizaba la diferencia de nivel entre los tramos superior e inferior de un azud en el Rin para almacenar y devolver energía al sistema eléctrico regional. Los ingenieros italianos desarrollaron aún más el almacenamiento por bombeo en las décadas de 1920 y 1930, reconociendo su valor para equilibrar las significativas fluctuaciones diurnas en la demanda de electricidad en sistemas dominados por grandes plantas hidroeléctricas.

La expansión masiva del almacenamiento por bombeo ocurrió en el período posterior a la Segunda Guerra Mundial, impulsada por la construcción de grandes plantas nucleares que producían electricidad a tasas constantes independientemente de las variaciones en la demanda. Las plantas nucleares no podían modular fácilmente su producción para seguir la demanda, por lo que el almacenamiento por bombeo proporcionaba la flexibilidad para absorber el exceso de generación nuclear durante las horas de baja demanda (típicamente de noche) y devolverla durante los períodos de alta demanda. Los países con energía nuclear y topografía adecuada — Francia, Japón, Alemania, los Estados Unidos — invirtieron fuertemente en almacenamiento por bombeo desde la década de 1960 hasta la de 1980.

La Estación de Almacenamiento por Bombeo de Bath County en Virginia, Estados Unidos, completada en 1985, fue durante muchos años la mayor instalación de almacenamiento por bombeo del mundo, con una capacidad de generación instalada de aproximadamente tres mil gigavatios y una capacidad de almacenamiento suficiente para abastecer a una ciudad típica durante varias horas. La instalación bombea agua entre dos embalses separados por aproximadamente trescientos metros de altura, con seis turbobombas que pueden operar tanto en modo de bombeo como en modo de generación.

La capacidad global de almacenamiento por bombeo alcanzó aproximadamente mil seiscientos gigavatios a mediados de la década de 2020. China ha sido con diferencia el constructor más activo de nuevos almacenamientos por bombeo en el siglo veintiuno, con cientos de gigavatios de capacidad en construcción o planificados mientras el país busca equilibrar su rápidamente creciente generación eólica y solar con almacenamiento flexible. Japón, con su terreno montañoso y densa población, opera aproximadamente veintisiete gigavatios de almacenamiento por bombeo — entre las tasas per cápita más altas del mundo. El Reino Unido, Australia, Alemania, Suiza y varios otros países están desarrollando activamente nuevos proyectos de almacenamiento por bombeo para apoyar la integración de energías renovables.

Las limitaciones fundamentales del almacenamiento por bombeo son geográficas — requiere sitios con grandes diferencias de elevación y la capacidad de crear o utilizar embalses, que no están disponibles en todas partes — y ambientales (inundar tierras para los embalses desplaza hábitats y comunidades). Los sistemas de almacenamiento por bombeo de circuito cerrado (que utilizan embalses superior e inferior construidos específicamente sin conexión a masas de agua naturales) reducen los impactos ambientales pero aumentan los costos de construcción. El desarrollo del almacenamiento por bombeo subterráneo — utilizando cavidades de minas existentes o construidas como el embalse inferior — ha sido estudiado como una forma de hacer viable el almacenamiento por bombeo en áreas sin topografía superficial adecuada.

Almacenamiento de Energía por Aire Comprimido

El almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES por sus siglas en inglés) — almacenar energía comprimiendo aire en cavernas subterráneas o recipientes durante períodos de excedente eléctrico, y liberar el aire comprimido a través de una turbina para generar electricidad cuando se necesita — es una de las formas más antiguas de almacenamiento masivo de energía eléctrica y opera en dos instalaciones comerciales en todo el mundo.

La termodinámica del almacenamiento de aire comprimido es más compleja que la del bombeo hidráulico. Cuando el aire se comprime, se calienta (siguiendo la ley del gas ideal); cuando se libera y se expande, se enfría. En un sistema CAES simple, el calor de la compresión se disipa al entorno durante el almacenamiento, y el aire debe recalentarse antes de la expansión para mantener una operación eficiente de la turbina. Las instalaciones convencionales de CAES añaden combustión de gas natural para recalentar el aire antes de la expansión, convirtiéndolas en instalaciones híbridas de energía de gas más almacenamiento en lugar de almacenamiento puro.

La primera planta comercial de CAES del mundo — la instalación de Huntorf en Alemania, inaugurada en 1978 — almacena aire comprimido en dos cavernas de sal a profundidades de aproximadamente seiscientos a ochocientos metros, con una capacidad de almacenamiento de aproximadamente seiscientos veinte megavatios-hora y una capacidad de generación de doscientos noventa megavatios. La planta de Huntorf utiliza gas natural para el recalentamiento y ha servido a la red del norte de Alemania durante más de cuatro décadas, demostrando la confiabilidad a largo plazo de la tecnología CAES.

La planta de CAES de McIntosh en Alabama, Estados Unidos, inaugurada en 1991 con una capacidad de ciento diez megavatios, utiliza un sistema de recuperación de calor que captura el calor de la compresión para su uso posterior en el calentamiento del aire en expansión, mejorando la eficiencia en comparación con el diseño de Huntorf. Estas dos plantas han sido las únicas instalaciones comerciales de CAES en el mundo durante décadas, aunque numerosos proyectos han sido estudiados o intentados.

El CAES adiabático avanzado (AA-CAES) — un concepto en el que el calor de la compresión se almacena (en un sistema de almacenamiento de energía térmica) y se devuelve para calentar el aire en expansión durante la generación, evitando la necesidad de combustión de gas natural — ha sido objeto de investigación significativa, particularmente en Europa. El proyecto ADELE en Alemania, liderado por un consorcio que incluye a RWE Power y el DLR, tenía como objetivo demostrar el AA-CAES a escala comercial, pero el proyecto no se completó según lo planeado originalmente debido a desafíos de financiamiento y técnicos. Lograr una eficiencia casi adiabática en CAES a gran escala sigue siendo un desafío de ingeniería significativo.

El almacenamiento de energía en aire líquido (LAES), o almacenamiento de energía criogénica, es un enfoque alternativo que almacena energía licuando el aire (enfriándolo a aproximadamente menos ciento noventa y seis grados Celsius) y luego recuperando la energía permitiendo que el aire líquido se evapore y se expanda a través de una turbina. La planta de almacenamiento Highview Power cerca de Manchester, Inglaterra, demostró el LAES a una escala piloto de cinco megavatios, y la empresa ha desarrollado planes para instalaciones más grandes. El LAES puede construirse en sitios industriales sin requisitos geológicos, lo que lo hace potencialmente aplicable en una gama más amplia de ubicaciones que el CAES subterráneo.

Baterías de Litio-Ion: la Tecnología Habilitadora de la Transición Energética

La batería de litio-ion — desarrollada a través de una cadena de descubrimientos científicos e innovaciones de ingeniería que abarca desde la década de 1970 hasta la de 1990 — se ha convertido en la química de batería dominante para la electrónica portátil, los vehículos eléctricos y, cada vez más, para el almacenamiento de electricidad a escala de red, y su trayectoria de desarrollo desde principios de la década de 1990 es una de las curvas de aprendizaje tecnológico más notables en la historia industrial.

El desarrollo de la tecnología de litio-ion comenzó con el trabajo de M. Stanley Whittingham en Exxon Research a principios de la década de 1970, quien demostró que los iones de litio podían intercalarse reversiblemente (insertarse y extraerse) en el material del cátodo de disulfuro de titanio — el principio de funcionamiento fundamental de las baterías de intercalación. John Goodenough, trabajando en la Universidad de Oxford en 1980, identificó el óxido de litio y cobalto (LiCoO2) como un material de cátodo superior, proporcionando mayor voltaje y densidad de energía. Akira Yoshino, trabajando en la corporación Asahi Kasei en Japón en 1985, combinó un cátodo de óxido de litio y cobalto con un ánodo de carbono (grafito) en una configuración práctica de celda recargable — creando la arquitectura esencial de la moderna batería de litio-ion. Goodenough, Whittingham y Yoshino compartieron el Premio Nobel de Química de 2019 por sus contribuciones al desarrollo de la batería de litio-ion.

Las primeras baterías comerciales de litio-ion fueron introducidas por Sony en 1991, inicialmente para aplicaciones de electrónica de consumo (videocámaras y posteriormente teléfonos celulares y computadoras portátiles). La alta densidad de energía de la celda (aproximadamente ciento cincuenta a doscientos vatios-hora por kilogramo, en comparación con aproximadamente treinta a cuarenta para el plomo-ácido y aproximadamente sesenta a setenta para el hidruro metálico de níquel), el alto voltaje (aproximadamente 3,6 voltios por celda) y la buena vida útil de ciclo la hacían superior a todas las químicas de batería recargables anteriores para aplicaciones portátiles.

El costo de las baterías de litio-ion cayó drásticamente desde su introducción en 1991. Los precios de los paquetes de baterías para vehículos eléctricos cayeron de más de mil dólares por kilovatio-hora en 2010 a aproximadamente cien a ciento cincuenta dólares por kilovatio-hora a principios de la década de 2020 — una reducción de más del ochenta por ciento en poco más de una década. Esta trayectoria de precios — siguiendo lo que los investigadores de baterías llaman una tasa de aprendizaje de aproximadamente dieciocho a veinte por ciento de reducción de costos por cada duplicación del volumen de producción acumulado — fue más rápida de lo que la mayoría de los observadores tecnológicos predijeron en 2010 y transformó la economía de los vehículos eléctricos y el almacenamiento en la red.

El papel de Tesla en la comercialización de baterías de litio-ion de gran formato para vehículos eléctricos y almacenamiento estacionario fue fundamental. El Roadster (2008), el Model S (2012) y los vehículos Tesla posteriores demostraron que las baterías de litio-ion podían impulsar vehículos de alto rendimiento con autonomía práctica, y la Gigafactoría de Tesla (inaugurada en Nevada en 2016) demostró la escala de fabricación necesaria para llevar los costos de las baterías hacia la paridad de los vehículos eléctricos con los vehículos convencionales. El Tesla Powerwall (batería doméstica, 2015) y el Powerpack (batería a escala comercial, 2015) llevaron el almacenamiento estacionario de baterías a un mercado masivo, estableciendo el almacenamiento de energía como una categoría de producto de consumo.

Baterías de Flujo: Almacenamiento Electroquímico Escalable

Las baterías de flujo — sistemas de almacenamiento de energía electroquímica en los que el electrolito (el medio en el que se almacena la energía) se bombea desde tanques externos a través de una celda de conversión electroquímica, en lugar de estar contenido dentro de la celda misma — ofrecen una arquitectura fundamentalmente diferente de las baterías convencionales que desacopla la capacidad de potencia (determinada por el tamaño del conjunto de celdas) de la capacidad de energía (determinada por el volumen del tanque de electrolito), lo que permite un escalado rentable a grandes capacidades de energía.

En una batería convencional como una celda de litio-ion, tanto los reactivos que almacenan energía como el hardware de conversión electroquímica están contenidos dentro de la misma unidad sellada. En una batería de flujo, los reactivos que almacenan energía (disueltos en electrolito líquido) se almacenan en grandes tanques externos, y el electrolito se bombea a través de un conjunto de celdas electroquímicas donde ocurre la conversión de energía durante la carga y la descarga. Esta arquitectura hace que sea sencillo aumentar la capacidad de energía simplemente añadiendo más electrolito — una ventaja para las aplicaciones de almacenamiento de larga duración y gran escala.

La batería de flujo redox de vanadio (VRFB), desarrollada por Maria Skyllas-Kazacos y sus colegas en la Universidad de Nueva Gales del Sur en Australia en la década de 1980, es la química de batería de flujo más madura comercialmente. Las baterías de flujo de vanadio utilizan iones de vanadio en diferentes estados de oxidación tanto como especie de electrolito positivo como negativo — una característica distintiva que elimina los problemas de contaminación cruzada del electrolito que afectan a otras químicas de baterías de flujo. El electrolito puede usarse teóricamente de manera indefinida, ya que no hay degradación del electrolito en sí mismo (solo las membranas y electrodos de la celda se degradan con el tiempo). Los sistemas comerciales de baterías de flujo de vanadio de fabricantes que incluyen Sumitomo Electric (Japón), Rongke Power (China) y VRB Energy han sido desplegados para aplicaciones de red.

La batería de flujo de zinc-bromo, la batería de flujo de hierro-aire y diversas químicas de baterías de flujo orgánicas también han sido desarrolladas como alternativas potencialmente de menor costo al vanadio, pero la madurez comercial está por detrás de los sistemas VRFB. ESS Inc., una empresa estadounidense, ha comercializado un sistema de batería de flujo de hierro-aire utilizando hierro inexpensivo y electrolito de agua con sal, apuntando al mercado de almacenamiento de larga duración.

Las baterías de flujo son particularmente adecuadas para el almacenamiento de larga duración (cuatro a diez o más horas) donde su capacidad de energía escalable a menor costo por kilovatio-hora (en relación con el litio-ion en largas duraciones) proporciona una ventaja económica. El creciente interés en el almacenamiento de larga duración para el equilibrio estacional y la gestión de la variabilidad de las energías renovables durante varios días está impulsando una renovada inversión en tecnología de baterías de flujo.

Almacenamiento de Energía Térmica: el Calor como Medio de Almacenamiento

El almacenamiento de energía térmica (TES por sus siglas en inglés) — almacenar energía en forma de calor o frío para su uso posterior — es una de las formas de almacenamiento de energía más rentables y ampliamente desplegadas, que aprovecha la capacidad de diversos materiales para absorber y liberar grandes cantidades de energía como calor sensible (cambio de temperatura), calor latente (cambio de fase) o calor termoquímico.

El almacenamiento de calor sensible — calentar o enfriar una gran masa de material (agua, roca, sal fundida, concreto) para almacenar energía como temperatura elevada o reducida — es la forma más simple de almacenamiento térmico. Los tanques de agua caliente (ampliamente utilizados para agua caliente doméstica y sistemas de calefacción por hidrónica) almacenan energía solar térmica o eléctrica de horas valle como agua caliente para su uso durante el día. Los sistemas de almacenamiento de energía térmica subterráneo (UTES), incluido el almacenamiento de energía térmica en acuíferos (ATES) y el almacenamiento de energía térmica en pozos (BTES), utilizan la masa térmica del suelo para almacenar energía estacional — cargando con calor (o frío) en una estación y descargando en la estación opuesta.

La Comunidad Solar Drake Landing en Okotoks, Alberta, Canadá, es la demostración más exitosa del mundo de almacenamiento térmico solar estacional, utilizando un sistema de calefacción de distrito que almacena el calor solar del verano en un campo de almacenamiento térmico en pozos (con 144 pozos verticales perforados a una profundidad de 35 metros en un campo de aproximadamente 35 por 35 metros) para su uso durante el invierno de Alberta. El sistema suministra aproximadamente el noventa y siete por ciento de las necesidades de calefacción del espacio de la comunidad con energía solar, convirtiéndola esencialmente en una comunidad calefaccionada por energía solar a pesar de que las temperaturas caen con frecuencia por debajo de menos 30 grados Celsius en invierno.

El almacenamiento de calor latente — utilizando la energía de cambio de fase (calor latente de fusión o vaporización) de materiales que cambian de fase (sólido a líquido, líquido a gas) a una temperatura útil — puede almacenar cantidades de energía mucho mayores por unidad de masa que el almacenamiento de calor sensible. Los materiales de cambio de fase (PCM por sus