Suiza construye en Laufenburg una batería subterránea gigante de 2,1 GWh para estabilizar la red

Suiza avanza en Laufenburg con un proyecto energético de escala inusual: una batería de flujo redox subterránea que, en su fase final, apunta a superar los 2,1 GWh de almacenamiento y 1,2 GW de potencia. La iniciativa de FlexBase, ahora con Invinity como socio estratégico, busca responder a un problema central de la transición energética europea: cómo guardar excedentes renovables y liberarlos con rapidez cuando la red más lo necesita.
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• FlexBase construye en Laufenburg una batería de flujo redox con objetivo final de más de 2,1 GWh y 1,2 GW.
• Swissgrid aprobó una primera fase de expansión de conexión a red de 800 MW, según informó la empresa.
• El complejo también integrará un centro de datos de IA refrigerado por agua, laboratorios, oficinas y reutilización de calor.

Suiza está convirtiendo una excavación profunda en Laufenburg, en el cantón de Aargau, en una pieza de infraestructura energética con aspiraciones continentales. FlexBase desarrolla allí un sistema de almacenamiento con batería de flujo redox que, en su configuración final, apunta a superar los 2,1 GWh de capacidad y los 1,2 GW de potencia, una escala que la empresa compara con la producción de la central nuclear de Leibstadt.

El proyecto no busca solo romper marcas de tamaño. También intenta resolver un reto cada vez más visible en Europa: la diferencia entre cuándo se genera electricidad renovable y cuándo los hogares, empresas y servicios digitales realmente la necesitan. En ese desfase se cruzan la expansión solar y eólica, los vehículos eléctricos, las bombas de calor, los centros de datos y una red eléctrica sometida a nuevas presiones.

Para lectores poco familiarizados con este campo, el problema de fondo es simple. La energía renovable puede ser abundante en una tarde soleada o una noche ventosa, pero escasear cuando baja la producción y sube la demanda. En ese contexto, el almacenamiento a gran escala se vuelve una herramienta crítica para estabilizar tensión, frecuencia y disponibilidad de energía.

Según la información divulgada sobre la obra, el desarrollo se ubica en el Centro de Tecnología Laufenburg, cerca de la llamada Estrella de Laufenburg, un nodo histórico dentro de la red eléctrica interconectada de Europa. FlexBase indicó que la construcción del centro comenzó en la primavera de 2025.

La escala física ayuda a dimensionar la ambición del plan. Los reportes describen una excavación de unos 27 metros de profundidad y una longitud superior a la de dos campos de fútbol. Esa cavidad alojará componentes centrales del sistema de batería de flujo, mientras que el campus completo se extiende sobre más de 40.000 metros cuadrados.

Dentro de esa superficie, el sistema de almacenamiento de batería cubre por sí solo más de 20.000 metros cuadrados, según la compañía. A diferencia de las baterías de consumo o incluso de muchas instalaciones compactas de ion de litio, una batería de flujo necesita espacio para tanques, bombas y equipos de conversión. Esa falta de compacidad es, al mismo tiempo, una de sus fortalezas cuando se trata de almacenamiento estacionario y masivo.

FlexBase sostiene que el sistema de Laufenburg está diseñado para capturar electricidad renovable no utilizada y liberarla cuando sea necesario. En términos prácticos, funcionaría como un amortiguador para una red cuyos flujos energéticos resultan cada vez más difíciles de prever. El valor no está solo en guardar electricidad, sino en poder inyectarla con rapidez para ayudar a estabilizar el sistema.

La empresa señaló que Swissgrid aprobó la primera fase de expansión de la conexión a red de 800 MW, de acuerdo con un comunicado publicado en enero de 2026. También afirmó que la instalación final planeada superará los 2,1 GWh, una cifra que, según sus estimaciones, alcanzaría para abastecer aproximadamente a 210.000 hogares durante 24 horas.

Ese tipo de promesa conviene leerlo con contexto. La transición energética europea no depende únicamente de construir más parques solares o más turbinas eólicas. También requiere infraestructura capaz de absorber excedentes, contener picos de demanda y reducir la volatilidad operativa de la red. En ese sentido, la propuesta de Laufenburg encaja en una tendencia más amplia: invertir en almacenamiento de larga duración y en activos de flexibilidad.

Cómo funciona una batería de flujo redox

Las baterías de flujo redox operan de manera distinta a las baterías de ion de litio que dominan autos, teléfonos y muchas instalaciones estacionarias. En lugar de concentrar la energía en electrodos sólidos, almacenan energía en electrolitos líquidos guardados en tanques. Esos líquidos se bombean a través de celdas electroquímicas durante los ciclos de carga y descarga.

Cuando el sistema se carga, la electricidad se transforma en energía química dentro del electrolito. Cuando se descarga, el proceso se invierte y la electricidad vuelve a fluir hacia la red. El principio puede parecer sencillo, pero la infraestructura necesaria es grande. Precisamente por eso estas baterías suelen evaluarse para aplicaciones fijas de gran escala, no para usos portátiles.

Una ventaja técnica importante es la separación entre potencia y capacidad. Para aumentar la capacidad de almacenamiento, normalmente basta con ampliar el volumen de los tanques. La potencia de salida, en cambio, depende más del equipo de conversión. Esa arquitectura da flexibilidad de diseño y puede resultar atractiva para proyectos que buscan muchas horas de descarga.

FlexBase afirmó que su sistema utiliza un electrolito acuoso con alto contenido de agua. La empresa lo presenta como no inflamable, no explosivo y reciclable. Ese perfil de seguridad es uno de los argumentos más repetidos a favor de esta tecnología, especialmente en proyectos de gran tamaño donde el riesgo térmico pesa mucho en la evaluación regulatoria y operativa.

El contraste con el ion de litio es relevante, aunque no implica que una tecnología anule a la otra. Los sistemas de ion de litio son potentes, maduros y eficientes, pero las grandes instalaciones pueden enfrentar preocupaciones de seguridad contra incendios. Las baterías de flujo no son una solución mágica, aunque sí ofrecen un perfil de riesgo distinto por su diseño basado en líquidos.

Invinity entra al proyecto y la escala inicial se redefine

El hito corporativo más reciente llegó el 21 de mayo de 2026. Ese día, FlexBase anunció que Invinity Energy Systems fue seleccionada como socio estratégico para la batería de flujo del proyecto. La incorporación aporta una señal importante, porque Invinity es uno de los nombres más conocidos en el nicho de baterías de flujo de vanadio.

De acuerdo con ese anuncio, el alcance inicial incluirá una batería de flujo de vanadio de hasta 1,5 GWh. La meta de FlexBase, sin embargo, es ampliar el sistema hasta 2,1 GWh en fases posteriores. Esa hoja de ruta sugiere que el complejo no nacerá necesariamente con toda la capacidad final instalada desde el primer día, algo habitual en grandes proyectos de infraestructura energética.

Marcel Aumer, CEO, presidente y fundador de FlexBase Group, explicó que la tecnología de Invinity se ajustaba al proyecto por “su seguridad, particularmente su no inflamabilidad, su estabilidad cíclica y su flexibilidad en la aplicación”. La declaración resume el tipo de atributos que hoy buscan muchos operadores de red y desarrolladores industriales cuando analizan almacenamiento estacionario de larga duración.

La ubicación también importa. Laufenburg tiene una larga relación con la historia eléctrica europea por su papel como punto de conexión entre sistemas. Instalar allí una batería de este tamaño no es un detalle menor. Refuerza la idea de un activo pensado no solo para un uso local, sino para insertarse en un ecosistema de red más amplio y estratégicamente sensible.

Más que almacenamiento: IA, calor residual y una inversión multimillonaria

El proyecto no se limita a la batería. FlexBase plantea un campus tecnológico que combinará almacenamiento energético, un centro de datos de IA refrigerado por agua, oficinas y laboratorios. Esa mezcla refleja una convergencia cada vez más visible entre infraestructura energética e infraestructura computacional, especialmente a medida que la inteligencia artificial exige más capacidad eléctrica y más gestión térmica.

Uno de los aspectos más llamativos del plan es la reutilización del calor residual. La empresa sostiene que el calor sobrante de las operaciones del centro de datos se destinará a una red de calefacción distrital para Laufenburg y zonas cercanas. En teoría, eso permitiría convertir un subproducto térmico en una utilidad directa para la comunidad, mejorando la eficiencia global del complejo.

FlexBase estimó que esta integración podría ahorrar alrededor de 82.700 toneladas de CO2 de EE. UU. durante 30 años en Laufenburg. Más allá de la forma específica en que fue expresada esa métrica, el mensaje central es claro: la empresa busca presentar el sitio como una plataforma energética y tecnológica de múltiples capas, no solo como un contenedor gigante de electricidad almacenada.

La dimensión financiera también es considerable. Swissinfo reportó que el proyecto, financiado de forma privada, tiene un costo estimado de entre CHF 1.000.000.000 y CHF 5.000.000.000, equivalentes aproximadamente a entre USD $1.200.000.000 y USD $6.200.000.000. Además, esa cobertura indicó que la iniciativa podría generar unos 300 empleos.

Ese rango tan amplio de inversión sugiere que aún existen variables por definir en la ejecución final, las fases y la expansión. No es raro en proyectos industriales de este tamaño. La combinación de excavación profunda, almacenamiento de nueva generación, interconexión eléctrica, centro de datos y aprovechamiento de calor crea una obra compleja, con riesgos técnicos y financieros que probablemente se aclararán conforme avance el calendario.

En cuanto a los tiempos, hay una diferencia que vale la pena seguir. FlexBase dijo originalmente que la puesta en marcha completa estaba prevista para el verano de 2028, mientras que Swissinfo informó más tarde que la empresa planeaba operar la enorme batería en 2029. Esa discrepancia no invalida el proyecto, pero sí refleja una realidad común en infraestructura pesada: los cronogramas suelen moverse y las entregas pueden producirse por etapas.

Por ahora, el caso de Laufenburg ilustra hacia dónde se dirige una parte del debate energético europeo. Ya no basta con generar electricidad limpia. También hace falta decidir cómo almacenarla, cómo liberarla con rapidez, cómo integrarla con nuevas cargas como la IA y cómo convertir infraestructuras intensivas en energía en sistemas más útiles para la red y para las ciudades que los rodean.

Si el plan cumple sus metas, Suiza no solo sumará una de las mayores apuestas en baterías de flujo del continente. También ofrecerá una prueba concreta de si el almacenamiento de larga duración, combinado con centros de datos y reutilización de calor, puede convertirse en una pieza central de la nueva arquitectura energética europea.

Imagen original de DiarioBitcoin, creada con inteligencia artificial, de uso libre, licenciada bajo Dominio Público.

Este artículo fue escrito por un redactor de contenido de IA y revisado por un editor humano para garantizar calidad y precisión.

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