Sistema de almacenamiento de energía de baterías

Un sistema de almacenamiento de energía en baterías ( BESS ), una central eléctrica con almacenamiento en baterías , un sistema de almacenamiento de energía en red con baterías ( BEGS ) o un sistema de almacenamiento de energía en red con baterías es un tipo de tecnología de almacenamiento de energía que utiliza un grupo de baterías en la red para almacenar energía eléctrica . El almacenamiento en baterías es la fuente de energía gestionable de respuesta más rápida en las redes eléctricas y se utiliza para estabilizar dichas redes, ya que puede pasar del modo de espera a la potencia máxima en menos de un segundo para hacer frente a contingencias en la red . ^{[ 1 ]}

Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías generalmente están diseñados para entregar su potencia nominal completa durante periodos que van de 1 a 4 horas, y las tecnologías emergentes extienden esto a periodos más largos para satisfacer las demandas cambiantes de la red. ^{[ 2 ]} El almacenamiento en baterías se puede utilizar para la demanda de potencia máxima a corto plazo ^{[ 3 ]} y para servicios auxiliares , como proporcionar reserva operativa y control de frecuencia para minimizar la posibilidad de cortes de energía .

Suelen instalarse en centrales eléctricas, tanto en funcionamiento como en desuso, o cerca de ellas, y pueden compartir la misma conexión a la red para reducir costes. Dado que las plantas de almacenamiento de energía en baterías no requieren suministro de combustible, son compactas en comparación con las centrales generadoras y carecen de chimeneas o grandes sistemas de refrigeración, pueden instalarse rápidamente y ubicarse, si es necesario, en zonas urbanas, cerca de los puntos de consumo o incluso dentro de las instalaciones de los clientes.

A partir de 2021, la potencia y capacidad del sistema de almacenamiento de baterías individual más grande es un orden de magnitud menor que la de las centrales hidroeléctricas de bombeo más grandes , la forma más común de almacenamiento de energía en la red . Por ejemplo, la estación hidroeléctrica de bombeo del condado de Bath , la segunda más grande del mundo, puede almacenar 24  GWh de electricidad y suministrar 3  GW, mientras que la primera fase de la instalación de almacenamiento de energía Moss Landing de Vistra Energy  puede almacenar 1,2 GWh y suministrar 300  MW. ^{[ 4 ]} Sin embargo, las baterías de la red no tienen por qué ser grandes: se puede desplegar un gran número de baterías más pequeñas (a menudo como energía híbrida ) en toda la red para lograr una mayor redundancia y una gran capacidad general. Para 2025, la capacidad de energía global era de 267 GW con una capacidad energética de 610 GWh. ^{[ 5 ]}

A partir de 2019, el almacenamiento de energía en baterías suele ser más barato que la energía de turbinas de gas de ciclo abierto para un uso de hasta dos horas, y había alrededor de 365 GWh de almacenamiento en baterías desplegados en todo el mundo, con un rápido crecimiento. ^{[ 6 ]} El costo nivelado de almacenamiento (LCOS) ha disminuido rápidamente. De 2014 a 2024, el tiempo de reducción a la mitad del costo fue de 4,1 años. ^{[ 7 ]} El precio era de US$150 por MWh en 2020, ^{[ 8 ] [ 9 ] [ 10 ]} y se redujo aún más a US$117 para 2023. ^{[ 11 ]}

Las centrales eléctricas con almacenamiento de baterías y los sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI) son comparables en tecnología y funcionamiento. Sin embargo, las centrales eléctricas con almacenamiento de baterías son de mayor tamaño.

Por motivos de seguridad, las baterías se almacenan en estructuras propias, como almacenes o contenedores. Al igual que con un SAI (Sistema de Alimentación Ininterrumpida), una preocupación es que la energía electroquímica se almacena o emite en forma de corriente continua (CC), mientras que las redes eléctricas suelen funcionar con corriente alterna (CA). Por este motivo, se necesitan inversores adicionales para conectar las plantas de almacenamiento de energía de las baterías a la red de alta tensión. Este tipo de electrónica de potencia incluye tiristores de desconexión por compuerta , comúnmente utilizados en la transmisión de corriente continua de alta tensión (CCAT).

Se pueden utilizar diversos sistemas de acumuladores según la relación potencia-energía, la vida útil prevista y los costes. En la década de 1980, se utilizaron baterías de plomo-ácido en las primeras centrales eléctricas de almacenamiento de energía. Durante las décadas siguientes, se generalizó el uso de baterías de níquel-cadmio, níquel-hidruro y sodio-azufre. ^{[ 14 ]} Desde 2010, cada vez más centrales de almacenamiento de energía a gran escala utilizan baterías de iones de litio , debido a la rápida disminución de sus costes combinada con el aumento de energía y potencia, impulsado por la industria automotriz eléctrica, y actualmente son el tipo principal utilizado. Las baterías son cada vez más diversas y se optimizan para diferentes aspectos de las necesidades del cliente, como el coste, la seguridad o la durabilidad. ^{[ 15 ]}

Una batería redox de vanadio de flujo de 4 horas a 175 MW / 700 MWh se inauguró en 2024. ^{[ 16 ]} Las baterías de plomo-ácido todavía se utilizan en aplicaciones de bajo presupuesto. ^{[ 17 ]}

La mayoría de los sistemas BESS se componen de paquetes de baterías sellados de forma segura , que se monitorean electrónicamente y se reemplazan una vez que su rendimiento cae por debajo de un umbral determinado. Las baterías sufren envejecimiento cíclico, o deterioro causado por los ciclos de carga y descarga. Este deterioro suele ser mayor a altas tasas de carga y mayor profundidad de descarga . Este envejecimiento provoca una pérdida de rendimiento (disminución de la capacidad o el voltaje), sobrecalentamiento y, eventualmente, puede conducir a una falla crítica (fugas de electrolito, incendio, explosión). A veces, las centrales de almacenamiento de energía en baterías se construyen con sistemas de almacenamiento de energía mediante volantes de inercia para conservar la energía de la batería. ^{[ 18 ]} Los volantes de inercia pueden manejar fluctuaciones rápidas mejor que las plantas de baterías más antiguas. ^{[ 19 ]}

Las garantías de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) suelen incluir límites de vida útil en el flujo de energía, expresados ​​como número de ciclos de carga y descarga. ^{[ 20 ]}

Las baterías de plomo-ácido, como tecnología de primera generación, se utilizan generalmente en sistemas BESS más antiguos. ^{[ 21 ]} Algunos ejemplos son una batería de 1,6 MW de pico y 1,0 MW continuos que se puso en marcha en 1997. ^{[ 22 ]} En comparación con las baterías recargables modernas, las baterías de plomo-ácido tienen una densidad de energía relativamente baja . A pesar de esto, pueden suministrar altas corrientes de arranque . Sin embargo, las baterías de plomo-ácido no selladas producen hidrógeno y oxígeno del electrolito acuoso cuando se sobrecargan. El agua debe rellenarse regularmente para evitar daños a la batería; y los gases inflamables deben ventilarse para evitar riesgos de explosión. Sin embargo, este mantenimiento tiene un coste, y las baterías más recientes, como las de iones de litio, no presentan este problema.

Las baterías de iones de litio ofrecen una larga vida útil con un mantenimiento mínimo, alta densidad de energía y baja autodescarga , ^{[ 24 ]} lo que las hace ideales para aplicaciones modernas de BESS a escala de servicios públicos. ^{[ 25 ]}

Una desventaja de algunos tipos de baterías de iones de litio es la seguridad contra incendios, principalmente las que contienen cobalto. ^{[ 26 ]} El número de incidentes de BESS se ha mantenido alrededor de 10–20 por año (principalmente durante los primeros 2–3 años de antigüedad), a pesar del gran aumento en el número y tamaño de los BESS. Por lo tanto, la tasa de fallas ha disminuido. Las fallas ocurrieron principalmente en los controles y el balance del sistema , mientras que el 11% ocurrió en las celdas. ^{[ 27 ]}

Ejemplos de accidentes de incendio en BESS incluyen módulos individuales en 23 parques de baterías en Corea del Sur entre 2017 y 2019, ^{[ 28 ]} un Tesla Megapack en Geelong , ^{[ 29 ] [ 30 ]} el incendio y posterior explosión de un módulo de batería en Arizona , ^{[ 27 ]} y los incidentes de cortocircuito del líquido refrigerante e incendio en la batería LG de Moss Landing . ^{[ 31 ] [ 32 ] [ 33 ]}

Esto dio lugar a más investigaciones en los últimos años sobre medidas de mitigación para la seguridad contra incendios. ^{[ 34 ]}

Para 2024, la batería de fosfato de hierro y litio (LFP) se ha convertido en otro tipo importante para grandes sistemas de almacenamiento debido a la alta disponibilidad de sus componentes, su mayor vida útil y su mayor seguridad en comparación con las químicas de iones de litio basadas en níquel. ^{[ 35 ]} Un sistema de almacenamiento de energía basado en LFP que se instaló en Paiyun Lodge en el Monte Jade (Yushan) (el refugio alpino más alto de Taiwán ) y que ha estado en funcionamiento desde 2016 sin ningún incidente de seguridad. ^{[ 36 ]}

Las baterías de sodio son otra tecnología BESS. En comparación con las baterías de iones de litio, las baterías de iones de sodio tienen un costo algo menor, mejores características de seguridad y características de entrega de energía similares, pero menor densidad de energía. Su principio de funcionamiento y construcción de celda son similares, pero usan sodio en lugar de litio como ion intercalante . Las baterías de sodio-azufre pueden operar de forma segura a altas temperaturas. Los productores notables de baterías de sodio con altas afirmaciones de seguridad incluyen (no exclusivo) Altris AB, SgNaPlus y Tiamat. El BESS más grande que utiliza tecnología de iones de sodio comenzó a operar en 2024 en la provincia de Hubei, cuenta con una capacidad de 50 MW / 100 MWh. ^{[ 37 ]} En 2026, CATL presentó su sistema modular de almacenamiento de energía de sodio TENER, que ofrece una capacidad de almacenamiento de 30 MWh. Puede suministrar energía para duraciones de almacenamiento de 1, 2, 4, 6 y 8 horas, dependiendo de la aplicación. Opera a 65 decibelios . Contrató con HyperStrong para un sistema de 60 gwh. ^{[ 38 ]}

Dado que no tienen partes mecánicas, las centrales de almacenamiento de energía en baterías ofrecen tiempos de control y arranque extremadamente cortos, de tan solo 10 ms. ^{[ 39 ]} Por lo tanto, pueden ayudar a amortiguar las oscilaciones rápidas que ocurren cuando las redes eléctricas operan cerca de su capacidad máxima o cuando las redes sufren anomalías. Estas inestabilidades —fluctuaciones con períodos de hasta 30 segundos— pueden producir picos de tal amplitud que pueden causar apagones regionales. Algunos de los parámetros son el voltaje, la frecuencia y la fase. Una central de almacenamiento de energía en baterías de tamaño adecuado puede contrarrestar eficazmente estas oscilaciones; por lo tanto, las aplicaciones se encuentran principalmente en aquellas regiones donde los sistemas de energía eléctrica operan a plena capacidad, lo que conlleva un riesgo de inestabilidad. ^{[ 40 ]} Sin embargo, algunas baterías tienen sistemas de control insuficientes, fallando durante interrupciones moderadas que deberían haber tolerado. ^{[ 41 ]} Las baterías también se utilizan comúnmente para la reducción de picos durante períodos de hasta unas pocas horas. ^{[ 3 ]} Un uso más reciente es el fortalecimiento de la transmisión, ya que las líneas eléctricas largas pueden operarse más cerca de su capacidad cuando las baterías manejan la diferencia local entre la oferta y la demanda. ^{[ 42 ] [ 43 ]}

Las plantas de almacenamiento también pueden utilizarse en combinación con una fuente de energía renovable intermitente en sistemas de energía autónomos . ^{[ 44 ]}

Para 2025, la capacidad global de baterías de red era de 267 GW con una capacidad energética de 610 GWh, ^{[ 5 ]} en comparación con la otra forma principal de almacenamiento de red, la hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo con 200 GW de potencia y 9000 GWh de almacenamiento de energía en todo el mundo a partir de 2025 según la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica . ^{[ 108 ]} El mercado de baterías había superado así la capacidad de generación de energía del almacenamiento por bombeo, pero seguía siendo mucho menor en términos de capacidad energética.

En relación con 2010, las baterías y los sistemas fotovoltaicos han seguido aproximadamente la misma curva de precios descendente debido a los efectos de la curva de experiencia . ^{[ 109 ]} Las celdas son el principal componente de costo, costando entre el 30 y el 40 % de un sistema completo. ^{[ 107 ]} El rápido aumento de las baterías se produjo a medida que bajaban los precios, ^{[ 110 ]} con más de 100 GW añadidos (principalmente LFP) en 2025, frente a los 10 GW de 2021. En 2025, la energía solar añadida se redujo a 6 veces mayor que la energía de las baterías añadida, ya que las baterías aumentaron mucho más rápido que la energía solar. ^{[ 111 ]} El precio medio mundial del sistema fue de alrededor de 120 $/kWh en 2025. ^{[ 5 ]}

La cantidad de baterías y el flujo de dinero operativo asociado se convirtieron en una clase de activo invertible para 2026, agrupando varias baterías independientes en carteras controladas centralmente. Esto permite que pequeños desarrolladores con escasos recursos se asocien con grupos de inversores institucionales sin experiencia práctica en el sector eléctrico, en beneficio de ambas partes. Esto contrasta con el enfoque habitual de una sola compañía energética para desarrollar, poseer y operar una instalación eléctrica. ^{[ 112 ]}

A mediados de 2025, China superó los 100 GW de baterías (164 GW de almacenamiento total) ^{[ 113 ]} y añadió pagos al mercado de capacidad . ^{[ 114 ]} A mayo de 2025, las instalaciones acumuladas de BESS de China se reportaron en 106,9 GW y 240,3 GWh, con un despliegue global de almacenamiento de baterías de casi 9 GWh en abril de 2025. ^{[ 115 ]} A finales de 2024, China tenía 62 GW / 141 GWh de centrales eléctricas de baterías. ^{[ 116 ]} En 2020, China añadió 1.557 MW a su capacidad de almacenamiento de baterías, mientras que las instalaciones de almacenamiento para proyectos fotovoltaicos representaron el 27% de la capacidad, ^{[ 117 ]} a un total de 3.269 MW de capacidad de almacenamiento de energía electroquímica. ^{[ 118 ]}

Estados Unidos instaló 57,6 GWh en 2025, ^{[ 119 ]} y 12,3 GW / 37,1 GWh de baterías en 2024. ^{[ 120 ]} EE. UU. tenía una capacidad de producción de 70 GWh en 2025, que corresponde aproximadamente al tamaño del mercado interno. ^{[ 121 ]} En 2022, la capacidad de EE. UU. se duplicó a 9 GW / 25 GWh. ^{[ 122 ]} A finales de 2021, la capacidad creció a 4588 MW. ^{[ 123 ]} El precio de 2021 de una instalación de batería de 60 MW / 240 MWh (4 horas) en los Estados Unidos fue de US$379/kWh utilizable, o US$292/kWh nominal, una caída del 13% con respecto a 2020. ^{[ 124 ] [ 125 ]} En 2010, los Estados Unidos tenían 59 MW de capacidad de almacenamiento de baterías provenientes de 7 centrales eléctricas de baterías. Esto aumentó a 49 centrales que comprendían 351 MW de capacidad en 2015. En 2018, la capacidad era de 869 MW provenientes de 125 centrales, capaces de almacenar un máximo de 1236 MWh de electricidad generada. A finales de 2020, la capacidad de almacenamiento de baterías alcanzó los 1756 MW. ^{[ 126 ] [ 127 ]} El mercado estadounidense de centrales eléctricas de almacenamiento aumentó un 243% en 2015 en comparación con 2014. ^{[ 128 ]}

En junio de 2024, la capacidad era de 4,6 GW de potencia y 5,9 GWh de energía en el Reino Unido. ^{[ 129 ]} En 2022, la capacidad del Reino Unido creció en 800 MWh, finalizando en 2,4 GW / 2,6 GWh. ^{[ 130 ]} A mayo de 2021, 1,3 GW de almacenamiento en baterías estaban en funcionamiento, con 16 GW de proyectos en desarrollo que podrían implementarse en los próximos años. ^{[ 131 ]}

A finales de 2024, Europa había alcanzado los 61 GWh de capacidad instalada de almacenamiento de energía en baterías, tras añadir 21 GWh ese año. Alemania e Italia contribuyeron cada una con aproximadamente 6 GWh a este crecimiento. ^{[ 132 ]} El coste medio de instalación durante 2024 osciló entre 300 € y 400 € por kilovatio-hora. ^{[ 107 ]} En comparación, Europa desplegó 1,9 GW de nueva capacidad de baterías en 2022. ^{[ 133 ]} Los avances en Alemania son monitorizados de cerca por el sitio web battery-charts.de de la Universidad RWTH Aachen , que informa ^{[ 134 ]} en septiembre de 2025 de 15 GW y 22 GWh, principalmente en más de 2 millones de sistemas domésticos, mientras que los 1,84 millones de vehículos eléctricos de batería (VEB) registrados en Alemania tienen una capacidad energética estimada de más de 115 GWh.

El sector energético de Japón también ha experimentado un crecimiento significativo en la capacidad de energía renovable, expandiéndose en más del 30 % en cinco años, lo que ha contribuido a un fuerte aumento en la demanda de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Más de la mitad de los 2,4 GW de capacidad BESS adjudicados en recientes subastas de energía baja en carbono a largo plazo se asignaron a empresas o consorcios de propiedad extranjera. Los proyectos aprobados solo en 2024 comprenden más de 1,37 GW de capacidad de potencia y más de 6,7 GWh de capacidad de energía. ^{[ 135 ]} La subasta de fuentes de energía para la descarbonización a largo plazo del país apoya el despliegue de BESS al garantizar la recuperación de los costos fijos durante un período de 20 años. Sin embargo, limitaciones como la volatilidad limitada de los precios y un precio mínimo en el mercado eléctrico de Japón pueden limitar los retornos de inversión para los operadores de almacenamiento, lo que señala la necesidad de una mayor reforma regulatoria. ^{[ 136 ] [ 137 ]}

En 2024, a nivel mundial, los proveedores CRRC tenían una cuota de mercado del 8%, Sungrow del 14% y Tesla Energy del 15%. ^{[ 138 ]}

Algunos desarrolladores también están utilizando baterías de vehículos eléctricos usadas para construir sistemas de almacenamiento de segunda vida, con costos potencialmente un 50 % menores que los de las instalaciones de baterías nuevas. ^{[ 139 ]} Sin embargo, debido a la disminución del costo de las baterías nuevas, los compradores de sistemas de segunda vida podrían estar dispuestos a pagar solo alrededor del 10 % del costo original. ^{[ 109 ]} En 2024, se puso en marcha en Texas una instalación de almacenamiento de baterías de 53 MWh construida con aproximadamente 900 baterías usadas de vehículos eléctricos. ^{[ 140 ]}

El gran apagón de la Península Ibérica de 2025 desconectó la red eléctrica ibérica del resto de Europa el 28 de abril y luego colapsó en un apagón total en solo cinco segundos, causando algunas muertes y pérdidas económicas estimadas en hasta 4.500 millones de euros. La importancia de la resiliencia del sistema se ha vuelto cada vez más prominente en España. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) se encontraban en un nivel muy bajo, alrededor de 20 MW, pero ahora se consideran un pilar clave de la transición energética española. ^{[ 141 ]} Las principales empresas de servicios públicos, como Iberdrola y Solaria, están desarrollando activamente proyectos híbridos de energía solar con almacenamiento para mitigar el impacto de la sobreproducción solar y la caída de los precios del mercado. Solo Solaria ha lanzado ocho nuevas instalaciones de BESS en Castilla y León y Castilla-La Mancha. ^{[ 142 ]} En abril de 2026, España contaba con 193 MW de baterías conectadas a la red y 339 MWh de baterías domésticas, con más proyectos en desarrollo. ^{[ 143 ]}

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