Tabla de contenidos

Tabla de contenidos

1. 1. Baterías de iones de litio
2. 2. La eficiencia de ida y vuelta: un impuesto sistémico
3. 3. El reto de la duración: 2 horas para un espectro que va de 2 a 500
4. 4. Las tres tecnologías de almacenamiento candidatas para el hueco multidía
   • Baterías de flujo redox de vanadio (VRFB)
   • Baterías de hierro-aire
   • Baterías de zinc (zinc-aire, zinc-bromo, zinc-ion)
   • Bombeo hidráulico reversible
5. 5. El patrón "dentro de cinco años, durante una década" desde hace cuatro decadas
6. Nota Editorial
7. FAQs
   • ¿Por qué LFP domina el almacenamiento estacionario en lugar de NMC?
   • ¿Cuánto cuesta hoy una batería de iones de litio a escala de red?
   • ¿Qué es la eficiencia round-trip (RTE) y por qué importa a nivel de sistema?
   • ¿Qué es LDES y a partir de qué precio resulta competitivo?
   • ¿Por qué las baterías de flujo de vanadio no han escalado pese a 30 años de desarrollo?
   • ¿Cuánto almacenamiento en baterías hay operando en España y cuánto se planea?
8. Referencias

A principios de este año, el director de APPA Renovables confirmó que España desperdició el 17% de la generación eléctrica renovable,¹ un incremento notable con respecto al 8% registrado en 2024. Además, el coste de resolución de restricciones técnicas en 2025 ha sido estimado en nada menos que 3 770 millones de euros, un 49 % más que el año anterior.² Pongo el ejemplo español, ya que es el país con el mayor recurso solar de Europa, con un objetivo de más del 80 % de electricidad renovable para 2030 y una cartera de proyectos de baterías de 38 GW, de los cuales 16 GW ya cuentan con permisos de acceso a la red de transporte.³ Tengamos en cuenta que a finales de 2025 había apenas 96 MW de almacenamiento en baterías operativo en la red ⁴, el 0,4% de la capacidad planeada para 2030. Fuera de España, el almacenamiento en baterías roza los 270 GW, ⁵ con China liderando con 145 GW.⁶

Debido a la intermitencia y la baja densidad energética de las fuentes renovables, resulta evidente que se requiere algún tipo de respaldo energético y, en este contexto, el almacenamiento en baterías se presenta como una de las soluciones más directas y naturales.

Este artículo se centra en el almacenamiento en baterías: hasta dónde ha llegado la tecnología y qué retos siguen presentes en un sistema cada vez más electrificado. Si te interesan los fundamentos de las baterías de iones de litio (que omito en este artículo), puedes consultar la sección Principios electroquímicos y energéticos, donde explico los conceptos básicos.

1. Baterías de iones de litio

Las dos químicas que dominan el almacenamiento estacionario son hoy las baterías NMC (níquel-manganeso-cobalto) y LFP (litio-hierro-fosfato). Estas tecnologías comparten la misma arquitectura rocking-chair, es decir, los iones Li⁺ se intercalan reversiblemente entre cátodo y ánodo, pero difieren en cuanto a voltaje, densidad energética, seguridad, coste y vida útil.⁷ Tecnologías modernas como las baterías NMC-811 (80 % Ni, 10 % Mn, 10 % Co) opera entre 3,6 y 4,3 V con densidades energéticas de 200–260 Wh/kg. Las LFP, por otro lado, con la reacción LiFePO₄ ⇌ FePO₄ + Li⁺ + e⁻, operan a un voltaje plano de aproximadamente 3,45 V y densidades menores en el rango de 90–205 Wh/kg ^8,9

Si la densidad de energía fuera el único criterio, NMC ganaría. Pero para almacenamiento estacionario conectado a la red, la densidad de energía cobra un papel secundario: el espacio sobra, el coste por kWh manda, y lo que importa son la ciclabilidad, la materia prima y la estabilidad térmica. En estos tres frentes, la tecnología LFP es superior:¹⁰

• su vida útil típica es de 2 000 a 5 000 ciclos, frente a los 1 000–2 300 de las NMC,
• no necesita materiales críticos tales como de cobalto y níquel para su fabricación, y
• consiste en una estructura tipo olivino que no libera oxígeno al sobrecargarse, lo que la hace intrínsecamente más resistente a la fuga térmica.

Cabe, sin embargo, destacar que la LFP usa más cobre y grafito por kWh almacenado que NMC: el desplazamiento tecnológico no elimina dependencias materiales, sino que las redistribuye.

El ascenso de LFP en el almacenamiento estacionario ha sido excepcionalmente rápido, tanto en escala como en alcance geográfico. Según InfoLink,¹¹ los envíos globales de celdas para almacenamiento energético alcanzaron los 612,39 GWh en 2025, de los cuales 556,74 GWh se destinaron a sistemas a gran escala (utility-scale). Además, las proyecciones de BloombergNEF apuntan a un desplazamiento casi total de NMC en este segmento, con una cuota cercana al 1 % hacia 2030.¹⁰ Lo que está cambiando con la misma rapidez es también la distribución regional: los envíos fuera de China alcanzaron los 299,79 GWh en 2025, aproximadamente el 49 % del total global, y superaron el umbral del 50 % en la segunda mitad del año (51,3 %). En otras palabras, el centro de gravedad ya no es exclusivamente chino: aunque la LFP sigue siendo una tecnología impulsada desde China, su despliegue se está volviendo estructuralmente global.¹¹

Al mismo tiempo, la curva de costes ha seguido descendiendo de forma considerable: los precios medios de los packs de baterías de iones de litio bajaron un 20 % en 2025 hasta situarse en 115 dólares/kWh (el mayor descenso desde 2017), mientras que los sistemas estacionarios completos tenían un precio de alrededor de 140 dólares/kWh, con las celdas a menos de 78 dólares/kWh ¹². España ya tiene activos operando en este régimen: las plantas gemelas de Iberdrola en Romeral y Olmedilla (Cuenca) suman 60 MW / 120 MWh y entraron en servicio en enero de 2026.¹³ Son la mayor instalación BESS stand-alone del país, aunque sigan siendo más pequeñas que un proyecto mediano en Texas.

Esta es la tecnología que domina el despliegue actual. Conviene reconocer primero lo que ha conseguido en coste, escala y fiabilidad antes de analizar con rigor dónde empiezan sus límites.

2. La eficiencia de ida y vuelta: un impuesto sistémico

Cada vez que una batería almacena y devuelve energía, una fracción se pierde en el proceso. A nivel de sistema, es decir, incluyendo inversor, transformador y electrónica de potencia, la eficiencia round-trip (RTE) de una celda de litio moderna ronda el 82–90 %; siendo el 85 % el valor usado como referencia por el National Renewable Energy Laboratory.¹⁴. En otras tecnologías, que analizaremos más adelante, estas pérdidas pueden ser más acusadas: las baterías de flujo de vanadio suelen moverse en el rango del 65–80 % a nivel de sistema, mientras que las baterías de hierro-aire pueden descender hasta el 40–50 %.¹⁵.

Esta cifra, a menudo tratada como un parámetro técnico secundario, tiene implicaciones sistémicas que rara vez aparecen en las hojas comerciales.

Si queremos entregar 1 MWh al sistema, una batería con una RTE del 85 % necesita aproximadamente 1,18 MWh de energía de entrada; con una RTE del 65 %, unos 1,54 MWh; y con un 45 %, cerca de 2,22 MWh.

Esa energía adicional no surge de la nada: debe generarse, normalmente mediante más capacidad instalada de renovables, evacuarse a través de más infraestructura eléctrica y gestionarse dentro del sistema. En términos físicos, esto se traduce en un sobredimensionamiento estructural de la generación y la red (más acero, más cobre, más hormigón) que el sistema acaba pagando en costes, materiales y tiempo.

Un ejemplo práctico siempre ayuda a entender estos conceptos. Imaginemos un sistema de 100 GW de baterías de hierro-aire operando en ciclos semanales en Europa. Con una RTE en torno al 45 %, más de la mitad de la energía se pierde en el ciclo. Para poder entregar la misma energía útil que un sistema equivalente basado en ion-litio con ~85 % de RTE, haría falta del orden de 50 GW adicionales de generación renovable solo para compensar esas pérdidas. Esta es una cifra comparable a toda la capacidad solar instalada hoy en España: ya no estamos hablando de un detalle técnico, sino de escala de sistema. Esto no invalida el hierro-aire, ya que hay contextos donde su bajo coste por kWh almacenado compensa la ineficiencia, especialmente cuando la alternativa es vertido renovable (curtailment) que veremos más adelante, pero sí pone la eficiencia en perspectiva: no se trata de un parámetro secundario de la propia batería, sino más bien de una variable de diseño de todo el sistema.

Cuando, por ejemplo, Form Energy anuncia costes de ~20 $/kWh para 100 horas de almacenamiento, la cifra es técnicamente correcta a nivel de dispositivo, pero el coste relevante para el sistema debe incluir el sobredimensionamiento de generación, red y capacidad de gestión que la eficiencia de la batería impone. Este punto ha sido formalizado por Paul Albertus y colaboradores en la revista Joule: para el almacenamiento de larga duración (LDES), la métrica adecuada no es el LCOS (levelized cost of storage, el correspondiente LCOE para tecnologías de almacenamiento) aislado, sino el coste marginal del sistema, que integra generación, transmisión y la interacción entre tecnologías de almacenamiento con distintas duraciones.¹⁶.

3. El reto de la duración: 2 horas para un espectro que va de 2 a 500

La duración media de las baterías instaladas en la red mundial es de aproximadamente 2 horas, dominada por la tecnología de ion-litio. Según Wood Mackenzie, las tecnologías de baterías de larga duración (Long Duration Energy Storage, LDES, con más de 4 horas) representaron solo el 6% de las instalaciones globales de almacenamiento en 2025, pese a un crecimiento del 49% en su despliegue hasta superar los 15 GWh. ¹⁷. Este perfil responde a la optimización económica del Li-ion para servicios de frecuencia, arbitraje diario y desplazamiento del pico solar vespertino, donde las ventanas de ingresos se limitan a pocas horas.

Sin embargo, el perfil del problema varía según la penetración renovable. Con un 10% de solar fotovoltaica, 2 horas de almacenamiento bastan para desplazar el pico diurno. Pero con un 40% (como en España durante primaveras soleadas), esas 2 horas solo capturan el pico más agudo, curtailando el resto de la generación excedente. En escenarios net zero donde solar + eólica superan el 70 % de la generación energética anual, el problema cambia cualitativamente: ya no se trata de aplanar picos diarios sino de gestionar variaciones meteorológicas multi-día (Dunkelflaute europea, semanas nubladas ibéricas, inviernos eólicamente pobres) y, eventualmente, variaciones estacionales. Para profundizar en las implicaciones de la penetración renovable, consulta este artículo de Raw Science.

Recibe nuevos análisis de Raw Science en tu correo.

Sin spam. Solo cuando publicamos.

El mayor reto para implementar tecnologías LDES no es tener una química que funcione (en la seguiente sección veremos los mejores candidatos) sino conseguir que esa química resulte económicamente competitiva con las alternativas. El artículo publicado en Nature Energy por Seuplveda y colegas modeló sistemas eléctricos completamente descarbonizados para identificar a partir de qué precio el LDES empieza a aportar valor real al sistema.¹⁸. Los resultados obtenidos, mostraron que para que el LDES reduzca el coste total del sistema eléctrico en al menos un 10 %, es decir, para que valga la pena desplegarlo a gran escala como complemento, el coste de capacidad energética debería bajar a 20 $/kWh o menos. Es exigente, pero no imposible: las batería de hierro-aire en desarrollo apuntan precisamente a ese umbral. Sin embargo, para que el LDES sustituya completamente a la generación firme baja en carbono, es decir prescindir de nuclear, gas o biomasa de respaldo, el coste tendría que caer a 1 $/kWh. Los propios autores reconocen este segundo umbral como «poco probable de alcanzar con las tecnologías LDES conocidas» en sistemas de latitud alta con electrificación completa del uso final.

Es decir, que incluso en el escenario más optimista de coste, en sistemas descarbonizado, el LDES probablemente debe convivir con una fuente de generación firme de respaldo.

En un trabajo más reciente de Staadecker et al.,¹⁹ los autores modelaron el sistema eléctrico del oeste de EE.UU. (Western Interconnect, que cubre once estados con paralelismos a la transición europea) bajo 39 escenarios de descarbonización cero emisiones. Los resultados indicaron que el valor del LDES depende de factores tales como la mezcla generacional (solar vs. eólica), disponibilidad de hidroeléctrica, expansión de transmisión, costes de almacenamiento y mandatos regulatorios. Estos escenarios generan rangos de valor con poco solapamiento, destacando que el LDES es clave en regiones eólicas o con hidroeléctrica menguante, y que mandatos de hasta 20 TWh reducirían los precios pico en menos del 70% y el curtailment en 92%.

4. Las tres tecnologías de almacenamiento candidatas para el hueco multidía

Hay tres candidatos electroquímicos serios para duraciones de 8–100+ horas, más el bombeo hidráulico que sirve como referencia histórica: las baterías de flujo redox de vanadio, baterías de hierro-aire y baterías de zinc. Esta es quizás la parte más técnicas del artículo, y prefiero advertirles de antemano; intentaré mantener un equilibrio entre rigor y claridad, pero inevitablemente nos vamos a meter un poco en la química.

Baterías de flujo redox de vanadio (VRFB)

Conceptualmente, las baterías de flujo redox de vanadio (VRFB) son elegantes:²⁰ almacenan energía en dos tanques de electrolitos líquidos (V²⁺/V³⁺ en el anolito y VO²⁺/VO₂⁺ en el catolito), bombeados a través de una celda con membrana de intercambio iónico. Esta separación independiente entre potencia (tamaño de la celda/pila) y energía (volumen de tanques) permite escalabilidad flexible para almacenamiento de larga duración, y el uso del mismo elemento (vanadio) en ambos lados minimiza contaminación permanente por cruce de membrana, solo causando desequilibrios temporales corregibles. Entre sus ventajas técnicas, cabe resaltar su vida útil excepcional: >20.000 ciclos con degradación mínima (<1% por ciclo en condiciones óptimas), gracias a estabilidad redox y ausencia de degradación estructural y su seciclabilidad: l vanadio retiene aproximadamente el 95% de su valor residual al final de vida del sistema, permitiendo reutilización del electrolito.

Los retos son de hecho económicos más que técnicos, como mencioné anteriormente. El electrolito representa el 30-50% del coste total del sistema VRFB, impulsado por la volatilidad de precios del pentóxido de vanadio (~5,5 USD/lb en 2024, tras caer de 7,5 USD/lb en 2023).²¹ Por otro lado, el 67 % de la producción mundial de vanadio se concentra en China, lo que añade una dimensión geopolítica. WoodMac proyecta que el coste VRFB caerá más del 30 % hacia 2034, pero seguirá siendo ~240 % superior al LFP a 4 horas ^[20]. Sin embargo, el despliegue global de VRFB cruzó la barrera del GWh por primera vez en 2024, casi exclusivamente por proyectos chinos, siendo el mayor, Jimusar (200 MW / 1 GWh), que entró en servicio en julio de 2025. Fuera de China, la capacidad total desplegada sigue medida en centenares de MWh.²²

Baterías de hierro-aire

Termodinámicamente, las baterías de hierro-aire están entre las opciones más atractivas para el almacenamiento de larga duración. El hierro es abundante, barato y está en gran medida libre de restricciones geopolíticas de suministro, mientras que las reacciones electroquímicas son conceptualmente simples: el hierro metálico se oxida durante la descarga (p. ej., Fe + 2OH⁻ → Fe(OH)₂ + 2e⁻) y se reduce durante la carga, mientras que el electrodo de aire cataliza la reducción y la evolución del oxígeno. La energía específica teórica del material activo de hierro ronda los 764 Wh/kg, aunque en la práctica, la energía de celda es significativamente menor porque el sistema completo incluye electrolito, electrodo de aire y componentes estructurales.²³

Los principales cuellos de botella de estas tecnologías son más bien electroquímicos y están bien documentados:²⁴

• Las reacciones reversibles de reducción y evolución de oxígeno en el electrodo de aire son cinéticamente lentas y aportan sobrepotenciales significativos, aunque los valores exactos, a menudo de varios cientos de milivoltios, dependen fuertemente del catalizador, el electrolito y la densidad de corriente.

• La evolución de hidrógeno puede competir con la deposición de hierro durante la carga, especialmente en electrolitos alcalinos, porque la reacción de evolución de hidrógeno y la reducción de hierro se sitúan a potenciales próximos; esta competencia degrada la eficiencia round-trip y puede reducir la vida útil en ciclos.

• A esto se suma que los productos de descarga basados en hierro pueden formar películas resistivas o pasivantes (como Fe(OH)₂, FeOOH, Fe₃O₄ y óxidos/hidróxidos relacionados) que limitan la utilización del material activo y pueden terminar abruptamente la descarga tras ciclados profundos.

Los cambios de los últimos 18 meses han elevado el perfil de las baterías de hierro-aire. Form Energy, una startup estadounidense que ha levantado más de 1.200 millones de dólares, inició en 2025 el despliegue de sus primeras instalaciones comerciales de hierro-aire y desde entonces ha ido escalando hacia operaciones conectadas a red, con el foco puesto en aplicaciones de almacenamiento multi-día: las llamadas «100 horas».²⁵ En Europa, un hito pequeño pero significativo es el piloto de hierro-aire de 4,2 MWh de Ore Energy, que se convirtió a mediados de 2025 en la primera batería de hierro-aire conectada a red en los Países Bajos, en el emplazamiento de pruebas Green Village de la TU Delft. Más allá de esta demostración, varios desarrolladores están preparando proyectos de mayor escala, como un sistema de hierro-aire de 10 MW / 1 GWh en el condado de Donegal, Irlanda, planteado como la primera instalación de almacenamiento multi-día de ≈100 horas en Europa).²⁶

Baterías de zinc (zinc-aire, zinc-bromo, zinc-ion)

Las tecnología forman una familia que comparte una serie de retos comunes. La recarga tiende a promover la formación de dendritas de Zn, estructuralmente más problemáticas que en el caso del hierro; los cambios de la forma del electrodo (redistribución no uniforme del material) limitan adicionalmente la vida en ciclos y la utilización del material activo. En los sistemas de zinc-bromo, la volatilidad, toxicidad y corrosividad del bromo exigen el uso de agentes complejantes y un diseño cuidadoso de la celda, lo que añade costes y carga de seguridad. La quiebra a finales de 2024 de Redflow, un fabricante pionero de baterías de zinc-bromo, subraya los obstáculos comerciales y técnicos a los que se han enfrentado este tipo de sistemas. Al mismo tiempo, las baterías acuosas de zinc-ion están atrayendo una renovada ola de inversión, en parte porque comparten materiales y sinergias de cadena de suministro con las tecnologías de sodio-ion y se perciben como más seguras y sostenibles. Aún está por ver cuál de las configuraciones basadas en zinc escalará con mayor éxito; la familia en su conjunto se pondrá a prueba durante los próximos 3-5 años, con varios proyectos europeos de I+D y demostración avanzando ahora conceptos de zinc-aire y zinc-ion para almacenamiento estacionario.²⁷

Bombeo hidráulico reversible

No es electroquímico, pero lo añado en la lista ya que es una referencia cuantitativa imprescindible. Con ~189 GW instalados globalmente y unos 9 000 GWh de energía almacenada, representa cerca del 94 % del almacenamiento global en energía.²⁸ Jugó un papel crítico en la recuperación tras el apagón ibérico del 28 de abril de 2025. Sin embargo, sus plazos de construcción (10–15 años) y requisitos geográficos impiden que cubra la brecha de corto plazo, pero en un horizonte 2050 sigue siendo la tecnología madura con mejor LCOS para duraciones multi-día. Los 6 GW de bombeo español son, en términos de energía almacenada, la mayor reserva de flexibilidad del país por un margen amplio.

5. El patrón «dentro de cinco años, durante una década» desde hace cuatro decadas

Las tecnologías LDES llevan décadas discutiéndose como complemento potencial o incluso como sucesoras de las baterías de ion litio, y sin embargo aún no han logrado un despliegue amplio y económicamente viable a escala. La mayoría de los conceptos LDES siguen en fase de piloto, demostración o comercialización temprana, intentando cerrar la brecha en coste, fiabilidad y madurez de cadena de suministro que el litio-ion ya tiene resuelta.

Las baterías de flujo redox de vanadio (VRFB), por ejemplo, fueron licenciadas y desarrolladas hacia su comercialización a mediados de los años 90, con trabajos tempranos auspiciados por instituciones como la Comunidad Europea y, más tarde, por laboratorios nacionales y utilities. Cuatro décadas después, el despliegue de VRFB fuera de China sigue limitado a proyectos relativamente pequeños y aplicaciones de nicho; la capacidad instalada acumulada en el resto del mundo se mide mejor en decenas o pocos cientos deMWh, no en la escala de gigavatios-hora del litio-ion, como ya comentamos anteriormente. En el sector estadounidense de las baterías de flujo, Eos Energy ha acumulado pérdidas netas del orden de 1 900 millones de dólares en los últimos años, lo que refleja la dificultad de escalar la fabricación y alcanzar rentabilidad en una tecnológica intensiva en capital y de coste elevado.²⁹ ESS Tech, un desarrollador de baterías de flujo de hierro, ha emitido comunicaciones formales advirtiendo de que existe una «duda sustancial sobre su capacidad de continuar como empresa en funcionamiento» (going concern).³⁰ Invinity Energy Systems, otra compañía de baterías de flujo, tampoco ha alcanzado todavía rentabilidad operativa, con pérdidas operativas sostenidas pese al crecimiento de ingresos procedentes de proyectos de red y microrred.³¹

Entretanto, la investigación en baterías de sodio-ion arrancó en paralelo a la del litio-ion en los años 70, con trabajos tempranos sobre electrodos y sistemas basados en sodio respaldados por instituciones como la NASA y laboratorios nacionales. Natron Energy, uno de los fabricantes estadounidenses más visibles de sodio-ion, colapsó a comienzos de septiembre de 2025 tras no lograr asegurar financiación adicional, abandonando los planes para una gigafábrica a gran escala que había sido anunciada como parte de su hoja de ruta de crecimiento.³²

Cuando uno alinea estas fechas, el patrón se vuelve difícil de ignorar: cuarenta años de VRFB, cincuenta de sodio-ion, cincuenta de hierro-aire. En cada uno de estos casos, el discurso público durante el último ciclo ha sido esencialmente el mismo: «dentro de cinco años serán competitivas» y lo ha sido durante una década, a veces durante dos. No estoy diciendo que ninguna de estas químicas vaya a fracasar; estoy diciendo que cualquier análisis honesto del timing de despliegue tiene que partir de aquí, no de los comunicados de prensa.

Dicho todo esto, creo que hay algunas razones para pensar que el patrón podría estar empezando a romperse —al menos para algunas químicas y en algunos mercados.

La primera razón es más bien empírica. Las curvas de aprendizaje del Li-ion han sorprendido sistemáticamente: entre 1990 y 2020, el coste por kWh cayó alrededor de un 20–27 % por cada duplicación de la capacidad instalada acumulada, sustancialmente más rápido que lo que predecían las estimaciones anteriores y, hay que decirlo, más rápido que lo que la mayoría de los analistas consideraban plausible en los años 2000. No veo ninguna razón teórica de fondo por la que tecnologías LDES con características de fabricación comparables no puedan seguir curvas similares una vez que entren en producción a volumen.

La segunda razón tiene más que ver con política industrial que con física. De hecho, hay mecanismos de ingreso pensados específicamente para almacenamiento de larga duración que están empezando a desplegarse. Reino Unido ha lanzado a través de Ofgem un esquema de cap-and-floor que admite explícitamente baterías de flujo de vanadio entre las tecnologías elegibles. California, Italia y Australia están haciendo subastas dedicadas solo a almacenamiento de larga duración, abiertas a distintas químicas. Y en Estados Unidos, Form Energy, como ya ya mencioné antes, ha empezado a desplegar sus primeras instalaciones comerciales de hierro-aire al amparo de contratos con utilities y operadores de centros de datos.

Nota Editorial

En este artículo quise centrarme deliberadamente en el almacenamiento electroquímico conectado a la red y usé el bombeo hidráulico solo como referencia cuantitativa. Quedan fuera de este análisis: el almacenamiento térmico, el almacenamiento gravitacional, volantes de inercia e hidrógeno como vector de almacenamiento, este último por motivos que merecen un artículo propio. Las cifras de capacidad instalada varían entre las fuentes (IEA, Ember, Rystad, Rho Motion, WoodMac) según la definición de «escala de red» y la inclusión o no del segmento residencial; cuando ha sido posible, he reportado rangos. Los escenarios que he citados (IEA NZE, IRENA, BNEF NEO) son herramientas de modelado, no predicciones, y sus asunciones sobre el LDES son precisamente uno de los puntos que este artículo intenta explicitar. Los datos sobre España a fecha de redacción (abril 2026) reflejan una situación regulatoria en evolución rápida tras el apagón del 28 de abril de 2025, y algunas cifras de cartera y operación cambiarán durante el año.

Cómo citar este artículo: Caniglia, G. (2026). Almacenamiento electroquímico: baterías de 2 horas para un reto que va de 2 a 500. Raw Science.

Raw Science Brief

Análisis independientes sobre energía, clima y tecnología.

Recibe nuestros artículos cuando se publican. Análisis centrados en datos, límites físicos y dinámica de sistemas.

Al suscribirte, aceptas nuestra política de privacidad. Puedes darte de baja en cualquier momento.

FAQs

Referencias

1. 2026: una gestión del sistema cada vez más renovable. Entrestista a José María González Moya, director general de APPA Renovables. [PDF]
2. Entrevista a Joaquín Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero por Asena Consulting
3. REE (2026). Mapas de capacidad de acceso a la red de transporte, publicados el 20 de febrero de 2026.
4. Informe del Sistema Eléctrico 2025 (2026). Red Electrica. [PDF]
5. Darmani, A. y Weis, A. (2026) Wood Mackenzie
6. Myllyvirta, L. y Schaepe, B. (2026). Analysis: Clean energy drove more than a third of China’s GDP growth in 2025. Carbon Brief.
7. Claire, A. (2025), Battery Cell Chemistry in BESS: LFP vs. NMC – Which Is Better?, SinoVoltaics
8. Padhi, A.K., Nanjundaswamy, K.S. y Goodenough, J.B. (1997). «Phospho-olivines as Positive-Electrode Materials for Rechargeable Lithium Batteries». Journal of The Electrochemical Society 144(4), 1188–1194. doi: 10.1149/1.1837571.
9. Roy, A., et al. (2024). Life cycle testing and reliability analysis of prismatic lithium-iron-phosphate cells. International Journal of Sustainable Energy, 43(1). doi: 10.1080/14786451.2024.2337439.
10. BloombergNEF (2025). Global Energy Storage Boom.
11. InfoLink (2026). Shipment rankings of energy storage cells: Global and non-China markets
12. McKerracher, C. (2025). Lithium-Ion Battery Price Survey, BloombergNEF.
13. Iberdrola (2025). Iberdrola pone en operación las baterías más grandes de España.
14. Wesley, C. y Karmakar, A. (2023). Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage: 2023 Update. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. [PDF]
15. Bogomolov, A. y Ein-Eli, Y. (2025). Will Iron Forge the Future of Metal-Air Batteries in Grid-Scale Energy Storage?. ChemSusChem, e202402412. doi: 10.1002/cssc.202402412.
16. Albertus, P., et al. (2020). Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, and Technologies. Joule 4(1), 21–32. doi: 10.1016/j.joule.2019.11.009.
17. Wood Mackenzie (2026). LDES 2025 Outlook.
18. Sepulveda, N.A., et al (2021). The design space for long-duration energy storage in decarbonized power systems. Nature Energy 6(5), 506–516. doi: 10.1038/s41560-021-00796-8.
19. Staadecker, M., et al. (2024). The value of long-duration energy storage under various grid conditions in a zero-emissions future. Nature Communications 15, 9501. doi: 10.1038/s41467-024-53274-6.
20. Akman, A.L. et al. (2025). The rise of vanadium redox flow batteries: A game-changer in energy storage,
    Journal of Alloys and Compounds, Journal of Alloys and Compounds, 1038, 182869. doi: 10.1016/j.jallcom.2025.182869.
21. ZionTechnologies. Vanadium Battery Price Guide: What to Expect in 2025
22. Colthorpe, A. (2026). World’s first gigawatt-hour-scale flow battery project goes into operation in China. Energy Storage News.
23. Li. Z., et al. (2025). Materials and Devices for Iron Batteries: Recent Progress and Perspectives. ACS Appl. Energy Mater., 8, 14, 9965–9982. doi: 10.1021/acsaem.5c00946.
24. Deyab, M.A. et al (2021). Improved battery capacity and cycle life in iron-air batteries with ionic liquid, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 139, 110729. doi: 10.1016/j.rser.2021.110729.
25. Form Energy (2025). Form Energy’s Breakthrough Iron-Air Battery Technology Sets a New Benchmark for Safety in Energy Storage Systems.
26. Form Energy (2026). Form Energy and FuturEnergy Ireland Announce Agreement To Deploy First Iron-Air Battery Storage Project In Ireland.
27. Custom Market Insights (2026). Global Zinc Bromine Battery Market 2024–2033
28. International Hydropower Association (2025). 2025 Hydropower Status Report.
29. Investing.com (2025). Eos Energy shares drop as Q3 revenue misses estimates despite record
30. Energy Storage News (2025). Iron flow battery maker ESS Inc warns of survival battle through ‘operational reset’ period.
31. Finanzen.net
32. Johnson, C. (2025). Natron Energy: The Rise and Fall of America’s Sodium-Ion Pioneer. Energy Industry Insights from Avanza Energy