Almacenamiento en baterías

Hace no tanto, las baterías conectadas a la red eran poco más que una curiosidad de laboratorio. Hoy son la tecnología eléctrica que más rápido crece después de la solar. Un sistema de almacenamiento en baterías (BESS) absorbe electricidad cuando es barata o sobra y la devuelve en milisegundos cuando la red la necesita. La solar y la eólica, que son variables, ya aportan cerca de una quinta parte de la electricidad mundial, y las baterías son la herramienta principal para llevar la producción solar del mediodía a la punta de la tarde y para mantener estable la frecuencia a medida que cierran las centrales térmicas con masas rotativas.

Cómo funciona

Una celda de batería almacena energía por vía electroquímica. En una batería de iones de litio, los iones de litio van y vienen entre un ánodo de grafito y un cátodo de óxido metálico o de fosfato a través de un electrolito líquido, mientras los electrones circulan por el circuito externo. Las celdas se agrupan en módulos y estos en racks. Un sistema de gestión de baterías (BMS) vigila la tensión, la temperatura y el estado de carga de cada grupo de celdas.

Un sistema a escala de red incorpora inversores bidireccionales (sistemas de conversión de potencia), transformadores, climatización o refrigeración líquida, detección y extinción de incendios, y un sistema de gestión energética que decide cuándo cargar y cuándo descargar. Todo sistema tiene dos valores nominales: la potencia en MW (a qué ritmo puede entregar energía) y la energía en MWh (durante cuánto tiempo). Una planta de 100 MW / 400 MWh es una «batería de cuatro horas». Esa relación entre potencia y energía determina tanto el coste como el uso.

Las baterías domésticas siguen la misma arquitectura, con 5–20 kWh. Lo habitual es combinarlas con fotovoltaica en el tejado e instalarlas detrás del contador para aumentar el autoconsumo y tener respaldo ante cortes. Nuestra calculadora de baterías solares simula cuánto autoconsumo y cuánto ahorro añade una batería de un tamaño determinado.

Principales químicas y variantes

LFP (litio-ferrofosfato)

La LFP domina hoy el almacenamiento estacionario en todo el mundo. Usa hierro y fosfato en lugar de níquel y cobalto, soporta muchos más ciclos y desprende bastante menos calor y oxígeno cuando se somete a condiciones abusivas. Su menor densidad energética no importa dentro de un contenedor marítimo. Los fabricantes chinos (CATL, BYD, EVE, Hithium y otros) abastecen la mayor parte del mercado.

NMC (níquel-manganeso-cobalto)

La NMC tiene más densidad energética. Fue habitual en los primeros proyectos de red y sigue dominando en los coches eléctricos de gama alta, pero en almacenamiento estacionario ha ido perdiendo terreno frente a la LFP por coste, ciclos de vida y seguridad.

Sodio-ion

Las baterías de sodio-ion sustituyen el litio por sodio, un elemento abundante, y pueden usar colectores de corriente de aluminio en ambos electrodos. Almacenan menos energía que las LFP y su vida en ciclos todavía está mejorando, pero rinden mejor con frío y eliminan el riesgo del precio del litio. Los primeros proyectos de sodio-ion a escala de red entraron en servicio en China en 2024.

Baterías de flujo

Una batería de flujo guarda la energía en electrolitos líquidos almacenados en tanques externos, que se bombean a través de una pila de celdas. La potencia (tamaño de la pila) y la energía (volumen de los tanques) se dimensionan por separado, lo que encaja bien con duraciones de 6–12 horas. La de redox de vanadio es la más madura. El proyecto de Dalian, en China (primera fase de 100 MW / 400 MWh, 2022), está entre los mayores. Su eficiencia es menor y su inversión inicial mayor que la del litio, pero el electrolito dura muchísimo.

Valores típicos

Rangos recopilados de IEA (2024), NREL ATB y fichas técnicas de fabricantes; cada producto concreto puede variar.

Servicios a la red

Las baterías ganan dinero sumando varios servicios:

• Arbitraje de energía. Se cargan cuando los precios son bajos o negativos y descargan en la punta de la tarde, que es lo que aplana la curva de pato en California y Australia.
• Respuesta en frecuencia. La respuesta en frecuencia por debajo del segundo fue el primer nicho rentable (Dynamic Containment en Reino Unido, el mercado FCR en Alemania, FCAS en Australia). Estos mercados se saturan deprisa a medida que crece la flota.
• Capacidad. Los mercados de capacidad y los programas de suficiencia de recursos pagan a las baterías por estar disponibles en las puntas del sistema. Las baterías de cuatro horas ya cubren buena parte de la capacidad de la punta vespertina de California.
• Servicios de red. Las baterías permiten aplazar refuerzos de la red y aliviar congestiones. Con inversores formadores de red (grid-forming) también aportan inercia sintética y arranque autónomo (black start).

Eficiencia, degradación y ciclos de vida

La eficiencia de ida y vuelta es la energía descargada dividida entre la energía cargada. El ATB de NREL supone un 85 % CA–CA para el litio a escala de red. Los sistemas LFP bien diseñados alcanzan el 87–90 % en el punto de conexión, antes de descontar consumos auxiliares como la refrigeración, que en climas cálidos pueden restar algunos puntos porcentuales más.

La capacidad se pierde por dos vías. El envejecimiento calendario se debe al tiempo que la batería pasa con un estado de carga alto y a temperatura elevada. El envejecimiento por ciclos se debe a cada carga y descarga, y se agrava con descargas profundas y C-rates altos. Las garantías habituales de LFP estacionaria aseguran que se conserva el 60–70 % de la capacidad tras 15–20 años o tras un volumen fijo de energía procesada. Los operadores suelen sobredimensionar en la puesta en marcha o añadir capacidad más adelante («aumentación») para seguir entregando los MWh contratados.

Pongamos una batería doméstica LFP de 10 kWh que hace un ciclo diario al 90 % de profundidad de descarga, con un 90 % de eficiencia de ida y vuelta y una degradación lineal hasta el 70 % a lo largo de 6.000 ciclos. En toda su vida entrega unos 41 MWh. Con un coste instalado de 6.000 EUR, el almacenamiento por sí solo sale a unos 0,15 EUR por kWh entregado, sin contar la financiación. Compara esa cifra con la diferencia entre lo que pagas por la electricidad que compras y lo que te pagan por la que viertes.

Costes

En términos reales, el precio de las baterías ha caído en torno a un 90 % desde 2010. La encuesta de precios de baterías de BloombergNEF de 2024 halló un precio medio del pack de iones de litio de 115 $/kWh, un 20 % menos que el año anterior y la mayor bajada desde 2017. Detrás de esa caída están las celdas LFP baratas, el abaratamiento del litio y el exceso de capacidad de fabricación en China. Los packs para almacenamiento estacionario cuestan algo más que la media general, unos 125 $/kWh. La encuesta de sistemas de BNEF, publicada aparte, situó el coste medio mundial llave en mano de un sistema de red de cuatro horas cerca de 165 $/kWh en 2024. Los proyectos chinos salieron bastante más baratos; los de Estados Unidos y Europa, más caros.

El coste nivelado del almacenamiento (LCOS) incorpora financiación, operación y mantenimiento, pérdidas de eficiencia y la energía de carga. El LCOE+ 2024 de Lazard sitúa el LCOS sin subvenciones de los sistemas de red de cuatro horas en la parte baja de los cientos de dólares por MWh (del orden de 120–300 $/MWh, según la configuración y el mercado). Los sistemas residenciales siguen costando varias veces más por MWh por la instalación y el coste del hardware a pequeña escala. En mercados soleados, los PPA híbridos de solar con almacenamiento ya compiten con las nuevas centrales de gas de punta. Modela un proyecto con la calculadora de LCOE.

Despliegue mundial

Según la IEA y BNEF, las baterías de red añadidas cada año pasaron de unos pocos gigavatios en 2020 a cerca de 40 GW en 2023, y volvieron a subir en 2024. China, Estados Unidos y Europa concentran la mayor parte del volumen. En Estados Unidos lideran California y Texas; en Europa, Reino Unido, Alemania e Italia. La flota mundial de baterías estacionarias debería superar al bombeo hidráulico en potencia instalada en la segunda mitad de esta década. El bombeo seguirá guardando la mayor parte de la energía almacenada (GWh) durante años, porque una central típica funciona entre 6 y 20 horas seguidas.

Suelo, agua y materiales

Las baterías ocupan poco. Una planta LFP de 100 MW / 400 MWh cabe en unas pocas hectáreas, y una unidad doméstica ocupa parte de una pared. El consumo de agua en operación es despreciable. Lo que preocupa son los materiales. Las celdas de iones de litio necesitan litio (Australia, Chile, Argentina y China suministran la mayor parte de la materia prima, y China refina la mayoría) y grafito (sobre todo chino). La NMC requiere también níquel (Indonesia domina ahora) y cobalto (cerca del 70 % de la República Democrática del Congo, donde hay problemas documentados de condiciones laborales y minería artesanal). El paso a LFP y sodio-ion saca el cobalto y el níquel de la mayoría de las baterías estacionarias.

La capacidad de reciclaje crece en China y Europa, y el Reglamento europeo de baterías fija objetivos de contenido reciclado y de recogida. Los procesos hidrometalúrgicos recuperan más del 90 % del litio, el níquel y el cobalto, aunque la LFP contiene menos metal valioso y eso hace que su reciclaje sea más difícil de rentabilizar.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

Una batería no genera electricidad, así que sus emisiones en el ciclo de vida son las de su fabricación repartidas entre la energía que entrega, más sus pérdidas multiplicadas por las emisiones de la fuente con la que se carga. Los estudios (por ejemplo, IVL Swedish Environmental Research Institute 2019 y revisiones de ACV posteriores) sitúan la fabricación de celdas y packs en unos 50–150 kg CO2e por kWh de capacidad, con los valores más altos para celdas fabricadas con electricidad muy dependiente del carbón. Repartido entre varios miles de ciclos completos, eso equivale a unos 10–50 g CO2e por kWh entregado. Las pérdidas de ida y vuelta, del 10–15 %, añaden esa misma proporción de la intensidad de carbono de la electricidad de carga. Una batería cargada con solar queda, por tanto, muy por debajo de la generación con gas, mientras que una cargada con carbón arrastra las emisiones del carbón más las pérdidas.

Seguridad e impactos ambientales

El principal peligro es la fuga térmica. Un cortocircuito interno, una sobrecarga o un calor externo desencadenan reacciones exotérmicas que se propagan de celda en celda y liberan gases inflamables y tóxicos, entre ellos fluoruro de hidrógeno. En enero de 2025, un incendio en la instalación de Vistra en Moss Landing (California), una nave cerrada con módulos de química NMC, ardió durante días y obligó a evacuar a los vecinos. Incidentes anteriores en el mismo emplazamiento (2021–2022), en Arizona (2019) y en Corea del Sur (2017–2019) dieron forma a las normas actuales. La práctica de hoy se inclina por la LFP, contenedores exteriores separados entre sí, detección de gases en cada celda, venteo de deflagraciones y ensayos según UL 9540A y NFPA 855. La base de datos de incidentes de EPRI muestra que la tasa mundial de fallos por GWh desplegado cayó cerca de un 97 % entre 2018 y 2023, mientras las instalaciones se multiplicaban.

Entre los demás impactos están el ruido de los ventiladores de refrigeración y de los inversores, los residuos al final de la vida útil allí donde el reciclaje no está organizado, y los efectos de la minería sobre el agua y las comunidades en origen.

Perspectivas

En los sistemas eléctricos con mucha solar, las baterías se están convirtiendo en la fuente de flexibilidad por defecto y desplazan a las centrales de gas de punta en el arbitraje y en la capacidad. A medida que bajen los costes, las duraciones se alargarán de 2–4 horas hacia 4–8 horas. El sodio-ion debería extenderse en usos sensibles al precio y en climas fríos, y las baterías domésticas y los coches eléctricos se agregarán cada vez más en centrales eléctricas virtuales y esquemas vehicle-to-grid. El equilibrio de varios días y entre estaciones es otro problema, y ahí el almacenamiento de larga duración, el bombeo y el hidrógeno verde siguen siendo las opciones más verosímiles. Compara la economía con la calculadora de almacenamiento por bombeo o lee la visión general de la energía hidroeléctrica.