Tamaño y Participación del Mercado de Almacenamiento de Energía de Larga Duración - Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2027 - 2032)

Tendencias e Información del Mercado

Aumento de la Penetración de Energías Renovables Variables

El mercado de almacenamiento de energía de larga duración se beneficia cuando la generación renovable se vuelve demasiado grande para que las baterías de corta duración gestionen los períodos de baja producción. La Organización de Desarrollo de Nuevas Energías y Tecnología Industrial de Japón espera que el despliegue anual de LDES aumente de 10 GWh en 2025 a 118 GWh para 2035, a medida que las necesidades de la red se orienten hacia el equilibrio entre días. China añadió 18 GW de capacidad de hidroeléctrica de bombeo en 2025 y tenía más de 120 GW en construcción o planificación avanzada. Estas adiciones indican que los grandes sistemas eléctricos se están preparando para necesidades de almacenamiento más allá del equilibrio intradía. La participación de la electricidad renovable en Brasil alcanzó el 90%, mientras que sus pérdidas por curtailment totalizaron 1,1 mil millones de USD en 2025.^[1] Tales pérdidas refuerzan el argumento a favor del crecimiento del mercado de almacenamiento de energía de larga duración en sistemas donde la producción variable ya no puede ser absorbida por la flexibilidad existente de la red.

Concentración de Carga en Centros de Datos y Demanda de Capacidad Firme

El mercado de almacenamiento de energía de larga duración está ganando un nuevo grupo de clientes a medida que los centros de datos buscan suministro continuo de energía cerca de redes de transmisión congestionadas. Bloom Energy proyectó que la capacidad de carga de TI en Estados Unidos podría aumentar de 80 GW en 2025 a 150 GW en 2028. Los desarrolladores en estas ubicaciones pueden valorar los contratos de energía firme más que los ingresos del mercado libre, ya que los retrasos en las conexiones a la red pueden afectar los calendarios de construcción. Form Energy y Xcel Energy anunciaron un proyecto de aire-hierro de 300 MW y 30 GWh para un centro de datos de Google en Minnesota en marzo de 2026. Form Energy también firmó un acuerdo de capacidad de 12 GWh con Crusoe Energy para infraestructura de centros de datos de inteligencia artificial. Estos compromisos pueden respaldar la escala de fabricación del mercado de almacenamiento de energía de larga duración antes de que las tecnologías compitan ampliamente en los mercados mayoristas de electricidad.

Contratación con Ingresos Garantizados e Incentivos para el Almacenamiento

El mercado de almacenamiento de energía de larga duración se ve respaldado cuando la política pasa de las subvenciones a mecanismos que proporcionan ingresos predecibles. El crédito de la Sección 48E de Estados Unidos puede compensar entre el 30% y el 50% de los costos de capital de almacenamiento independiente calificado, dependiendo de la elegibilidad para complementos. Para un proyecto de aire-hierro de 400 millones de USD, un crédito del 30% reduciría la exposición efectiva de capital en más de 120 millones de USD. El Reino Unido seleccionó provisionalmente 16 proyectos para su primer esquema de techo y suelo de LDES en junio de 2026. El esquema incluye protección de ingresos que aborda el riesgo de mercado libre y puede respaldar proyectos del mercado de almacenamiento de energía de larga duración con largos períodos de construcción. China también introdujo precios de capacidad que pagan tarifas más altas a los sistemas del lado de la red capaces de 6 o más horas de descarga a plena potencia.

Requisitos de Resiliencia y Fiabilidad de la Red

Los operadores de red están otorgando mayor importancia a los activos de larga duración a medida que se retira la generación térmica y aumenta la producción de energías renovables variables. El Departamento de Energía de Estados Unidos estableció un objetivo para reducir el costo del almacenamiento de larga duración a escala de red a menos de 0,05 USD por kWh para 2030. El departamento también comprometió 505 millones de USD para proyectos de demostración de LDES en virtud de la Ley de Reducción de la Inflación. California exigió la contratación de 1 GW de recursos capaces de 12 o más horas de duración para 2031.^[2] Massachusetts y Nueva York también establecieron objetivos de almacenamiento que incluyen componentes de larga duración. Las reglas de mercado existentes aún suelen favorecer a los sistemas de corta duración, lo que significa que los pagos por capacidad siguen siendo importantes para los proyectos de mayor duración.

Altos Costos de Capital Iniciales y Largos Ciclos de Desarrollo de Proyectos

El mercado de almacenamiento de energía de larga duración enfrenta restricciones de costos que surgen del diseño completo del sistema, no solo de las celdas de batería. Los proyectos de hidroeléctrica de bombeo y aire comprimido requieren obras civiles especializadas, mientras que las baterías de flujo requieren grandes volúmenes de electrolito y equipos de balance de planta. En enero de 2025, Hydrostor recibió una garantía de préstamo condicional de hasta 1,76 mil millones de USD para su proyecto de aire comprimido Willow Rock de 500 MW y 4.000 MWh en California. El proyecto aún necesitaba completar la revisión ambiental, lo que demuestra cómo las aprobaciones regulatorias pueden retrasar el despliegue incluso después de que se aseguren los compromisos de financiamiento. El desarrollo de proyectos de hidroeléctrica de bombeo y aire comprimido puede tomar entre 8 y 15 años desde la identificación del sitio hasta la puesta en marcha. Los desarrolladores también deben cumplir con los requisitos de la norma IEC 62933 y los requisitos nacionales de seguridad contra incendios, que pueden variar según las jurisdicciones.

Liderazgo en Costos de Iones de Litio en el Mercado de 4 a 8 Horas

Los sistemas de iones de litio siguen siendo una alternativa sólida para proyectos que requieren entre 4 y 8 horas de almacenamiento en lugar de despacho multidía. Esta posición de costos puede limitar la adopción de tecnologías de larga duración hasta que las reglas de contratación específicas por duración se implementen más ampliamente. Los modelos de planificación de los servicios públicos a menudo seleccionan sistemas de iones de litio de 4 horas como la opción de menor costo para las necesidades de capacidad actuales. La ventaja práctica de un almacenamiento más prolongado depende de la producción renovable local, la congestión de la red y la disponibilidad de ingresos por capacidad. Los desarrolladores de almacenamiento de energía de larga duración, por lo tanto, necesitan casos de uso donde la fiabilidad del sistema tenga un valor claro más allá del arbitraje de precios diario. El mercado de almacenamiento de energía de larga duración tiene mayor margen de expansión donde los marcos de contratación distinguen la capacidad multidía de la flexibilidad de corta duración.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de Segmentos

El almacenamiento mecánico representó el 43,2% de la participación del mercado de almacenamiento de energía de larga duración en 2026. La hidroeléctrica de bombeo proporcionó la principal base instalada, ya que las plantas pueden operar durante 50-60 años y típicamente logran eficiencias de ciclo completo del 70-85%. Los sistemas de aire comprimido y gravedad están ampliando las opciones de almacenamiento mecánico donde hay sitios adecuados disponibles. Los sistemas electroquímicos incluyen baterías de flujo de vanadio, hierro y zinc, que separan la capacidad de energía de la capacidad de potencia. El almacenamiento térmico respalda aplicaciones de calor industrial a través de sal fundida, materiales termoquímicos y medios de estado sólido.

Se prevé que el almacenamiento químico alcance una CAGR del 14,5% hasta 2032, la tasa más rápida entre las categorías tecnológicas. La instalación de Form Energy en Virginia Occidental inició la producción comercial y tiene como objetivo 500 MW de producción anual para 2028. CMBlu Energy completó un cierre inicial de la Serie C de 50 millones de EUR en abril de 2026 y reportó una valoración superior a 1 mil millones de EUR. El almacenamiento químico puede expandirse en corredores urbanos y de centros de datos porque los sistemas de flujo y aire-hierro no requieren terreno montañoso ni grandes embalses. La ejecución comercial dependerá de la fabricación repetible, los contratos con clientes y los datos de rendimiento a largo plazo.

El rango de 10 a 24 horas representó una participación del 70,1% en 2026. Respalda la carga durante períodos de menor demanda y la descarga durante los picos matutinos o vespertinos. Las baterías de flujo de hidroeléctrica de bombeo, vanadio y hierro pueden servir aplicaciones en este rango. El rango de 24 a 36 horas atiende necesidades especializadas como respaldo crítico extendido y equilibrio regional. El almacenamiento superior a 100 horas siguió siendo una categoría pequeña liderada por las primeras instalaciones de aire-hierro y la investigación de aire comprimido.

Se prevé que la categoría de 36 a 100 horas crezca a una CAGR del 15,4% hasta 2032. La Organización de Desarrollo de Nuevas Energías y Tecnología Industrial identifica el almacenamiento superior a 10 horas como un área donde la economía de los iones de litio se vuelve menos favorable para el equilibrio de la red. Los requisitos de carga de los centros de datos pueden aumentar la demanda de energía continua en el sitio durante varios días. Un estudio de 2025 publicado en iScience encontró que el almacenamiento de aire comprimido adiabático utilizando cavernas de roca de bajo costo podría respaldar un almacenamiento económicamente viable superior a 100 horas.^[3] Se necesitarán proyectos con entrega verificada y rendimiento operativo para establecer esta categoría a escala.

Los sistemas a escala de red representaron una participación del 71,6% en 2026. Esta posición refleja la hidroeléctrica de bombeo a escala de servicios públicos y los proyectos de flujo y aire comprimido en el lado frontal del medidor respaldados por licitaciones y acuerdos a largo plazo. Los sistemas detrás del medidor sirven a sitios comerciales e industriales que buscan reducir los cargos por demanda y mejorar la resiliencia del suministro eléctrico. Los sistemas fuera de la red pueden reemplazar la generación diésel en comunidades remotas e islas.

Se prevé que los sistemas híbridos de energía renovable y almacenamiento sean el tipo de instalación de más rápido crecimiento, con una CAGR del 15,6% hasta 2032. Combinan la generación renovable con almacenamiento despachable bajo una única estructura de proyecto. El proyecto solar-eólico-hidroeléctrico de bombeo de Barmer en India aseguró un acuerdo de compra de energía a INR 4,04 por kWh.^[4] Estas estructuras pueden mejorar la capacidad de entrega de energía renovable y reducir la exposición a los ingresos de almacenamiento libre en el mercado.

La categoría de 100-500 MWh representó el 45,3% del tamaño del mercado de almacenamiento de energía de larga duración en 2026. Este rango es adecuado para proyectos a escala de servicios públicos que se combinan con parques solares y eólicos conectados a la red. Los sistemas por debajo de 100 MWh sirven a sitios comerciales, microrredes de campus y proyectos de resiliencia comunitaria. La categoría de 500 MWh a 1 GWh está creciendo a medida que los proyectos seleccionados mediante contratación pública avanzan hacia el cierre financiero. Los proyectos más grandes requieren terreno, interconexión, financiamiento y capacidades de entrega que no siempre están disponibles para los desarrolladores más pequeños.

Se prevé que los proyectos superiores a 1 GWh crezcan a una CAGR del 15,4% hasta 2032. CMBlu Energy y Uniper firmaron un acuerdo marco de 10 años para al menos 5 GWh de capacidad de almacenamiento SolidFlow, con entregas que comenzarán en 2027 en tramos mínimos de 100 MWh. El proyecto de Form Energy en Minnesota con Xcel Energy tiene 30 GWh de capacidad energética planificada. El Departamento de Energía de Estados Unidos identificó 40 GW de capacidad de carbón en retiro que podría ofrecer interconexión de red existente para la reconversión en almacenamiento. La reutilización de estas ubicaciones puede reducir los retrasos de interconexión para proyectos de gran escala.

Análisis Geográfico

América del Norte representó una participación del 35,7% en 2026. Estados Unidos es el principal impulsor del despliegue en la región, respaldado por incentivos federales y requisitos de contratación estatales. El Departamento de Energía de Estados Unidos emitió a Hydrostor una garantía de préstamo condicional de hasta 1,76 mil millones de USD para el proyecto Willow Rock de 500 MW y 4.000 MWh. California exigió 1 GW de recursos de más de 12 horas para 2031. Illinois promulgó una ley en 2026 que ordena la contratación de 3.000 MW de almacenamiento a escala de servicios públicos para 2030.

El mercado de almacenamiento de energía de larga duración de Europa está respaldado por un marco de política que combina apoyo a los ingresos con el despliegue comercial temprano. Ofgem seleccionó provisionalmente 16 proyectos en junio de 2026 en el marco del primer esquema de techo y suelo de almacenamiento de energía de larga duración del Reino Unido. La selección incluyó proyectos de hidroeléctrica de bombeo y baterías elegibles para un piso de ingresos definido. Los supuestos de planificación de red a largo plazo de Alemania también asignan un papel más importante al almacenamiento en baterías. Invinity Energy Systems entregó una batería de flujo de vanadio de 20,7 MWh al Centro de Energía Copwood en East Sussex en mayo de 2026.

Se prevé que Asia-Pacífico sea la región de más rápido crecimiento del mercado de almacenamiento de energía de larga duración, con una CAGR del 14,6% hasta 2032. China añadió 35,3 GW de nuevo almacenamiento de energía en 2025, incluidos 8,7 GW de sistemas con al menos 4 horas de duración. Su plan energético contempla 160 GW de hidroeléctrica de bombeo y 300 GW de almacenamiento de nuevo tipo para 2030. India adjudicó contratos para 1.344 MW de capacidad combinada de hidroeléctrica de bombeo y baterías de flujo a gran escala a finales de 2025.