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

Tendencias e Información del Mercado

Curtailment de Energía Renovable y Requisitos de Flexibilidad de la Red

El curtailment de energía renovable está convirtiendo la flexibilidad de la red de un problema de planificación en un costo operativo directo. Este patrón refuerza el argumento a favor del almacenamiento de energía mecánica para absorber el exceso de producción solar y eólica, en particular donde las redes enfrentan sobreoferta recurrente en las mismas horas cada día. Un estudio de Nature Communications encontró que 20 TWh de almacenamiento de larga duración en una red de América del Norte Occidental con cero emisiones de carbono podría reducir el curtailment en un 92%.^[1] Un ciclado más frecuente puede mejorar la visibilidad de los ingresos para los activos que compran energía cuando los precios son bajos y la venden durante los períodos de restricción. La propuesta de valor es más sólida donde el curtailment, la volatilidad de precios y las necesidades de equilibrio del sistema se producen conjuntamente. Este vínculo acerca las decisiones de almacenamiento a las operaciones cotidianas de la red, en lugar de tratarlas únicamente como planificación de infraestructura a largo plazo.

Modernización de la Red, Contratación de Larga Duración y Apoyo a la Capacidad

El almacenamiento de larga duración se está abordando cada vez más a través de mecanismos de contratación y capacidad en lugar de declaraciones de política general, lo que mejora la visibilidad para el mercado de almacenamiento de energía mecánica. Las directrices de bombeo hidráulico de India incluyeron una exención de cargos de transmisión interestatal y exenciones de revisión ambiental para proyectos fuera de cauce.^[2] El crédito fiscal a la inversión de los Estados Unidos también se aplica al almacenamiento mecánico independiente, reduciendo una disparidad previa en el tratamiento en comparación con los sistemas de baterías. Estos marcos mejoran el caso comercial para proyectos cuyo valor depende de la entrega de capacidad durante muchas horas. También hacen que las comparaciones entre proyectos sean más consistentes, ya que los desarrolladores pueden demostrar cómo la duración de la descarga afecta el valor otorgado a un recurso. Esto es importante para las tecnologías que tienen diferentes perfiles de construcción pero sirven necesidades similares de larga duración.

Objetivos de Descarbonización, Repotenciación de Activos y Reutilización de Emplazamientos

Los objetivos de descarbonización están creando demanda que los precios de energía en el mercado spot por sí solos pueden no respaldar. Las plantas hidroeléctricas envejecidas también proporcionan una vía práctica para añadir capacidad flexible sin desarrollar un emplazamiento completamente nuevo. El pedido de Grimsel 4 de Voith cubrió dos turbinas de bomba de velocidad variable de 70 MW, mientras que su trabajo en España y Rumanía refleja la inversión continua en rehabilitación. La reutilización de minas, canteras y estructuras subterráneas podría ampliar las opciones de emplazamiento para los sistemas de gravedad y aire comprimido donde el bombeo hidráulico convencional es difícil de obtener permisos. Estos enfoques siguen siendo oportunidades a más largo plazo, ya que los requisitos de ingeniería, agua, geológicos y comunitarios aún determinan si un emplazamiento puede avanzar.

Demanda Corporativa de Energía Limpia Firme, Disponible 24/7

Los grandes consumidores de energía están buscando contratos de energía limpia que ofrezcan una producción más fiable. Google, Meta, Amazon y Microsoft representaron el 49% de los acuerdos corporativos de energía limpia firmados en 2025. Google también firmó un acuerdo de compra de energía de 396 MW con Fervo Energy en septiembre de 2026 para la producción geotérmica mejorada. Tesla firmó un acuerdo a largo plazo que cubre el 90% de la producción anual de 1 TWh del Proyecto Sterling en Arizona, respaldado por 360 MW de almacenamiento en baterías de 4 horas.^[3] El mercado de almacenamiento de energía mecánica puede cubrir la brecha de mayor duración donde un acuerdo de suministro firme requiere de 8 a 20 horas de energía despachable, un período que los sistemas diseñados principalmente para períodos pico cortos no pueden cubrir fácilmente.

Restricciones de Capital, Permisos y Emplazamiento

Los requisitos de capital siguen siendo la principal restricción comercial para los grandes activos de almacenamiento mecánico y un factor determinante para el mercado de almacenamiento de energía mecánica. Una gran planta de bombeo hidráulico puede requerir entre 1,5 mil millones de USD y 3 mil millones de USD en inversión inicial y tardar entre 8 y 15 años desde el desarrollo hasta la generación de ingresos. El proyecto Willow Rock de 500 MW y 4.000 MWh de Hydrostor requirió un acuerdo de compra de energía de 775 millones de USD a 25 años y una garantía de préstamo condicional de 1,76 mil millones de USD antes de aproximarse al cierre financiero. Estos requisitos favorecen a los desarrolladores con relaciones institucionales consolidadas, largos canales de desarrollo y la capacidad de reunir compromisos de compra de energía, ingeniería, equipos y financiación mucho antes de que comience la construcción. Los permisos, la revisión ambiental, las condiciones geológicas y la disponibilidad de agua limitan aún más el número de proyectos adecuados. Los mecanismos de piso de ingresos pueden reducir el riesgo de financiación, pero no eliminan el riesgo técnico y de construcción de los activos de más de 200 MW. Los promotores de proyectos deben demostrar que las obras civiles, la integración de equipos y los supuestos operativos pueden ejecutarse según el calendario presentado a los prestamistas. Esto mantiene la disciplina financiera como elemento central en la selección de proyectos a lo largo del desarrollo, la construcción, la puesta en marcha y los primeros años de operación en cada sistema eléctrico local.

Deflación del Costo de las Baterías y Sustitución en Aplicaciones de Corta Duración

Las baterías de fosfato de hierro y litio están desplazando a las tecnologías mecánicas en muchas aplicaciones por debajo de 4 horas, y el límite de sustitución se está desplazando hacia las 8 horas. Las instalaciones globales de almacenamiento alcanzaron 92 GW y 247 GWh en 2025, un 23% por encima de los niveles de 2024, con los sistemas de baterías representando la mayor parte de la nueva capacidad. Esto no elimina el papel del bombeo hidráulico y el aire comprimido avanzado en el equilibrio de larga duración y el aplazamiento de la transmisión. Los requisitos de capacidad basados en la duración refuerzan la distinción entre los sistemas de baterías de menor duración y los activos de mayor duración. Los proveedores de volantes de inercia enfrentan un desafío más directo, ya que las baterías con ciclos de vida superiores a 10.000 ciclos pueden satisfacer algunos requisitos de regulación de frecuencia. Los volantes de inercia conservan un papel más claro donde la respuesta en fracciones de segundo, el ciclado muy elevado o el riesgo de incendio químico son factores decisivos.

*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 bombeo hidráulico representó el 75,4% de la participación del mercado de almacenamiento de energía mecánica en 2026, mientras que se prevé que el almacenamiento de energía por volante de inercia crezca a una CAGR del 19,3% hasta 2032. El bombeo hidráulico mantuvo esta posición porque su base instalada superó los 200 GW a nivel mundial en 2025. Esta gran base instalada respalda mercados consolidados de servicio, actualización y equipos en plantas que requieren controles modernos, capacidad de velocidad variable y equipos renovados de turbinas de bomba. Los sistemas de volante de inercia abordan servicios de red de alto ciclado y respuesta rápida que requieren descargas cortas y repetidas. La estación de regulación de frecuencia totalmente de volantes de inercia Rushan de 100 MW se conectó a la red en julio de 2025, creando un punto de referencia para aplicaciones independientes de mayor escala. El mercado de almacenamiento de energía mecánica para volantes de inercia está respaldado por su función esperada en sistemas que necesitan una respuesta de inercia rápida y un rendimiento fiable durante las perturbaciones de la red.

Los sistemas de volante de inercia utilizan diseños de alta velocidad con levitación magnética asociados con una eficiencia de descarga del 85% al 95% y ciclos de vida superiores a 200.000 ciclos. Los proyectos avanzados de aire comprimido se están moviendo hacia el rango de 200 MW a 500 MW. Los sistemas de gravedad y aire líquido tienen menos referencias comerciales, aunque Energy Vault Corporation y Highview Power están desarrollando proyectos destinados a proporcionar esas referencias. El almacenamiento basado en flotabilidad sigue siendo exploratorio y no tiene despliegue comercial confirmado en el período de pronóstico. El bombeo hidráulico puede perder algo de participación porcentual a medida que los nuevos formatos se expanden más rápidamente, aunque su contribución absoluta a los ingresos aún puede aumentar porque 243 GW de bombeo hidráulico estaban en construcción a nivel mundial en 2025.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Los proyectos de más de 500 MW representaron el 48,3% de la participación del mercado de almacenamiento de energía mecánica en 2026. Esto refleja las instalaciones convencionales de bombeo hidráulico en Japón, los Estados Unidos, China y Europa Occidental, donde las plantas individuales pueden superar los 1.000 MW. Se proyecta que el rango de 101 a 500 MW crezca a una CAGR del 19,1% hasta 2031. Los proyectos avanzados de aire comprimido a menudo se diseñan dentro de este rango porque se adapta a las conexiones de red y a las condiciones de cavernas construidas específicamente para este fin. Hydrostor también anunció su propuesto proyecto Quinte de 500 MW en Ontario para la contratación de almacenamiento de larga duración.

Los proyectos de menos de 10 MW y de 10 a 50 MW sirven a necesidades industriales, de microrredes y de volantes de inercia de alto ciclado. Estas aplicaciones son relevantes para redes insulares, instalaciones militares y emplazamientos que requieren soporte continuo de calidad de energía. El rango de 51 a 100 MW se sitúa entre la demanda industrial y el desarrollo a escala de transmisión, y es relevante en América Latina y la ASEAN, donde la expansión de la red suele ser incremental. Los proyectos de más de 50 MW pueden enfrentar requisitos ambientales adicionales en partes de Asia-Pacífico, lo que convierte la selección de capacidad en una decisión tanto comercial como de permisos. Los desarrolladores deben alinear un diseño propuesto con las necesidades de la red, las condiciones del terreno y el proceso de revisión aplicable. El mercado de almacenamiento de energía mecánica se beneficia cuando los desarrolladores adaptan la capacidad a un servicio de red y a una vía de aprobación realista, en lugar de seleccionar el tamaño del proyecto basándose únicamente en la producción nominal. Esta alineación reduce el riesgo de que un proyecto técnicamente válido carezca de un cliente adecuado, una conexión a la red o una vía de permisos, y respalda un canal de desarrollo más disciplinado para las tecnologías con un historial operativo comercial limitado.

Las empresas de servicios públicos representaron el 64,5% de la participación del mercado de almacenamiento de energía mecánica en 2026. Su posición refleja los requisitos de capital de los grandes proyectos y su función como operadores del sistema en los sistemas eléctricos regulados. Se prevé que los desarrolladores de energía renovable crezcan a una CAGR del 19,9% hasta 2032, a medida que el almacenamiento se vincula cada vez más a los proyectos eólicos y solares. GE Vernova recibió un pedido de 9 unidades de almacenamiento por bombeo calificadas a 150 MW cada una para el proyecto Upper Sileru de 1,35 GW de Megha Engineering and Infrastructures Limited en India.^[4] El pedido demuestra cómo los desarrolladores de infraestructura pueden perseguir proyectos que anteriormente estaban más estrechamente asociados con las empresas de servicios públicos. Los acuerdos de compra de energía a largo plazo hacen que esta participación más amplia sea más viable.

Los usuarios industriales requieren almacenamiento mecánico para la gestión de la calidad de la energía en instalaciones de semiconductores, farmacéuticas y centros de datos. Los volantes de inercia son relevantes donde el ciclado frecuente y la respuesta rápida tienen mayor valor que la larga duración de la descarga. Los usuarios comerciales e institucionales siguen concentrados en microrredes de campus. La demanda del sector del transporte incluye la recuperación de frenado regenerativo para redes ferroviarias y el almacenamiento de amortiguación en puertos. Estos usos son menores que el almacenamiento a escala de servicios públicos, pero están técnicamente probados, y diversifican el mercado de almacenamiento de energía mecánica más allá de los grandes proyectos de red. Su valor práctico está vinculado al costo de las interrupciones, la calidad del suministro eléctrico local y los requisitos operativos de la instalación que utiliza el equipo. La adopción depende de si los usuarios priorizan la fiabilidad, el ciclo de vida y la seguridad sobre el costo inicial del equipo, en particular donde las interrupciones imponen pérdidas operativas o se aplican requisitos de rendimiento estrictos.

Análisis Geográfico

Asia-Pacífico representó el 49,2% de la participación del mercado de almacenamiento de energía mecánica en 2026 y se proyecta que crezca a una CAGR del 18,9% hasta 2032. Según la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, China puso en servicio 7,48 GW de almacenamiento por bombeo en 2025 y tenía 218 GW en construcción. India tiene como objetivo 100 GW de almacenamiento por bombeo para 2035-36, frente a casi 6 GW actuales. GE Vernova puso en servicio la primera unidad de velocidad variable de 250 MW en Tehri en junio de 2025. Toshiba Energy Systems ganó un pedido para un sistema de velocidad ajustable de 200 MW para la Unidad 3 de Kyogoku en Japón en julio de 2026. Vietnam, Indonesia y Australia contribuyen con demanda adicional en función de sus respectivos requisitos de integración de energías renovables.

América del Norte es el segundo mercado regional más grande, con la mayor oportunidad en proyectos avanzados de aire comprimido a escala de 500 MW. Las instalaciones de almacenamiento en los Estados Unidos alcanzaron 58 GWh en 2025, un 30% por encima de los niveles de 2024. Willow Rock en California, Quinte en Ontario y Copper Valley en Arizona representan proyectos avanzados en este rango de tamaño. Hydrostor firmó un acuerdo en febrero de 2026 con California Community Power para 50 MW provenientes de Willow Rock. El canal de proyectos de almacenamiento por bombeo de los Estados Unidos superó los 60 GW a finales de 2025. Los incentivos federales, los mandatos estatales de larga duración y la contratación de Ontario ofrecen diferentes vías hacia la certeza de ingresos, asignando diferentes responsabilidades a las empresas de servicios públicos, los desarrolladores y las autoridades públicas.

Europa se caracteriza por la rehabilitación del bombeo hidráulico, el desarrollo de aire líquido y la actividad temprana de almacenamiento por gravedad en antiguos emplazamientos industriales. El trabajo de Voith en Grimsel 4, Torrejón y Lotru-Ciunget refleja esta tendencia de rehabilitación. La instalación Carrington de Highview Power está planificada a 50 MW y 300 MWh, con la isla de estabilidad de red operando desde 2026 y el sistema completo previsto para 2027. América del Sur tiene un potencial a más largo plazo derivado de la base hidroeléctrica de Brasil y el curtailment eólico de Chile. En Oriente Medio y África, Energy Vault y Eskom acordaron en mayo de 2026 desarrollar un proyecto de almacenamiento por gravedad de 25 MW y 100 MWh en Sudáfrica. El acuerdo proporciona un marco que podría escalar hasta 4 GWh en toda el África Austral, estableciendo una referencia temprana para el almacenamiento mecánico avanzado fuera del bombeo hidráulico convencional.