La capacidad acumulada de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) a escala mundial superó los 250 GW al cierre de 2025, rebasando al almacenamiento hidroeléctrico por bombeo como la mayor fuente de capacidad de almacenamiento, según recoge Rystad Energy en su nuevo informe Energy Storage Outlook: The expanding role of BESS in global energy systems. Solo en 2025 se añadieron más de 100 GW / 280 GWh de nueva capacidad, impulsada por la creciente necesidad de flexibilidad operativa en sistemas eléctricos con alta penetración de renovables variables y por la continua reducción de costes de las baterías.
Entre 2020 y 2025, la capacidad global de BESS creció a una tasa anual compuesta superior al 100 %. La mejora de la viabilidad económica de los BESS a gran escala está estrechamente ligada a la reducción de costes llave en mano. En 2025, China marcó el referente global con costes de capital en torno a 148 $/kWh (aproximadamente 136 €/kWh) para sistemas híbridos de 4 horas. En Europa, el coste medio descendió cerca de un 10 % hasta 215 $/kWh (unos 198 €/kWh). En contraste, en Estados Unidos los costes aumentaron alrededor de un 6 % hasta 263 $/kWh (aproximadamente 242 €/kWh), debido en parte a aranceles y políticas comerciales que encarecen componentes importados y la fabricación local.
Los avances tecnológicos han extendido la vida útil de los sistemas a más de 20 años y más de 10 000 ciclos. Con costes de capital cercanos a 200 $/kWh (unos 184 €/kWh), el coste nivelado de almacenamiento (LCOS) puede situarse en torno a 50 $/MWh (aproximadamente 46 €/MWh) o menos en condiciones favorables. En regiones con buen recurso solar, las plantas híbridas solar + BESS se consolidan como una de las opciones más competitivas para nueva generación, al combinar producción renovable y capacidad de gestión temporal de la energía.
Previsiones para 2026
El informe subraya que los proyectos fotovoltaicos aislados afrontan mayores riesgos económicos en varios mercados europeos debido a menores precios de captura y a episodios de vertidos. En países como España, Francia y Alemania, las plantas solares percibieron en 2025 menos del 40 % del precio medio del mercado en algunos trimestres. En cambio, mercados como Finlandia, Reino Unido e Italia mostraron mayor resiliencia frente a la caída de precios fotovoltaicos. Aunque los sistemas independientes siguen dominando, el almacenamiento co-ubicado con renovables creció con fuerza: la capacidad contratada en 2025 aumentó alrededor de un 850 % respecto a 2024, hasta 3,8 GWh.
Además de facilitar la integración renovable, las baterías están comenzando a sustituir generación con gas en horas punta. En el estado de Victoria (Australia), la generación con baterías superó por primera vez a la capacidad alimentada por gas en 2025, mientras que en California las baterías aportaron más del 20 % de la generación en horas vespertinas en determinados periodos.
En 2026 se espera un nuevo año de fuerte expansión para el almacenamiento con baterías a escala global, con adiciones que podrían superar los 130 GW y 350 GWh, impulsadas principalmente por China, Estados Unidos, Reino Unido, Australia y Alemania. Al mismo tiempo, varios mercados emergentes ganarán protagonismo, entre ellos Italia, Arabia Saudí, Chile, Europa del Este y otras zonas de Oriente Medio, donde avanzan los marcos regulatorios y las necesidades de flexibilidad del sistema eléctrico.
Desde el punto de vista económico, aunque la rápida caída de costes observada en años anteriores tenderá a moderarse, el almacenamiento con baterías mantendrá su atractivo gracias a mejoras tecnológicas que alargan la vida útil de los sistemas y aumentan el número de ciclos operativos. En este contexto, los proyectos híbridos de solar más baterías destacan como una de las configuraciones más competitivas para nueva capacidad de generación, al combinar producción renovable con gestión temporal de la energía.
Para los inversores, las oportunidades seguirán creciendo tanto en mercados maduros como emergentes. Los ingresos derivados del arbitraje energético —comprar electricidad en horas de bajo precio y venderla en picos— y de la prestación de servicios de ajuste y estabilidad de red continúan siendo motores clave de rentabilidad para los proyectos de almacenamiento.
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