Las instalaciones globales de almacenamiento de energía de larga duración (LDES, por sus siglas en inglés) superaron los 15 GWh en 2025, lo que representa un crecimiento interanual del 49%, según el último informe de tendencias del sector Long Duration Energy Storage Trends publicado por Wood Mackenzie. Sin embargo, pese al aumento de la capacidad instalada, el desarrollo de estas tecnologías se enfrenta a importantes obstáculos derivados de la caída de la inversión, la presión competitiva de las baterías de ion-litio y la falta de marcos de mercado adecuados para su despliegue comercial.
El crecimiento del almacenamiento de larga duración está fuertemente concentrado en China, que representa aproximadamente el 93% de la capacidad instalada acumulada a nivel mundial. Este liderazgo se explica por el respaldo institucional a través de políticas específicas, como el Plan de Acción Especial para el Desarrollo del Nuevo Almacenamiento Energético (2025-2027) y mandatos provinciales que impulsan el despliegue de tecnologías alternativas de almacenamiento.
En términos tecnológicos, tres soluciones concentraron la mayor parte de las instalaciones en 2025: el almacenamiento por aire comprimido (CAES) con un 45%, el almacenamiento térmico con un 33% y las baterías de flujo redox de vanadio (VRFB) con un 21%. Estas tecnologías se posicionan como alternativas a las baterías electroquímicas convencionales para aplicaciones que requieren duraciones de descarga más prolongadas.
Presión competitiva de las baterías de ion-litio
A pesar del aumento de instalaciones, el sector LDES se encuentra en lo que los analistas describen como una “compresión estratégica”. Las baterías de ion-litio han consolidado su dominio en el segmento económicamente más relevante del mercado, el almacenamiento de entre cuatro y ocho horas, gracias a su menor coste y a cadenas de suministro maduras.
Actualmente, las baterías de ion-litio suelen ofrecer duraciones medias de alrededor de dos horas, mientras que tecnologías como VRFB y CAES alcanzan aproximadamente cuatro horas, y los sistemas térmicos pueden llegar a ocho horas. Sin embargo, estas ventajas en duración no han sido suficientes para compensar las diferencias de coste y las limitaciones en los modelos de ingresos.
Los escenarios de descarbonización indican que la demanda de almacenamiento de larga duración será cada vez más crítica. Según el análisis de Wood Mackenzie, para cumplir los objetivos de cero emisiones netas, la duración media del almacenamiento energético global debería aumentar desde 2,5 horas actuales hasta cerca de 20 horas. Sin embargo, el LDES representa actualmente solo el 6% de las instalaciones globales de almacenamiento energético.
El informe señala que la certeza de ingresos para proyectos de almacenamiento de larga duración es relativamente sólida en mercados como Reino Unido, Italia, Estados Unidos y Australia, donde existen mecanismos regulatorios o procesos de contratación específicos.
Al mismo tiempo, algunos países —entre ellos España, Irlanda y Alemania— están comenzando a introducir licitaciones tecnológicas específicas para fomentar estas soluciones. No obstante, la mayoría de los mercados carecen aún de mecanismos de capacidad o señales de precio suficientes para hacer viables las inversiones. En muchos casos, los ingresos potenciales derivados del arbitraje energético en periodos de varios días no son suficientes para justificar la inversión.
Caída de la inversión y presión financiera
Uno de los principales riesgos para el sector es la disminución de la financiación. En 2025, la inversión global en tecnologías LDES cayó un 30% interanual, si se excluye el compromiso de 1.760 millones de dólares del Departamento de Energía estadounidense destinado a proyectos de la empresa Hydrostor.
La situación es aún más crítica en el capital riesgo: la financiación de venture capital se desplomó un 72% en 2025. Entre 2021 y el pasado año, solo tres compañías —Hydrostor, Eos Energy y Form Energy— lograron captar más de 1.000 millones de dólares cada una, acumulando conjuntamente más de 4.000 millones de dólares. Sin embargo, incluso estas empresas continúan enfrentándose a desafíos financieros significativos.
El deterioro del entorno inversor se explica por varios factores, entre ellos tipos de interés elevados, que penalizan proyectos con largos periodos de retorno, así como la creciente competencia por capital procedente de sectores en rápida expansión como los centros de datos para inteligencia artificial y las infraestructuras de red eléctrica.
Las diferencias de coste siguen siendo uno de los principales obstáculos para la competitividad del LDES. En el mercado chino, por ejemplo, los proyectos de baterías de ion-litio con cuatro horas de almacenamiento tienen un coste aproximado de 107 dólares por kWh. En comparación, el almacenamiento térmico alcanza 190 dólares por kWh y el CAES unos 201 dólares por kWh, lo que supone primas de coste del 78% y 88%, respectivamente.
Las baterías de flujo de vanadio podrían experimentar reducciones significativas en la próxima década. Las estimaciones apuntan a caídas de coste superiores al 30% para 2034, aunque incluso en ese escenario seguirían siendo aproximadamente 240% más caras que los sistemas de baterías de fosfato de hierro y litio (LFP) para aplicaciones de cuatro horas.
Perspectivas de mercado hasta 2034
De cara al futuro, las previsiones indican que las baterías de ion-litio seguirán dominando el mercado global de almacenamiento energético. Según Wood Mackenzie, estas tecnologías mantendrán aproximadamente el 85% de cuota de mercado hasta 2034, mientras que las VRFB y el CAES alcanzarán solo el 5% y el 3%, respectivamente.
Además, los fabricantes de baterías de ion-litio han comenzado a expandirse hacia productos de mayor duración, consolidando su posición en el segmento de cuatro a ocho horas, apoyados en cadenas de suministro que ya superan 1.000 GWh de capacidad global.
Por otro lado, la demanda de almacenamiento multidiario sigue siendo limitada. En la mayoría de los sistemas eléctricos, los eventos que requieren descargas superiores a un día completo se producen menos de diez veces al año, mientras que los sistemas de dos a ocho horas cubren aproximadamente el 90% de las necesidades de almacenamiento.
A pesar de las dificultades, varios proyectos emblemáticos continúan avanzando hacia fases de demostración o despliegue comercial. Entre ellos destaca la planta de 50 MW y 300 MWh de almacenamiento de aire líquido desarrollada por Highview Power en el Reino Unido, así como la batería de CO₂ de 20 MW y 200 MWh impulsada por Energy Dome en Italia. También en China se están desarrollando múltiples proyectos a escala de gigavatios hora basados en tecnologías CAES y almacenamiento térmico.
No obstante, los analistas coinciden en que la transición desde proyectos piloto hacia despliegues comerciales a gran escala dependerá en gran medida de reformas regulatorias y de diseño de mercado, capaces de reconocer el valor sistémico del almacenamiento de larga duración en sistemas eléctricos con alta penetración renovable.
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