Las tecnologías de almacenamiento de larga duración sin litio han atraído más de 6.000 millones de dólares en financiación durante la última década. Sin embargo, fuera de China, la capacidad operativa de estas tecnologías emergentes alternativas sigue siendo inferior a un gigavatio-hora. Varios desarrolladores iniciales se han estancado, han abandonado o han pivotado hacia proyectos basados en ion-litio para seguir siendo financiables.

Las recientes intervenciones políticas han vuelto a poner el foco en las tecnologías LDES. La licitación MACSE de Italia, el Cap and Floor para LDES en Reino Unido y la contratación de larga duración prevista en Alemania apuntan todas a duraciones mayores, más allá de lo que actualmente premian los mercados de energía.

Están surgiendo mecanismos similares en todo el mundo. El LTESA de Nueva Gales del Sur apunta a almacenamiento de más de 8 horas, aunque la última ronda adjudicó todos los contratos a proyectos de ion-litio. En EE. UU., el Index Storage Credit de Nueva York ofrece apoyo específico para activos de mayor duración. California también ha avanzado con una contratación dedicada de LDES, exigiendo a las empresas eléctricas que contraten almacenamiento con una duración de 8 horas o más.

Con licitaciones específicas de LDES lanzándose ahora en Europa y EE. UU., la pregunta es qué tecnologías están listas para competir.

Esta investigación examina:

• Qué tecnologías de almacenamiento de larga duración existen hoy y cuán maduras son
• Cómo se comparan económicamente con el ion-litio
• Dónde aportan valor las LDES alternativas
• Qué requieren realmente los mercados eléctricos en términos de duración de almacenamiento

Para más información sobre este tema, contacta al autor - timothee@modoenergy.com.

Las LDES alternativas siguen siendo precomerciales a pesar de los 6.000 millones de dólares invertidos

​Varias tecnologías compiten por ofrecer almacenamiento competitivo en costes, apuntando a duraciones que el ion-litio no puede cubrir económicamente. El aumento de renovables deja huecos de varios días cuando la generación eólica y solar es baja. Estas tecnologías buscan cubrir ese periodo.

​Estas LDES alternativas se agrupan en cuatro familias:

• Sistemas electroquímicos (baterías de flujo, zinc híbrido, metal-aire)
• Sistemas mecánicos (aire comprimido adiabático, aire líquido, almacenamiento por gravedad, hidroeléctrica bombeada novedosa)
• Almacenamiento térmico (calor latente y sensible)
• Almacenamiento químico/hidrógeno

​A pesar de una inversión significativa, el avance comercial es desigual.

​Algunas tecnologías avanzan. El proyecto de aire líquido de 50 MW de Highview Power en Carrington alcanzó el cierre financiero en 2024. Energy Dome ha desplegado su primera batería comercial de CO₂ en Cerdeña. Form Energy abrió su primera fábrica de baterías de hierro-aire a gran escala en Virginia Occidental. Invinity ha entregado varios proyectos de baterías de flujo de vanadio que suman más de 50 MWh. Hydrostor obtuvo un LTESA para su proyecto de aire comprimido Silver City en Nueva Gales del Sur.

​Otras se han estancado. NGK Insulators cerró la producción de sus baterías de sodio-azufre. Ambri se reestructuró tras no lograr comercializar su batería de metal líquido. Corre Energy fue liquidada en noviembre.

En general, este resultado mixto refleja la dificultad de competir con la cadena de suministro y el historial operativo consolidados del ion-litio.

​Estas tecnologías también apuntan a duraciones muy diferentes. Las baterías de flujo y los híbridos de zinc buscan entre 6 y 12 horas, donde el ion-litio ya opera pero enfrenta problemas de degradación con altos ciclos.

El aire comprimido, el aire líquido y algunos sistemas térmicos apuntan a 12-24 horas, buscando un nicho donde la economía del ion-litio es menos clara. Mientras tanto, las baterías de hierro-aire buscan descargas de varios días y costes extremadamente bajos por MWh almacenado.

Estas promesas de duración son en gran parte declarativas. La mayoría de las tecnologías carecen de suficientes operaciones comerciales para validar el rendimiento a escala o demostrar sus supuestos de costes en despliegues reales.

Las LDES alternativas enfrentan trayectorias de costes desfavorables ante la caída de precios del ion-litio

Los datos de costes para LDES alternativas son escasos y suelen ser modelos teóricos más que observaciones reales. Las empresas suelen basarse en curvas de aprendizaje proyectadas en lugar de resultados logrados. Sin embargo, comparar tecnologías según la duración de descarga y los patrones de ciclos nos permite contrastar la ambición declarada con la realidad económica.

​La hidroeléctrica de bombeo sigue siendo dominante a nivel mundial, con más de 160 GW instalados. Ofrece fiabilidad probada y bajos costes operativos donde la topografía lo permite. Sin embargo, en mercados maduros, la mayoría de los sitios adecuados ya han sido desarrollados. Los proyectos nuevos enfrentan altos CAPEX y largos plazos de desarrollo.

El ion-litio ofrece ventaja de costes para duraciones de hasta 8-10 horas. Alrededor de las 10 horas, la ventaja sobre las LDES alternativas se reduce.

El almacenamiento de aire líquido y las baterías de CO₂ muestran resultados prometedores para duraciones largas. La batería de hierro-aire de Form Energy promete costes atractivos para almacenamiento de varios días, pero el historial de despliegue aún es limitado.

Las baterías de flujo de vanadio han demostrado su utilidad en entornos sensibles al fuego y aplicaciones de alto ciclo. Sin embargo, el coste del electrolito sigue siendo elevado. Las curvas de aprendizaje han sido demasiado planas para competir con el ion-litio a gran escala. Más allá de 10-12 horas, su ventaja en degradación pierde relevancia a medida que disminuye la intensidad de los ciclos.

Factores no relacionados con el coste crean nichos para las LDES alternativas

El coste domina la mayoría de las decisiones de inversión en almacenamiento. Pero en ciertos contextos, los requisitos de seguridad, limitaciones de red, vida útil del activo y consideraciones de cadena de suministro inclinan la balanza hacia tecnologías alternativas pese a sus mayores costes iniciales.

Nichos típicos donde el ion-litio está en desventaja:

• Entornos sensibles al fuego favorecen tecnologías no inflamables. Las áreas urbanas densas y la infraestructura crítica cada vez más restringen las baterías de ion-litio por motivos de seguridad y asegurabilidad. Las baterías de flujo, el almacenamiento térmico y el hierro-aire enfrentan menos obstáculos de permisos.
• Redes aisladas valoran la vida útil larga. Islas y ubicaciones remotas no pueden reemplazar fácilmente el almacenamiento. Las LDES alternativas diseñadas para 30-40 años tienen ventaja sobre los 15-20 años del ion-litio. Pero estos lugares también exigen fiabilidad probada y mínimo mantenimiento. Las tecnologías no demostradas enfrentan mayores barreras de despliegue en sistemas aislados.
• ​Aplicaciones de respaldo y resiliencia priorizan la vida útil de calendario por encima del ciclado, favoreciendo tecnologías que retienen capacidad tras largos periodos de inactividad.
• Restricciones de cadena de suministro y soberanía influyen cada vez más en la contratación. La IRA estadounidense y el Acta de Materias Primas Fundamentales europea favorecen materiales básicos y fabricación local frente a la dependencia del ion-litio en producción asiática y minerales críticos.
• El calor industrial crea un mercado específico. Tecnologías térmicas como las de Antora descarbonizan principalmente el calor de procesos industriales. El almacenamiento eléctrico mediante turbina es una expansión lógica, situándolas en un ámbito complementario al LDES para red.

​Los desarrolladores de LDES alternativas están diversificando cada vez más. Muchos ahora combinan ion-litio para competitividad a corto plazo con su propia tecnología para acceder a licitaciones de mayor duración.

Los desarrolladores de LDES alternativas están diversificando cada vez más sus configuraciones. Muchos combinan ion-litio para competitividad inmediata con su LDES propia para aprovechar futuras contrataciones de larga duración.

Por ejemplo, Energy Vault ha entregado un proyecto híbrido ion-litio-hidrógeno. Highview Power combina almacenamiento de aire líquido con ion-litio.

Este enfoque híbrido permite captar ingresos de mercado a corto plazo y posicionarse para apoyos contractuales de los operadores de red que buscan capacidad de larga duración.

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La demanda de almacenamiento se divide en ciclos diarios, huecos de varios días y necesidades estacionales

La economía del almacenamiento de larga duración sigue siendo incierta en mercados de libre competencia. Muchos proyectos LDES dependerán del apoyo contractual de operadores de red o reguladores que busquen cubrir necesidades específicas del sistema.

Hoy predominan tres escalas temporales distintas de uso.