Las tecnologías de almacenamiento de energía 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 tecnologías alternativas emergentes sigue siendo inferior a un gigavatio-hora. Varios desarrolladores pioneros se han estancado, han salido del mercado o han pivotado hacia proyectos basados en baterías de ion-litio para seguir siendo financiables.

Intervenciones políticas recientes han vuelto a situar las tecnologías LDES en el centro de atención. La licitación MACSE de Italia, el Cap and Floor de LDES en Gran Bretaña y la próxima licitación de larga duración en Alemania apuntan a periodos de almacenamiento más largos. Estos van más allá de lo que actualmente premian los mercados de libre competencia.

Mecanismos similares están surgiendo a nivel mundial. El LTESA de Nueva Gales del Sur busca 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 brinda apoyo específico para activos de mayor duración. California también ha avanzado con una licitación dedicada de LDES, exigiendo a las eléctricas contratar almacenamiento de 8 horas o más.

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

Esta investigación analiza:

• Qué tecnologías de almacenamiento de larga duración existen actualmente y cuál es su grado de madurez
• Cómo se comparan económicamente con el ion-litio
• Dónde aportan valor las LDES alternativas
• Qué requieren realmente los mercados eléctricos en cuanto a duración del almacenamiento

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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. Apuntan a duraciones que el ion-litio no puede cubrir económicamente. El aumento de renovables deja al descubierto brechas de varios días cuando la generación eólica y solar es baja. Estas tecnologías buscan cubrir ese hueco.

Estas tecnologías 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, bombeo hidroeléctrico innovador)
• Almacenamiento térmico (calor latente y sensible)
• Almacenamiento químico/hidrógeno

A pesar de la fuerte inversión, el avance comercial es desigual.

Algunas tecnologías progresan. 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 consiguió 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 baterías de sodio-azufre. Ambri se reestructuró tras no lograr comercializar su batería de metal líquido. Corre Energy fue liquidada en noviembre.

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

Estas tecnologías también apuntan a duraciones muy distintas. 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 segura. Paralelamente, las baterías de hierro-aire buscan descargas de varios días y un coste extremadamente bajo por MWh almacenado.

Estas promesas de duración son en gran parte declarativas. La mayoría de tecnologías carecen de historial comercial suficiente para validar su rendimiento a escala o demostrar sus supuestos de costes en despliegues reales.

Las LDES alternativas enfrentan trayectorias de costes desfavorables frente a la caída del precio del ion-litio

Los datos de costes de las LDES alternativas siguen siendo escasos y a menudo modelizados, no observados. Las empresas suelen basarse en curvas de aprendizaje proyectadas, no en resultados reales. Aun así, comparar tecnologías según duración de descarga y patrones de ciclos permite contrastar la ambición declarada con la realidad económica.

El bombeo hidroeléctrico sigue siendo dominante a nivel mundial, con más de 160 GW instalados. Ofrece fiabilidad demostrada y bajos costes operativos donde la topografía lo permite. Sin embargo, en mercados maduros, la mayoría de los emplazamientos adecuados ya se han desarrollado. 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. En torno a 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 ofrece costes atractivos para almacenamiento de varios días, aunque su historial de despliegue 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 alto. 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 de degradación pierde relevancia al disminuir la intensidad de los ciclos.

Factores no económicos crean nichos para las LDES alternativas

El coste domina la mayoría de decisiones de inversión en almacenamiento. Pero en contextos específicos, los requisitos de seguridad, las limitaciones de red, la vida útil del activo y la cadena de suministro inclinan la balanza hacia tecnologías alternativas, pese a su mayor coste inicial.

Nichos típicos donde el ion-litio está en desventaja:

• Entornos sensibles al fuego favorecen tecnologías no inflamables. Zonas urbanas densas e infraestructuras críticas bloquean cada vez más las baterías de ion-litio por motivos de seguridad y asegurabilidad. Las baterías de flujo, el almacenamiento térmico y el hierro-aire enfrentan menos trabas de permisos.
• Redes aisladas valoran la larga vida útil. Islas y ubicaciones remotas no pueden reemplazar el almacenamiento fácilmente. Las LDES alternativas diseñadas para 30-40 años superan al ion-litio, que dura 15-20 años. Pero estos lugares también exigen fiabilidad probada y mínimo mantenimiento. Las tecnologías no probadas enfrentan barreras adicionales en sistemas aislados.
• Aplicaciones de respaldo y resiliencia priorizan la vida útil en calendario frente al ciclo, favoreciendo tecnologías que mantienen capacidad tras largos periodos de inactividad.
• Restricciones de cadena de suministro y soberanía influyen cada vez más en la contratación. La IRA estadounidense y la Ley Europea de Materias Primas Críticas favorecen materiales a granel y fabricación local frente a la dependencia del ion-litio de la producción asiática y minerales críticos.
• El calor industrial crea un mercado propio. Tecnologías térmicas como las de Antora buscan descarbonizar el calor de procesos industriales. El almacenamiento eléctrico vía turbina es una expansión lógica, situándolas como complemento de las LDES enfocadas a red.

Los desarrolladores de LDES alternativas diversifican cada vez más sus configuraciones de proyectos. Muchos ya combinan ion-litio con su propia tecnología LDES. El ion-litio capta ingresos a corto plazo, la LDES apunta a licitaciones de mayor duración.

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

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

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

La economía del almacenamiento de larga duración sigue siendo incierta en mercados libres. Muchos proyectos LDES dependerán de apoyos contractuales de operadores de red o reguladores para cubrir necesidades específicas del sistema.

Hoy predominan tres horizontes temporales de uso.