Por qué el mundo necesita baterías a escala de red
Este artículo presenta diez razones por las que los sistemas eléctricos globales necesitan baterías, basándose en la investigación de Modo Energy en Estados Unidos, Gran Bretaña, Europa y Australia.
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El sistema eléctrico mundial ha llegado a un punto de inflexión. Durante 15 años, la demanda de electricidad en las economías avanzadas se estancó. Esa era ha terminado.
La electrificación se está acelerando. Solo los centros de datos representarán casi la mitad del crecimiento de la demanda en EE. UU. esta década. Si sumamos los vehículos eléctricos y las bombas de calor, en los próximos tres años la demanda eléctrica mundial crecerá en 3.500 TWh. El equivalente a sumar un Japón cada año.
Las energías renovables están creciendo para cubrir esa demanda. La generación solar se ha duplicado en tres años. Este año, la solar y la eólica cubrieron todo el crecimiento de la demanda y superaron al carbón por primera vez.
Pero la red no fue diseñada para esto. La solar alcanza su máximo al mediodía. La demanda máxima es por la tarde. El viento depende del clima, no del consumo.
Ahora más que nunca, el mundo necesita flexibilidad. La respuesta de la demanda, la carga inteligente, los interconectores y la energía limpia despachable ayudarán a redefinir cuándo y dónde fluye la electricidad.
Pero ningún recurso es tan versátil como los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Pueden desplazar energía, estabilizar la red y aliviar restricciones desde un solo activo que se despliega en 1-2 años.
1. Las baterías desplazan renovables y reducen el coste del sistema
A medida que crecen las renovables, el desajuste entre cuándo se produce la energía y cuándo se necesita crea dos problemas estructurales:
- Exceso de oferta: cuando la generación renovable inunda el sistema, llevando los precios a cero o negativos.
- Escasez: cuando la producción desaparece pero la demanda sigue alta y los precios se disparan.
En CAISO, las baterías cubren esta brecha desplazando 5 GW del suministro del mediodía al pico vespertino.
Cuando las baterías descargan durante la escasez, desplazan la generación más cara del sistema, normalmente turbinas de gas de punta.
En el NEM australiano, las baterías descargaron durante los picos de precios vespertinos el 12 de junio. Pero tras dos horas, la mayoría se quedó sin carga. El gas de punta tomó el relevo, llevando los precios al tope de mercado de $17.500/MWh.
A medida que crecen las flotas de baterías y se amplían las duraciones, el almacenamiento desplaza las horas de escasez en las que el gas fijaría el precio.
2. Las baterías absorben rampas solares pronunciadas
Una alta penetración solar genera rampas pronunciadas que requieren flexibilidad rápida. El famoso problema de la 'curva del pato'.
En el CAISO de California, la rampa vespertina es uno de los mayores retos del sistema. La carga neta sube 15–20 GW en las tres horas entre el pico solar y el pico vespertino.
La mayoría de las centrales térmicas rampan lentamente y no pueden bajar del 40% de carga sin apagarse.
Las baterías alcanzan su máxima potencia en menos de un segundo y pueden invertir el flujo instantáneamente, lo que las hace más efectivas para seguir las rampas solares diarias.
Los mercados eólicos enfrentan oscilaciones similares pero menos predecibles. A altas velocidades de viento, las turbinas se desconectan y la producción puede caer a cero.
3. Las baterías corrigen errores de previsión en tiempo real
La mayoría de los mercados eléctricos casan oferta y demanda en el mercado diario. Pero las previsiones de viento y solar suelen fallar entre un 5–10% entre la programación diaria y la entrega real. A medida que crecen las renovables, estos errores son grandes en términos absolutos.
Para la flota solar de 20 GW de Gran Bretaña, un error del 10% supone un déficit o excedente de 2 GW que impacta el Mecanismo de Balance.
Las baterías ofrecen la flexibilidad intradía que mantiene el equilibrio del sistema a medida que se actualizan las previsiones durante el día.
4. Las baterías alivian la congestión de la red donde más se necesita
La red se diseñó para transportar energía desde unas pocas grandes centrales térmicas hasta los centros de consumo. Pero la eólica y la solar se conectan donde los recursos son más abundantes, a menudo lejos de la demanda.
La oferta se ha desplazado. La red no. El resultado son restricciones y vertidos.
En Alemania, el redispatch y el vertido superan los 9,4 TWh al año, con costes de unos €400/MWh. Gran parte se destina a gestionar los flujos en los corredores de transmisión norte-sur congestionados.
El redispatch con baterías es dos tercios más barato.
El BESS alivia estas restricciones cargando detrás de los límites congestionados y descargando cuando hay capacidad, retrasando refuerzos de transmisión que pueden tardar una década o más.
Dos mecanismos de mercado indican dónde se necesita flexibilidad:
Las tarifas dinámicas premian a las baterías por aliviar la congestión
Con las tarifas TURPE 7 de Francia, las baterías pueden ganar bonificaciones de hasta €69/MWh por aliviar la congestión durante las horas pico solares.
Un sistema de dos horas podría ganar €12.000/MW/año por tarifas dinámicas, premiando la flexibilidad donde la red está más saturada.
La tarificación locacional premia la flexibilidad en zonas congestionadas
En EE. UU., mercados como ERCOT y PJM fijan precios en miles de nodos. Cuando una restricción local se activa, los precios nodales divergen de la región.
Russek Street, ubicado entre un parque eólico de 600 MW y una restricción frecuente, ve spreads de dos horas 2,5 veces mayores.
El mercado mayorista de Italia está dividido en siete zonas. Las zonas del sur, donde la producción solar y el vertido son mayores, muestran spreads hasta un 34% más altos.
Las baterías pueden ganar más donde la red está más ajustada, y estas señales locacionales se refuerzan a medida que crecen las renovables regionales.
5. Las baterías estabilizan la frecuencia en segundos
Respuesta de frecuencia
Cuando una gran central se desconecta, la frecuencia de la red cae. Las baterías inyectan o absorben energía para estabilizar el sistema antes de que el desequilibrio se propague. En Europa, el servicio primario de respuesta de frecuencia (FCR) se activa en 2 segundos.
Alemania adquiere solo 600 MW de FCR. Los servicios equivalentes en GB (Dynamic Containment, Moderation y Regulation) suman unos 1,5 GW.
Estos mercados son lucrativos, pero poco profundos.
En 2023, los ingresos por respuesta de frecuencia en GB cayeron un 73% al superar la capacidad BESS la demanda. Lo mismo ocurrirá en otros mercados a medida que crezcan las flotas de baterías.
Servicios de reserva
Los servicios de reserva restauran la frecuencia tras la respuesta inicial, entregando energía sostenida durante minutos en vez de segundos.
En Europa, la Reserva automática de Restablecimiento de Frecuencia (aFRR) alcanza toda su potencia en 5 minutos. En Gran Bretaña, Quick Reserve y Balancing Reserve cumplen funciones similares.
Las baterías optimizan entre estos servicios y el mercado mayorista, usando la energía de forma más eficiente. En GB, Quick Reserve supone entre el 7-17% de los ingresos de baterías.
6. Las baterías aportan fortaleza al sistema al retirarse las plantas térmicas
Servicios de inercia: inversores grid-forming resisten oscilaciones de frecuencia
Al retirarse los generadores síncronos, las redes pierden inercia: el colchón cinético que ralentiza los cambios de frecuencia tras una falla.
Con menos inercia, las desviaciones de frecuencia son más bruscas.
Las baterías con inversores grid-forming pueden aportar inercia sintética, inyectando energía sin quemar combustible.
La oportunidad es mayor que la respuesta de frecuencia. Alemania necesitará capacidad grid-forming equivalente a 30 GW de baterías para 2027, subiendo a 72 GW en 2037 a medida que crecen las renovables.
Soporte de voltaje: el BESS gestiona la potencia reactiva con más renovables
Las renovables provocan oscilaciones de voltaje mayores que antes absorbían los generadores síncronos.
- La solar eleva el voltaje al mediodía.
- Las regiones eólicas sufren caídas de voltaje en líneas largas.
Desde el apagón por voltaje en España en 2025, se ha despachado cada vez más ciclos combinados solo para control de voltaje.
Los volúmenes mensuales de gas para voltaje subieron de unos 125 GWh a casi 500 GWh tras el apagón, con costes de €150–200/MWh.
Las baterías grid-forming pueden aportar potencia reactiva incluso en reposo. Desde 2026, España pagará a las baterías por soporte de voltaje, reduciendo la dependencia de térmicas solo por fortaleza de sistema.
Black start: las baterías restauran la red tras un apagón
Tras una desconexión total, alguien debe arrancar primero. Varios países prueban la restauración liderada por baterías, pero Australia va más avanzada. Investigaciones de CSIRO muestran que las baterías grid-forming pueden reiniciar áreas más grandes con más fiabilidad que las térmicas. A medida que se retiran plantas de carbón y gas, Australia necesitará unas 2 GW de baterías grid-forming para 2028 solo para mantener la capacidad de reinicio.
7. La hibridación reduce el riesgo de inversión renovable
A medida que crece la solar, la producción se concentra en las mismas horas y los precios capturados caen. Esto es la canibalización solar.
En España, el precio capturado en mayo bajó de €13/MWh en 2024 a €2/MWh en 2025 y en torno al 23% de la generación solar ocurrió en horas de precio negativo.
El almacenamiento co-localizado con solar redefine el perfil de ingresos. Un sistema de 4 horas podría aumentar los ingresos en torno al 85%.
El perfil más plano y menos volátil reduce el riesgo merchant. Los proyectos híbridos solar-batería pueden asegurar PPAs flexibles con mayor apalancamiento que la solar sola, convirtiendo proyectos no financiables en activos bancables.
8. Las baterías behind-the-meter evitan colas y modifican la demanda
El almacenamiento behind-the-meter cubre directamente el consumo de una instalación, evitando la cola de conexión a la red.
Los centros de datos son la aplicación de más rápido crecimiento. La IA dispara la demanda, pero las redes no pueden conectar nueva carga lo suficientemente rápido. En Texas, ERCOT prevé 35 GW de nueva demanda de centros de datos para 2035. La ley estatal exige que grandes cargas de más de 75 MW autoabastezcan su energía.
La solución tradicional son turbinas de gas, pero la fabricación mundial está vendida hasta 2028.
La alianza de Google de 20.000 millones de dólares con Intersect Power muestra la alternativa: emplazamientos híbridos que combinan generación, almacenamiento y carga tras una sola conexión.
El mismo modelo se aplica a otras grandes cargas: minería, industria y hubs de recarga de vehículos eléctricos exploran el almacenamiento behind-the-meter para suavizar la demanda y evitar cuellos de botella.
9. Las baterías reducen el coste de la fiabilidad en mercados de capacidad
Los mercados de capacidad pagan a los generadores por estar disponibles en picos de demanda.
Las baterías no cubren sequías eólicas de varios días; eso requiere almacenamiento de larga duración o generación firme. Pero sí reducen los requisitos de capacidad firme y bajan el coste de mantener el suministro en eventos de escasez.
Los factores de acreditación en el SPP del suroeste de EE. UU. muestran cómo funciona en la práctica.
Las baterías de ocho horas logran acreditación plena en verano, cuando el estrés viene de picos vespertinos. En invierno la acreditación es menor. Las olas de frío y los valles eólicos elevan la demanda más de 12 horas, más allá de lo que cubre el almacenamiento limitado.
Las baterías compiten con el gas por contratos de capacidad. En la subasta T-4 de GB para 2028/29, las baterías ganaron 6,2 GW de capacidad de conexión, el 46% de los nuevos contratos.
10. Las baterías permiten energía libre de carbono 24/7
Las baterías absorben energía baja en carbono y la liberan cuando la unidad marginal es más emisora.
En Gran Bretaña, la intensidad de carbono varía de 0 kgCO₂/MWh en las horas más limpias del mediodía a 445 kgCO₂/MWh al anochecer.
A medida que el precio del carbono en Reino Unido sube de ~£55/tonelada hoy a £125/tonelada en 2035, la diferencia entre horas bajas y altas en carbono se amplía, y las baterías capturan más valor desplazando energía entre esos periodos.
En resumen: por qué las redes eléctricas necesitan sistemas de almacenamiento en baterías
El mundo suma cada año una demanda eléctrica equivalente a la de Japón. Las renovables crecen para cubrirla. Pero sin flexibilidad, ese crecimiento se atasca. Limitado por colas de conexión, vertidos y la necesidad de respaldo térmico que nadie quiere construir.
Las baterías a escala de red resuelven todos estos problemas. Desplazan energía, estabilizan frecuencia, alivian restricciones y se despliegan rápidamente con capital privado.
Los mercados que premien estos servicios avanzarán más rápido.
