Este artículo expone las 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 global ha llegado a un punto de inflexión.
Durante 15 años, la demanda de electricidad en las economías avanzadas se estancó. Esa época 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 global crecerá en 3.500 TWh. El equivalente a añadir 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 pico 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 a la demanda, la recarga inteligente, los interconectores y la energía limpia despachable ayudarán a rediseñar cuándo y dónde fluye la energía.
Pero ninguno 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 trasladan la energía renovable del exceso a la escasez
A medida que las renovables crecen, el desajuste entre cuándo se produce la energía y cuándo se necesita genera dos problemas estructurales:
- Exceso de oferta: cuando la generación renovable inunda el sistema, llevando los precios a cero o negativos.
- Escasez: cuando esa producción desaparece, pero la demanda sigue alta y los precios se disparan.
En CAISO, las baterías cubren este hueco trasladando 5 GW de suministro del mediodía al pico de la tarde.
2. Desplazando el gas: cómo las baterías reducen los costes del sistema
Cuando las baterías descargan durante la escasez, desplazan la generación más cara del sistema, normalmente los ciclos combinados de gas.
En el NEM de Australia, las baterías descargaron durante los picos de precios vespertinos el 12 de junio. Pero tras dos horas, la mayoría se quedó sin carga, recordando que la flota actual está limitada en duración. El gas de punta tomó el relevo, llevando los precios al tope del mercado de $17,500/MWh.
A medida que crece la flota de baterías y aumenta su duración, el almacenamiento desplaza las horas de escasez en las que el gas fijaría el precio.
3. Rampas solares: BESS gestiona variaciones de 15–20 GW en minutos
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 de la tarde.
La mayoría de las unidades térmicas deben funcionar al 40–60% de carga mínima y tienen rampas limitadas de hasta una hora.
Las baterías alcanzan su máxima potencia en menos de un segundo y pueden invertir su dirección al instante, por lo que son más eficaces gestionando rampas solares pronunciadas.
4. Error de previsión: las baterías reequilibran la oferta 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 el día anterior y la entrega en tiempo real.
A medida que crecen las flotas renovables, estos errores se vuelven grandes en términos absolutos. Para los 20 GW solares de Gran Bretaña, un error del 10% supone un déficit o exceso de 2 GW en el Mecanismo de Balance.
Las baterías aportan la flexibilidad intradía que mantiene el sistema equilibrado a medida que se actualizan las previsiones.
5. Congestión de la red: las baterías posponen inversiones en transmisión
La red se diseñó para transportar energía desde unas pocas grandes centrales térmicas hasta los centros de demanda. Pero la eólica y la solar se conectan donde los recursos son más abundantes, a menudo lejos del consumo.
La oferta ha cambiado, pero la red no. Esto provoca restricciones, vertidos y un aumento de los costes de redispatch.
En Alemania, el redispatch y los vertidos superan los 9,4 TWh al año, con costes de unos €400/MWh. Gran parte se destina a gestionar los flujos en los corredores norte-sur restringidos.
Los BESS alivian estas restricciones cargando detrás de los límites congestionados y descargando cuando hay capacidad, posponiendo mejoras en transmisión que pueden tardar una década o más.
Los mercados usan dos mecanismos principales para señalar dónde se necesita flexibilidad:
Tarifas de red zonales
Bajo las tarifas TURPE 7 de Francia, las baterías pueden ganar bonificaciones de hasta €69/MWh por aliviar la congestión durante las horas punta solares.
Un sistema de dos horas podría ganar €12.000/MW/año por tarifas dinámicas, premiando la flexibilidad donde la red está más saturada.
Señales de mercado
El mercado mayorista de Italia se divide en ocho zonas de precios, una forma de pricing marginal zonal que expone a las baterías a diferencias regionales.
Las zonas del sur, donde la solar y los vertidos son mayores, muestran hasta un 34% más de spreads que las del norte.
Las baterías pueden ganar más donde la red es más ajustada, y estas señales se refuerzan a medida que crecen las renovables regionales.
6. Respuesta de frecuencia, inercia y voltaje: servicios auxiliares de las baterías
Respuesta de frecuencia
Cuando una gran central falla, la frecuencia de la red cae en segundos. Las baterías inyectan o absorben energía para estabilizar el sistema antes de que el desequilibrio se propague.
En Europa, el servicio de respuesta primaria (FCR) se activa en 2 segundos.
Alemania adquiere solo 600 MW de FCR, un mercado pequeño que las baterías ya han saturado en gran medida.
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 servicios de respuesta de frecuencia en GB cayeron un 73% al superar la capacidad de BESS la demanda. Lo mismo ocurrirá en otros mercados a medida que crezcan las flotas.
Servicios de reserva
Los servicios de reserva restauran la frecuencia tras la respuesta inicial, aportando energía sostenida durante minutos en vez de segundos.
En Europa, la reserva automática de restauración de frecuencia (aFRR) alcanza toda su potencia en 5 minutos. En Gran Bretaña, Quick Reserve y Balancing Reserve cumplen funciones equivalentes.
En GB, Quick Reserve supone 7-17% de los ingresos de baterías.
Servicios de inercia: inversores grid-forming resisten desviaciones de frecuencia
Al retirarse los generadores síncronos, las redes pierden inercia: el colchón cinético que amortigua los cambios de frecuencia tras una falla.
Con menos inercia, las desviaciones de frecuencia son más bruscas y la robustez del sistema disminuye.
Las baterías con inversores grid-forming pueden aportar inercia sintética, inyectando energía en milisegundos sin quemar combustible.
La oportunidad es mayor que la respuesta de frecuencia. Alemania necesitará capacidad grid-forming equivalente a 30 GW de baterías en 2027, subiendo a 72 GW en 2037 conforme se retiran térmicas y crecen las renovables.
Soporte de voltaje: BESS gestiona potencia reactiva con más renovables
Las renovables provocan mayores fluctuaciones de voltaje 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 han despachado ciclos combinados solo para control de voltaje cada vez más.
El volumen mensual de gas para voltaje subió de unos 125 GWh a casi 500 GWh tras el apagón, con costes de €150–200/MWh.
Las baterías grid-forming pueden inyectar o absorber potencia reactiva incluso en reposo. Desde 2026, España pagará a las baterías por soporte de voltaje, reduciendo la dependencia de térmicas solo para robustez.
Black start: las baterías restauran la red tras un apagón
Tras un apagón total, alguien tiene que arrancar primero.
Varios países están probando la restauración liderada por baterías, pero Australia va por delante. Investigaciones de CSIRO demostraron que las baterías grid-forming pueden reiniciar áreas más grandes de la red con mayor fiabilidad que las centrales térmicas.
A medida que se retiran plantas de carbón y gas, Australia necesitará unos 2 GW de baterías grid-forming para 2028 solo para mantener la capacidad de reinicio actual.
7. Las baterías protegen los ingresos solares y desbloquean capital
Al crecer la generación solar, la producción se concentra en las mismas horas y los precios capturados colapsan. Esto es la canibalización solar.
En España, los precios capturados en mayo cayeron de €13/MWh en 2024 a €2/MWh en 2025. Alrededor del 23% de la generación solar se produjo en horas con precios negativos.
El almacenamiento de baterías en el mismo emplazamiento cambia el perfil de ingresos. Combinar solar con un sistema de 4 horas podría aumentar los ingresos en torno a un 85%.
El perfil más plano y menos volátil reduce el riesgo merchant y es más fácil de financiar. Los proyectos híbridos solar-almacenamiento pueden asegurar contratos PPA flexibles con mayor apalancamiento que la solar en solitario, convirtiendo proyectos antes inviables en activos financiables.
8. Behind-the-meter: las baterías evitan colas de red para centros de datos
El almacenamiento behind-the-meter se instala en el lado del cliente, esquivando las colas de conexión y los cargos de transmisión.
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 las turbinas de gas, pero la capacidad mundial está vendida hasta 2028.
En diciembre de 2024, Google se asoció con Intersect Power en un programa de 20.000 millones de dólares para construir solar, BESS y centros de datos en el mismo emplazamiento, con el primer proyecto operativo en 2027.
El mismo modelo se aplica a otras grandes cargas: minería, industria y hubs de recarga de vehículos eléctricos están explorando almacenamiento behind-the-meter para evitar cuellos de botella en la red.
9. Mercados de capacidad: las baterías reducen el coste de la fiabilidad
Los mercados de capacidad pagan a los generadores por estar disponibles durante los picos de demanda, asegurando el suministro incluso cuando la producción renovable es baja. Las baterías no cubren sequías eólicas de varios días, eso requiere generación firme o almacenamiento de larga duración. Pero sí reducen el coste de mantener la seguridad del suministro.
En NYISO, los límites de transmisión de Nueva York han mantenido los precios un 250% por encima del promedio estatal desde 2023.
Actualmente, solo 14 MW de baterías participan. Cuando crezcan hasta los 2 GW previstos para 2030, la presión competitiva sobre los precios aumentará.
Durante eventos de escasez reales, las baterías optimizan en torno a la generación térmica, reduciendo el pico de demanda que debe cubrir la capacidad firme.
10. Energía libre de carbono 24/7: las baterías permiten el ajuste horario
Las baterías absorben energía baja en carbono y la liberan cuando la unidad marginal es mucho más intensiva en carbono.
En los datos siguientes, la intensidad de carbono varía de 0 kgCO₂/MWh durante las horas más limpias del mediodía a 445 kgCO₂/MWh al anochecer, cuando predominan las térmicas.
A medida que el coste del carbono en Reino Unido suba de ~£55/tonelada hoy a unas £125/tonelada en 2035, la diferencia entre precios bajos (off-peak) y altos (pico) según el carbono crecerá, permitiendo que las baterías capturen más valor solo por desplazar energía entre esas horas.
En resumen
El mundo suma cada año una demanda eléctrica equivalente a la de Japón. Las renovables crecen para cubrirla. Pero sin flexibilidad, ese crecimiento se estanca. Atascado por colas de red, vertidos y el respaldo térmico que nadie quiere construir.
Las baterías a escala de red resuelven todo esto. Desplazan energía, estabilizan la frecuencia, alivian restricciones y se despliegan en meses con capital privado.
Los mercados que premien estos servicios serán los que más rápido avancen.
