Revista Energética. Mayo 2026

tran precios negativos relevantes en las horas centrales del día, lo que ha impulsado incentivos para fomentar el consumo energético en esas horas, especialmente mediante baterías y recarga de vehículos eléctricos. Otro elemento que previsiblemente dinamizará el mercado será la inte- gración de las baterías de los vehícu- los eléctricos mediante sistemas V2G, permitiendo aportar energía almace- nada a la red cuando los vehículos no estén en uso. Costes de las baterías El coste de las baterías ya no consti- tuye el principal obstáculo para su desarro- llo, como demuestra el crecimiento tanto del número de instalaciones como de su capaci- dad instalada. Sin embargo, como puede observarse en la Figura 2, el coste final no depende única- mente de las celdas. La integración en conte- nedores, junto con los equipos complemen- tarios necesarios —inversores, sistemas de gestión de módulos (BMS), sistemas de ges- tión energética y de mercado, refrigeración, interconexiones en subestaciones y servicios de ingeniería, construcción, montaje y pues- ta en marcha— puede llegar a duplicar el coste inicial de las celdas. Rentabilidad: LCOE, BESS y LDES Resulta necesario profundizar en los aná- lisis clásicos y genéricos de rentabilidad publicados por organismos y consultoras especializadas (Lizard, Bloomberg, IEA o IRENA), con el fin de adaptar estos análisis a las particularidades de cada país y territorio (figura 3). Los datos del último informe de IRENA so- bre renovables 24/7 indican que el coste ni- velado a largo plazo (LCOE) para sistemas de larga duración (LDES 24/7) oscila entre 54 y 82 USD/MWh, por debajo de las centrales de gas, situadas entre 100 y 125 USD/MWh. Las proyecciones de IRENA para 2030 con- templan reducciones adicionales de costes del 30%, y del 40 % para 2035, lo que situaría estos costes por debajo de 50 USD/MWh. Por tanto, además de la disponibilidad del recurso renovable, la estrategia de dimensio- namiento de las instalaciones de baterías — ya sean aisladas o hibridadas con instalacio- nes solares y/o eólicas— deberá considerar tanto la potencia punta como la capacidad energética necesaria para almacenamiento de corta duración (2-4-8 horas, BESS) o de larga duración, incluso 24/7 (LDES). Los territorios con mayores recursos sola- res y eólicos serán claramente los más favo- rables. Hasta hace poco predominaban las BESS de corta duración, adaptadas a picos de precios de unas 2-4 horas. Sin embargo, comienzan ya a implantarse sistemas LDES 24/7 a medida que disminuyen los costes de las baterías. Para almacenamientos superiores a un día se plantean otras tecnologías, como las centrales hidroeléctricas de bombeo o las baterías de flujo. En es- tas últimas, el electrolito se almacena en tanques cuyo límite viene determi- nado fundamentalmente por el volu- men disponible. Refuerzo de las redes eléctricas La introducción masiva de las dife- rentes modalidades de baterías en las redes de distribución contribuirá a refor- zarlas y a reducir pérdidas por transporte y vertidos energéticos. No obstante, la proliferación de millones de instalaciones de pequeño tamaño su- pondrá también un reto para la operación y gestión de las redes, dado que actualmente no resulta totalmente previsible la entrada y salida de estas instalaciones. La normativa que permita la participación de nuevos agentes del mercado —como ya ocurre en otros países— facilitará la gestión de estos activos distribuidos de pequeños productores y consumidores. Todo ello requerirá, además, nuevas inver- siones en sistemas de control, automatiza- ción y digitalización de los equipos eléctricos de distribución y transporte. Aunque China lidera actualmente la fabri- cación mundial de celdas, España dispone de fabricantes del resto de componentes y de profesionales de ingeniería capacitados para llevar a cabo el diseño, instalación y mantenimiento de estas infraestructuras ◉ Figura 3. Datos de LCOE renovables 24/7. Fuente: IRENA, mayo 2026. Figura 1. Descenso anual de precios de baterías. Fuente: Bloomberg, 2024. Figura 2. Distribución de costes de sistemas de bate- rías. Fuente: S&P, 2025. almacenamiento energético 117 ENERGÉTICA XXI · 256 · MAY 26