Las instalaciones globales de almacenamiento energético de larga duración (LDES, por sus siglas en inglés) superaron los 15 GWh en 2025, lo que supone un incremento del 49% interanual, según el último informe Long Duration Energy Storage Trends publicado por la consultora Wood Mackenzie. Pese al fuerte crecimiento en capacidad instalada, el sector afronta crecientes desafíos por la caída de la financiación y la competencia de las baterías de ion-litio.

Entre las tecnologías instaladas durante el año, el almacenamiento por aire comprimido (CAES) concentró el 45% del total, seguido del almacenamiento térmico con un 33% y las baterías de flujo redox de vanadio (VRFB) con un 21%.

China continúa liderando con claridad el despliegue global y concentra el 93% de la capacidad acumulada, impulsada por un fuerte respaldo político que incluye mandatos provinciales y el Plan de Acción Especial para el Desarrollo de Nuevo Almacenamiento de Energía (2025-2027).

“Pese al impresionante crecimiento de las instalaciones el año pasado, las tecnologías LDES están atrapadas en un estrechamiento estratégico”, afirmó Jiayue Zheng, consultor principal de almacenamiento energético en Wood Mackenzie. Según explicó, las baterías de ion-litio han capturado el mercado clave de almacenamiento de cuatro a ocho horas gracias a sus menores costes y a una cadena de suministro más consolidada, mientras que el LDES todavía carece de mecanismos de demanda y señales de precio suficientes para lograr viabilidad comercial.

De acuerdo con los escenarios de neutralidad climática de Wood Mackenzie, la duración media del almacenamiento energético global debería aumentar desde las 2,5 horas actuales hasta cerca de 20 horas para respaldar sistemas eléctricos con alta penetración renovable.

Países como Alemania, Australia o Dinamarca, que aspiran a superar el 50% de generación renovable variable antes de 2030, necesitarán un despliegue más amplio de almacenamiento de larga duración para garantizar la estabilidad de la red.

Sin embargo, el LDES representa actualmente solo el 6% de las instalaciones globales de almacenamiento en 2025. Mientras los proyectos con baterías de ion-litio suelen ofrecer una media de dos horas de almacenamiento, las baterías VRFB y los sistemas CAES alcanzan aproximadamente cuatro horas, y el almacenamiento térmico cerca de ocho horas.

El informe también señala que la certeza de ingresos para estos proyectos es mayor en mercados como Reino Unido, Italia, Estados Unidos y Australia, donde empiezan a surgir mecanismos de contratación específicos por tecnología. En otros países —entre ellos España, Irlanda o Alemania— comienzan a aparecer programas de adquisición específicos, aunque la mayoría de mercados todavía carecen de mecanismos de capacidad adecuados.

La sequía de inversión amenaza al sector

Según el informe, la financiación global para proyectos de LDES descendió un 30% interanual en 2025, excluyendo el compromiso de 1.760 millones de dólares del Departamento de Energía de Estados Unidos para Hydrostor. La inversión de capital riesgo registró una caída aún más acusada, del 72%, lo que aumenta la presión financiera sobre numerosas startups del sector.

Entre 2021 y 2025, solo tres compañías —Hydrostor, EOS Energy y Form Energy— lograron captar más de 1.000 millones de dólares cada una, acumulando en conjunto más de 4.000 millones de dólares. Aun así, incluso las empresas mejor financiadas siguen afrontando importantes desafíos financieros.

Wood Mackenzie atribuye el complicado entorno inversor a varios factores: tipos de interés elevados, que reducen el atractivo de proyectos con retornos a largo plazo; una mayor competencia por capital debido al crecimiento de centros de datos de inteligencia artificial y nuevas infraestructuras eléctricas; y la continua caída del precio de las baterías de ion-litio, que reduce la ventaja económica de las tecnologías LDES.

Brecha de costes frente al ion-litio

Las diferencias de costes siguen siendo un obstáculo relevante. En China, un proyecto de baterías de ion-litio con cuatro horas de almacenamiento tiene un coste aproximado de 107 dólares por kWh, mientras que el almacenamiento térmico y el CAES —las opciones LDES más económicas— alcanzan 190 dólares/kWh y 201 dólares/kWh, respectivamente, lo que supone sobrecostes de entre el 78% y el 88%.

Según Priya Shrivastava, responsable de investigación de la cadena de suministro de almacenamiento en Wood Mackenzie, el coste de los proyectos con baterías VRFB podría reducirse más de un 30% para 2034, aunque seguiría siendo alrededor de un 240% superior al de los proyectos con baterías de litio-ferrofosfato para sistemas de cuatro horas.

De cara a la próxima década, Wood Mackenzie prevé que las baterías de ion-litio mantengan una cuota del 85% del mercado de almacenamiento hasta 2034, mientras que las tecnologías VRFB y CAES alcanzarían aproximadamente el 5% y el 3%, respectivamente.

Además, los fabricantes de ion-litio están ampliando su oferta hacia productos de mayor duración, consolidando su dominio en el segmento de cuatro a ocho horas gracias a su competitividad en costes y a cadenas de suministro que ya superan los 1.000 GWh de capacidad.

La demanda de almacenamiento de varios días de duración sigue siendo limitada, ya que los sistemas de dos a ocho horas cubren cerca del 90% de las necesidades actuales, y los eventos que requieren descargas de varios días se producen menos de 10 días al año en la mayoría de regiones.

Aun así, el informe concluye que varios proyectos LDES de gran escala avanzan en distintas partes del mundo, como el sistema de almacenamiento por aire líquido de 50 MW / 300 MWh de Highview en Reino Unido, la batería de CO? de 20 MW / 200 MWh de Energy Dome en Italia, y múltiples proyectos de CAES y almacenamiento térmico de escala gigavatio-hora en China.