Un 84 por ciento más barato: una tecnología en caída libre hacia arriba: la verdad sobre el almacenamiento de baterías
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Prefiere Xpert.Digital en GoogleⓘPublicado el: 15 de mayo de 2026 / Actualizado el: 15 de mayo de 2026 – Autor: Konrad Wolfenstein
Un 84 por ciento más barato: Una tecnología en caída libre – La verdad sobre el almacenamiento de baterías – Imagen: Xpert.Digital
¿Por qué los políticos ignoran el auge mundial de las baterías? La gran caída de precios: cómo el almacenamiento de energía en baterías pone al descubierto nuestra política energética
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A pesar de las históricas caídas de precios: ¿Por qué Alemania prefiere el gas?
Los precios de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías están cayendo a mínimos históricos en todo el mundo: una revolución tecnológica que está transformando radicalmente el mercado energético global. Sin embargo, en lugar de aprovechar este enorme impulso económico para lograr un suministro de energía limpio y rentable, los responsables políticos alemanes se aferran obstinadamente a un dogma anticuado: la construcción multimillonaria de nuevas centrales eléctricas de gas fósil. Mientras que países como China, Australia y Estados Unidos llevan tiempo invirtiendo en gigantescas centrales de almacenamiento de energía, la normativa alemana está obstaculizando sistemáticamente esta tecnología. Este es un análisis exhaustivo de las caídas de precios ignoradas, los errores en la política industrial y la cuestión crucial de por qué Alemania está a punto de perderse el próximo gran cambio tecnológico.
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En la historia de la tecnología energética moderna, difícilmente se ha visto una caída de costos tan pronunciada, constante y económicamente transformadora como la de las baterías de iones de litio. Según el estudio anual de precios de baterías de BloombergNEF, los precios de los sistemas de almacenamiento de baterías estacionarias cayeron un 45 % en un solo año, entre 2024 y 2025, hasta un mínimo histórico de 70 dólares por kilovatio-hora. Si se observa la tendencia a largo plazo desde 2016, la caída general de precios ronda el 84 %, un descenso que ninguna otra central eléctrica o sistema de almacenamiento se ha acercado siquiera a igualar. En China, con diferencia el mayor mercado de producción del mundo, los primeros proyectos a gran escala se implementaron a principios de 2025 con costos de sistema inferiores a 63 dólares por kilovatio-hora, una cifra considerada absurda hace tan solo unos años.
Esta evolución de los precios no es un fenómeno de mercado a corto plazo explicable por fluctuaciones temporales en los precios de las materias primas. Es el resultado de un proceso de maduración tecnológica, inversiones masivas en capacidad de producción, mejoras sistemáticas en la eficiencia de la química de las celdas y un efecto de curva de aprendizaje global que ha cobrado un impulso exponencial con la expansión de la producción en masa. BloombergNEF cuantifica la caída real de los precios desde 2010 en un total del 93 por ciento. Al mismo tiempo, las nuevas instalaciones globales de sistemas de almacenamiento de baterías estacionarias aumentaron a alrededor de 315 gigavatios-hora en 2025, un incremento del 50 por ciento en comparación con el año anterior. Se prevén instalaciones de más de 450 gigavatios-hora para 2026. Ante este panorama, surge una pregunta cada vez más urgente: ¿Por qué, a pesar de esta evolución del mercado, la política económica alemana bajo la ministra Katherina Reiche se basa casi exclusivamente en la construcción de nuevas centrales eléctricas de gas?
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La paradoja del mercado de almacenamiento de baterías reside en que su auge económico comenzó con una caída espectacular de los precios. Si bien en otros sectores la bajada de precios se considera un síntoma de crisis —por ejemplo, en el sector de los semiconductores, donde el exceso de capacidad reduce los márgenes—, en el mercado del almacenamiento indica precisamente lo contrario: una demanda creciente, madurez tecnológica y competitividad estructural. El mercado de almacenamiento de baterías crece tan rápidamente precisamente porque se está abaratando, no a pesar de ello.
Según los costes puros del sistema, los sistemas de almacenamiento estacionarios a gran escala en la UE alcanzaron un valor de entre 180 y 215 euros por kilovatio-hora a finales de 2025. Rystad Energy prevé un descenso adicional hasta unos 170 euros por kilovatio-hora para 2026. Un cálculo comparativo del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar muestra que una nueva turbina de gas, que opera solo durante los picos de demanda, produce electricidad a un coste de entre 15,4 céntimos y más de 30 céntimos por kilovatio-hora; en una crisis energética como la de 2022, estos costes pueden llegar a los 53 céntimos por kilovatio-hora. En comparación directa, la electricidad procedente de centrales solares y eólicas cuesta menos de 5 céntimos por kilovatio-hora. El almacenamiento intermedio mediante un sistema de baterías con un precio de sistema de 170 euros por kilovatio-hora aumenta el coste de esta electricidad en tan solo unos 4 céntimos. El resultado —generación de energía renovable más almacenamiento en baterías a menos de 10 céntimos por kilovatio-hora— está, por lo tanto, muy por debajo de los costes de producción de cualquier central eléctrica de gas de nueva construcción en Alemania.
La comparación se vuelve aún más drástica al considerar los costos totales. Un estudio del Foro para la Economía de Mercado Ecológica y Social (FÖS), encargado por Green Planet Energy, cuantifica los costos sociales totales de una nueva central eléctrica de gas en Alemania en hasta 67 céntimos por kilovatio-hora. Esta cifra incluye no solo los costos de generación de electricidad, que oscilan entre 23 y 28 céntimos, sino también el daño climático que no está totalmente cubierto por el precio del CO₂. Cada nueva central eléctrica de gas emite hasta 8,4 millones de toneladas de CO₂ a lo largo de su vida útil y genera un daño climático de hasta siete mil millones de euros, que no se internaliza. Para los 10 gigavatios de centrales eléctricas de gas planificadas solo en la primera fase, el FÖS estima costos de subvención directa de alrededor de 6,6 mil millones de euros.
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Lo que en Alemania se considera una opción políticamente controvertida para el futuro, a nivel internacional ya es una realidad. En el estado australiano de Victoria, los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala produjeron más electricidad que las centrales eléctricas de gas por primera vez en 2025. En California, estos sistemas ya cubrían más del 20 % de la demanda eléctrica nocturna en abril de 2025, una función que hasta 2020 era casi exclusivamente responsabilidad de las centrales eléctricas de gas. A nivel mundial, la capacidad instalada de los sistemas de almacenamiento de baterías superó los 250 gigavatios en 2025, superando por primera vez la capacidad de las centrales hidroeléctricas convencionales de bombeo, que durante décadas habían constituido la columna vertebral del almacenamiento energético mundial. Solo en 2025, se pusieron en marcha más de 100 gigavatios de nueva capacidad de baterías en todo el mundo, un aumento del triple con respecto a 2023.
La geografía del crecimiento de este auge es notable. China domina por un margen que se asemeja más a una economía planificada potenciada que a una economía de mercado: solo en diciembre de 2025, China instaló más capacidad de almacenamiento de baterías estacionarias que Estados Unidos en todo el año. Detrás de China y Estados Unidos se encuentran Arabia Saudita, Australia y Chile, países que han acelerado la expansión del almacenamiento de baterías mediante decisiones sistemáticas de diseño de mercado. Europa ocupa una posición ambivalente en esta carrera: en Alemania, el principal mercado único europeo hasta la fecha, los legisladores están frenando el crecimiento con la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) justo cuando el impulso global está en pleno auge.
La dimensión estratégica de este patrón es innegable. La historia de la energía solar fotovoltaica ha demostrado las consecuencias de que un mercado pionero dilapie su posición competitiva por errores regulatorios: Alemania, líder mundial del mercado, impulsó la industria, pero luego perdió terreno frente a la producción china debido a una política industrial deficiente, y hoy importa la mayoría de sus módulos solares. Una analogía similar podría darse con el almacenamiento de energía en baterías, pero con la diferencia de que la instalación y la integración de sistemas generan aún mayor valor añadido local que la mera producción de módulos, y que Alemania aún podría defender activamente su liderazgo en el sector de los sistemas.
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La ministra de Economía, Katherina Reiche, ha estructurado claramente la política de expansión de capacidad del gobierno alemán: según la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG), se licitarán nueve gigavatios de la denominada capacidad a largo plazo con una regla de diez horas en 2026, seguidos de otros dos gigavatios en 2027, y luego rondas tecnológicamente neutras en 2027 y 2029. Los consumidores de electricidad podrían afrontar costes anuales adicionales de entre uno y tres mil millones de euros a partir de 2031, financiados mediante un nuevo impuesto al consumo. Esta arquitectura del mercado de capacidad es internamente coherente, para un mundo en el que las centrales eléctricas de gas serían la tecnología de capacidad gestionable más competitiva. Sin embargo, para el mundo real de 2026, ya no es así.
La regla de las diez horas, un requisito clave en las licitaciones, constituye el núcleo técnico del problema. Los sistemas de almacenamiento de baterías, en particular los sistemas de iones de litio disponibles comercialmente, no pueden cumplir este requisito en su forma actual, más estricta, que exige que un sistema esté listo para funcionar durante diez horas adicionales una hora después de una descarga completa de diez horas. En su declaración sobre el proyecto de ley, la Oficina Federal de Cárteles señaló explícitamente que este requisito técnico excluye de facto a los sistemas de almacenamiento de baterías de las primeras rondas de licitación, las de mayor volumen, limitando así la diversidad tecnológica en el futuro mercado de capacidad. La autoridad de competencia también critica que el proyecto no incluya un límite al volumen de contratos por proveedor, lo que significa que las estructuras de mercado existentes, dominadas por las grandes empresas energéticas, podrían consolidarse de forma permanente.
La discrepancia entre el objetivo declarado y los instrumentos reales es notable. El propio Reiche describió el acuerdo sobre la estrategia de centrales eléctricas como un paso importante hacia un «mercado de capacidad tecnológicamente neutro». Sin embargo, en realidad, los primeros nueve gigavatios de las licitaciones a largo plazo distan mucho de ser tecnológicamente neutros; debido al criterio de las diez horas, están diseñados, en la práctica, para centrales eléctricas de gas. En este contexto, el término «tecnológicamente neutro» describe más una ilusión que una realidad regulatoria.
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La clave de este avance tecnológico reside en la deliberada ruptura con el montaje convencional con abrazaderas, que ha sido el estándar durante décadas. El nuevo sistema de montaje, más rápido y rentable, aborda este problema con un concepto fundamentalmente diferente e inteligente. En lugar de sujetar los módulos en puntos específicos, estos se insertan en un riel de soporte continuo de forma especial y se mantienen firmemente en su lugar. Este diseño garantiza que todas las fuerzas, ya sean cargas estáticas de nieve o cargas dinámicas de viento, se distribuyan uniformemente a lo largo de toda la longitud del marco del módulo.
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El debate sobre política energética en torno al almacenamiento en baterías y las centrales eléctricas de gas suele plantearse como una cuestión de seguridad de suministro: las baterías son útiles para el almacenamiento a corto plazo, mientras que las centrales de gas son necesarias para periodos de baja producción eólica y solar que se prolongan durante varios días. Esta lógica no es fundamentalmente errónea, pero oculta una complejidad crucial. La matriz energética alemana no requiere una única tecnología para todas las tareas, sino una interacción inteligente de diversas tecnologías, cada una desplegada donde su valor sistémico sea mayor. Y la actual estructura de licitaciones simplemente no se adapta a este enfoque diferenciado.
El almacenamiento en baterías resulta especialmente valioso cuando se requiere una respuesta rápida: control de frecuencia, suavizado de las fluctuaciones de carga, absorción del exceso de energía renovable durante los picos de generación y su posterior liberación por la noche. Un estudio de LCP Delta concluye que el almacenamiento a largo plazo en baterías puede contribuir a la seguridad del suministro de forma más rentable que las centrales eléctricas de gas, siempre que las normas de licitación se adapten a sus características específicas. Rystad Energy documenta que, en varias regiones de Australia y Norteamérica, el almacenamiento en baterías ya ha asumido por completo la función de las centrales de gas, es decir, las centrales eléctricas que solo se ponen en marcha durante los picos de demanda. Esta transición está impulsada por el mercado, no por subvenciones gubernamentales, sino porque los cálculos económicos son claros.
Para los casos de uso restantes —períodos de varios días de baja generación de energía eólica y solar, y eventos climáticos invernales severos sin viento ni sol durante varios días— existe una sólida justificación para las capacidades de reserva térmica. La Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) también reconoce que las centrales eléctricas de gas gestionables siguen siendo indispensables como opción de respaldo para eventos extremos. Sin embargo, el punto crucial no es si se necesita capacidad de gas, sino cuánta, en qué forma y a qué precio se compensa. Las regulaciones que se centran principalmente en nueve gigavatios de capacidad para centrales eléctricas de gas y solo otorgan oportunidades de mercado para el almacenamiento en baterías en rondas posteriores y más pequeñas invierten las prioridades: actúan como si los períodos de baja generación de energía eólica y solar fueran la norma y las necesidades de flexibilidad a corto plazo la excepción, cuando en realidad es todo lo contrario.
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Detrás del debate tecnológico subyace una cuestión económica fundamental: ¿cuán costosa es la dependencia de las importaciones? Alemania gasta un promedio de alrededor de 81.000 millones de euros anuales en importaciones de combustibles fósiles, según datos de KfW Research recopilados entre 2008 y 2024. Esto equivale al 2,5% de su producto interno bruto y aproximadamente 1.000 euros per cápita al año. En 2024, un año con precios de la energía relativamente moderados, los costos netos de importación de carbón, petróleo y gas ascendieron a 69.000 millones de euros. Si bien esta cifra es considerablemente menor que la del año de crisis de 2022, sigue siendo significativamente superior a los niveles de antes de la guerra. En 2022, los costos de importación de combustibles fósiles alcanzaron los 146.000 millones de euros, una cifra que quedó grabada en la memoria económica.
Cada nuevo contrato de capacidad para centrales eléctricas de gas con una duración superior a 15 años prolonga estructuralmente esta dependencia. Las centrales eléctricas de gas requieren gas, y el 95 % del gas es importado. En un escenario donde Rusia ha dejado de ser proveedor de forma permanente y el mercado mundial de GNL se encuentra bajo una presión creciente debido a las tensiones geopolíticas, la fiabilidad de estas cadenas de suministro no es una cuestión teórica, sino un desafío político real que ya se convirtió en una crisis económica en 2022. Por otro lado, un mercado de capacidad centrado en el almacenamiento de energía en baterías no requiere importaciones de combustible. La energía que absorbe y libera un sistema de almacenamiento de energía en baterías es energía eólica o solar generada localmente. Su fuente no depende de ningún proveedor extranjero, ningún buque cisterna ni ningún contrato de gasoducto.
La lógica económica es clara: cada gigavatio de capacidad de almacenamiento en baterías que reemplaza un gigavatio de capacidad de una central eléctrica de gas no solo reduce las compras de gas, sino que también disminuye la vulnerabilidad estructural ante las fluctuaciones externas de precios y suministro. Esta dimensión geopolítica del problema del almacenamiento se subestima sistemáticamente en el discurso político alemán, a pesar de que las experiencias de 2022 no deberían haber dejado lugar al olvido.
El diseño del mercado como política industrial, ¿pero de quién?
El diseño de la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) no es neutral en sus efectos económicos. Se trata de una política industrial que favorece a las empresas energéticas existentes con centrales eléctricas ya instaladas, las cuales se benefician estructuralmente del requisito de conexión a la red para las licitaciones. La Oficina Federal de Cárteles ha señalado explícitamente que las antiguas centrales de carbón y nucleares podrían recibir un trato preferencial, dado que ya cuentan con conexiones a la red. Los nuevos participantes en el mercado —generalmente desarrolladores especializados en almacenamiento de baterías que carecen de infraestructura de red establecida— no tendrían ninguna posibilidad real de obtener un compromiso de conexión a la red dentro del plazo de solicitud estipulado. Por lo tanto, además de su enfoque tecnológico en el gas, la ley también constituye una barrera estructural al acceso al mercado para los competidores disruptivos.
Esta valoración de la política regulatoria resulta difícil de justificar para un gobierno federal que proclama constantemente su compromiso con la competencia y la economía de mercado. Cuando las normas de licitación se diseñan de forma que excluyen de facto ciertas tecnologías y favorecen sistemáticamente determinadas estructuras corporativas, no se trata de una competencia tecnológicamente neutral, sino de un conservadurismo tecnológico impuesto por el Estado. La ironía reside en que el partido que históricamente defendió la economía de mercado frente a la intervención estatal está creando, con la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG), un marco regulatorio que frena la dinámica de mercado de una tecnología más competitiva en favor de una tecnología financiada mediante pagos estatales por capacidad.
Reexamen de la cuestión de la capacidad: ¿Qué implica realmente la seguridad del suministro?
La seguridad del suministro no es un valor absoluto, sino un análisis de costo-beneficio. La cuestión no es si Alemania necesita suficiente capacidad controlable —sin duda la necesita—, sino qué combinación de tecnologías permitirá alcanzar este objetivo de la manera más eficiente y sostenible. Un estudio de Ember y la iniciativa Climate-Neutral Germany, que constituye la base de este análisis, muestra que un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 10,5 gigavatios, actualmente en construcción o en fase de planificación, podría ahorrar alrededor de 800 millones de euros anuales gracias a la reducción de los costos de redistribución y la eliminación de la compra de gas. Esta cantidad no es insignificante, sino que representa más de una cuarta parte del costo total de gestión de la congestión de la red eléctrica alemana.
El valor del almacenamiento en baterías para el sistema reside no solo en su capacidad para cubrir déficits de energía a corto plazo, sino también en su capacidad para evitar la limitación de la energía renovable. En 2025, se tuvieron que limitar alrededor de 8 teravatios-hora de energía eólica y solar, lo que corresponde a aproximadamente el 3 % de la generación total. Esta electricidad se produjo, pero no encontró consumidor y quedó sin utilizar. Si el sistema de almacenamiento previsto ya hubiera estado en pleno funcionamiento, se podría haber aprovechado aproximadamente un tercio de esta energía, no como subsidios a los proveedores, sino como ganancias de eficiencia económica. Cada kilovatio-hora de energía renovable limitada es un kilovatio-hora que debe reemplazarse con gas, gas que debe importarse, lo que produce emisiones y genera costos de redistribución.
Lo que se está considerando a nivel internacional: Lecciones de otros mercados
El debate alemán suele abordarse con cierto provincialismo, como si el reto de conciliar la seguridad del suministro con un sistema de energía limpia fuera algo que debiera resolverse por primera vez en Alemania. En realidad, existe una amplia experiencia internacional. Gran Bretaña, durante años el segundo mayor mercado europeo de almacenamiento de baterías, ha introducido categorías de licitación diferenciadas para las distintas tecnologías en su Mercado de Capacidad, adaptadas a sus características técnicas. Esto permite una competencia real dentro de cada categoría tecnológica, sin que las diferentes tecnologías se midan con criterios irrelevantes para alguna de ellas.
Australia, que sufrió graves apagones tan recientemente como en 2016, ha logrado un suministro energético más estable que nunca, a pesar de la alta proporción de energías renovables, gracias a una combinación coherente de reformas en el diseño del mercado e inversiones específicas en sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. Esto incluyó, además, tratar las instalaciones de almacenamiento en igualdad de condiciones con las centrales eléctricas de gas en los mercados de capacidad, con requisitos adaptados a sus características específicas, y no con criterios uniformes diseñados específicamente para una tecnología en particular. La lección de estos mercados es sencilla: la neutralidad tecnológica en un mercado de capacidad no implica que todas las tecnologías deban cumplir los mismos requisitos, sino que cada tecnología se implementa donde su valor económico y sistémico es mayor.
La oportunidad se está agotando
Estamos a mediados de 2026 y las primeras licitaciones de capacidad están programadas para comenzar este año. El proceso parlamentario para la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) ofrece la última oportunidad concreta para marcar un nuevo rumbo, antes de que los contratos de 15 años con los operadores de centrales eléctricas de gas fijen la estructura del sistema energético alemán hasta principios de la década de 2040. La evidencia es clara: el almacenamiento en baterías es más rentable, no genera emisiones y depende menos de las importaciones de energía que las nuevas centrales eléctricas de gas. Su expansión a nivel mundial supera todas las previsiones. Es económicamente viable sin subvenciones gubernamentales y resulta atractivo para los inversores privados. Además, en Alemania ha surgido una dinámica industria de almacenamiento, que representa una ventaja competitiva que podría desperdiciarse irresponsablemente con una regulación desacertada.
La pregunta que plantea acertadamente el profesor Volker Quaschning —por qué, ante una caída histórica del 84 % en los precios y un auge mundial del almacenamiento de energía, Alemania no se centra en acelerar la expansión de la producción de baterías, sino que en cambio debate la construcción de nuevas centrales eléctricas de combustibles fósiles— no es retórica. Se trata de una cuestión de política económica crucial para un gobierno que debe decidir entre una oportunidad histórica y la dependencia de la normativa vigente. El mercado ya ha dado su respuesta. La respuesta política aún está pendiente.
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