BloombergNEF anticipa un récord mundial de 188 GW de almacenamiento en 2026, mientras Wood Mackenzie confirma que las baterías de cuatro horas ya presentan menores costes nivelados que las turbinas de gas de punta en los 43 mercados analizados.
24 de octubre de 2026 | Análisis del mercado energético
Durante décadas, el sistema eléctrico se ha construido sobre una premisa fundamental: cuando aumenta la demanda, debe aumentar la generación.
Para responder a los picos de consumo, las centrales de gas han desempeñado un papel esencial. Su capacidad de arranque y regulación las convirtió en una herramienta de flexibilidad para los operadores eléctricos.
Pero esta lógica está empezando a cambiar.
Dos estudios publicados en octubre de 2026, uno de BloombergNEF y otro de Wood Mackenzie, apuntan hacia una transformación profunda: el almacenamiento electroquímico no solo está creciendo a una velocidad extraordinaria, sino que empieza a superar económicamente a determinadas tecnologías convencionales de generación flexible.
La cuestión ya no es si las baterías pueden contribuir a la transición energética. Es qué parte del sistema eléctrico podrán gestionar de manera más eficiente que las alternativas tradicionales.
1. BloombergNEF: 2026 marcará un nuevo récord mundial
El informe 2H 2026 Energy Storage Market Outlook, publicado el 22 de octubre, proyecta la incorporación de 188 GW y 535 GWh de almacenamiento energético durante 2026.
Representa un crecimiento interanual del 45 % en potencia instalada, según las estimaciones de BloombergNEF.
Para 2027, la consultora prevé un nuevo récord de 209 GW y 638 GWh de capacidad adicional.
China, Estados Unidos y Australia concentrarían aproximadamente el 62 % de las nuevas instalaciones de 2026, aunque el crecimiento empieza a extenderse hacia Europa, India, Oriente Medio y otros mercados emergentes.
España figura entre los países donde BloombergNEF espera una aceleración del despliegue en 2027.
Estas cifras reflejan algo más que la expansión de una tecnología.
El almacenamiento está dejando de depender exclusivamente de incentivos o de obligaciones regulatorias de hibridación para encontrar aplicaciones económicas vinculadas a la propia evolución del mercado eléctrico.
La creciente penetración renovable, los vertidos de generación solar y las diferencias entre precios horarios crean una necesidad cada vez mayor de flexibilidad.
La electricidad abundante no siempre está disponible cuando el consumidor la necesita.
Y precisamente ahí aparece el valor del almacenamiento.
2. Wood Mackenzie: las baterías comienzan a superar al gas en costes
El segundo estudio aporta una perspectiva complementaria.
El 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó los resultados de su análisis global de costes nivelados de electricidad (LCOE).
Su principal conclusión resulta especialmente significativa: los sistemas BESS de cuatro horas presentan un coste nivelado inferior al de las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados donde se compararon ambas tecnologías.
No estamos hablando de una previsión sobre lo que podría suceder dentro de veinte años, sino de una comparación económica realizada con los parámetros de mercado de 2026.
Wood Mackenzie identifica dos factores principales.
Por un lado, el coste de las centrales de gas destinadas a cubrir picos de demanda está condicionado por la volatilidad del combustible y las dificultades de suministro de turbinas.
Por otro, la fabricación de baterías a gran escala ha mejorado su competitividad económica, especialmente en los mercados con cadenas industriales consolidadas.
Sin embargo, conviene introducir dos matices.
El primero es que un menor LCOE no implica que el almacenamiento pueda sustituir completamente a una central de gas. Una batería de cuatro horas tiene una capacidad energética limitada y necesita disponer de electricidad para recargarse.
El segundo es que los costes de las baterías tampoco descienden de manera ininterrumpida. Wood Mackenzie señala que el CAPEX de los sistemas BESS llave en mano en Europa aumentó aproximadamente un 2 % en 2026, aunque proyecta una reducción del 12 % hasta 2031.
La conclusión es importante, pero debe interpretarse correctamente: las baterías ya pueden ser económicamente preferibles para determinadas funciones de flexibilidad de corta duración, no necesariamente para todas las necesidades de respaldo eléctrico.
3. La conexión entre ambos estudios: el valor se desplaza de la generación a la flexibilidad
Analizados por separado, ambos informes describen tendencias diferentes.
BloombergNEF estudia la expansión del mercado.
Wood Mackenzie compara los costes de las tecnologías.
Pero, considerados conjuntamente, sugieren una transformación mucho más profunda.
Durante gran parte de la historia del sistema eléctrico, el valor económico se ha concentrado en producir electricidad y disponer de potencia suficiente para satisfacer la demanda.
Con una penetración creciente de energía solar y eólica, aparece una nueva variable: el momento en que esa electricidad está disponible.
Un sistema puede disponer de una producción renovable abundante durante determinadas horas y necesitar generación adicional pocas horas después.
La respuesta convencional consiste en aumentar la producción de centrales gestionables.
El almacenamiento introduce una alternativa: aprovechar parte de la energía disponible previamente y trasladarla al momento de mayor demanda.
Este cambio tiene implicaciones importantes para la inversión energética.
Un BESS puede desempeñar varias funciones dentro de una misma infraestructura:
Desplazar energía desde horas de mayor disponibilidad hacia horas de mayor valor.
Reducir vertidos de generación renovable cuando exista capacidad de almacenamiento.
Responder rápidamente a determinados desequilibrios eléctricos.
Gestionar picos de potencia en instalaciones industriales.
Participar en servicios de flexibilidad cuando el marco técnico y regulatorio lo permita.
Sin embargo, estas aplicaciones no deben considerarse ingresos automáticamente acumulables: cada una puede exigir reservas de energía, disponibilidad de potencia o compromisos operativos incompatibles con otros usos.
El verdadero valor del BESS dependerá de cómo se combinen estos servicios.
4. España: abundancia solar y necesidad de flexibilidad
España reúne algunas de las condiciones que hacen especialmente interesante esta evolución.
La expansión fotovoltaica ha incrementado la disponibilidad de generación renovable durante determinadas franjas del día.
Pero esta ventaja también plantea nuevos desafíos.
Cuando muchas instalaciones producen simultáneamente, los precios mayoristas pueden reducirse considerablemente. En determinadas circunstancias aparecen precios nulos o negativos y restricciones a la generación renovable.
Para los propietarios de plantas solares, esto puede reducir el valor de la electricidad producida precisamente durante las horas de mayor generación.
Para los consumidores industriales, disponer de abundante electricidad renovable en el sistema no garantiza poder utilizarla a un precio competitivo durante todas sus horas de funcionamiento.
El almacenamiento permite abordar parte de este desajuste.
Pero la viabilidad económica de un proyecto español no puede deducirse directamente de las conclusiones globales de Wood Mackenzie.
Debe analizarse considerando el perfil horario de precios, los costes de conexión, la energía de carga, la eficiencia, la degradación, la financiación y las oportunidades reales de remuneración por servicios al sistema.
Además, el desarrollo masivo de baterías puede reducir los diferenciales horarios de precio que justificaban inicialmente parte de sus ingresos.
Por eso, la competitividad tecnológica no garantiza por sí sola la rentabilidad de todos los proyectos.
España no necesita únicamente más capacidad BESS anunciada. Necesita modelos de negocio capaces de convertir esa capacidad en flexibilidad útil y financieramente sostenible.
5. Centros de datos e industria: nuevos impulsores de la demanda
Existe además un factor que podría acelerar esta transformación: el crecimiento de grandes consumidores eléctricos.
Los centros de datos dedicados a inteligencia artificial necesitan cantidades crecientes de electricidad y presentan exigencias muy elevadas de disponibilidad, calidad de suministro y continuidad operativa.
BloombergNEF ha incorporado por primera vez el almacenamiento situado en centros de datos estadounidenses a sus previsiones específicas de esta aplicación.
Según las cifras publicadas por Energy-Storage.News sobre el informe, la consultora estima que esa capacidad podría pasar de 0,5 GW y 1,4 GWh en 2025 a 4,9 GW y 7,4 GWh en 2026, excluyendo los sistemas convencionales UPS.
Son previsiones, no capacidades de 2026 ya verificadas.
Este crecimiento no significa que las baterías vayan a sustituir todos los sistemas convencionales de respaldo.
De hecho, las aplicaciones pueden ser muy diferentes: gestionar picos de demanda, optimizar contratos eléctricos, complementar generación local, participar en servicios de red o mejorar la utilización de una conexión existente.
En centros de datos, además, cualquier utilización flexible del almacenamiento debe respetar las reservas energéticas necesarias para mantener la continuidad del servicio.
La industria electrointensiva presenta oportunidades similares, especialmente cuando combina generación fotovoltaica, almacenamiento y electrificación de procesos térmicos.
En ambos mercados, la batería empieza a adquirir valor no solamente como equipo energético, sino como componente de una estrategia de gestión de potencia, costes y disponibilidad.
6. La siguiente competencia será por la gestión inteligente de la energía
La expansión mundial del almacenamiento abrirá oportunidades comerciales para fabricantes, integradores, desarrolladores y operadores energéticos.
Pero también intensificará la competencia.
En un mercado con mayor oferta de baterías, vender capacidad instalada será cada vez menos suficiente para diferenciarse.
El valor se desplazará progresivamente hacia la integración de sistemas, la fiabilidad, el control de costes durante toda la vida útil y la capacidad para gestionar diferentes aplicaciones energéticas.
Para fabricantes como SolaX Power, esta evolución refuerza el interés de las soluciones que combinan fotovoltaica, almacenamiento y gestión energética, particularmente en aplicaciones comerciales e industriales.
La oportunidad no reside únicamente en instalar más kWh.
Reside en demostrar qué beneficios económicos y operativos puede aportar cada kWh almacenado en las condiciones reales del cliente.
Conclusión: el gas no desaparece, pero cambia el equilibrio competitivo
Las conclusiones de BloombergNEF y Wood Mackenzie no significan que las baterías hayan ganado definitivamente la competencia frente al gas.
Las tecnologías continúan teniendo características diferentes y, en determinados sistemas, seguirán siendo complementarias.
Pero sí señalan un cambio relevante.
La capacidad de responder a los picos de demanda ya no tiene por qué depender exclusivamente de poner en funcionamiento nueva generación térmica.
Una parte creciente de esa flexibilidad puede obtenerse almacenando electricidad cuando está disponible y utilizándola cuando aporta mayor valor.
BloombergNEF muestra la velocidad a la que aumenta la escala del almacenamiento.
Wood Mackenzie muestra por qué, en determinadas aplicaciones, su competitividad económica está alterando las decisiones de inversión.
La transición energética ya no consiste solamente en producir electricidad limpia y barata. Consiste en conseguir que esa electricidad esté disponible cuando se necesita, con el coste y la fiabilidad adecuados.
Y en esa transformación, el almacenamiento ha dejado de ser un complemento para convertirse en uno de los elementos centrales del futuro sistema eléctrico.
Fuentes
BloombergNEF — Energy Storage Growth Surge Goes Global: Three Things to Know, 22/10/2026
Wood Mackenzie — Four-hour battery storage now beats gas peaking on cost globally, 08/10/2026
Análisis editorial basado en información pública de ambos estudios. Las interpretaciones estratégicas no son conclusiones atribuidas directamente a las consultoras.
