Durante años, el almacenamiento se presentó como la tecnología que permitiría integrar más renovables “en el futuro”.
Ese futuro ya ha llegado.
El nuevo informe Renewable Power Generation Costs in 2025, publicado por la International Renewable Energy Agency (IRENA) en 2026, muestra un cambio estructural: el BESS está pasando de ser un complemento de la generación renovable a convertirse en una pieza central de la infraestructura eléctrica.
Y el dato que mejor explica este cambio es difícil de ignorar:
el coste instalado de un BESS utility-scale de cuatro horas cayó hasta aproximadamente 140 USD/kWh en 2025.
Supone una reducción cercana al 30% en un solo año y aproximadamente un 95% respecto a 2010. En China, IRENA sitúa incluso los costes por debajo de 70 USD/kWh.
No estamos hablando simplemente de baterías más baratas.
Estamos hablando de un cambio en la economía del sistema eléctrico.
El BESS empieza a competir por energía, no solo por servicios auxiliares
Uno de los datos más interesantes del informe está en cómo se están utilizando las baterías.
En 2025, aproximadamente el 74% de las nuevas incorporaciones de almacenamiento se destinó a energy shifting: almacenar electricidad en periodos de baja demanda, precios bajos, precios negativos o curtailment para entregarla posteriormente cuando la electricidad tiene mayor valor.
Solo en esta aplicación se añadieron casi:
83 GW / 241 GWh de BESS.
Un 63% más que en 2024.
Esta cifra es especialmente importante porque demuestra que el business case del almacenamiento está evolucionando.
La batería ya no depende exclusivamente de frecuencia, regulación o mercados auxiliares relativamente pequeños.
Empieza a participar directamente en el mercado energético.
Y eso multiplica enormemente su mercado potencial.
307 GWh nuevos en un solo año
IRENA estima que las nuevas incorporaciones anuales de almacenamiento mediante baterías alcanzaron aproximadamente 307 GWh en 2025, un 67% más que el año anterior.
China lideró claramente la expansión, incorporando 173 GWh / 61 GW, alrededor del 56% de todas las nuevas incorporaciones mundiales.
Estados Unidos añadió otros 55 GWh / 18 GW.
Europa, aproximadamente 32 GWh.
Pero posiblemente más interesante que el volumen sea la evolución de los proyectos.
En Estados Unidos, el 52% de los nuevos sistemas utility-scale se instaló conjuntamente con solar. En Europa también está aumentando rápidamente la co-localización PV+BESS.
La consecuencia es clara:
la planta renovable está dejando de diseñarse únicamente para producir electricidad y empieza a diseñarse para entregar electricidad cuando el sistema la necesita.
Solar + BESS empieza a comportarse como generación firme
Aquí aparece probablemente el dato estratégico más importante de todo el informe.
IRENA analiza sistemas híbridos capaces de proporcionar suministro con aproximadamente 95% de fiabilidad.
En emplazamientos favorables, el coste nivelado de electricidad firme de solar + almacenamiento cayó desde más de 100 USD/MWh en 2020 hasta aproximadamente:
54–82 USD/MWh en 2025.
IRENA proyecta además reducciones adicionales de alrededor del 30% hacia 2030.
Esto empieza a cambiar completamente la discusión entre renovables y generación térmica.
Ya no se trata únicamente de comparar:
solar vs. gas.
La comparación empieza a ser:
solar + BESS + gestión inteligente vs. generación térmica.
Y aquí aparece otra ventaja que muchas veces no entra correctamente en el Excel tradicional: el tiempo de despliegue.
IRENA señala que los sistemas híbridos solar, eólica y almacenamiento pueden desarrollarse típicamente en 1–2 años una vez asegurados permisos y conexión, mientras que la fuerte demanda mundial de turbinas de gas ha llevado los plazos de suministro de determinados equipos hasta 5–7 años.
Para industrias, utilities o data centers con problemas de Time-to-Power, esta diferencia puede ser incluso más importante que unos puntos de LCOE.
LFP se convierte prácticamente en el estándar
También se está produciendo una consolidación tecnológica muy fuerte.
Según los datos recogidos por IRENA, la cuota global del LFP en utility-scale BESS pasó aproximadamente del:
49% en 2021 al 91% en 2025.
La explicación es fundamentalmente económica y operativa: menores costes y buena vida útil en ciclos.
Esta estandarización tiene otra consecuencia importante.
Cuanto mayor es el volumen de una arquitectura tecnológica dominante, más rápido pueden avanzar la industrialización, integración, bancabilidad y reducción de costes del sistema completo.
El BESS empieza así a recorrer un camino parecido al que recorrió anteriormente la fotovoltaica.
Europa: caída de precios especialmente rápida
El mercado europeo también está entrando en una fase interesante.
IRENA recoge reducciones de precios turnkey entre 2024 y 2025 de aproximadamente:
−37% para sistemas de 2 horas.
−35% para sistemas de 4 horas.
La caída fue suficientemente intensa como para situar los precios europeos turnkey por debajo de los estadounidenses durante 2025.
Para desarrolladores europeos, esto coincide además con otro fenómeno: más horas de precios bajos o negativos, más congestión de red y más curtailment.
Precisamente las situaciones donde una batería puede capturar valor.
IRENA señala expresamente que el almacenamiento permite reducir el riesgo del proyecto, mejorar la predictibilidad de ingresos, gestionar congestión y obtener mayor valor de los activos renovables.
La siguiente batalla será la flexibilidad
Esto último ya es mi interpretación del informe, no una afirmación literal de IRENA.
La primera revolución renovable consistió en reducir el coste del MWh generado.
La segunda consistirá en aumentar el valor del MWh entregado.
Y ahí el almacenamiento cambia las reglas.
Porque una batería puede convertir energía barata o incluso desperdiciada en capacidad disponible cuando la red, el mercado o el consumidor realmente la necesitan.
Puede desplazar producción.
Reducir picos.
Gestionar congestión.
Aprovechar mejor una conexión de red limitada.
Integrar más fotovoltaica.
Dar soporte a cargas críticas.
Y combinar diferentes fuentes dentro de una arquitectura energética gestionada por un EMS.
Por eso el dato de 140 USD/kWh es importante, pero probablemente no sea la principal conclusión del informe.
La conclusión realmente importante es otra:
el BESS está dejando de ser un coste añadido a un proyecto renovable para convertirse en el activo que permite extraer más valor de todo el sistema energético.
Y cuando aproximadamente una cuarta parte de la nueva solar utility-scale mundial ya se instala conjuntamente con almacenamiento, la transición deja de ser una previsión tecnológica.
Empieza a ser simplemente mercado.
