Transporte y Logística
Tecnología e Innovación
Sustentabilidad
Responsabilidad Social
Crisis Climática
Pobreza Energética
Revista
Infografías
El costo de la instalación de baterías de almacenamiento energético en escala de servicios públicos se redujo 93 por ciento entre 2010 y 2024, de acuerdo con un reporte de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena, por sus siglas en inglés).
En 2010, refiere, el costo era de dos mil 571 dólares por kilowatt hora (kWh), mientras que el año pasado se ubicó en 192 dólares por kWh.
“Esta marcada disminución se ha debido a la ampliación de la escala de fabricación, la mejora de la eficiencia de los materiales y la optimización de los procesos de producción”, señala el organismo internacional.
Las baterías de iones de litio, en particular las de fosfato de hierro y litio (LFP), dominan la implementación a escala de servicios públicos.
Las instalaciones de sistemas de baterías se ubican cada vez más junto con fuentes de energía renovable variable, especialmente la solar fotovoltaica, para proporcionar un recorte de picos de demanda, regulación de frecuencia y equilibrio de la red, aseguró el organismo.
En 2024, Estados Unidos y China lideraron el crecimiento mundial de estos sistemas, respaldados por incentivos de políticas nacionales y mandatos de integración en la red.
En el estudio “Costos de la generación de energías renovables en 2024”, el organismo refirió que el año pasado se registró la instalación de 582 gigawatts de capacidad de renovables, lo que representó un máximo histórico y un incremento de casi 20 por ciento en comparación con el comportamiento de 2024.
El organismo internacional señaló que las baterías juegan un papel central en facilitar la integración y la electrificación, contribuyendo a la reducción de emisiones de forma directa e indirecta.
En este mismo sentido, expuso que China es el principal productor de baterías a nivel mundial, pues produce más de 75 por ciento del total, a lo que se suman costos que son entre 20 y 30 por ciento menores a los que se producen en los mercado europeo y norteamericano, debido a la escala productiva y la integración vertical.
Hibridación, el futuro de las renovables
La Irena refirió en su análisis que los sistemas híbridos, que combinan la energía fotovoltaica o eólica con la capacidad de almacenamiento, se están convirtiendo en el estándar en muchos mercados, pues permiten generar mejores perfiles energéticos, mejorar el factor de capacidad y reforzar la confiabilidad de la red.
En China, los sistemas híbridos, principalmente con la energía fotovoltaica, han ayudado a mitigar los riesgos de cortes energéticos en provincias donde la penetración de las renovables es alta.
Mientras tanto, en Estados Unidos, la integración de sistemas de almacenamiento con nuevos centros de generación solar se acelera, permitiendo despachar energía en horas pico de demanda y diferir las inversiones en plantas de ciclo combinado.
La hibridación, abundó Irena, también está siendo explorada en centros de generación de geotermia y nueva energía solar, particularmente para aplicaciones de almacenamiento de larga duración.
El organismo señala que los sistemas híbridos están en la ruta de ser igual de competitivos que la generación con fuentes fósiles.
Si bien las estimaciones completas del Costo Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés) de los sistemas híbridos todavía son escasas, los datos disponibles indican que las renovables combinadas con las baterías son cada vez más cercanas a la generación con fuentes como el petróleo o el gas natural.
“En Estados Unidos, los datos de Irena para 2024 muestran que 17 proyectos híbridos operativos (que combinan 4486 MW de energía solar fotovoltaica y 7677 MWh de almacenamiento en baterías) lograron un LCOE promedio ponderado de USD 0.079/kWh, que está alineado con el punto medio del rango de LCOE para turbinas de gas de ciclo combinado (USD 0.077/kWh) y por debajo del del carbón (USD 0.119/kWh). En Australia, ocho proyectos híbridos que combinan energía solar, eólica y almacenamiento en baterías (que totalizan 412,2 MW de generación y 188,4 MWh de almacenamiento) informan un LCOE promedio ponderado significativamente menor de USD 0.051/kWh”, detalla el organismo.
