La energía solar sin almacenamiento está perdiendo terreno, y los números finalmente lo demuestran

En Zambia, un presidente subió a un escenario en abril y lanzó el proyecto energético más grande del país: 250 MW de energía solar combinados con un sistema de baterías de 150 MW / 600 MWh, desarrollado por Globeleq en un terreno privado adyacente a una subestación existente. No se requiere nueva transmisión. Cierre financiero previsto antes de fin de año-.
 

En Botsuana, ha comenzado la construcción de un proyecto de almacenamiento solar-más-de 500 MW en Maun -, una ciudad que ha pasado décadas racionando la energía. En Chile, el operador de la red nacional ha calculado que 2 GW de almacenamiento podrían ahorrarle al sistema 500 millones de dólares al año sólo en costos operativos.
 

Ninguno de estos proyectos son coincidencias. Reflejan un cambio en la forma en que se compra, vende y financia la energía solar - una que se ha estado construyendo silenciosamente durante varios años y aterrizará con fuerza real en 2026.
 

Durante la mayor parte de la última década, agregar almacenamiento en baterías a un proyecto solar significó aceptar una TIR peor a cambio de cumplir con la red o un mejor permiso. La batería era un centro de costes. Los desarrolladores lo minimizaron donde pudieron.
 

Esa lógica ya no se cumple en la mayoría de los mercados activos. Dos cosas cambiaron simultáneamente: el almacenamiento se volvió dramáticamente más barato y los proyectos-solar exclusivamente comenzaron a enfrentar problemas estructurales de ingresos que el almacenamiento puede solucionar.
 

En cuanto a los costos, la trayectoria es empinada y sostenida. Según el informe Costo nivelado de la electricidad 2026 de BloombergNEF, el punto de referencia global para un proyecto de almacenamiento de batería de cuatro-horas cayó un 27% año-interanual-en 2025 - alcanzando $78/MWh, el nivel más bajo registrado desde que BNEF comenzó a rastrear los costos en 2009. Los precios de los sistemas llave en mano cayeron un 31% en el mismo período a un promedio global de $117/kWh.
 

Fuente: Informe BloombergNEF LCOE 2026; Encuesta de costos de almacenamiento de energía de Ember 2025

Observe lo que muestra la última fila: los costos-solamente solares aumentaron en 2025, mientras que los costos de almacenamiento colapsaron. El almacenamiento solar-más-coubicado ahora ofrece energía a 57 $/MWh -, competitiva con la nueva capacidad de gas en la mayoría de los mercados y más barata en muchos.
 

Un menor costo de capital es la mitad de la historia. La otra mitad es que el almacenamiento solar-más- abre fuentes de ingresos a las que la energía solar por sí sola no puede acceder.
 

En mercados con precios mayoristas volátiles - el Reino Unido, Australia y partes de América Latina - una batería convierte un activo de generación pasiva en un participante comercial activo. En el Reino Unido, se proyectan hasta 792 horas de precios de energía negativos para 2026 en algunos períodos; una batería que puede absorber energía solar restringida durante esas ventanas y descargarse durante horas de alto precio-cambia por completo el perfil de flujo de caja del proyecto. En Australia, los activos de BESS ahora califican para pagos por capacidad junto con la generación -, un crédito que los paneles solares simplemente no pueden obtener.
 

En los mercados emergentes, la propuesta de valor es diferente pero igualmente real. El proyecto Leopard's Hill de Zambia no busca márgenes de arbitraje - sino que reemplaza la generación pico de diésel y la capacidad hidroeléctrica que falla en los años de sequía. La batería de 600 MWh permite que la planta solar cambie la producción a las horas de la tarde cuando la demanda alcanza su punto máximo, lo que efectivamente hace que la planta sea gestionable. Ésa es la característica por la que las empresas de servicios públicos en África sub-África subsahariana, el sudeste asiático y Oriente Medio están dispuestas a firmar acuerdos de compra a largo-plazo.
 

Brasil formalizó esta lógica en una ley en noviembre de 2025, promulgando una legislación que reconocía el almacenamiento de electricidad como una actividad regulada independiente - junto con la generación, la transmisión y la distribución. Los aranceles de importación de equipos BESS cayeron a cero. Una cartera de proyectos que había estado esperando claridad regulatoria comenzó a moverse.

 

La distribución geográfica de la actividad de almacenamiento solar-más-en 2026 será notablemente más amplia que hace unos años, cuando el mercado era efectivamente California, el Reino Unido y un puñado de proyectos australianos.

Fuentes: BloombergNEF, Ember, pv-tech.org, energy-storage.news, ANEEL, CEN

El hilo común entre mercados tan diferentes - una red africana- afectada por la sequía, un mercado energético comercial de Texas, una Energiewende alemana - es que el almacenamiento está resolviendo un problema específico de cada uno. Esa amplitud de aplicaciones es parte de la razón por la cual la capacidad global de BESS superó los 250 GW en 2025, superando a la energía hidroeléctrica por bombeo por primera vez.

Las reducciones de costos en el almacenamiento ya no se deben principalmente al litio más barato - esa narrativa ya está obsoleta. Las celdas y los módulos representan solo entre el 25% y el 45% del gasto de capital total de BESS en 2026. El factor más importante es la ingeniería a nivel de sistema-: celdas-de mayor formato,-racks de mayor-capacidad y gabinetes de 5 MWh en contenedores ISO estándar de 20 pies que reducen la complejidad de la instalación y las obras civiles.
 

La química LFP (fosfato de hierro y litio) aumentó la demanda en un 48 % interanual-en-año en 2025, superando a cualquier otra química de batería, impulsada por su perfil de seguridad, su vida útil de 6,{5}} ciclos y, ahora, su competitividad de costos. Para los desarrolladores de proyectos, esto es importante en la práctica: una vida útil más larga significa cronogramas de aumento rentables y supuestos de costos de reemplazo más bajos durante una vida útil del proyecto de 15 a 20 años.
 

La capa EMS está evolucionando con la misma rapidez. Los sistemas modernos de gestión de energía creados para almacenamiento y energía solar co-pueden optimizar el despacho a través de múltiples flujos de ingresos simultáneamente - pasando del arbitraje energético a la respuesta de frecuencia y la entrega de capacidad al mercado dentro del mismo activo - una capacidad que simplemente no existía a nivel de proyecto hace cuatro años.
 

La conversación que tendrán los desarrolladores y compradores en 2026 no es si se debe incluir el almacenamiento. Esa decisión ha sido tomada - por la economía, por el mercado de compra, por prestamistas cada vez más conscientes del almacenamiento-que tratan el almacenamiento como una característica de rentabilidad en lugar de un riesgo.

La pregunta es la configuración: duración, química, estrategia de despacho, acumulación de ingresos y cómo se dimensiona el sistema en relación con el panel solar. Un sistema de cuatro-horas es el estándar actual para la mayoría de los proyectos-de servicios públicos, pero el almacenamiento de larga-duración para aplicaciones específicas y los activos de-frente-de-medidores de menor-duración para los mercados de frecuencia tienen distintos casos de uso dependiendo de la estructura de la red y los términos de compra de energía.

Lograr que la configuración sea adecuada - para un mercado específico, una conexión de red específica y un modelo de ingresos específico - es donde se marca la diferencia entre un proyecto promedio y uno sólido.
 

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