La fabricación de baterías ha alcanzado los teravatios-hora anuales, un ritmo impresionante que pronto podría soportar varios días de respaldo de los sistemas eléctricos. Por ahora, las instalaciones de EE. UU. están muy por debajo de lo que se necesitaría para un respaldo a escala de red, y entre el 80 % y el 90 % de esas baterías están vinculadas a vehículos u hogares, y rara vez se conectan a la red.
Ese desequilibrio está empezando a cambiar. El programa Connected Solutions, en el noreste de Estados Unidos, ya conecta más de 70 000 baterías residenciales y comerciales, mientras que China está sopesando una red de vehículos a la red de casi 1 TWh. Si Estados Unidos aprovechara sus 300 millones de vehículos de pasajeros, con un promedio de 100 kWh cada uno, el resultado sería unos 30 TWh de almacenamiento móvil. Dado que el consumo anual de electricidad en Estados Unidos es de aproximadamente 4300 TWh, eso supone casi tres días de energía de reserva aparcada en entradas de garajes y estacionamientos.
Se prevé que las baterías residenciales de California alcancen una capacidad energética de casi 4 GW a mediados de la década de 2030. Dado que las baterías residenciales tienen una duración media de unas 2,5 horas, eso se traduce en aproximadamente 10 GWh de energía almacenada, una escala comparable a la de varias plantas de gas. Los reguladores estatales han tomado nota.
El programa Demand Side Grid Support (DSGS), puesto en marcha en 2022, paga a los hogares para que compartan parte de su almacenamiento detrás del medidor durante las horas de precios altos y las emergencias. Según el nuevo análisis de Brattle Group, titulado «The Demand Side Grid Support Program: An Assessment of Scale and Value» (El programa de apoyo a la red desde el lado de la demanda: una evaluación de la escala y el valor), el DSGS ya ha inscrito 700 MW de capacidad de baterías, comparable a una gran planta de gas, y podría casi duplicarse hasta alcanzar los 1300 MW en 2028.
El modelo de Brattle muestra que, entre 2025 y 2028, el programa costará alrededor de 196 millones de dólares, pero reportará entre 223 y 402 millones de dólares en beneficios, lo que supondrá un ahorro neto de hasta 206 millones de dólares. Los beneficios provienen de la capacidad y la energía suministradas durante los 35 «eventos energéticos» más caros de la red de California, horas que, de otro modo, se cubrirían con costosas centrales de gas de pico con altas emisiones.
Uno de estos eventos se produjo el 27 de junio de 2024, cuando una emergencia de pico en la red activó la flota de baterías distribuidas de Tesla Energy. La producción pasó de cero a casi el 70 % de la capacidad inscrita en solo dos horas, lo que pone de relieve la capacidad de respuesta de las baterías residenciales.
A partir de 2025, los eventos DSGS definidos se activarán cuando el precio de la energía del día anterior del Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) supere los 200 dólares/MWh, o durante emergencias en todo el sistema. Los hogares que participen obtendrán pagos anuales por capacidad de entre 62,10 y 82,80 dólares por kilovatio, en función de la capacidad real suministrada a la red. Aproximadamente el 90 % del costo total del programa corresponde a estos pagos a los participantes, y el resto cubre la administración.
En total, Brattle estima que los 178 millones de dólares en pagos a los propietarios compensarán los 220 a 399 millones de dólares que, de otro modo, irían a parar a los operadores de plantas de gas.
El 29 de julio de 2025, California llevó a cabo su mayor prueba de planta de energía virtual, posiblemente la mayor del mundo. Más de 100 000 baterías distribuidas mantuvieron una producción media de 539 MW durante un periodo de dos horas. Las unidades de Tesla suministraron 459 MW y otros fabricantes, 81 MW. Sunrun gestionó el 68 % de la flota, Tesla Energy otros 174 MW y el resto se repartió entre agregadores más pequeños.
La producción combinada redujo aproximadamente un 1.9 % de la demanda máxima de California durante el evento. Esta es la capacidad que suelen suministrar las centrales eléctricas de gas, que a menudo cuestan varios cientos de dólares por megavatio-hora, y en ocasiones miles, en comparación con los precios mayoristas medios de 20 a 80 dólares/MWh.
Las primeras centrales eléctricas virtuales fueron lanzadas por sonnen en 2018 en Alemania, y posteriormente reconocidas en Estados Unidos cuando el Operador Independiente del Sistema de Nueva Inglaterra aprobó a Sunrun para una instalación de 5 MW.
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