Preparando el terreno para el almacenamiento de energía en EE. UU.

De pv magazine 02/26

El almacenamiento de energía en Estados Unidos vislumbró un cielo despejado en 2025, aunque siguen habiendo nubes oscuras en el horizonte. Los cambios introducidos por el presidente Donald Trump en la política energética han transformado la fabricación nacional de una preferencia a una necesidad, lo que obliga a los desarrolladores a absorber nuevos riesgos políticos y financieros.

«Ya no estamos en la era de las baterías importadas baratas», afirmó Zora Chung, directora financiera de la plataforma de optimización de baterías ReJoule. Según explicó, durante años la industria dependió de la caída de los precios de las celdas extranjeras. Sin embargo, la aplicación de aranceles elevados y el endurecimiento de los requisitos para obtener créditos fiscales están revirtiendo esa tendencia. «El costo de tener un sistema de baterías que cumpla con la normativa es significativamente más alto que antes», afirmó Chung.

Jon M. Williams, director ejecutivo del fabricante de baterías de iones de litio Viridi Parente, afirmó que el aumento de los costos, junto con el estrechamiento de los márgenes, supone una mayor presión para gestionar los costos iniciales. «Vemos que los desarrolladores valoran cada vez más el valor total del ciclo de vida, y no solo el costo de capital», afirmó, añadiendo que el aumento de los gastos generales hace que los retrasos en la concesión de permisos, las primas de seguros y los rediseños de proyectos tengan un impacto mayor.

«Esto ha creado una enorme necesidad de trazabilidad, ya que la elegibilidad para el 48E, el crédito fiscal a la inversión (ITC) del 30 %, depende de estrictos umbrales de abastecimiento de entidades extranjeras de interés (FEOC)», afirmó Chung, de ReJoule. La obtención del 48E depende de límites estrictos para los componentes suministrados por el extranjero, que aumentan con el tiempo hasta la eliminación gradual del crédito en 2033.

«Hemos observado un mayor énfasis en la capacidad de fabricación y la seguridad de la cadena de suministro», explicó David Mackanic, director ejecutivo y cofundador de la empresa emergente de baterías de polímeros Anthro Energy. Añadió que los clientes están haciendo más preguntas sobre cómo la empresa ampliará la fabricación y garantizará que pueda seguir suministrando a pesar de las posibles interrupciones en el comercio mundial.

«El mercado está recompensando a las empresas que pueden ampliar tecnologías probadas en todas las regiones en lugar de apostarlo todo por un único resultado político», afirmó Rick Luebbe, director ejecutivo y cofundador del fabricante de materiales avanzados Group14 Technologies. Mackanic añadió que una mayor claridad y previsibilidad en la política comercial y arancelaria, independientemente del resultado específico, facilitaría la inversión en la fabricación nacional.

Cambios en las políticas

Las regulaciones actualizadas forman parte de una serie de medidas de la OBBBA que eliminan las reformas a favor de las energías renovables introducidas en 2022 en virtud de la Ley de Reducción de la Inflación. El almacenamiento de energía salió relativamente indemne de la OBBBA en comparación con la energía solar, que perdió el crédito fiscal 25D para la energía limpia residencial a finales de 2025 y se enfrenta a una eliminación más rápida de los ITC de la sección 48.

Dado que el almacenamiento de energía aumenta la resiliencia de la red y sigue contando con el apoyo federal, su crecimiento es en gran medida inevitable, según Williams, de Viridi. «El almacenamiento viene determinado por las condiciones de la red, las necesidades de resiliencia y la economía, no solo por la política», afirmó, pero añadió que una legislación favorable ayudaría a ampliar su implantación de forma segura y a posicionar a Estados Unidos como líder mundial del sector.

Sean Burke, director de políticas de la empresa desarrolladora BlueWave, afirmó que el almacenamiento de energía aporta un valor significativo a una red que necesita recursos capaces de producir en momentos de máxima demanda. El reto consiste en traducir ese valor en ingresos que permitan construir proyectos.

En la mayoría de las regiones de Estados Unidos hay largos tiempos de espera para conseguir una interconexión, lo que significa que pueden pasar años antes de que los proyectos puedan participar en el mercado de capacidad. Burke destacó la dificultad a la que se enfrentan los desarrolladores a la hora de proyectar los ingresos de proyectos que pueden tardar años en ponerse en marcha.

«Es posible que los precios actuales no se mantengan [en el futuro], lo que deja a los desarrolladores en la incertidumbre sobre los ingresos de los que dispondrán cuando se interconecten», afirmó.

Muchos operadores de sistemas independientes y operadores de transmisión regionales han intentado reformar sus procesos para hacer frente a este reto, pero los resultados han sido dispares. Varios operadores han optado por utilizar estudios basados en clústeres que tienen por objeto garantizar a los desarrolladores que las señales de capacidad actuales seguirán existiendo cuando los proyectos alcancen la fase de explotación comercial, pero los cambios también provocaron docenas de gigavatios de cancelaciones inmediatamente después de su puesta en marcha.

Los operadores del mercado también se enfrentan a una competencia y una canibalización cada vez mayores entre las baterías, a medida que aumenta la penetración del almacenamiento y se erosionan las señales de precios, disminuyen los ingresos por servicios auxiliares y se hace más difícil predecir los ingresos comerciales. Sin embargo, la subasta de capacidad para 2027-28 del operador del sistema de transmisión de los estados del este, PJM Interconnection, vinculará mejor el rendimiento y el pago mediante la acreditación de capacidad ponderada por duración. Por su parte, el operador de la red de Texas, ERCOT, apuesta por que su reciente programa de cooptimización en tiempo real más baterías alineará mejor el despacho y los precios con el valor operativo del almacenamiento.

La incertidumbre se hace notar

Muchos proyectos no pudieron superar la triple amenaza de un panorama político inestable, la eliminación gradual de los créditos fiscales y el endurecimiento de la economía. El informe del segundo trimestre de 2025 de la consultora de garantía de calidad Intertek CEA indicaba que más de 20 GWh de la capacidad de fabricación de almacenamiento prevista para 2028 se cancelaron en la primera mitad del año. Los datos de Cleanview muestran que en 2025 se cancelaron 79 GW de proyectos de almacenamiento en baterías, solo 7 GW menos que los proyectos solares a escala industrial.

Según Chung, se ha producido un cambio notable hacia modelos de financiación más conservadores, que dan prioridad a «las empresas multinacionales establecidas frente a las pequeñas empresas estadounidenses». El problema, advirtió, es que estos enfoques crean un camino de financiación más peligroso para las empresas en fase inicial y media. El capital público suele ser clave para reducir los riesgos tecnológicos y Chung advirtió que, si el Gobierno federal de EE. UU. deja de ser un puente fiable entre la fase piloto y la escalada, «corremos el riesgo de ceder nuestra ventaja competitiva en innovación de baterías a los mercados extranjeros».

«Ralentizar o detener la innovación en baterías en fase inicial significa que tendremos que esperar más tiempo para ver los beneficios que la electrificación aportará a todas las industrias», añadió Mackanic, de Anthro Energy.

«Si el gobierno no está dispuesto a impulsar una solución incentivando la inversión privada o proporcionando más capital para que las cosas sigan avanzando, la industria nacional de baterías no podrá satisfacer la demanda ni competir con el extranjero», afirmó Luebbe, de Group14. «De ninguna manera podremos competir con el gigante que ya es China».

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