¡Un asombroso aumento del 295%! En el mercado de almacenamiento de energía de 2026, ¡el almacenamiento de larga duración será el rey!

01. La escala casi se triplica.

Según estadísticas incompletas de la base de datos de la industria de la rama de aplicaciones de almacenamiento de energía de CESA, la escala de proyectos de almacenamiento de energía de larga duración conectados a la red en China alcanzó los 4,16 GW/17,05 GWh en el primer trimestre de este año, lo que representa un aumento interanual del 285 % (potencia)/295 % (capacidad). Este aumento de casi el triple demuestra que el almacenamiento de energía de larga duración se ha transformado verdaderamente de una opción a una necesidad imperiosa. nuevos sistemas de energía .

De hecho, en 2025, la capacidad recién instalada de 4 horas proyectos de almacenamiento de energía En China, la capacidad instalada alcanzó los 26,7 GW/106,8 GWh, lo que representa el 41,3 % (potencia)/54,3 % (capacidad) de la capacidad total instalada de almacenamiento de energía nueva, lo que significa que el almacenamiento de energía de larga duración ya representaba la mitad de la capacidad instalada de almacenamiento de energía nueva en 2025.

Al comenzar el primer trimestre de 2026, el impulso de crecimiento no disminuyó, sino que aumentó. La capacidad total instalada de almacenamiento de energía en China alcanzó los 13,49 GW/35,89 GWh, lo que representa un crecimiento interanual del 147,98 % (potencia)/176,93 % (capacidad). Entre estos, los proyectos conectados a la red registraron un incremento interanual significativo del 293,93 %, que es precisamente el escenario de aplicación principal para el almacenamiento de energía a largo plazo.

En el mercado de licitaciones, las señales son aún más claras. En el primer trimestre de 2026, la capacidad total de los proyectos de almacenamiento de energía adjudicados en todo el país alcanzó los 38,087 GW/174,288 GWh, lo que representa un aumento interanual de aproximadamente el 66%. En términos de capacidad, los sistemas de almacenamiento de energía de 2 horas representaron el 43,95%, los sistemas de 4 horas el 36,96% y los sistemas con capacidades superiores a 4 horas el 13,14%; el almacenamiento de energía de larga duración representó más del 50% del total. En Beijing Jianglai Energy, 6 GWh para 2026 sistema de almacenamiento de energía En cuanto a las compras, los sistemas de 4 horas representaron un asombroso 83% de la demanda, mientras que los productos tradicionales de 2 horas representaron solo el 17%.

En cuanto a la distribución regional, el almacenamiento de energía de larga duración se concentra principalmente en las provincias con mayor producción de energías renovables, ricas en recursos eólicos y solares. Según los datos de conexión a la red del primer trimestre, la región Noroeste lidera con una amplia ventaja, alcanzando los 2,24 GW/9,37 GWh. Xinjiang añadió 7,51 GWh de capacidad instalada en el primer trimestre, con una duración media de almacenamiento de 3,5 horas, situándose a la cabeza del país. Mongolia Interior y Ningxia le siguieron de cerca con 5,74 GWh y 5,4 GWh respectivamente. Estas tres provincias, en conjunto, representaron más de la mitad de la nueva capacidad nacional añadida en el primer trimestre.

Esta distribución regional "centrada en el noroeste" refleja profundamente el papel insustituible del almacenamiento de energía de larga duración para resolver el problema del elevado consumo de energías renovables.

02. Crecimiento impulsado por políticas y dinamismo económico.

El crecimiento explosivo del almacenamiento de energía de larga duración es tanto resultado de las fuerzas del mercado como inseparable del papel catalizador de las políticas nacionales.

El 30 de enero de 2026, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma y la Administración Nacional de Energía emitieron conjuntamente el "Aviso sobre la mejora del mecanismo de precios de la capacidad de generación" (NDRC Price [2026] No. 114), que por primera vez estableció claramente un nuevo mecanismo independiente de precios de la capacidad de almacenamiento de energía en la red a nivel nacional.

El valor de este documento es incalculable: resuelve el problema que arrastraba desde hace tiempo la industria del almacenamiento de energía, que dependía exclusivamente del arbitraje de precios entre picos y valles y de subsidios fragmentados para sobrevivir, proporcionando un "salario final" estable para el almacenamiento de energía independiente.

Según la lógica de precios principal del Documento n.° 114: el nivel de precio de la electricidad de la capacidad de almacenamiento de energía nueva independiente del lado de la red se basa en el estándar de precio de la capacidad de energía de carbón local y se calcula de acuerdo con una cierta proporción basada en la capacidad pico (el coeficiente de conversión es el tiempo de descarga continua de potencia completa dividido por la duración pico de carga neta más larga a lo largo del año, sin exceder 1).

La fórmula de conversión es la siguiente: Relación de conversión = Tiempo de descarga continua a plena potencia ÷ Duración máxima del pico de carga neta durante todo el año (sin exceder 1)

("La mayor duración del pico de carga neta a lo largo del año" se refiere a la mayor duración del pico de carga neta en una provincia determinada a lo largo del año. A juzgar por las curvas de precios del mercado spot de electricidad en varias regiones, la mayor duración puede ser de 4 horas, 6 horas o incluso más). Como se puede observar en la fórmula, los ingresos de los proyectos de almacenamiento de energía están directamente vinculados a su tiempo de descarga continua a plena potencia; cuanto mayor sea el tiempo de descarga, mayores serán los ingresos, lo que obliga directamente a la industria a actualizarse a sistemas de almacenamiento de energía de larga duración (4 horas o más).

En lo que respecta a las normas de precios de la capacidad de las centrales eléctricas de carbón, las normas nacionales actuales se dividen principalmente en tres niveles: 165 yuanes/kW·año, 231 yuanes/kW·año y 330 yuanes/kW·año, que corresponden al 50%, 70% y 100% de los costes fijos de las unidades de generación de energía a partir de carbón, respectivamente.

Anteriormente, la provincia de Gansu ya había emitido una política similar, convirtiéndose en la primera en implementarla. Esta política establecía explícitamente que el precio por capacidad para el almacenamiento independiente de energía sería el mismo que para las centrales eléctricas de carbón, a 330 yuanes/kW·año, y que la duración máxima de la carga neta pico a lo largo del año se fijaría provisionalmente en 6 horas. Según la fórmula de conversión, 2 horas de almacenamiento de energía solo recibirían 1/3 del precio por capacidad, 4 horas recibirían 2/3 y 6 horas recibirían el importe completo, lo que resalta de inmediato las ventajas económicas del almacenamiento de energía de larga duración.

La liberación de dividendos de política ha impulsado directamente un salto cualitativo en la economía de los proyectos de almacenamiento de energía. Tomando como ejemplo un proyecto típico de almacenamiento de energía independiente de 100 MW/500 MWh (5 horas), en ausencia de precios de capacidad, dependiendo únicamente del arbitraje de precios al contado, la tasa interna de retorno (TIR) del proyecto es de solo 2,8 %, muy por debajo de los costos de financiamiento de la industria, lo que lo hace prácticamente no atractivo. Sin embargo, después de implementar el precio de capacidad de alto valor de 330 yuanes/kW·año, la TIR del proyecto se dispara al 12,8 %, el período de recuperación de la inversión se acorta a 3,5 años y su atractivo aumenta significativamente.

El diseño de alto nivel a nivel nacional se ha implementado rápidamente a nivel local. Hasta la fecha, nueve provincias de todo el país —Hubei, Gansu, Ningxia, Hebei, Mongolia Interior, Guangdong, Zhejiang, Shandong y Xinjiang— han tomado la iniciativa en la implementación de políticas independientes de precios y compensación de la capacidad de almacenamiento de energía, abarcando cinco regiones principales: Noroeste, Norte de China, Este de China, Sur de China y Centro de China.

03. El sector del almacenamiento de energía a largo plazo está prosperando en múltiples áreas.

El crecimiento explosivo de almacenamiento de energía de larga duración Es inseparable de la maduración iterativa de la tecnología. En 2026, el panorama de la tecnología de almacenamiento de energía a largo plazo muestra un patrón de "batería de iones de litio como base, con tecnologías diversificadas coexistiendo": ninguna tecnología por sí sola puede resolver todos los problemas, y diferentes tecnologías destacan en diferentes escenarios.

El fosfato de hierro y litio (LFP) sigue siendo la base del almacenamiento de energía a largo plazo. La razón principal por la que las baterías de litio se han convertido en la base del almacenamiento de energía a largo plazo radica en su ventaja de costo: en 2025, el precio promedio de los sistemas de almacenamiento de energía LFP era de solo 0,5356 yuanes/Wh, mientras que el precio de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías de flujo redox de vanadio era cuatro veces mayor. Ante el crecimiento explosivo de la demanda de almacenamiento de energía a largo plazo, las empresas líderes han lanzado celdas de ultra gran capacidad de 600 Ah o más. A medida que la tecnología de celdas de ultra gran capacidad madure, la penetración de las baterías de litio en escenarios de almacenamiento de energía a largo plazo de 6 a 8 horas se acelerará aún más.

Las baterías de flujo redox de vanadio (VRB) son una de las tecnologías más prometedoras en el campo del almacenamiento de energía a largo plazo. En comparación con las baterías de litio tradicionales, las VRB tienen tres ventajas principales:

Primero, larga vida útil: los VRB pueden ciclar decenas de miles de veces, con una vida útil que supera los 20 años, superando con creces los 8-10 años de baterías de litio , reduciendo significativamente el coste total del ciclo de vida de los proyectos de almacenamiento de energía.

En segundo lugar, ofrece alta seguridad: al utilizar un electrolito acuoso, no existen riesgos de sobrecalentamiento, explosión o incendio. Permite una descarga profunda del 100%, e incluso en caso de fuga, no provoca contaminación ambiental grave.

En tercer lugar, la expansión flexible de la capacidad: la potencia (apilamiento) y la capacidad (electrolito) pueden diseñarse por separado. Para aumentar la capacidad de almacenamiento de energía, basta con incrementar el tamaño del tanque de almacenamiento de electrolito, sin necesidad de reemplazar el apilamiento. La expansión es económica y sencilla, y se adapta a las necesidades de proyectos de almacenamiento de energía de diferentes escalas.

Los datos muestran que en 2025, las baterías de flujo redox de vanadio (VRB) añadirán 1,06 GW/4,45 GWh de nueva capacidad instalada, lo que representa más del 96 % de la capacidad total instalada de baterías de flujo. Mientras tanto, el modelo de arrendamiento de electrolitos se está expandiendo a gran escala, reduciendo la inversión inicial para los propietarios entre un 40 % y un 50 %, lo que alivia significativamente la presión de los costes iniciales de las baterías de vanadio. Con la continua reducción de costes en toda la cadena de valor y el aumento de la producción nacional de separadores, se espera que las baterías de flujo redox de vanadio alcancen un punto de inflexión en la aceleración de su comercialización en 2027.

Además de las baterías de flujo, las baterías de sodio también están emergiendo gradualmente como una opción prometedora en el sector del almacenamiento de energía a largo plazo debido a sus ventajas en cuanto a recursos y su adaptabilidad ambiental.

La principal ventaja de las baterías de sodio radica en que eliminan la dependencia de los escasos recursos de litio. El sodio es extremadamente abundante en la Tierra, 1000 veces más abundante que el litio, y se puede obtener fácilmente de recursos naturales como el agua de mar y los lagos salados. Los costos de las materias primas son aproximadamente un 40 % inferiores a los del litio, lo que elimina el problema de la escasez de recursos asociado a las baterías de litio y reduce los costos de las materias primas para los proyectos de almacenamiento de energía.

Al mismo tiempo, las baterías de sodio poseen una gran adaptabilidad ambiental, funcionando de manera estable en entornos adversos con temperaturas que oscilan entre -40 °C y 60 °C. Su tasa de retención de capacidad a bajas temperaturas es mucho mayor que la de las baterías de litio, lo que las hace especialmente adecuadas para el almacenamiento de energía a largo plazo en escenarios de bajas temperaturas y gran altitud, como las centrales eólicas del noroeste de China (Xinjiang y Gansu) y las centrales fotovoltaicas de gran altitud del suroeste de China. 2026 es un año clave para la industria de las baterías de sodio, ya que marca su transición de la investigación de laboratorio a la aplicación a gran escala.

El 5 de febrero, Changan Automobile lanzó oficialmente su estrategia global de baterías de sodio, asociándose con CATL para lanzar el primer vehículo de pasajeros con batería de sodio producido en masa del mundo, cuyo lanzamiento oficial está previsto para mediados de 2026. Este modelo demuestra un rendimiento excepcional en entornos de temperaturas extremadamente bajas, con una potencia de descarga casi tres veces superior a la de las baterías convencionales de fosfato de hierro y litio a -30 ℃, una retención de capacidad superior al 90 % a -40 ℃ e incluso un funcionamiento estable a -50 ℃, lo que demuestra el rendimiento superior de las baterías de sodio a bajas temperaturas.

Cabe destacar que, para impulsar la aplicación a gran escala de las baterías de sodio, CATL anunció planes para construir más de 3000 estaciones de intercambio de baterías con forma de bombón en todo el país para 2026, abarcando más de 140 ciudades y creando un ecosistema completo de baterías de sodio. Además, CATL ha invertido cerca de 10 mil millones de yuanes en investigación y desarrollo de tecnología de baterías de sodio, con el objetivo de lograr un costo total menor para las baterías de sodio que para las de litio para 2028. Además de Changan Automobile, CATL también colaborará con JD.com y GAC Group para lanzar modelos de producción en masa equipados con baterías de sodio, que se espera estén disponibles en el segundo trimestre de 2026.

Un informe de investigación de Dongguan Securities señala que más de 15 empresas nacionales ya han logrado avances significativos en la producción en masa de baterías de sodio, y fabricantes de automóviles internacionales como BMW y Toyota también están acelerando su implementación. La aplicación a gran escala de las baterías de sodio impulsará aún más su popularización en el campo del almacenamiento de energía a largo plazo.

Además de las baterías de litio, las baterías de flujo y las baterías de sodio, las tecnologías de almacenamiento de energía a largo plazo, como el almacenamiento de energía mediante aire comprimido y el almacenamiento de energía por gravedad, también están experimentando avances acelerados, conformando un panorama tecnológico diversificado.

El almacenamiento de energía mediante aire comprimido ofrece ventajas como una capacidad a escala de megavatios, una larga duración y un bajo coste, lo que lo hace idóneo para proyectos de almacenamiento de energía a gran escala conectados a la red eléctrica. El almacenamiento de energía por gravedad utiliza la energía potencial gravitatoria para almacenar y liberar energía eléctrica, y se caracteriza por su larga vida útil, la ausencia de contaminación y su bajo coste, adaptándose así a diversas necesidades de almacenamiento de energía a largo plazo.

Notablemente, almacenamiento de energía híbrido Se está convirtiendo en una vía principal para aprovechar las fortalezas de diferentes tecnologías en el almacenamiento de energía de larga duración. Los nuevos sistemas de energía tienen requisitos cada vez más diversos en cuanto a potencia, duración y tiempo de respuesta del almacenamiento de energía, lo que dificulta que una sola tecnología satisfaga todas las necesidades. El almacenamiento de energía híbrido, al combinar múltiples métodos de almacenamiento de energía, ofrece eficiencia económica y estabilidad. El proyecto de 400 MW/1600 MWh en Ganquanbao, Xinjiang, adoptó un enfoque multitecnológico que combina baterías de fosfato de hierro y litio, iones de sodio y baterías de flujo redox de vanadio, convirtiéndose en el mayor proyecto de almacenamiento de energía compartido electroquímico híbrido en Xinjiang. El almacenamiento de energía híbrido se está convirtiendo en una vía importante para que tecnologías distintas al litio, como las baterías de flujo y las baterías de sodio, penetren en el mercado.

A medida que las diversas tecnologías de almacenamiento de energía de larga duración sigan madurando y los costes continúen disminuyendo, la viabilidad económica de los proyectos de almacenamiento de energía de larga duración mejorará aún más, impulsando un rápido desarrollo del sector.

04. Los proyectos de almacenamiento de energía de larga duración serán un aspecto clave en 2026.

El respaldo de las políticas de fijación de precios de la capacidad, el impulso de la demanda del sistema eléctrico y la innovación tecnológica impulsarán conjuntamente el mercado de almacenamiento de energía de larga duración hacia un crecimiento explosivo en 2026.

En términos de tamaño de mercado, las previsiones del sector indican que la proporción de almacenamiento de energía de larga duración (4 horas o más) en las nuevas instalaciones aumentará rápidamente, pasando de aproximadamente el 35 % en 2025 al 60 % en 2026 y al 80 % en 2027. Durante el XV Plan Quinquenal (2026-2030), la capacidad total instalada de almacenamiento de energía en China experimentará un crecimiento explosivo. Muchas de las principales provincias productoras de energía eólica y solar han planificado nuevas instalaciones a nivel de gigavatios-hora (GWh), impulsando una inversión superior a los 300.000 millones de yuanes. El almacenamiento de energía de larga duración dominará este crecimiento, convirtiéndose en el principal motor del crecimiento del mercado.

En términos de distribución regional, las áreas con alta energía renovable La penetración de la red eléctrica y la fuerte presión sobre la misma serán los aspectos clave para los proyectos de almacenamiento de energía de larga duración.

El primer nivel comprende principalmente regiones del noroeste como Gansu, Ningxia y Mongolia Interior. Estas áreas cuentan con tasas de penetración de energías renovables superiores al 50%, abundantes recursos eólicos y solares, pero sus centros de consumo están geográficamente distantes, lo que genera importantes problemas de limitación de la producción eólica y solar y una necesidad urgente de almacenamiento de energía a largo plazo. Gansu, en particular, ofrece una tarifa de compensación por capacidad de almacenamiento de energía elevada de 330 yuanes/kW·año, lo que impulsará significativamente el desarrollo de proyectos de almacenamiento de energía a largo plazo.

El segundo nivel incluye provincias orientales y centrales como Shandong, Zhejiang y Hubei, con tasas de penetración de energías renovables de entre el 30% y el 50%, donde la demanda del mercado se irá liberando gradualmente.

El tercer nivel comprende las regiones del noreste y suroeste, con menores índices de penetración de energías renovables. Estas zonas aún están planificando políticas de tarifas de capacidad, y el mercado de almacenamiento de energía a largo plazo despegará gradualmente.

Además, cabe destacar que, con la acelerada integración de la IA y el almacenamiento de energía, la demanda de configuraciones de almacenamiento de energía en los Centros de Datos de IA (AIDC) se está convirtiendo en un nuevo motor de crecimiento. El Informe de Trabajo del Gobierno de 2026 incluyó por primera vez la "sinergia entre computación y energía" en el nuevo proyecto de infraestructura, junto con la condición de que los centros de datos de nueva construcción en los nodos centrales nacionales deben tener una proporción de electricidad verde superior al 80 %, lo que convierte al almacenamiento de energía en los AIDC en otro motor de crecimiento para el almacenamiento de energía a largo plazo. 1 GW de potencia de computación consume aproximadamente 7000 GWh de electricidad al año. La infraestructura de la red eléctrica tradicional tiene dificultades para responder rápidamente a las demandas de electricidad de los AIDC, lo que hace que el almacenamiento de energía a largo plazo sea crucial para resolver los cuellos de botella en el suministro eléctrico. Las previsiones del sector predicen que para 2030, la escala de configuración de almacenamiento de energía de los centros de datos de IA alcanzará los 300 GWh, y se espera que el primer lote de proyectos se implemente en 2026. La combinación de la conexión directa a electricidad verde y el almacenamiento de energía en los AIDC está abriendo un espacio de mercado completamente nuevo.

Sin duda, el crecimiento explosivo del mercado de almacenamiento de energía a largo plazo en 2026 también conllevará ciertos desafíos: el avance de los detalles de la implementación local, la optimización de los costos tecnológicos y la mejora de los mecanismos de evaluación de proyectos son cuestiones que el sector debe abordar. Sin embargo, a largo plazo, con la implementación del plan de dos etapas descrito en el Documento n.° 114 (tarifas de capacidad fijas de 2026 a 2028, seguidas de una transición a un mecanismo de compensación de capacidad confiable una vez que el mercado spot madure), el modelo de negocio para el almacenamiento de energía de larga duración se consolidará, la hoja de ruta tecnológica será más clara y el entorno de mercado estará más estandarizado.

Ha comenzado una nueva era para el almacenamiento de energía a largo plazo.