Autores:
Ankit Gupta, Vinayak Shukla
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Mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red Tamaño y Compartir 2026-2035
ID del informe: GMI4784
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Fecha de publicación: August 2026
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Formato del informe: PDF/Excel/Panel de control/Plataforma
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Mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
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Mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
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Tamaño del mercado de almacenamiento estacionario en baterías a escala de red
El mercado mundial de almacenamiento estacionario en baterías a escala de red se valoró en 119,8 mil millones de dólares estadounidenses en 2025 y se prevé que alcance los 996,5 mil millones de dólares estadounidenses en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22,8 % entre 2026 y 2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.
Mercado de almacenamiento estacionario en baterías a escala de red: conclusiones clave
Líder del mercado: CATL lideró con una cuota de mercado superior al 9,5 % en 2025.
Actores líderes: Entre los cinco principales actores de este mercado se encuentran CATL, BYD, Exide Technologies, LG Energy Solution, Tesla, que en conjunto alcanzaron una cuota de mercado del 29,5 % en 2025.
Los ingresos alcanzarán los 157,3 mil millones de dólares estadounidenses en 2026, a medida que las empresas de servicios públicos, los operadores de redes y los productores independientes de energía amplíen la contratación de almacenamiento de varias horas. El cambio fundamental que define el mercado es la incorporación del almacenamiento a la planificación de la generación y las redes, en lugar de considerarlo un complemento discrecional de las energías renovables. Los activos de larga duración, la participación en mercados de múltiples servicios y la reducción de los costes de las baterías están transformando el análisis de inversión: de la rentabilidad de proyectos aislados a la rentabilidad de la fiabilidad del sistema en su conjunto.
El mercado abarca los sistemas estacionarios de baterías instalados a escala de servicios públicos para prestar servicios a la red, integrar energías renovables, aportar capacidad, gestionar la congestión y sustituir el diésel. Excluye las baterías portátiles de consumo y las baterías de tracción para vehículos que no se utilizan como activos estacionarios de la red. Los valores del mercado reflejan los ingresos mundiales generados por los sistemas de baterías, la integración de sistemas y las actividades relacionadas con el despliegue de almacenamiento a escala de servicios públicos. El período de previsión abarca de 2026 a 2035.
En 2025, las nuevas instalaciones de almacenamiento en baterías alcanzaron los 108 GW en todo el mundo, un 40 % más que en 2024, y los proyectos a escala de servicios públicos representaron aproximadamente el 80 % del despliegue. La química de fosfato de hierro y litio (LFP) representa aproximadamente el 90 % de las nuevas instalaciones a escala de servicios públicos, ya que sus características de coste, vida útil en ciclos y seguridad operativa se ajustan a los requisitos de los grandes activos estacionarios. [1]International Energy Agency, www.iea.org En 2025, las nuevas instalaciones de capacidad renovable alcanzaron los 800 GW, de los cuales la energía solar aportó el 75 %, lo que aumentó la necesidad operativa de desplazar la generación a lo largo del día y entre períodos de varias horas.
Perspectiva de los analistas de GMI
La expansión del mercado hasta 2035 dependerá menos de la demanda de celdas de batería por sí sola que de la capacidad de los activos de almacenamiento para generar ingresos contratados o basados en el mercado mediante varios servicios de red. La reducción de los costes de las baterías LFP ya ha ampliado el conjunto de proyectos que compiten con las centrales de punta de gas y las mejoras de las redes. Un efecto de segundo orden es la reducción del riesgo de financiación: los proyectos con ingresos procedentes de la capacidad, los servicios auxiliares y el arbitraje pueden respaldar hipótesis de financiación más sólidas a largo plazo que los activos dedicados a un único servicio. De aquí a 2030, la contratación de almacenamiento de larga duración diferenciará los mercados que resuelven limitaciones estacionales o de demanda máxima vespertina de aquellos que siguen centrados en la respuesta de frecuencia de ciclo corto. El almacenamiento se evaluará cada vez más como capacidad firme de la red, en lugar de como un complemento de las energías renovables.
Principales impulsores del crecimiento
La Orden n.º 841 de la FERC exige a las organizaciones regionales de transmisión y a los operadores independientes del sistema de Estados Unidos que permitan a los recursos de almacenamiento eléctrico que cumplan los requisitos ofrecer capacidad, energía y servicios complementarios. La Orden n.º 2222 amplía la participación en los mercados mayoristas a los recursos energéticos distribuidos agregados. [2]Federal Energy Regulatory Commission, www.ferc.gov En conjunto, estas normas amplían el número de servicios monetizables disponibles para los activos de almacenamiento que cumplen los requisitos y refuerzan la viabilidad comercial del despacho optimizado mediante software.
El despliegue de energías renovables constituye la base subyacente de la demanda. A medida que aumenta la producción solar y eólica, los operadores del sistema necesitan recursos capaces de absorber el exceso de generación, responder a las desviaciones de frecuencia y suministrar energía cuando disminuye la producción solar. La Agencia Internacional de la Energía estima que triplicar la capacidad mundial de energías renovables para 2030 requiere multiplicar por seis la capacidad de almacenamiento de energía. Por tanto, la demanda de almacenamiento está vinculada a los requisitos de fiabilidad derivados de la generación renovable, y no solo a los objetivos de las políticas.
La caída de los costes de las baterías refuerza esta demanda. Las tarifas de contratación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en India descendieron desde el equivalente a 14.700 USD/MW/mes en 2023 hasta menos de 3.000 USD/MW/mes a finales de 2025. La escala de fabricación de CATL, BYD y LG Energy Solution reduce la absorción de costes fijos por kWh y amplía los mercados en los que el almacenamiento puede competir con las centrales térmicas fósiles de punta o la generación diésel.
Principales factores limitantes del mercado
Nuestras previsiones consideran que el impacto de los impulsores y los factores limitantes es direccional, no estrictamente aditivo. Los impactos reflejan el crecimiento de referencia, los efectos de composición y las interacciones entre variables.
El embalamiento térmico se ha convertido en una limitación comercial significativa para los proyectos de baterías a escala de red. Los riesgos de propagación de incendios en instalaciones de iones de litio cerradas han propiciado requisitos más estrictos en materia de emplazamiento, contención, detección de gases, respuesta ante emergencias y revisión por parte de las aseguradoras. La quinta edición de ANSI/CAN/UL 9540A, publicada en marzo de 2025, reforzó las pruebas de propagación del embalamiento térmico a nivel de celda. [3]UL Solutions, www.ul.com La norma NFPA 855 exige la detección de gases de venteo en instalaciones estacionarias de almacenamiento de energía, mientras que IEC 62933-5-2:2025 establece requisitos de seguridad a lo largo del ciclo de vida para el almacenamiento electroquímico integrado en la red.[4]National Fire Protection Association, www.nfpa.org
La consecuencia inmediata no es una reducción de la demanda de almacenamiento, sino un proceso de desarrollo más lento y costoso. Los diseños en contenedores para exteriores se están convirtiendo en la configuración preferida para las grandes instalaciones, ya que facilitan la separación y la planificación de la respuesta ante incendios. La ley SB-283 de California amplía la supervisión de los BESS a todas las instalaciones, con independencia de la jurisdicción municipal, lo que ilustra la orientación del escrutinio regulatorio.[5]California Legislature, www.leginfo.legislature.ca.gov
Perspectiva de los analistas de GMI
El endurecimiento de la regulación modificará el diseño de los proyectos y los plazos de desarrollo, pero no invertirá la trayectoria de la demanda del sector. Los requisitos de seguridad favorecen a los proveedores capaces de ofrecer arquitecturas de contenedores probadas, un rendimiento documentado de gestión térmica y paquetes de seguros aceptables para los financiadores. Esto desplaza parte de la ventaja competitiva del coste de las celdas a la ingeniería de sistemas y la capacidad para obtener permisos. Hasta 2028, los diseños para exteriores que cumplan la normativa y cuenten con registros más sólidos de validación de seguridad tendrán mayor valor en las grandes licitaciones de empresas de servicios públicos. Por tanto, este factor limitante supone un obstáculo a corto plazo y, al mismo tiempo, eleva las barreras de entrada para los integradores menos consolidados.
Análisis por segmentos del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
Por tipo de batería
Iones de litio
Las baterías de iones de litio representaron el 75,5 % de los ingresos del mercado en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 20,8 % hasta 2035. La química LFP domina las nuevas instalaciones a escala de servicios públicos, ya que ofrece menores costes, una vida útil prolongada en ciclos y menos riesgo térmico que las alternativas de níquel, manganeso y cobalto. El sistema EnerC de CATL y las plataformas Megapack de Tesla ilustran la transición del segmento hacia productos estandarizados en contenedores que pueden desplegarse a escala de servicios públicos. La batería Collie de 2,4 GWh de Synergy, en Australia Occidental, basada en la plataforma EnerC de CATL, demuestra la escala que los sistemas LFP ya alcanzan fuera de China.
La Megafactory de Tesla en Houston aspira a producir 50 GWh anuales de Megapack para finales de 2026, lo que demuestra que la capacidad de fabricación se ha convertido en una variable competitiva clave. La investigación primaria realizada entre 55 responsables de adquisiciones de empresas de servicios públicos de nueve países en el segundo trimestre de 2026 indica que la química LFP es la preferida para los proyectos que requieren hasta seis horas de descarga. Las prioridades de adquisición se centraron en las garantías de ciclos y la viabilidad de la financiación de proyectos, más que únicamente en el rendimiento de las celdas. Hasta 2030, los iones de litio seguirán liderando en volumen, aunque su cuota relativa se verá presionada en las aplicaciones de mayor duración.
Sodio-azufre
Las baterías de sodio-azufre representaron el 10,5 % de los ingresos del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 25,1 %. Su atractivo reside en que ofrecen duraciones de descarga de hasta 10 horas y utilizan materias primas que evitan el riesgo de concentración de minerales críticos. El acuerdo de CATL de abril de 2026 para suministrar 60 GWh de baterías de iones de sodio a Beijing HyperStrong Technology refleja el creciente interés comercial por el almacenamiento estacionario basado en sodio. El proyecto NaS de 70 MWh de NGK Insulators en Japón y su proyecto piloto de 5 MW/40 MWh con Duke Energy en Florida demuestran su aplicabilidad en entornos de mayor duración y altas temperaturas.
El segmento se posiciona como una alternativa práctica en los casos en que los requisitos de gestión térmica de LFP añaden complejidad al proyecto. Sus perspectivas de crecimiento se basan en la duración y la economía de la ubicación, más que en sustituir directamente a los iones de litio en proyectos de corta duración. Para 2030, los sistemas basados en sodio ganarán más terreno en proyectos al aire libre que requieran entre seis y 10 horas de descarga.
Plomo-ácido
Las baterías de plomo-ácido representaron una cuota de mercado del 5,4 % en el mercado del almacenamiento estacionario en baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 20,3 %. Los sistemas avanzados de plomo-ácido con carbono añadido siguen siendo relevantes en aplicaciones de respaldo de corta duración y regulación de frecuencia, donde el coste de inversión inicial continúa siendo el principal criterio de adquisición. Las plataformas DeepCycle y de potencia de reserva de Exide Technologies respaldan una base instalada en subestaciones eléctricas, instalaciones industriales y aplicaciones de suministro eléctrico de respaldo.
Este segmento seguirá siendo especializado. La demanda de sustitución y las relaciones consolidadas con los clientes respaldan el despliegue continuado, pero la economía del ciclo de vida de las baterías LFP limita el papel potencial del plomo-ácido en nuevos proyectos de gran escala. La posición de mercado de esta tecnología hasta 2035 será más sólida en aquellos casos en que los requisitos de fiabilidad primen sobre la necesidad de un funcionamiento de ciclo profundo y de varias horas.
Baterías de flujo y otras
Las baterías de flujo representaron el 3 % de los ingresos del mercado del almacenamiento estacionario en baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 30,6 %. Las baterías de flujo redox de vanadio ofrecen entre seis y 16 horas de descarga con una degradación mínima de la capacidad a lo largo de ciclos repetidos. El proyecto previsto de 2,1 GWh de Invinity Energy Systems para el centro de datos de Flexbase en Laufenburg, Suiza, ilustra la incursión del segmento en aplicaciones de gran escala y sensibles al riesgo de incendio. El proyecto piloto de flujo de vanadio de 120 MWh de Gujarat Industries Power Company también apunta al creciente interés de APAC.
La categoría «Otras» representó una cuota del 5,6 % en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 33,6 %. Incluye despliegues de baterías de iones de sodio, hierro-aire, zinc-aire y baterías de estado sólido en fases iniciales. La plataforma de hierro-aire de Form Energy apunta a una duración de descarga de 100-hour, mientras que Alsym Energy y Juniper Energy anunciaron en mayo de 2026 un programa de despliegue de baterías de iones de sodio de 500 MWh en California. Estas tecnologías cubren períodos de descarga que van más allá de los sistemas convencionales de iones de litio y configurarán las decisiones de adquisición para aplicaciones de fiabilidad a partir de 2028.
Por aplicación
Regulación de frecuencia
La regulación de frecuencia representó el 81,7 % de los ingresos del mercado del almacenamiento estacionario en baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 22,7 %. Las baterías responden a las desviaciones de frecuencia en cuestión de milisegundos, por lo que son técnicamente adecuadas para los mercados de respuesta primaria de frecuencia. En 2024, ERCOT registró intervalos durante los cuales las baterías aportaron hasta el 100 % de la capacidad de respuesta para la regulación de frecuencia.[6]North American Electric Reliability Corporation, www.nerc.com La Orden n.º 841 de la FERC establece las bases para el acceso a los mercados en este ámbito, mientras que los parámetros del estado de carga del mercado diario de ISO New England, introducidos en enero de 2026, mejoran la flexibilidad del despacho del almacenamiento.
La regulación de frecuencia seguirá siendo la principal aplicación, pero su importancia estratégica va más allá de los ingresos por servicios. El rendimiento de las baterías en los mercados de servicios auxiliares genera datos operativos y confianza entre los prestamistas, lo que respalda proyectos de mayor envergadura de consolidación de capacidad y desplazamiento temporal de energía.
Rampa flexible, arranque en negro y desplazamiento temporal de energía
La regulación flexible de rampas representó el 5,0 % de los ingresos en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 20,7 %. Responde a las rampas de carga de última hora de la tarde en redes con una elevada penetración solar, sobre todo cuando la producción solar disminuye mientras aumenta la demanda. Los servicios de arranque autónomo representaron una cuota de mercado del 2,2 % y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22,6 %, a medida que los operadores del sistema certifican baterías para reiniciar partes de la red tras los cortes de suministro.
El desplazamiento del consumo energético y el aplazamiento de inversiones en capacidad representaron el 3,1 % de los ingresos y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 23,5 %. Estos proyectos almacenan electricidad de menor coste para suministrarla en los períodos de máxima demanda y aplazan el gasto de capital en redes. En California, Texas y varios mercados europeos, el almacenamiento LFP de cuatro horas compite cada vez más con la generación mediante turbinas de gas en períodos de máxima demanda. El cambio comercial fundamental es que un mismo activo puede respaldar ahora tanto la fiabilidad operativa como el aplazamiento del gasto en infraestructuras.
Alivio de la congestión, consolidación de la capacidad, reducción de vertidos y sustitución del diésel
El alivio de la congestión en las redes de transporte y distribución representó el 2,9 % de los ingresos del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 23,4 %. El almacenamiento instalado en nodos congestionados puede aplazar las mejoras en subestaciones y líneas de distribución al proporcionar capacidad local para los períodos de máxima demanda. La consolidación de la capacidad representó una cuota de mercado del 2,3 % y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 23,4 %. El proyecto Pioneer Clean Energy Center de Fluence, de 300 MW/1.200 MWh, en Arizona, muestra cómo el almacenamiento respalda estructuras de contratos de tolling a largo plazo para la generación renovable.
La reducción de los vertidos de energía renovable representó el 0,8 % de los ingresos y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 21,3 %. El suministro de CATL para los proyectos de Grenergy en España demuestra el papel del almacenamiento a la hora de convertir el excedente de producción solar en electricidad comercializable mediante contratos. La reducción de la dependencia de los grupos electrógenos diésel representó el 2,1 % de los ingresos del mercado y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 26,7 %. En mercados con elevada irradiación solar donde la generación diésel cuesta entre 0,20 y 0,35 dólares estadounidenses/kWh, la combinación de energías renovables y almacenamiento ofrece una justificación comercial sin necesidad de nuevas reducciones de costes.
Perspectiva de los analistas de GMI
La elección de la química de las baterías y de sus aplicaciones converge en torno a la duración, la seguridad y la calidad de los ingresos. Las baterías de iones de litio seguirán dominando los proyectos de menos de seis horas, mientras que las tecnologías de flujo, basadas en sodio y de hierro-aire cobrarán importancia cuando la duración o el riesgo de incendio alteren la comparación económica. El cambio de segmentación más significativo se producirá en el ámbito de las aplicaciones: la respuesta de frecuencia genera un historial operativo, pero la consolidación de la capacidad y el aplazamiento de inversiones en redes generan los ingresos contratados más estables. De aquí a 2030, los promotores de proyectos elegirán la tecnología menos en función de sus preferencias por una química concreta y más según la duración y la combinación de fuentes de ingresos necesarias en cada nodo de la red.
Análisis regional del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
América del Norte
América del Norte representó el 29,4 % de los ingresos mundiales en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16,6 % hasta 2035. Estados Unidos lidera el despliegue, respaldado por el crédito fiscal a la inversión en almacenamiento independiente establecido por la Inflation Reduction Act y por las órdenes 841 y 2222 de la FERC. Texas y California siguen siendo los principales mercados de capacidad, mientras que Canadá amplía sus procesos de contratación en Alberta y Ontario. La ley californiana SB-283 refuerza la supervisión de la seguridad, lo que afianza la preferencia regional por diseños de sistemas probados y alojados en contenedores.
Europa
El mercado europeo de almacenamiento estacionario en baterías a escala de red representó el 19,8 % de los ingresos mundiales en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 15,6 %. El Reino Unido, Alemania y España lideran el despliegue mediante mecanismos de mercado de capacidad, contratación de servicios auxiliares y requisitos de integración de energías renovables. El acuerdo de suministro de 1,5 GWh de CATL para los proyectos Oviedo y Escuderos de Grenergy en España muestra la importancia de las estructuras de tolling a largo plazo para la financiación del almacenamiento en Europa.
La norma IEC 62933-5-2:2025 se está convirtiendo en una referencia común de seguridad para el almacenamiento electroquímico en las licitaciones europeas.[7]International Electrotechnical Commission, www.iec.ch La principal limitación regional es la obtención de permisos y el cumplimiento de las normas de seguridad, que pueden ralentizar los plazos de los proyectos pese a la fuerte demanda del mercado. El programa de modernización de la red eléctrica de Alemania y los mercados de servicios auxiliares del Reino Unido siguen respaldando los proyectos de gestión de frecuencia y capacidad.
Asia-Pacífico
Asia-Pacífico fue el mayor mercado regional de almacenamiento estacionario en baterías a escala de red, con una cuota del 41,6 % en 2025, y se prevé que crezca a una TCAC del 28,3 %. China representó aproximadamente el 60 % de las nuevas instalaciones mundiales de almacenamiento en baterías en 2025 y despliega sistemas de almacenamiento mediante requisitos obligatorios de instalación conjunta para los nuevos proyectos eólicos y solares. CATL y BYD aprovechan su base nacional de fabricación y proyectos para respaldar las exportaciones a Australia, Oriente Medio, el Sudeste Asiático y América Latina.
India es el mercado emergente de mayor relevancia de la región. En 2025 adjudicó 10,4 GW de capacidad de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes, mientras que las tarifas cayeron un 80 % en menos de dos años. En mayo de 2026, el Gabinete de la Unión aprobó 5.400 crore de rupias en financiación para cubrir la brecha de viabilidad, destinados a 30 GWh de nueva capacidad de almacenamiento. Japón se distingue por las aplicaciones de almacenamiento de larga duración y en redes insulares, como la instalación de 70 MWh de NaS de NGK Insulators.
América Latina y MEA
América Latina representó el 3,6 % de los ingresos mundiales en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 16,4 %. Chile lidera el despliegue regional, respaldado por el acuerdo de suministro de 2,6 GWh de BYD para la plataforma solar con almacenamiento Central Oasis de Grenergy. La expansión de la energía eólica y las renovables en Brasil está generando demanda de activos para la gestión de frecuencia y la integración en la red.
MEA representó el 5,7 % de los ingresos del mercado de almacenamiento estacionario en baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 19,7 %. El proyecto BESS de 19 GWh de Masdar en Abu Dabi y la instalación HaoHan de 12,5 GWh de BYD con Saudi Electricity Company consolidan la región como un mercado de contratación de varios GWh. Se prevé que el mercado de almacenamiento de África alcance los 22 GW/55 GWh en 2035, liderado por Sudáfrica, Egipto, Marruecos y los mercados del África subsahariana, donde el almacenamiento puede sustituir a la generación diésel de alto coste.
Perspectiva de los analistas de GMI
El crecimiento regional seguirá siendo desigual porque el almacenamiento resuelve problemas distintos en cada región. América del Norte monetiza el almacenamiento mediante la participación en los mercados mayoristas y los incentivos fiscales; Europa hace hincapié en los contratos de capacidad y servicios de red, y Asia-Pacífico combina la escala de fabricación con la co-ubicación obligatoria con energías renovables. Los mercados emergentes están desarrollando almacenamiento como capacidad firme allí donde la dependencia del diésel o unas redes débiles generan una necesidad económica directa. Hasta 2030, Asia-Pacífico mantendrá su ventaja de escala, mientras que India, el Golfo y Chile ofrecerán las pruebas más sólidas de que el almacenamiento puede convertirse en infraestructura eléctrica de primer nivel fuera de los mercados maduros de la OCDE.
Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
El mercado presenta una concentración moderada. CATL lideró con una cuota de ingresos del 9,5 % en 2025, mientras que CATL, Tesla, LG Energy Solution, Exide Technologies y BYD concentraron conjuntamente el 29,5 %. El 70,5 % restante se reparte entre integradores especializados, desarrolladores de baterías de larga duración y proveedores regionales de almacenamiento. Esta estructura deja margen para la especialización tecnológica, pero la financiabilidad y la escala de fabricación favorecen a los proveedores consolidados en las grandes licitaciones de empresas de servicios públicos.
La ventaja competitiva de CATL se basa en la integración vertical, la escala de fabricación de LFP y la amplitud de su oferta de químicas, que abarca sistemas LFP, NMC e ion-sodio. Su plataforma TENER respalda el proyecto de 19 GWh de Masdar, mientras que su acuerdo de suministro de 60 GWh con Beijing HyperStrong Technology refuerza su posición en el almacenamiento basado en sodio. Tesla compite con la plataforma Megapack, la producción de Megafactory y el software de optimización Autobidder. Su acuerdo de suministro de celdas LFP por valor de 4,3 mil millones de dólares estadounidenses con LG Energy Solution, destinado a la producción de Megapack 3 a partir de agosto de 2027, reduce su dependencia de un único proveedor de celdas.
BYD ha superado a Tesla en GWh enviados y ha demostrado capacidad de ejecución con el proyecto de 12,5 GWh de Saudi Electricity Company y el acuerdo de 2,6 GWh de Central Oasis en Chile. LG Energy Solution mantiene un doble papel como proveedor directo de sistemas y socio de suministro de celdas para integradores competidores. Fluence combina el hardware Gridstack Pro con el software Fluence IQ y amplía su actividad mediante adquisiciones de empresas de servicios públicos y centros de datos. Invinity y Form Energy ocupan posiciones en el almacenamiento de larga duración con tecnologías de flujo de vanadio y hierro-aire, respectivamente.
Entre los principales actores que operan en el mercado figuran BYD Company, CATL, Eos Energy Enterprises, Exide Technologies, Fluence Energy, Form Energy, GS Yuasa International, Hitachi Energy, HOPPECKE Batterien, Invinity Energy Systems, Johnson Controls, LG Energy Solution, Panasonic Corporation, Powin Energy, SAMSUNG SDI, Siemens Energy, SK Innovation, Tesla, Toshiba Corporation y Wartsila. Siemens Energy, Hitachi Energy y Wartsila participan mediante la interconexión a la red, la electrónica de potencia y los sistemas de gestión de la energía, y no solo a través de la fabricación de celdas.
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