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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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 119,800 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 996,500 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22,8% entre 2026 y 2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.
Conclusiones clave del mercado del almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
Líder del mercado: CATL lideró con una cuota de mercado superior al 9,5% en 2025.
Principales actores: Los cinco principales actores de este mercado son CATL, BYD, Exide Technologies, LG Energy Solution y Tesla, que en conjunto registraron una cuota de mercado del 29,5% en 2025.
Los ingresos alcanzarán los 157,300 millones de USD 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 de duración. El cambio definitorio del mercado es la incorporación del almacenamiento a la planificación de la generación y las redes, en lugar de tratarlo como un complemento discrecional de las energías renovables. Los activos de larga duración, la participación en mercados con múltiples servicios y la disminución de los costes de las baterías están transformando el análisis de inversión, que pasa de centrarse en la economía de proyectos aislados a hacerlo en la economía de la fiabilidad del sistema.
El mercado abarca los sistemas estacionarios de baterías desplegados a escala de las empresas de servicios públicos para servicios de red, integración de energías renovables, respaldo de capacidad, gestión de la congestión y sustitución del diésel. Excluye las baterías portátiles de consumo y las baterías de tracción para vehículos que no se despliegan como activos estacionarios de 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 las empresas de servicios públicos. El período de previsión abarca de 2026 a 2035.
Las nuevas instalaciones de almacenamiento en baterías alcanzaron los 108 GW a escala mundial en 2025, un 40% más que en 2024, y los proyectos a escala de las empresas 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 las empresas de servicios públicos, ya que sus características de coste, vida útil de los ciclos y seguridad operativa se ajustan a los requisitos de los grandes activos estacionarios. [1]International Energy Agency, www.iea.org Las nuevas instalaciones de capacidad renovable alcanzaron los 800 GW en 2025, de los cuales la energía solar aportó el 75% del total, lo que incrementó la necesidad operativa de desplazar la generación entre períodos intradiarios y de varias horas de duración.
Perspectiva del analista 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 a través de varios servicios de red. La disminución de los costes de las baterías LFP ya ha ampliado el conjunto de proyectos que compiten con las centrales de gas de punta y las mejoras de la red. El efecto de segundo orden es una reducción del riesgo de financiación: los proyectos con ingresos procedentes de capacidad, servicios auxiliares y arbitraje pueden respaldar supuestos de los prestamistas más sólidos que los activos de un único servicio. Para 2030, la contratación de almacenamiento de larga duración diferenciará los mercados que resuelven las limitaciones estacionales o de picos vespertinos de aquellos que todavía se centran 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 factores de 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 permitir que los recursos de almacenamiento eléctrico que cumplan los requisitos presten servicios de capacidad, energía y servicios auxiliares. 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 cualificados y mejoran la viabilidad comercial del despacho optimizado mediante software.
El despliegue de energías renovables proporciona la base de demanda subyacente. A medida que aumenta la producción solar y eólica, los operadores del sistema necesitan recursos que absorban el exceso de generación, respondan a las desviaciones de frecuencia y suministren electricidad después de que disminuya la producción solar. La Agencia Internacional de la Energía estima que triplicar la capacidad renovable mundial de aquí a 2030 exige 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 públicas.
La deflación de los costes de las baterías refuerza esta demanda. Las tarifas de adquisición de BESS en India disminuyeron desde el equivalente a 14,700 USD/MW/mes en 2023 hasta situarse por debajo 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 plantas de punta alimentadas con combustibles fósiles o con la generación diésel.
Principales restricciones
Nuestras previsiones consideran que los impactos de los impulsores y las restricciones son direccionales, no estrictamente aditivos. Los impactos reflejan el crecimiento de referencia, los efectos de la combinación y las interacciones variables.
La fuga térmica se ha convertido en una restricción comercial significativa para los proyectos de baterías a escala de red. Los riesgos de propagación del fuego 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 de la fuga térmica a nivel de celda. [3]UL Solutions, www.ul.com La norma NFPA 855 exige la detección de gases de escape en las instalaciones estacionarias de almacenamiento de energía, mientras que IEC 62933-5-2:2025 define los requisitos de seguridad durante todo el 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. Las configuraciones en contenedores para exteriores se están convirtiendo en la opción preferida para las grandes instalaciones, ya que mejoran la separación y la planificación de la respuesta ante incendios. La SB-283 de California amplía la supervisión de los sistemas BESS en todas las instalaciones, independientemente de la jurisdicción municipal, lo que ilustra la dirección que está tomando el escrutinio normativo.[5]California Legislature, www.leginfo.legislature.ca.gov
Perspectiva del analista de GMI
El endurecimiento de la normativa 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 sometidas a pruebas, un rendimiento documentado de la gestión térmica y paquetes de seguros financiables. Esto desplaza parte de la ventaja competitiva del coste de las celdas hacia la ingeniería de sistemas y la capacidad de obtener permisos. Hasta 2028, las configuraciones conformes para exteriores y los historiales más sólidos de validación de la seguridad adquirirán mayor valor en las grandes adquisiciones de las empresas eléctricas. Por tanto, esta restricción constituye un obstáculo a corto plazo, al tiempo que 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
Ion-litio
Las baterías de ion-litio representaron el 75,5% de los ingresos del mercado en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 20,8% hasta 2035. La tecnología LFP domina las nuevas instalaciones a escala de empresas eléctricas, ya que ofrece un coste inferior, una vida útil prolongada y un menor riesgo térmico que las alternativas de níquel, manganeso y cobalto. El sistema EnerC de CATL y las plataformas Megapack de Tesla ilustran el desplazamiento del segmento hacia productos estandarizados en contenedores que pueden desplegarse a escala de empresas eléctricas. 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 tiene como objetivo alcanzar una producción anual de Megapack de 50 GWh a finales de 2026, lo que demuestra que la capacidad de fabricación se ha convertido en una variable competitiva central. La investigación primaria realizada entre 55 responsables de adquisiciones de empresas eléctricas de nueve países en el segundo trimestre de 2026 indica que la tecnología LFP es la química preferida para los proyectos que requieren hasta seis horas de descarga. Las prioridades de adquisición se centraron en las garantías de los ciclos de funcionamiento y la financiabilidad de los proyectos, más que únicamente en el rendimiento de las celdas. Hasta 2030, el ion-litio seguirá liderando en volumen, aunque su cuota relativa se verá sometida a presión en las aplicaciones de mayor duración.
Sodio-azufre
Las baterías de sodio-azufre representan el 10,5% del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de redingresos en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 25,1 %. Su atractivo reside en unas duraciones de descarga de hasta 10 horas y en una base de materiales de entrada que evita el riesgo de concentración de minerales críticos. El acuerdo de abril de 2026 de CATL para suministrar 60 GWh de baterías de iones de sodio a Beijing HyperStrong Technology pone de manifiesto un interés comercial más amplio por el almacenamiento estacionario basado en sodio. El proyecto de 70 MWh de NaS 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 alta temperatura.
El segmento se posiciona como una alternativa práctica cuando los requisitos de gestión térmica de las baterías LFP añaden complejidad al proyecto. Su argumento de crecimiento se basa en la duración y en la economía de la ubicación, más que en la sustitución directa de las baterías de iones de litio en proyectos de corta duración. Para 2030, los sistemas basados en sodio ganarán mayor presencia en proyectos al aire libre que requieran entre seis y 10 horas de descarga.
Plomo-ácido
Las baterías de plomo-ácido registraron una cuota del 5,4 % del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 20,3 %. Los sistemas avanzados de plomo-ácido mejorados con carbono siguen siendo relevantes en aplicaciones de respaldo de corta duración y regulación de frecuencia, en las que el coste de capital inicial continúa siendo el principal criterio de adquisición. Las plataformas DeepCycle y de energía de reserva de Exide Technologies respaldan una base instalada en subestaciones eléctricas, instalaciones industriales y aplicaciones de suministro eléctrico de respaldo.
Este segmento seguirá estando 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 a gran escala. La posición de mercado de esta tecnología hasta 2035 será más sólida allí donde los requisitos de fiabilidad pesen más que la necesidad de una operación de ciclo profundo durante varias horas.
Baterías de flujo y otras
Las baterías de flujo representaron el 3 % 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 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 evolución del segmento hacia aplicaciones de gran escala y sensibles al riesgo de incendio. El proyecto piloto de 120 MWh de flujo de vanadio de Gujarat Industries Power Company también apunta a un interés creciente en la región de Asia-Pacífico.
La categoría Otros registró 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 tiene como objetivo una duración de descarga de 100 horas, 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 abordan períodos de duración superiores a los de los sistemas convencionales de iones de litio y configurarán las adquisiciones destinadas a aplicaciones de fiabilidad después de 2028.
Por aplicación
Regulación de frecuencia
La regulación de frecuencia representó el 81,7 % de los ingresos del mercado de almacenamiento estacionario de 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, lo que las hace técnicamente adecuadas para los mercados de respuesta primaria de frecuencia. ERCOT registró intervalos en 2024 en los que las baterías proporcionaron 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 proporciona la base de acceso al mercado para esta función, mientras que los parámetros de estado de carga del mercado diario de ISO New England, establecidos en enero de 2026, mejoran la flexibilidad del despacho del almacenamiento.
La regulación de frecuencia seguirá siendo la aplicación más importante, pero su relevancia 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 por parte de los prestamistas, lo que favorece proyectos de mayor capacidad para garantizar la disponibilidad y desplazar el consumo energético.
Rampa flexible, arranque en negro y desplazamiento energético
La gestión flexible de rampas representó el 5,0 % de los ingresos en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 20,7 %. Esta aplicación aborda los incrementos de carga de última hora de la tarde en redes con una elevada penetración solar, especialmente cuando la producción solar disminuye mientras aumenta la demanda. Los servicios de arranque en negro registraron una cuota del 2,2 % y se prevé que se expandan a una TCAC del 22,6 %, a medida que los operadores del sistema certifiquen baterías para reiniciar secciones de la red después de interrupciones del suministro.
El desplazamiento energético y el aplazamiento de capacidad representaron el 3,1 % de los ingresos y se prevé que crezcan a una TCAC del 23,5 %. Estos proyectos almacenan electricidad de menor coste para su despacho en los períodos punta y aplazan las inversiones de capital en la red. En California, Texas y varios mercados europeos, el almacenamiento LFP de cuatro horas compite cada vez más con la economía de las centrales de gas para cubrir los picos de 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, garantía de capacidad, reducción de vertidos y sustitución del diésel
El alivio de la congestión en las redes de transporte y distribución contribuyó al 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 TCAC del 23,4 %. El almacenamiento instalado en nodos congestionados puede aplazar las mejoras de subestaciones y alimentadores al proporcionar capacidad punta localizada. La garantía de capacidad registró una cuota del 2,3 % y se prevé que crezca a una TCAC del 23,4 %. El proyecto Pioneer Clean Energy Center de 300 MW/1.200 MWh de Fluence, situado en Arizona, muestra cómo el almacenamiento respalda estructuras contractuales 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 TCAC del 21,3 %. El suministro de CATL para los proyectos españoles de Grenergy demuestra el papel del almacenamiento en la conversión del excedente de producción solar en electricidad susceptible de contratación. La menor dependencia de los grupos electrógenos diésel representó el 2,1 % de los ingresos del mercado y se prevé que crezca a una TCAC del 26,7 %. En mercados con una elevada irradiación, donde la generación diésel cuesta entre 0,20 y 0,35 USD/kWh, la combinación de energías renovables y almacenamiento ofrece una justificación comercial sin necesidad de nuevas reducciones de costes.
Perspectiva del analista de GMI
La química de las baterías y la selección de aplicaciones convergen 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 relevancia cuando la duración o el riesgo de incendio modifiquen la comparación económica. El cambio de segmentación más significativo se producirá en el ámbito de las aplicaciones: la respuesta en frecuencia crea el historial operativo, pero la garantía de capacidad y el aplazamiento de inversiones en la red generan los ingresos contractuales más duraderos. Para 2030, los promotores de proyectos seleccionarán la tecnología menos en función de sus preferencias químicas y más según la duración y la combinación de ingresos requerida en cada nodo de la red.
Análisis regional del mercado de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red
América del Norte
Norteamérica 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 de la Ley de Reducción de la Inflación y por las órdenes 841 y 2222 de la FERC. Texas y California siguen siendo los principales mercados de capacidad, mientras que Canadá está ampliando las adquisiciones en Alberta y Ontario. La SB-283 de California refuerza la supervisión de la seguridad, consolidando la preferencia regional por diseños de sistemas en contenedores probados.
Europa
El mercado europeo de almacenamiento estacionario de 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 mercados de capacidad, adquisiciones 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 demuestra la importancia de las estructuras de contratación a largo plazo en la financiación del almacenamiento europeo.
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 restricción regional es la obtención de permisos y el cumplimiento de las normas de seguridad, factores que pueden ralentizar los plazos de los proyectos pese a la sólida demanda del mercado. El programa de modernización de la red de Alemania y los mercados de servicios auxiliares del Reino Unido siguen respaldando los proyectos de gestión de la frecuencia y de capacidad.
Asia-Pacífico
Asia-Pacífico fue el mayor mercado regional de almacenamiento estacionario de baterías a escala de red, con una cuota del 41,6 % en 2025, y se espera que se expanda a una TCAC del 28,3 %. China representó aproximadamente el 60 % de las nuevas instalaciones mundiales de almacenamiento de baterías en 2025 y despliega sistemas de almacenamiento mediante requisitos obligatorios de ubicación conjunta para nuevos proyectos eólicos y solares. CATL y BYD aprovechan su base de fabricación nacional y su cartera de proyectos para respaldar las exportaciones a Australia, Oriente Medio, el Sudeste Asiático y América Latina.
India es el mercado emergente más relevante de la región. El país adjudicó 10,4 GW de capacidad de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) independientes en 2025, mientras que las tarifas cayeron un 80 % en menos de dos años. El Gabinete de la Unión aprobó 5,400 crores de rupias de financiación para cubrir el déficit de viabilidad en mayo de 2026, destinados a 30 GWh de nueva capacidad de almacenamiento. Japón mantiene una posición diferenciada por sus aplicaciones de larga duración y en redes insulares, incluido el despliegue de 70 MWh de tecnología 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 eólica y de las energías renovables de Brasil está generando demanda de activos de gestión de la frecuencia e integración de la red.
MEA representó el 5,7 % de los ingresos del mercado de almacenamiento estacionario de 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 el despliegue HaoHan de 12,5 GWh de BYD con Saudi Electricity Company consolidan la región como un mercado de adquisiciones de varios GWh. Se prevé que el mercado de almacenamiento de África alcance 22 GW/55 GWh en 2035, liderado por Sudáfrica, Egipto, Marruecos y los mercados del África subsahariana, donde el almacenamiento puede sustituir la generación diésel de alto coste.
Opinión del analista de GMI
El crecimiento regional seguirá siendo desigual porque el almacenamiento resuelve problemas diferentes en cada geografía. Norteamérica 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 obligación de ubicar conjuntamente instalaciones renovables. Los mercados emergentes están desarrollando almacenamiento como capacidad firme allí donde la dependencia del diésel o unas redes deficientes generan una necesidad económica directa. Hasta 2030, Asia-Pacífico conservará su ventaja de escala, mientras que India, el Golfo y Chile ofrecerán las pruebas más sólidas de que el almacenamiento puede convertirse en una infraestructura eléctrica de primer nivel fuera de los mercados maduros de la OCDE.
Cuota de mercado y panorama competitivo del 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 distribuye 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 contrataciones de empresas eléctricas.
La ventaja competitiva de CATL se basa en la integración vertical, la escala de fabricación de LFP y la amplitud de su oferta química, que abarca sistemas LFP, NMC y de iones de 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 mediante la plataforma Megapack, la producción de Megafactory y el software de optimización Autobidder. Su acuerdo de suministro de celdas LFP por valor de 4,300 millones de USD con LG Energy Solution para la producción del Megapack 3, que comenzará en agosto de 2027, reduce su dependencia de un único proveedor de celdas.
BYD ha superado a Tesla en GWh suministrados y ha demostrado capacidad de ejecución mediante 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 una doble función 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 se está expandiendo mediante contrataciones de empresas eléctricas y centros de datos. Invinity y Form Energy ocupan posiciones en el almacenamiento de larga duración mediante tecnologías de flujo de vanadio y de hierro-aire, respectivamente.
Entre los principales actores del mercado se encuentran 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 energética, en lugar de limitarse a la fabricación de celdas.
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