Creemos que las empresas de almacenamiento de energía que se expanden globalmente no deberían elegir el mercado más grande, sino el que mejor se ajuste a su perfil de capacidades. Los altos beneficios y el crecimiento suelen conllevar grandes barreras de entrada y riesgos, mientras que las bajas barreras generan márgenes reducidos. No existe un mercado perfecto, solo un entorno que se adapta a tus fortalezas.

Las fuerzas impulsoras subyacentes al desarrollo del mercado de almacenamiento de energía se pueden dividir esencialmente en dos lógicas principales: una es la demanda de restricción rígida —”hay que instalarlo sí o sí”— y la otra es el incentivo económico impulsado por el mercado —”es rentable instalarlo”—. La primera está impulsada por mandatos políticos, seguridad de la red y fiabilidad del suministro —una lógica de supervivencia—; la segunda se basa en la rentabilidad de la inversión, derivada del arbitraje, los diferenciales de precios entre picos y valles y el aumento de los ingresos —una lógica comercial—.

En mercados donde rige la lógica de la supervivencia, la cuestión fundamental nunca es si la electricidad es cara, sino si está disponible. La demanda máxima de energía en India alcanza nuevos récords cada año; la sombra del apagón de 2012, que afectó a 600 millones de personas, sigue presente. El almacenamiento de energía se ha convertido en la última línea de defensa para evitar un colapso total de la red eléctrica.

El sudeste asiático se enfrenta a una situación aún más compleja. La capacidad fotovoltaica instalada en Vietnam alcanzó los 19 GW, pero la red eléctrica no puede absorberla; la tasa de restricción superó el 8%, lo que obligó al Gobierno a suspender nuevos proyectos. Filipinas cuenta con más de 7.000 islas, la mayoría de las cuales siguen dependiendo de la generación diésel, no porque no quieran energía verde, sino porque, sencillamente, no es posible suministrar la electricidad.

América Latina se ve afectada tanto por los precios negativos de la electricidad como por las tasas de restricción del suministro. La tasa de restricción del suministro en Brasil supera el 20 %; esto ya no es un problema que pueda resolverse mediante la optimización, sino más bien una hemorragia sistémica. La inquietud de Japón proviene de otra dimensión.
Tras el desastre nuclear de Fukushima, Japón depende de los combustibles fósiles importados para cubrir el 70 % de su electricidad. Si se bloquea el estrecho de Ormuz, los petroleros quedarán aislados. El almacenamiento de energía es la base misma de la seguridad energética nacional; no tiene nada que ver con un análisis de coste-beneficio.

Estos cinco mercados comparten una característica común: el almacenamiento de energía es una necesidad, no una opción. Pero la necesidad no garantiza un buen negocio. La escasa capacidad de pago y las elevadas barreras institucionales hacen que cada mercado tenga sus propias dificultades.

Los mercados impulsados por motivos comerciales se enfrentan a una pregunta diferente: no "¿hay electricidad?", sino "¿cómo conseguirla más barata?". La carga energética de los centros de datos de IA en EE. UU. está aumentando drásticamente, y el almacenamiento de energía es la solución óptima para satisfacer la demanda de energía verde las 24 horas del día, los 7 días de la semana. El objetivo de instalación de 145 GW de Europa es un pilar político establecido a nivel de la UE, no un impulso de última hora provocado por un colapso inminente de la red eléctrica.

La lógica en Oriente Medio es más directa: un barril de petróleo crudo se exporta por unos 80 USD, pero si se utiliza para la generación de energía, solo genera un valor económico de unos 20 USD. Sustituir la generación de energía a partir del petróleo y el gas por energía solar combinada con almacenamiento permite exportar, en su lugar, el petróleo crudo ahorrado. En Australia, alrededor del 30 % de los hogares ya han instalado sistemas fotovoltaicos en sus tejados. La abundante producción solar durante el día hace que los precios spot de la electricidad bajen a cero o incluso a valores negativos, mientras que los precios se disparan durante las horas punta de la tarde. El almacenamiento de energía es precisamente el mejor medio para aprovechar este diferencial: instálalo si sale a cuenta; si no, no lo hagas.

Estos cuatro mercados comparten una característica común: el almacenamiento de energía es la solución óptima desde el punto de vista financiero, pero existen opciones alternativas; la capacidad de pago es sólida, pero la demanda es elástica.

En los mercados de demanda rígida, donde la instalación es inevitable, la demanda es alta, pero o bien no hay capital o las barreras de entrada son demasiado elevadas. En los mercados elásticos, donde la instalación es más rentable, hay capital disponible, pero es necesario demostrar que el almacenamiento es mejor que otras alternativas. Una demanda rígida no equivale a un buen negocio; una demanda elástica no significa que no haya oportunidades. Elegir un mercado consiste, esencialmente, en encontrar el punto de encuentro entre la demanda rígida y la capacidad de pago.

La esencia de una política económica radica en ser una herramienta para reducir la incertidumbre en materia de inversiones. Las diferencias suelen estar en quién paga, cuánto y durante cuánto tiempo.

En el marco de la IRA, el crédito fiscal a la inversión (ITC) es una reducción fiscal prevista por ley que se mantendrá vigente hasta 2032. El artículo 45X establece una subvención de 35 USD/kWh para la producción nacional de células solares, mientras que el artículo 48E cubre más del 30% de la inversión total en sistemas de almacenamiento, con bonificaciones adicionales por el contenido nacional y las comunidades energéticas, lo que eleva el total a casi el 50%. Este tipo de programa cuenta con un único paquete legislativo que incluye todos los instrumentos de incentivo, un período de vigencia a largo plazo y un crédito garantizado a nivel federal, que no está sujeto a cambios en el gobierno.

El Acuerdo Trilateral sobre Almacenamiento de Energía, firmado en junio de 2026, reúne tres importantes reglamentos —el Reglamento sobre Baterías Nuevas, la Ley de la Industria de Emisiones Netas Cero y la Ley de Aceleración Industrial—, conformando así el conjunto de políticas más completo del mundo en materia de almacenamiento de energía. Veintidós Estados miembros se han comprometido a añadir entre 30 y 35 GW de nueva capacidad de almacenamiento entre 2026 y 2028, mientras que la UE necesita unos 200 GW para 2030, frente a los 55 GW actuales. 

 Alemania ha creado un fondo de transición para el almacenamiento de energía de 100 000 millones de euros, y España ha aprobado subvenciones para la inversión en almacenamiento en red de hasta el 85 %. Este tipo de fondo cuenta con una amplia gama de herramientas repartidas entre múltiples instrumentos, con un respaldo crediticio que se basa en el doble apoyo del marco institucional de la UE y los compromisos fiscales de cada Estado miembro.

El Fondo de Desarrollo Industrial de Arabia Saudí concede préstamos en condiciones favorables que cubren hasta el 75 % de los costes de los proyectos, con un plazo máximo de 20 años y tipos de interés que pueden llegar a ser tan bajos como el 2 %. Las zonas económicas especiales ofrecen un impuesto sobre sociedades de tan solo el 5 %, mientras que las zonas logísticas integradas aplican un tipo del 0 % durante un máximo de 50 años. Este tipo de medidas no se rige por un marco de créditos fiscales ni por mecanismos de mercado, sino que el capital soberano se inyecta directamente.El pilar del crédito reside en la voluntad de la familia real y del Tesoro Público, con una calificación crediticia equivalente a la del crédito soberano nacional.

El mecanismo LTDA (Subasta de Descarbonización a Largo Plazo) de Japón ya ha completado su tercera ronda, y los proyectos adjudicados reciben ingresos fijos por capacidad durante un máximo de 20 años. El programa australiano de baterías domésticas más económicas lleva casi un año en funcionamiento, con 350 000 hogares que ya han completado sus instalaciones. Ambos países cuentan con políticas bien establecidas, respaldadas por datos operativos a gran escala.

La Ley n.º 20.936 de Chile otorga al almacenamiento de energía la condición de mercado independiente. Brasil publicó sus primeras disposiciones normativas y lanzó licitaciones específicas en junio de 2026. Filipinas exige un 20 % de almacenamiento para proyectos de más de 10 MW; la revisión del PDP8 de Vietnam exige que los nuevos proyectos solares incluyan al menos un 10 % de almacenamiento; el LSS6 de Malasia exige 1,25 GW de almacenamiento junto con 2,5 GW de energía solar.Estos países están creando marcos institucionales, pero aún les queda un largo camino por recorrer para alcanzar mecanismos de recaudación consolidados y normas reguladoras claras.

El programa PLI, dotado con 181 000 millones de INR, tiene como objetivo impulsar la fabricación nacional de 50 GWh de celdas de química avanzada. Se han asignado 40 GWh de capacidad a cuatro empresas, pero, a fecha de octubre de 2025, solo se habían construido 1,4 GWh —lo que supone una tasa de ejecución del 2.8 %— y ninguna empresa ha solicitado realmente ninguna subvención. Los textos normativos son cada vez más estrictos, pero la aplicación se está quedando cada vez más rezagada.

El núcleo del análisis de políticas consiste en examinar tres variables: quién financia, cuánto dura el apoyo y quién es la entidad crediticia. Estados Unidos garantiza el crédito fiscal a la inversión mediante legislación federal, Europa utiliza múltiples marcos institucionales combinados con compromisos fiscales de los Estados miembros, y Oriente Medio inyecta capital soberano directamente en la financiación de proyectos. La característica común de estos tres tipos de mercado es que las entidades crediticias son lo suficientemente sólidas y los plazos lo suficientemente largos, por lo que los inversores están dispuestos a incorporar el almacenamiento de energía en sus asignaciones de activos a largo plazo.

Por el contrario, Japón y Australia cuentan con sistemas de políticas maduros con vías de ingresos claras y predecibles; América Latina y el Sudeste Asiático están construyendo marcos institucionales, pero aún están lejos de tener normas maduras; India se encuentra atrapada en una contradicción estructural entre políticas cada vez más estrictas y una ejecución débil.

La diferencia entre estos seis tipos de mercados radica, fundamentalmente, en la capacidad de otorgar crédito. Cuando las empresas de almacenamiento de energía planifican su expansión internacional, además de considerar los recursos locales y el tamaño del mercado, deben analizar si el crédito institucional puede traducirse en ingresos estables a largo plazo.

La exclusividad determina quién puede entrar y quién queda excluido. Los mercados con alta exclusividad ofrecen grandes beneficios, pero son difíciles de acceder; los mercados con baja exclusividad son fáciles de acceder, pero altamente competitivos. La exclusividad en sí misma no es algo negativo: para quienes logran entrar, las barreras de acceso se convierten en ventajas competitivas.

Estados Unidos es un mercado sujeto a un bloqueo sistémico. Las normas de la FEOC se están endureciendo año tras año: a partir de 2026, los proyectos deberán obtener al menos el 55 % de los costes de fuentes ajenas a la FEOC, porcentaje que aumentará hasta el 75 % en 2029. Los requisitos de cumplimiento se aplican a lo largo de toda la cadena de capital; si se detecta que una empresa matriz incumple la normativa, sus filiales también se ven afectadas. Si la situación de cumplimiento de un proyecto cambia una vez iniciada la construcción, o si la documentación presentada es inexacta, las subvenciones ya concedidas pueden ser reclamadas.

Para las empresas chinas, acceder al mercado estadounidense mediante exportaciones directas será mucho más difícil después de 2026. A medida que la capacidad de producción de Corea, Japón y el sudeste asiático se vaya poniendo en marcha gradualmente para 2027, se prevé que la cuota de mercado de las empresas chinas en Estados Unidos disminuya progresivamente.

Europa y Japón son mercados institucionalmente cerrados. Europa ha establecido altos obstáculos para el cumplimiento de las normas medioambientales mediante declaraciones obligatorias de huella de carbono, el Mecanismo de Ajuste en Frontera del Carbono (CBAM), que se propone extender a las baterías de almacenamiento, y el Pasaporte de Baterías (obligatorio a partir de 2027). Sumado a las investigaciones cada vez más rigurosas en materia de medidas correctivas comerciales y a las restricciones al contenido local, los costes de cumplimiento para las exportaciones chinas de baterías a Europa están aumentando significativamente, con un impacto considerable en la competitividad de precios. En los debates pertinentes de la UE, se prevé endurecer el límite de referencia de la huella de carbono hasta los 50 kg CO₂/kWh para 2030, lo que podría erosionar aún más la ventaja de precio de las empresas chinas.

Japón exige la certificación de ciberseguridad JC-STAR. A partir de abril de 2027, los nuevos proyectos deberán obtener esta certificación para conectarse a la red eléctrica. Actualmente, la mayoría de las principales empresas chinas aún no la han obtenido. Después de 2027, es posible que deban ingresar al mercado mediante alianzas con fabricantes de equipos originales (OEM) locales o medios similares, pero esto implicará una reducción en los precios de las marcas y los márgenes de beneficio, lo cual conlleva un costo.

Actualmente, Oriente Medio y Australia son mercados mayoritariamente abiertos, con una participación relativamente alta de proveedores chinos en las licitaciones. Sin embargo, ambos mercados tienen prioridades diferentes.
Oriente Medio se centra en licitaciones de proyectos a gran escala, con atractivos márgenes de beneficio, pero el éxito depende en gran medida de las capacidades de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) y de los recursos para establecer relaciones con el gobierno.

El mercado australiano se rige principalmente por las diferencias de precios entre los rangos de precios máximos y mínimos en el mercado spot de electricidad, con márgenes reducidos, pero está altamente orientado al mercado y valora enormemente la capacidad de control de costes y la agilidad de respuesta. Su alta apertura implica una competencia más directa, con pocas restricciones políticas a corto plazo. A medio y largo plazo, dependiendo de los cambios geopolíticos, estos mercados también podrían considerar adoptar políticas similares.

En resumen, cada mercado tiene su propio nivel de dificultad de entrada y potencial de rentabilidad; rara vez existe un mercado que sea a la vez fácil de acceder y altamente rentable. Europa y Japón ponen a prueba la capacidad de cumplimiento normativo y la rapidez de localización; Estados Unidos pone a prueba la paciencia para reconstruir las cadenas de suministro y la capacidad de gestión de riesgos; Oriente Medio y Australia ponen a prueba la competitividad de precios y la eficiencia en la ejecución de proyectos. Elegir un mercado consiste, esencialmente, en combinar las propias fortalezas con las barreras de los demás.

Los mercados de alto margen se concentran en Australia, Estados Unidos y Europa, pero sus lógicas de formación difieren.

El Estados Unidos Depende de los subsidios de la IRA y de un mecanismo de ingresos de tres niveles en ERCOT, PJM y CAISO para respaldar la rentabilidad de los proyectos. En cuanto a los equipos, los márgenes de beneficio se reducen debido a la disminución de los costos de las celdas y la reducción de los precios de EPC. Las empresas chinas amplían aún más sus márgenes gracias a sus ventajas en costos de fabricación.
Europa Presenta una lógica similar, pero con factores determinantes diferentes: los altos precios de la electricidad, la elevada volatilidad y las múltiples fuentes de ingresos provenientes de servicios auxiliares respaldan la viabilidad económica del proyecto. Esto genera margen de beneficio para los proveedores y operadores de equipos, pero la huella de carbono, los certificados de origen de las baterías y el impuesto al carbono del CBAM reducen las ganancias progresivamente.

Australia Está impulsado por diferenciales de precios extremos: precios negativos durante el día y fuertes picos al anochecer. El almacenamiento de energía compra barato y vende caro, lo que genera ganancias. El arbitraje entre picos y valles respalda la demanda del usuario final; las instalaciones a gran escala diluyen los costos de los equipos, dejando un margen considerable en el lado de los equipos.
Los elevados márgenes en estos tres mercados provienen de distintas fuentes, pero cada uno presenta sus propias preocupaciones ocultas. La política estadounidense genera incertidumbre; los costes de cumplimiento normativo en Europa se acumulan; y los márgenes en Australia se reducen. Márgenes elevados no implican márgenes estables.

 Los mercados de margen medio se encuentran en Japón, Latinoamérica y Oriente Medio, cada uno con sus propios obstáculos.

Japón JC-STAR crea una barrera de certificación. Alrededor de 30 empresas han sido aprobadas, pero ninguna empresa china líder ha logrado entrar en la lista.
América Latina La situación es diferente: la tasa de reducción de la producción en Brasil, superior a 201 TP3T, impulsa la demanda de almacenamiento, y la rentabilidad del proyecto no es mala. Sin embargo, la moneda local fluctúa bruscamente frente al dólar estadounidense, y los tipos de interés reales se encuentran entre los más altos del mundo (datos de junio de 2026). Los ingresos del proyecto se generan en moneda local, mientras que los costes están vinculados al dólar estadounidense. Si el tipo de cambio fluctúa significativamente, los beneficios se esfuman en teoría.

Oriente Medio es el extremo opuesto. El rial saudí y el dírham de los Emiratos Árabes Unidos están vinculados a largo plazo al dólar estadounidense; con el sistema del petrodólar, el riesgo cambiario es casi nulo y no existen barreras de certificación. Por esta razón, en las principales licitaciones, las empresas chinas representan el mayor número entre todas las nacionalidades. Para mayo de 2026, los proyectos acumulados contratados y en construcción habían alcanzado casi 30 GWh, lo que representa la mitad del mercado de almacenamiento de energía de la región. Pero la menor barrera de entrada suele significar la competencia más directa: la presión de las ofertas es evidente y, si bien se captura cuota de mercado, los márgenes son reducidos.

Los mercados de bajo margen se concentran principalmente en el sudeste asiático e India. El problema no radica en los costos, sino en los ingresos.

En Sudeste asiático, Los precios de la electricidad para el usuario final son bajos y los subsidios son escasos. Los precios promedio de la electricidad en Tailandia, Malasia y Vietnam son USD 0,12, 0,101 y 0,083 por kWh, respectivamente. Un sistema de almacenamiento residencial de 16 kWh se vende por solo USD 900, con márgenes brutos en todos los casos de 10%‑18%. Por muy rápido que bajen los costos, no pueden sustentar altos márgenes. Los bajos márgenes son un hecho, pero el sudeste asiático está cerca de China, las cadenas de suministro se rotan rápidamente, los ciclos de ocupación de capital son cortos y los proyectos se ejecutan con rapidez. El mismo capital puede rotar varias veces al año; este es un negocio de "márgenes reducidos, alto volumen y orientado al volumen".

India Se enfrenta a un dilema más profundo que el del sudeste asiático. La guerra de precios en el ámbito operativo ha llegado a un punto en el que se ignoran los costes. La oferta más baja para el almacenamiento de dos horas fue de 148 000 INR, por debajo del umbral de viabilidad de 230 000 INR. Alrededor del 75 % de los proyectos han sido deficitarios desde el momento en que se firmó el contrato. Los operadores no pueden obtener beneficios, por lo que los nuevos pedidos se agotan naturalmente. Los proyectos que ya han ganado licitaciones se retrasan debido a su mala rentabilidad; los proveedores de equipos se enfrentan a plazos de cobro prolongados, inventarios en aumento y una liquidez ajustada. A su vez, los operadores siguen presionando los precios de los proveedores, comprimiendo aún más los márgenes de los equipos.

En última instancia, el colapso en el lado operativo se transmite al lado del equipo, atrapando a toda la cadena en un dilema: “quien acepta el pedido pierde, y quien no lo acepta se queda sin trabajo”. No se trata de márgenes brutos altos o bajos, sino de si el modelo de negocio en sí es viable. El sudeste asiático tiene un techo de ingresos bajo pero una alta facturación; es posible hacer negocios. Los ingresos de la India se han visto directamente afectados por las ofertas especulativas a precios irrisorios, lo que pone en duda la supervivencia del modelo de negocio.

La selección de mercado para el almacenamiento de energía a nivel global no es, en última instancia, una cuestión geográfica, sino de capacidad. Un análisis multidimensional apunta a una conclusión clara: no existe un mercado perfecto, solo un entorno que se ajusta a las fortalezas de cada uno. Estados Unidos ofrece altos márgenes, pero a costa de estrictas barreras de cumplimiento de la FEOC. El valor de Australia como mercado emergente conlleva largos ciclos de aprobación de conexión a la red. La madurez institucional de Europa y Japón se acompaña de múltiples obstáculos de cumplimiento. El crecimiento del volumen en el sudeste asiático e India coexiste con márgenes de beneficio mínimos.

En cualquier mercado, las ventajas y las desventajas son dos caras de la misma moneda. No existe una opción de "fácil acceso y alta rentabilidad". Para las empresas, la verdadera pregunta estratégica no es "¿cuál es el mercado más grande?", sino "¿qué mercado se ajusta mejor a mi perfil de capacidades?".“

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