Análisis del tamaño y la cuota de mercado de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en Oriente Medio y África: tendencias de crecimiento y previsiones (2025-2030)

Tendencias y perspectivas del mercado de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en Oriente Medio y África

Desarrollo rápido de instalaciones solares y eólicas a escala de servicios públicos

Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos, Egipto y Sudáfrica están incorporando sistemas de almacenamiento de cuatro horas en todas las nuevas licitaciones de energía solar y sistemas de almacenamiento de dos horas en todas las licitaciones de energía eólica, convirtiendo las baterías en un coste de entrada obligatorio.^{[ 1 ]PV Magazine, “Licitaciones saudíes exigen almacenamiento de cuatro horas”, pv-magazine.com} Desarrolladores como ACWA Power y Masdar han preordenado más de 12 GWh de celdas de litio-hierro-fosfato para proyectos programados antes de 2027. El proyecto solar egipcio de 1 GW se complementa con 200 MWh de almacenamiento para evitar la limitación de la producción en la Zona Económica del Canal de Suez. La última ronda de financiación para productores independientes de energía (IPP) de Sudáfrica asignó 1.2 GW de capacidad de baterías a tarifas inferiores a las de las centrales de carbón de Eskom, lo que demuestra una paridad competitiva. Dado que los estudios de la red ahora evalúan la generación y el almacenamiento de forma conjunta, los plazos promedio de ejecución de los proyectos se han reducido en casi dos años, lo que acelera la obtención de ingresos.

Mandatos de estabilidad de la red eléctrica nacional

Los reguladores de Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos ahora consideran el almacenamiento como infraestructura esencial, emitiendo directivas que exigen al operador de la red adquirir volúmenes fijos o afrontar sanciones financieras.^{[ 2 ]Noticias sobre almacenamiento de energía, “ACWA Power integra 12 GWh de LFP”, energystoragenews.com} Arabia Saudí estableció un mandato de 26 GWh para 2027, mientras que los Emiratos Árabes Unidos acordaron un marco de 19 GWh que genera pagos por capacidad independientemente del despacho de energía. Los contratos plurianuales reducen los costos de transacción y proporcionan a los prestamistas flujos de efectivo predecibles, lo que resulta en diferenciales de 200 a 250 puntos básicos sobre la tasa SOFR. Catar lanzó la primera licitación independiente del Golfo para un sistema de 400 MWh, lo que indica un cambio hacia modelos de almacenamiento comercial que monetizan los servicios auxiliares. Las estrictas normas de cumplimiento de la IEC 62933 excluyen a los proveedores más pequeños que carecen de hardware certificado, lo que eleva las barreras de entrada y consolida la cuota de mercado entre los integradores de primer nivel.

Precios de las baterías LFP por debajo de 100 USD/kWh

Los precios de las celdas de litio-hierro-fosfato cayeron a 89 USD/kWh a principios de 2025, debido a que los fabricantes chinos redujeron sus márgenes para mantener la operación de sus plantas al 60 % de su capacidad. Arabia Saudita aseguró un suministro para ocho años a 85 USD/kWh, lo que permite costos nivelados de almacenamiento inferiores a 0.05 USD/kWh, incluso sin subsidios. La Corporación de Desarrollo Industrial de Sudáfrica financió tres líneas de ensamblaje locales con el objetivo de alcanzar un 40 % de contenido local para 2027, reduciendo así los aranceles de importación y los costos de envío. A medida que las celdas de litio-hierro-fosfato reemplazan a las químicas ricas en níquel, el riesgo de incendio disminuye y la vida útil supera los 6,000 ciclos, lo que hace viable el arbitraje diario para más empresas de servicios públicos. La caída de los precios está impulsando proyectos comerciales e industriales de menor escala que antes no alcanzaban los umbrales de rentabilidad, ampliando el mercado potencial.

Fondos de descarbonización de los países exportadores de petróleo

Los fondos soberanos de Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos y Qatar han destinado 180 millones de dólares a energías renovables y almacenamiento hasta 2030, superando con creces las inversiones de capital privado en otros países de la región. El Fondo de Inversión Pública, por sí solo, reservó 50 millones de dólares para 30 GWh de almacenamiento nacional y 20 GWh en el extranjero, reduciendo el coste del capital al 4-6%. Masdar comprometió 30 millones de dólares en Egipto, Marruecos y Kenia, estructurando acuerdos de compra de energía (PPA) a 25 años que reducen el riesgo de ingresos para los prestamistas. La Autoridad de Inversiones de Qatar se asoció con TotalEnergies en un proyecto de 5 GWh dirigido a clientes de los sectores minero y de telecomunicaciones con objetivos de sustitución de diésel. El fácil acceso al capital acorta los ciclos de desarrollo y permite ofertas de tarifas más bajas que aún cumplen con los umbrales de rentabilidad, atrayendo así a más inversores privados.

Digitalización rezagada de la red de distribución

Solo el 38 % de las líneas de distribución de Nigeria y el 12 % de las subestaciones de Tanzania cuentan con enlaces SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos), lo que impide que las baterías proporcionen servicios de frecuencia y voltaje. Kenya Power depende de instrucciones de despacho manuales, lo que genera latencia y obliga a los operadores de almacenamiento a sobredimensionar los sistemas hasta en un 30 % para obtener ingresos. Eskom inició un proyecto de modernización de la red eléctrica por valor de 1.2 millones de dólares en 2024, pero las disputas legales han ralentizado la instalación de cuatro millones de contadores inteligentes. Sin datos en tiempo real, las empresas de servicios públicos no pueden valorar completamente la capacidad de respuesta rápida, lo que resulta en mercados de servicios auxiliares poco desarrollados. Esta brecha digital disuade a los inversores, quienes descuentan los flujos de caja proyectados cuando la certeza del despacho es baja.

Incertidumbre política en varios estados africanos

La suspensión por parte de Nigeria de las tarifas de incentivo en 2024 congeló 2.5 GW de proyectos solares con almacenamiento, lo que desencadenó reclamaciones de arbitraje por valor de 800 millones de dólares.^{[ 3 ]Reuters, “La suspensión de las tarifas de incentivo en Nigeria deja 2.5 GW en el limbo”, reuters.com} El regulador de Kenia revisó los modelos de los PPA tres veces en un año, extendiendo los ciclos de aprobación de seis a dieciocho meses e incrementando los costos de mantenimiento. Egipto retrasó una licitación de 1.5 GWh debido al estancamiento de las negociaciones presupuestarias, lo que impulsó a los promotores a redirigir capital a los países del Golfo, donde los marcos regulatorios son predecibles. Las restricciones cambiarias de Zimbabue impiden la repatriación de dividendos, lo que disuade a los patrocinadores internacionales. Cada cambio de rumbo incrementa la percepción de riesgo y amplía el diferencial que exigen los inversores sobre las tasas libres de riesgo, ralentizando el despliegue en relación con los objetivos anunciados.

Análisis de segmento

Por tipo de batería: Las baterías de flujo desafían el dominio del litio

Las baterías de iones de litio mantuvieron su dominio con una cuota del 80.6 % del mercado de sistemas de almacenamiento de energía en baterías de Oriente Medio y África en 2024, gracias a la rápida disminución de costes y a la consolidación de sus cadenas de suministro. Sin embargo, las baterías de flujo están experimentando un rápido crecimiento, con una tasa de crecimiento anual compuesto (TCAC) del 29.6 % hasta 2030, a medida que las empresas de servicios públicos buscan duraciones de descarga de entre 8 y 12 horas para optimizar el arbitraje diario y la gestión estacional de la demanda. El contrato de Eskom de 200 MWh para baterías de óxido de vanadio destaca el atractivo de una vida útil de 20 000 ciclos, que reduce los costes nivelados de almacenamiento.

Las diferencias de costes se están reduciendo: en las licitaciones saudíes, el precio de las baterías de plomo-ácido (LFP) se fijó en 89 USD/kWh, solo un 30 % por debajo de las ofertas de flujo, lo que ha impulsado a los promotores a reconsiderar la diversificación química. Las baterías de plomo-ácido mantienen su presencia en el sector de respaldo de telecomunicaciones, mientras que los proyectos piloto de iones de sodio en Marruecos y Egipto apuntan a una futura alternativa de bajo coste. La preocupación por el sobrecalentamiento sigue afectando a las baterías ricas en níquel, y se están probando supercondensadores híbridos para lograr una respuesta inferior a un segundo en microrredes.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tipo de conexión: Beneficios de la minería fuera de la red

Las instalaciones conectadas a la red representaron el 74.3 % de los despliegues de 2024, impulsadas principalmente por grandes contratos en Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, que suministran regulación de frecuencia y capacidad firme. Sin embargo, se prevé que los sistemas fuera de la red se expandan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 27.2 %, impulsados ​​por las empresas mineras africanas que sustituyen el diésel por sistemas híbridos de energía solar con almacenamiento, que alcanzan un coste nivelado inferior a 0.10 USD/kWh.

El despliegue de 50 MWh en Sibanye-Stillwater ahorra 18 millones de litros de diésel al año, lo que demuestra su gran potencial operativo. El proyecto de cobre Kansanshi en Zambia combinará 100 MW de energía solar con 40 MWh de almacenamiento para lograr la plena autonomía energética en 2026. Las microrredes rurales en Kenia y los sistemas híbridos comerciales e industriales (C&I) en Sudáfrica mejoran la resiliencia en zonas propensas a los cortes de suministro eléctrico.

Por componente: El software captura los márgenes de la cadena de valor

Los paquetes y racks de baterías representaron el 58.1 % del gasto en 2024; sin embargo, la presión sobre los precios por parte de los proveedores chinos está reduciendo los márgenes. El software de gestión energética, con un crecimiento anual compuesto del 27.9 %, es donde se está generando valor: Mosaic de Fluence aumentó la TIR de los proyectos hasta en un 18 % en flotas saudíes mediante la predicción de la congestión.

La tecnología FusionSolar de Huawei, impulsada por IA, redujo la degradación en un 20 % al optimizar los ciclos de descarga. Las pruebas de resistencia al fuego reglamentarias, como el cumplimiento de la norma UL 9540A en Sudáfrica, refuerzan la demanda de diseños de contenedores y gestión térmica probados, protegiendo a las empresas líderes del mercado frente a competidores de bajo coste. Los contratos de servicios, que representan entre el 8 % y el 12 % del gasto de capital durante 10 años, fortalecen aún más los modelos de ingresos recurrentes.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por rango de capacidad energética: Los proyectos de gigavatios-hora redefinen la escala

El segmento de 100 a 500 MWh es el de mayor crecimiento, con una tasa de crecimiento anual compuesto (TCAC) del 30.5 %, a medida que las empresas de servicios públicos optan por bloques independientes que compiten con las centrales de gas de punta en cuanto a costo nivelado. El proyecto del Mar Rojo de Arabia Saudita, de 1.3 GWh, demuestra la rentabilidad del almacenamiento comercial bajo tarifas por franjas horarias.^{[ 4 ]Financial Times, “El almacenamiento de 1.3 GWh en el Mar Rojo se comercializa”, ft.com}

Los sistemas de menos de 10 MWh siguen siendo cruciales para la resiliencia de los sectores residencial, de telecomunicaciones y de pequeñas empresas comerciales e industriales, pero las ambiciones de alcanzar los gigavatios-hora indican una consolidación entre los promotores con una sólida situación financiera, capaces de gestionar proyectos EPC multimillonarios. Los límites africanos de 100 MWh restringen las economías de escala, manteniendo la fragmentación en esos mercados.

Por aplicación del usuario final: el segmento de servicios públicos domina el crecimiento

Las empresas de servicios públicos ostentaban una cuota de mercado del 60.2 % en 2024 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22.7 % a medida que se generalicen las exigencias de estabilidad de la red. Tan solo la Compañía Eléctrica Saudí adquirió 10 GWh de capacidad para funciones de arranque en negro y reserva de giro.

Los usuarios comerciales e industriales están adoptando el almacenamiento de energía detrás del contador para la gestión de cargos por demanda y la protección contra cortes de suministro, como lo demuestran los 200 MWh instalados en fábricas sudafricanas durante los apagones rotativos de 2024. Los estándares de respaldo de centros de datos con una duración de 15 minutos representan otro factor de crecimiento en los campus digitales de los países del Consejo de Cooperación del Golfo. La adopción residencial se retrasa hasta que los modelos de financiación maduren.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

La cuota de mercado de Arabia Saudí, del 23.4% en el sector de sistemas de almacenamiento de energía en baterías de Oriente Medio y África para 2024, la sitúa a la cabeza de la región. Su crecimiento anual compuesto (CAGR) del 23.8% hasta 2030 se sustenta en su mandato de almacenamiento de 48 GWh, contratos marco plurianuales y un coste de capital del 4-6%. La instalación independiente del Mar Rojo demostró su viabilidad económica en un mercado con tarifas dinámicas.

Los Emiratos Árabes Unidos y Qatar siguen esta tendencia, adoptando modelos de pago por capacidad que desvinculan los ingresos de la gestión de la demanda. El acuerdo de Masdar por 19 GWh demuestra la adquisición a escala nacional, mientras que la licitación independiente de Qatar por 400 MWh es pionera en el almacenamiento comercial en el Golfo.

África subsahariana presenta un gran potencial: Sudáfrica encargó 1.2 GWh en 2024 para aplazar las mejoras de la red eléctrica; las 120 minirredes de Kenia demuestran la viabilidad rural; y el sistema híbrido de 200 MWh de Egipto para las industrias del Canal de Suez señala el interés industrial. Sin embargo, la reversión de tarifas y los elevados diferenciales de deuda soberana en Nigeria frenan los proyectos, lo que pone de manifiesto la brecha entre la certidumbre regulatoria en los estados del Consejo de Cooperación del Golfo y la volatilidad de las políticas en otras regiones.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.