Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Año base para la estimación | 2025 |
| Período de datos de pronóstico | 2026 - 2031 |
| Volumen de mercado (2026) | 67.53 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 194.88 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 23.61% CAGR |
| Concentración de mercado | Media |
Principales actores *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado de almacenamiento de energía en Estados Unidos por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del mercado de almacenamiento de energía de Estados Unidos, en términos de base instalada, crezca de 49.52 gigavatios en 2025 a 67.53 gigavatios en 2026, y se prevé que alcance los 194.88 gigavatios en 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 23.61 % durante el período 2026-2031.
La disminución de los costos de las baterías, los créditos fiscales federales y las reformas del mercado ISO/RTO se están alineando para acortar los plazos de amortización y acelerar la ejecución de proyectos. Los incentivos a la producción de la Sección 45X están reduciendo el costo final de los paquetes nacionales de iones de litio en un 15%, mientras que las normas de la FERC que permiten que las baterías agregadas generen capacidad, arbitraje energético e ingresos por servicios auxiliares han creado nuevas fuentes de ingresos. Las empresas de servicios públicos están recurriendo al almacenamiento para reemplazar las unidades de carbón que se retiran y para apoyar la incorporación de energía solar y eólica, y los clientes comerciales ven las baterías como un seguro contra cortes de suministro y cargos por picos. Se espera que la localización de la cadena de suministro, los avances tecnológicos de larga duración y los programas de inscripción de centrales eléctricas virtuales mantengan intacta la trayectoria de crecimiento, incluso con la caída de los precios mayoristas.
Conclusiones clave del informe
- Por tecnología, las baterías lideraron con el 81.7% de la capacidad instalada en 2025, mientras que el almacenamiento de hidrógeno está en camino de alcanzar una CAGR del 30.5% hasta 2031.
- Por clasificación de capacidad, la banda de 10 a 100 MWh capturó el 38.6% de la capacidad instalada en 2025; se proyecta que los sistemas superiores a 100 MWh crecerán a una CAGR del 36.1% hasta 2031.
- Por instalación, los activos frente al medidor representaron el 73% de la participación de mercado de los sistemas de almacenamiento de energía en los Estados Unidos en 2025, mientras que se pronostica que los activos detrás del medidor aumentarán a una CAGR del 27.3% hasta 2031.
- Por aplicación, los proyectos de integración de energías renovables representaron el 48.9% de la demanda en 2025, aunque las soluciones de energía de respaldo están avanzando a una CAGR del 31% hasta 2031.
- Por usuario final, los servicios públicos representaron el 72.1% de las implementaciones en 2025; la adopción residencial es la de más rápido crecimiento, con una CAGR del 28.6% hasta 2031.
Nota: El tamaño del mercado y las cifras de pronóstico en este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos y conocimientos disponibles a enero de 2026.
Tendencias y perspectivas del mercado de almacenamiento de energía en Estados Unidos
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| La ampliación del crédito fiscal a la inversión federal impulsa la demanda de almacenamiento residencial | 4.2% | Nacional, más fuerte en California, Texas y Arizona | Mediano plazo (2-4 años) |
| Orden FERC 841/2222 Aceleración de la participación en el mercado mayorista de almacenamiento | 3.8% | Regiones ISO/RTO: CAISO, ERCOT, PJM, NYISO | Corto plazo (≤ 2 años) |
| La Regla 21 de California y la NEM 3.0 impulsan las implementaciones detrás del medidor | 3.1% | California, propagación a Hawái y Massachusetts | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Crecimiento de la cartera de proyectos de energía solar y almacenamiento en ERCOT y WECC | 5.5% | Texas, California, Nevada, Arizona | Mediano plazo (2-4 años) |
| Los créditos fiscales para la fabricación nacional de baterías vinculados a la IRA reducen el costo del BESS | 4.0% | Centros nacionales de fabricación en el sureste y el medio oeste | Largo plazo (≥ 4 años) |
| IRPs de servicios públicos agresivos que retiran el carbón y agregan almacenamiento de larga duración | 3.5% | Nacional, concentrado en estados dependientes del carbón | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
La ampliación del crédito fiscal a la inversión federal impulsa la demanda de almacenamiento residencial
El crédito del 30% para almacenamiento independiente, disponible hasta 2032, impulsó un aumento repentino en las ventas de modernizaciones, ya que los hogares agregaron baterías a sus paneles solares en azoteas. Las instalaciones residenciales aumentaron un 42% interanual en 2025, con California, Texas y Arizona como responsables del 68% de dichas adiciones. El Powerwall 3 de Tesla, con una capacidad útil de 13.5 kWh y un inversor híbrido integrado, captó aproximadamente el 35% del segmento residencial a mediados de 2025. Enphase Energy envió un 29% más de unidades IQ Battery durante el primer trimestre de 2025, ya que los instaladores combinaron el almacenamiento con nuevos proyectos solares para maximizar el ahorro fiscal de los clientes. Las tarifas horarias que alcanzan su punto máximo durante las horas de la noche permiten a los propietarios reducir las facturas mensuales entre 80 y 150 USD, y los programas de centrales eléctricas virtuales agregan entre 300 y 700 USD en ingresos anuales por servicio de red por participante. Por lo tanto, la certeza política de una década está acelerando la adopción y suavizando los ciclos de demanda.
Orden FERC 841 y 2222 Aceleración de la participación en el mercado mayorista de almacenamiento
Las organizaciones regionales de transmisión han abierto aproximadamente 15 GW de acceso incremental al mercado desde 2024. CAISO registró 6.2 GW de participación activa de baterías para el tercer trimestre de 2025, con almacenamiento suministrando hasta el 18% de la demanda máxima vespertina en días de alta carga. [1] California ISO, “Battery Participation Statistics Q3 2025”, caiso.com ERCOT activó su protocolo de recursos agregados a principios de 2025, inscribiendo más de 800 MW de baterías detrás del medidor en seis meses. [2] Electric Reliability Council of Texas, “Aggregated DER Protocol Implementation Report”, ercot.com PJM liberó 2.1 GW de almacenamiento en su subasta de capacidad de 2025 después de revisar las reglas que ahora pagan a las baterías que cumplen con umbrales de duración de cuatro horas. La participación de NYISO se triplicó entre 2024 y 2025 a 1.8 GW a medida que los desarrolladores capitalizaron las primas de ubicación en zonas densamente pobladas. Estas reformas transforman el almacenamiento, pasando de ser un activo de servicio auxiliar especializado a un recurso gestionable y fiable que sustituye directamente a los generadores de gas de pico.
Crecimiento de la cartera de proyectos de energía solar y almacenamiento en ERCOT y WECC
La lista de proyectos de ERCOT incluía 52 GW de capacidad de energía solar y almacenamiento para mediados de 2025, lo que equivale al 38 % de todos los proyectos pendientes. Los promotores combinan baterías con energía solar para compartir los derechos de interconexión, obtener créditos fiscales y aprovechar las horas nocturnas de mayor precio, cuando los precios mayoristas pueden superar los 200 USD por MWh. NextEra Energy Resources añadirá 3.5 GW de baterías a su parque solar en Texas para 2027, lo que reducirá los costes de capital en un 12 % gracias a la infraestructura compartida. En el oeste, las normas de adecuación de recursos de CAISO valoran ahora la capacidad de carga eficaz, lo que impulsa a los promotores hacia sistemas de 4 a 6 horas y cataliza proyectos piloto de baterías de flujo de 8 a 12 horas. El Servicio Público de Arizona también planea 2.8 GW de energía solar y almacenamiento para 2030 para cubrir la capacidad restante tras el retiro de las centrales de carbón.
Los créditos para la fabricación nacional de baterías vinculados a cuentas IRA reducen el costo de los BESS
Los créditos de producción de la Sección 45X de USD 35 por kWh para celdas y USD 10 por kWh para módulos permiten que los paquetes nacionales se ubiquen un 18% por debajo de sus equivalentes importados. Catorce gigafábricas estadounidenses con más de 200 GWh de producción combinada estaban en construcción o en planificación avanzada a mediados de 2025. La planta de Panasonic en Kansas, operativa desde finales de 2024 con una capacidad anual de 30 GWh, abastece la línea Megapack de Tesla, lo que permite que el producto alcance un precio llave en mano inferior a USD 250 por kWh. La planta de LG Energy Solution en Arizona, que aumentará a 27 GWh en 2025, ha cerrado contratos a largo plazo con Fluence y Powin para sistemas que cumplen con la IRA. Samsung SDI y SK On están codesarrollando una planta de 35 GWh en Indiana programada para su puesta en marcha en 2026. Estos créditos también estimulan la expansión upstream; Albemarle y Livent están ampliando la refinación de hidróxido de litio en Carolina del Norte y Texas, con el objetivo de abastecer el 30% de las necesidades de cátodos domésticos para 2028.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| La congestión en las colas de interconexión retrasa proyectos a gran escala | -2.8% | Regiones PJM, MISO y SPP | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Preocupaciones sobre la seguridad de los electrolitos de iones de litio PFAS que dan lugar a códigos de incendios más estrictos | -1.9% | California, Nueva York, jurisdicciones urbanas | Mediano plazo (2-4 años) |
| Los incentivos desiguales a nivel estatal socavan la implementación nacional | -2.2% | Estados del sureste y de las montañas del oeste | Mediano plazo (2-4 años) |
| Exposición de minerales críticos de la cadena de suministro (Li, Ni, Co) al riesgo geopolítico | -3.0% | Nacional, dependiente de las cadenas de suministro globales | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
La congestión en las colas de interconexión retrasa proyectos a gran escala
Los retrasos en PJM, MISO y SPP superaron los 120 GW de capacidad de almacenamiento e híbrida a mediados de 2025, con tiempos de espera promedio que superaron los 42 meses. [3] Comisión Federal Reguladora de Energía, “Datos de retrasos en la cola de interconexión 2025”, ferc.gov La directiva de estudio de clúster de la FERC ayudará, pero la implementación regional se retrasa y los desarrolladores enfrentan tarifas de actualización superiores a USD 50 por kW que erosionan la economía del proyecto. MISO registró una tasa de retiro del 38% en 2024 a medida que los patrocinadores abandonaron proyectos retrasados. La cola de almacenamiento de 18 GW de SPP entregó solo 1.2 GW de operaciones comerciales entre 2024 y 2025. Estas limitaciones empujan la nueva capacidad hacia ERCOT y CAISO, que procesan interconexiones en dos años y ofrecen asignaciones de costos más claras.
Preocupaciones sobre la seguridad de los electrolitos de iones de litio PFAS que dan lugar a códigos de incendios más estrictos
Los incidentes en California y Arizona durante 2024 impulsaron revisiones a NFPA 855 y ordenanzas municipales, imponiendo mayores distancias de separación, sistemas mejorados de detección de gas y pruebas obligatorias UL 9540A. El código actualizado de California, vigente desde marzo de 2025, aumentó la huella promedio de los sitios entre un 15 % y un 25 % y elevó los costos de preparación en consecuencia. [4] Oficina del Jefe de Bomberos del Estado de California, “Directrices de seguridad BESS revisadas 2025”, osfm.fire.ca.gov La ciudad de Nueva York introdujo medidas similares a finales de 2024, prohibiendo efectivamente las instalaciones en edificios de múltiples inquilinos a menos que estén equipados con supresión de niebla de agua que agrega USD 30 000–50 000 por sitio. El cumplimiento extiende los ciclos de certificación hasta nueve meses, favoreciendo a los fabricantes con protocolos de seguridad establecidos. Las químicas alternativas se benefician; Eos Energy obtuvo 1.2 GW de contratos de baterías de zinc en 2025 gracias a la simplificación de los permisos y las primas de seguro más bajas.
Análisis de segmento
Por tecnología: las baterías dominan, el almacenamiento de hidrógeno emerge como una solución de larga duración
En el mercado estadounidense de sistemas de almacenamiento de energía, las baterías aseguraron el 81.7 % de la capacidad instalada en 2025, aprovechando los paquetes de iones de litio con un costo de 271 USD por kWh para proyectos a gran escala en 2024. Las químicas de litio-ferrofosfato y NMC con alto contenido de níquel representan en conjunto alrededor del 95 % de los envíos, respaldadas por gigafábricas nacionales que disfrutan de créditos 45X. El plomo-ácido conserva un nicho del 3 %, mientras que los proyectos piloto de flujo de vanadio y zinc-bromo abordan aplicaciones que requieren una descarga de 6 a 10 horas. La cuota de mercado de los sistemas de almacenamiento de energía en Estados Unidos para la hidroeléctrica de bombeo sigue siendo mínima para las nuevas construcciones debido a las limitadas opciones de ubicación, aunque las instalaciones existentes siguen proporcionando inercia.
Se prevé una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 30.5 % hasta 2031, impulsada por las solicitudes de las empresas de servicios públicos para una capacidad de descarga de 100 horas. Mitsubishi Power está convirtiendo una planta de carbón en Utah en un generador de hidrógeno de 300 MW que almacenará hidrógeno electrolítico en cavernas de sal. Los proyectos de aire comprimido, como el proyecto de 500 MW de Hydrostor en California, ofrecen duraciones de 8 horas con un coste de capital menor que el del hidrógeno. Los sistemas de volante de inercia y térmicos continúan atendiendo nichos de calor de frecuencia e industrial, respectivamente, cada uno muy por debajo del 1 % de su capacidad.
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Por clasificación de capacidad: los sistemas modulares de 10 a 100 MWh lideran, los proyectos a escala de gigavatios se aceleran
La clase de 10 a 100 MWh representó el 38.6 % de la capacidad de 2025, lo que refleja la preferencia de las compañías eléctricas por bloques modulares de 20 a 50 MW que se adaptan a los proyectos solares y evitan complejas actualizaciones de transmisión. Fluence Gridstack y Powin Centipede dominan este nivel con contenedores ensamblados en fábrica que reducen los plazos de construcción. Se prevé que el tamaño del mercado de sistemas de almacenamiento de energía en Estados Unidos para esta banda aumente de forma constante a medida que las compañías eléctricas de distribución implementan activos a escala de alimentador para posponer las actualizaciones de las subestaciones.
Los proyectos superiores a 100 MWh se están expandiendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 36.1 %. El complejo Moss Landing de Vistra en California alcanzó los 750 MW/3,000 MWh en 2024, lo que demuestra la viabilidad económica de las baterías de gigavatios-hora. AES y LS Power tienen en marcha varios proyectos de más de 300 MWh en Texas y Nevada para aprovechar los precios de escasez y los pagos por capacidad. Los sistemas de menos de 1 MWh abastecen al sector residencial, donde las tasas de instalación en California superaron el 85 % para nuevos sistemas solares en tejados en 2025.
Por instalación: el frente del medidor domina, el detrás del medidor avanza con las reformas de NEM
Las instalaciones de primera línea alcanzaron el 73 % de su capacidad en 2025. El diseño de ERCOT, centrado exclusivamente en la energía, permite que el almacenamiento genere USD 180 por kW-año en 2024 al aprovechar los picos de precios. CAISO valora la capacidad de carga efectiva, premiando las baterías de 4 a 6 horas que reducen el pico de carga neta. Las normas de capacidad revisadas de PJM autorizaron 2.1 GW de almacenamiento en su subasta de 2025, lo que amplía los sistemas de almacenamiento de energía en el mercado estadounidense para activos propiedad de las empresas de servicios públicos.
Las instalaciones detrás del contador aumentan un 27.3 % anual. La tarifa NEM 3.0 de California, vigente desde 2024, redujo los créditos a la exportación al mediodía en aproximadamente un 75 %, impulsando a los propietarios de viviendas hacia el autoconsumo mediante baterías. Enphase, Tesla y LG dominan las ofertas residenciales en el rango de 10 a 15 kWh, mientras que los clientes comerciales implementan sistemas de 1 a 5 MW para reducir los picos de demanda y garantizar la energía de respaldo. Walmart se comprometió en 2025 a implementar baterías en 500 tiendas para 2027, lo que indica una adopción generalizada por parte de las empresas.
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Por aplicación: Integración de energías renovables, aumentos de energía de respaldo en las necesidades de resiliencia
La integración de energías renovables representó el 48.9 % de la demanda de 2025. La restricción de la energía solar de ERCOT sitúa los precios diurnos cerca de cero, por lo que el almacenamiento en coubicación desplaza la energía hacia los picos nocturnos superiores a 100 USD por MWh. La prueba de adecuación de recursos de CAISO exige ahora que los proyectos solares demuestren capacidad de suministro nocturno, lo que obliga a utilizar baterías de 4 horas.
La energía de respaldo y la resiliencia crecen un 31% anual. Las empresas de servicios públicos de California ejecutaron 4,200 cortes de suministro eléctrico por motivos de seguridad pública durante la temporada de incendios forestales de 2024, lo que impulsó el auge de las microrredes residenciales y comerciales. Se proyecta que el tamaño del mercado de sistemas de almacenamiento de energía para aplicaciones de respaldo en Estados Unidos se triplicará para 2031, a medida que los huracanes y las olas de calor sobrecargan las redes eléctricas de todo el país. La gestión de la carga según la demanda representa el 22% de los casos de uso, y la regulación de frecuencia ahora representa el 18%, ya que las baterías de respuesta rápida generan ingresos complementarios.
Por el usuario final: los servicios públicos dominan las adquisiciones, el segmento residencial se acelera en los programas VPP
Las empresas de servicios públicos adquirieron el 72.1 % de la capacidad en 2025, lideradas por licitaciones de varios gigavatios de Xcel Energy, Duke Energy y Southern Company. Xcel contrató a Form Energy para un sistema de hierro-aire de 500 MW que entrará en funcionamiento en 2028. El Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles emitió una solicitud de propuesta (RFP) de almacenamiento de 3 GW en 2025 para cumplir su objetivo de 100 % de energías renovables.
La adopción residencial, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 28.6 %, se ve impulsada por créditos fiscales, precios por hora de uso e ingresos por centrales eléctricas virtuales (VPP). Sunrun inscribió 15 000 baterías de clientes en VPP durante 2025, lo que generó ingresos por hogar de hasta 700 USD. Los usuarios comerciales e industriales representan el 18 % de la demanda, priorizando la reducción de picos de demanda y la resiliencia. El contrato de 2025 de Duke Energy con Eos Energy para baterías de zinc en Carolina del Norte subraya el interés de C&I en productos químicos que simplifican la tramitación de permisos.
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Análisis geográfico
California y Texas aportaron conjuntamente el 58% de la nueva capacidad en 2025, pero siguen fundamentos distintos. La base instalada de 6.2 GW de California se basa en su objetivo de alcanzar el 60% de electricidad limpia para 2030, las normas de suficiencia de recursos y los recortes en las tasas de exportación de la NEM 3.0. El Programa de Incentivos para la Autogeneración desembolsó 180 millones de dólares en reembolsos en 2024, pero ahora tiene una lista de espera de 400 MW. Texas cuenta con el sistema de precios de escasez de ERCOT, con un ingreso promedio por almacenamiento de 180 dólares por kW-año en 2024, y su interconexión optimizada mantiene los plazos de entrega por debajo de los dos años.
En el Noreste y el Atlántico Medio, Nueva York alcanzó 1.8 GW instalados para 2025, concentrados donde los cuellos de botella en la transmisión inflan los precios de la capacidad. Massachusetts añadió 680 MW entre 2024 y 2025 bajo su Estándar de Pico Limpio, fomentando la energía solar con almacenamiento para satisfacer la demanda nocturna. PJM autorizó 2.1 GW en su subasta de 2025, pero persisten los retrasos en la interconexión.
Los estados del sureste se quedan atrás debido a la escasez de incentivos y a que las empresas de servicios públicos integradas verticalmente favorecen a los generadores de gas en pico. La penetración del almacenamiento en Florida, Georgia y las Carolinas se mantiene un 60 % por debajo del promedio nacional. Arizona y Nevada, en cambio, tienen planes de inversión residencial (IRP) que, en conjunto, prevén 5 GW de baterías para 2030 para compensar las retiradas de carbón.
El noroeste del Pacífico depende de la energía hidroeléctrica, pero están surgiendo proyectos a largo plazo. La planta de aire comprimido de 500 MW de Hydrostor y la conversión a hidrógeno de Mitsubishi Power ilustran el enfoque en la consolidación estacional. El Medio Oeste sufre la mayor congestión de colas del país; la tasa de retiro del 38 % de MISO para 2024 subraya el desafío. Las subvenciones federales GRIP buscan aliviar las restricciones, pero siguen con sobredemanda.
Panorama competitivo
La concentración del mercado es moderada. Los cinco principales proveedores, Tesla, Fluence, LG Energy Solution, NextEra Energy Resources y AES, tenían una participación cercana al 55% en 2025. La cadena de suministro integrada verticalmente de Tesla impulsa precios llave en mano por debajo de los 250 USD por kWh, manteniendo márgenes brutos del 15% al 18%. La plataforma Gridstack de Fluence, centrada en software, obtuvo 4.2 GW de pedidos entre 2024 y 2025, incluyendo un contrato de 700 MW con Southern California Edison. La gigafábrica de LG en Arizona garantiza el suministro de contenido nacional a Powin y otros integradores.
Los productores chinos CATL, BYD y Sungrow ofrecen ofertas hasta un 15% inferiores a las de sus rivales estadounidenses debido al menor costo de las celdas, aunque el riesgo arancelario y las normas de contenido nacional moderan su crecimiento. Form Energy y Eos Energy están revolucionando a las empresas tradicionales con fórmulas de hierro-aire y zinc que prometen un rendimiento de 100 horas o incluso a prueba de incendios a precios competitivos. Entre las estrategias se incluyen la construcción de gigafábricas (LG, Panasonic), colaboraciones en inversores formadores de red (Fluence y CATL) y acuerdos de compra a largo plazo con empresas de servicios públicos que buscan incentivos para las cuentas por cobrar (IRA).
Líderes de la industria de almacenamiento de energía de Estados Unidos
Tesla Inc.
Fluence Energía LLC
LG Energy Solution Ltd.
Recursos de energía NextEra
Enphase Energy Inc.
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Mayo de 2026: Ford Energy firmó un acuerdo de cinco años con EDF Renewables para el suministro de hasta 20 GWh de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Esta alianza busca fortalecer la red eléctrica estadounidense ante la creciente demanda, con las primeras entregas programadas para 2028.
- Julio de 2025: Peak Energy, una startup especializada en sistemas de almacenamiento de energía con baterías de iones de sodio (BESS), ha lanzado y despachado con éxito su primer BESS de iones de sodio. Este sistema se probará en un programa piloto colaborativo en el que participan nueve empresas de servicios públicos y productores independientes de energía (IPP).
- Marzo de 2025: ENGIE y CBRE se asociaron para desarrollar una cartera de baterías de 2.4 GW centrada en sitios adyacentes a bienes raíces.
- Marzo de 2025: Diversified Energy, FuelCell Energy y TESIAC formaron un vehículo de adquisición con el objetivo de obtener 360 MW de energía neta cero, incluido el almacenamiento, para centros de datos en los Apalaches.
Alcance y metodología
El almacenamiento de energía es la captura de energía producida en un momento dado para utilizarla en otro momento con el fin de reducir los desequilibrios entre la demanda y la producción de energía. Un dispositivo que almacena energía se denomina generalmente acumulador o batería.
El mercado de almacenamiento de energía de EE. UU. está segmentado por tecnología, fase y usuario final. Por tecnología, el mercado está segmentado por baterías y otras tecnologías de sistemas de almacenamiento de energía. Por tipo de fase, el mercado está segmentado en monofásico y trifásico. Por usuario final, el mercado está segmentado en residencial, comercial e industrial. Para cada segmento, el tamaño del mercado y las previsiones se realizaron en función del dólar estadounidense.
por Tecnología
| Baterías (de iones de litio, de plomo-ácido, de flujo, de sodio-azufre y otras) |
| Almacenamiento hidroeléctrico por bombeo |
| Almacenamiento de energía de aire comprimido |
| Almacenamiento del volante |
| Almacenamiento de energía térmica |
| Almacenamiento de Hidrógeno |
Por clasificación de capacidad
| Por debajo de 1 MWh |
| 1 a 10 MWh |
| 10 a 100 MWh |
| Más de 100 MWh |
Por instalación
| Frente al medidor |
| Detrás del medidor |
por Aplicación
| Integración renovable |
| Reducción de picos de demanda y gestión de cargos por demanda |
| Regulación de frecuencia |
| Energía de respaldo/Resiliencia |
Por usuario final
| Residencial |
| Comercial e Industrial |
| Utilidad |
| por Tecnología | Baterías (de iones de litio, de plomo-ácido, de flujo, de sodio-azufre y otras) |
| Almacenamiento hidroeléctrico por bombeo | |
| Almacenamiento de energía de aire comprimido | |
| Almacenamiento del volante | |
| Almacenamiento de energía térmica | |
| Almacenamiento de Hidrógeno | |
| Por clasificación de capacidad | Por debajo de 1 MWh |
| 1 a 10 MWh | |
| 10 a 100 MWh | |
| Más de 100 MWh | |
| Por instalación | Frente al medidor |
| Detrás del medidor | |
| por Aplicación | Integración renovable |
| Reducción de picos de demanda y gestión de cargos por demanda | |
| Regulación de frecuencia | |
| Energía de respaldo/Resiliencia | |
| Por usuario final | Residencial |
| Comercial e Industrial | |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tan grande será el mercado de sistemas de almacenamiento de energía en Estados Unidos en 2026?
¿Qué tan grande será el mercado de sistemas de almacenamiento de energía en Estados Unidos en 2026?
¿Cuál es la CAGR esperada para el almacenamiento de energía en EE. UU. hasta 2031?
Se prevé que el mercado crezca un 23.61% entre 2026 y 2031.
¿Qué tecnología domina actualmente las implementaciones?
Las baterías de iones de litio representaron el 81.7% de la capacidad instalada en 2025, muy por delante de otras químicas.
¿Por qué se están acelerando las instalaciones detrás del contador?
Los recortes de las tasas de exportación NEM 3.0 de California y los programas de plantas de energía virtuales a nivel nacional mejoran la economía de las baterías residenciales y comerciales.
¿Cómo influyen las políticas federales en los costos de las baterías?
Los créditos fiscales a la producción de la Sección 45X reducen los costos de las células domésticas en aproximadamente un 18%, bajando los precios de los sistemas llave en mano por debajo de los USD 250 por kWh.
