Revista de Investigación y Liderazgo Vol. 01 (Num. 03)(Julio–Septiembre 2024) ISSN 3151-8532
Saberes integrados para nuevos escenarios científicos
Recibido: 14/06/2024 Aceptado: 10/07/2024 Publicado: 12/08/2024
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18
DOI: https://doi.org/10.63618/omd/revinvlid/v1/n3/17
Tecnologías emergentes en el almacenamiento
energético de larga duración para sistemas renovables.
Emerging technologies in long-duration energy storage for renewable
energy systems.
Guerrero-Calero, Juan Manuel
1
1
Universidad Estatal del Sur de Manabí; Ecuador; https://orcid.org/0000-0002-1356-0475;
juan.guerrero@unesum.edu.ec.
Cita: Guerrero-Calero, J. M. (2024). Tecnologías emergentes en el almacenamiento energético
de larga duración para sistemas renovables. Revista De Investigación Y Liderazgo, 1(3), 18-
32. https://doi.org/10.63618/omd/revinvlid/v1/n3/17
Resumen
La creciente participación de fuentes renovables y la alta dependencia hidroeléctrica de Ecuador
incrementan la necesidad de soluciones capaces de compensar variaciones diarias, déficits multidiarios y
eventos hidroclimáticos prolongados. El estudio tuvo como objetivo analizar la idoneidad técnica,
económica, ambiental y operativa de tecnologías emergentes de almacenamiento energético de larga
duración para sistemas renovables de Ecuador y América Latina. Se desarrolló una investigación cualitativa,
documental, no experimental y longitudinal retrospectiva, mediante análisis deductivo y comparativo de
literatura científica, informes institucionales y datos energéticos publicados entre 2021 y 2025. Los
resultados mostraron que las tecnologías mecánicas concentraron las mayores capacidades y vidas útiles,
las baterías de flujo destacaron por su rapidez de respuesta y el hidrógeno amplió la cobertura hacia escalas
estacionales. Asimismo, el 83,3 % de las tecnologías analizadas presentó aplicabilidad entre 8 y 24 horas,
mientras las opciones multidiarias y estacionales fueron más limitadas. La discusión evidenció que ninguna
tecnología resultó universalmente superior, debido a la influencia conjunta de costos, duración, eficiencia y
condiciones territoriales. Se concluyó que la planificación energética requiere portafolios complementarios
adaptados al contexto hidrodependiente regional.
Palabras clave: almacenamiento energético, larga duración, energías renovables, resiliencia energética,
tecnologías emergentes.
Abstract
The growing share of renewable sources and Ecuador’s high reliance on hydroelectric power increase the
need for solutions capable of offsetting daily variations, multi-day shortfalls, and prolonged hydroclimatic
events. The study aimed to analyze the technical, economic, environmental, and operational suitability of
emerging long-duration energy storage technologies for renewable energy systems in Ecuador and Latin
America. A qualitative, documentary, non-experimental, and retrospective longitudinal study was conducted
using deductive and comparative analysis of scientific literature, institutional reports, and energy data
published between 2021 and 2025. The results showed that mechanical technologies offered the highest
capacities and longest service lives, flow batteries stood out for their rapid response, and hydrogen
expanded coverage to seasonal scales. Furthermore, 83.3% of the technologies analyzed had applicability
ranging from 8 to 24 hours, while multi-day and seasonal options were more limited. The discussion revealed
that no single technology proved universally superior, due to the combined influence of costs, duration,
efficiency, and regional conditions. It was concluded that energy planning requires complementary portfolios
adapted to the region’s hydro-dependent context.
Keywords: energy storage, long-term storage, renewable energy, energy resilience, emerging technologies
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1. Introducción
La transición hacia sistemas eléctricos con mayor participación renovable sitúa al
almacenamiento energético de larga duración como un componente estratégico para la
seguridad, flexibilidad y resiliencia de las redes. En Ecuador, la generación hidroeléctrica
alcanzó 22.956,42 GWh durante 2024 y representó el 67,40 % de la producción eléctrica
bruta, mientras la capacidad del sistema aumentó aproximadamente de 6 GW en 2015
a 9 GW en 2025, manteniendo una elevada dependencia del recurso hídrico. Dentro de
este contexto latinoamericano, la unidad de análisis comprende las tecnologías
emergentes capaces de desplazar energía durante períodos superiores a 8 horas y
atender necesidades interdiarias, multidiarias o estacionales en sistemas renovables de
escala nacional, regional y aislada (CENACE, 2025; Sterl et al., 2026; Twitchell et al.,
2023).
La elevada concentración de la matriz ecuatoriana en la hidroelectricidad incrementa la
exposición del sistema frente a sequías prolongadas, variaciones hidrológicas y
restricciones operativas de los embalses. Durante la crisis energética de 2024, los
déficits de generación provocaron interrupciones de hasta 12 horas diarias, con efectos
sobre la actividad productiva, los servicios públicos, la conectividad y el bienestar social.
Aunque el costo instalado de los sistemas de baterías a escala de red disminuye un 93
% entre 2010 y 2024, hasta situarse alrededor de USD 192/kWh, las configuraciones
convencionales de corta duración no resuelven por sí solas déficits de varios días o
estaciones completas. La falta de soluciones complementarias prolongaría la
dependencia de generación térmica, elevaría los costos operativos y aumentaría la
vulnerabilidad ante futuros eventos climáticos (IRENA, 2025; Sterl et al., 2026).
La ampliación de la flexibilidad requiere considerar un portafolio tecnológico que supera
el predominio de las baterías de ion-litio e incorpora almacenamiento hidroeléctrico por
bombeo, aire comprimido, baterías de flujo, hidrógeno, sistemas térmicos, tecnologías
gravitacionales y soluciones electroquímicas basadas en materiales abundantes. Estas
alternativas presentan desempeños diferenciados: el bombeo hidroeléctrico registra
eficiencias cercanas al 80 %, el aire comprimido avanzado se sitúa entre 55 % y 75 %,
y las baterías de flujo alcanzan aproximadamente entre 65 % y 80 %, mientras el
hidrógeno y determinados sistemas térmicos permiten conservar energía durante varios
meses. Por ello, la selección tecnológica no depende únicamente de la eficiencia, sino
también de la duración, el costo por unidad energética, la vida útil, la disponibilidad
territorial y la compatibilidad con los recursos renovables locales (Zeng et al., 2025; Shan
et al., 2022).
La literatura reciente reconoce que todavía no existe una definición universal del
almacenamiento de larga duración, aunque distingue aplicaciones diarias de
aproximadamente 10 a 20 horas y soluciones orientadas a períodos semanales,
mensuales o estacionales. Esta diversidad conceptual dificulta la comparación
homogénea entre tecnologías y limita la transferencia directa de resultados obtenidos
principalmente en sistemas de Norteamérica, Europa y Asia hacia contextos
hidrodependientes de América Latina. Además, los modelos suelen analizar costos o
eficiencias de manera aislada y prestan menor atención a la interacción entre sequía,
operación de embalses, restricciones de transmisión y disponibilidad renovable. En un
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sistema modelado, una reducción del 50 % de la generación hidroeléctrica incrementa
en 65 % la capacidad energética de almacenamiento requerida y eleva la duración
media de 6,3 a 23 horas, evidencia que no puede extrapolarse a Ecuador sin una
evaluación territorial específica (Staadecker et al., 2024; Twitchell et al., 2023).
La evaluación económica también presenta resultados sensibles a los supuestos
tecnológicos y a la configuración de cada red. Las simulaciones muestran que, al reducir
el costo de capacidad energética desde USD 102/kWh hasta USD 0,5/kWh, la duración
económicamente óptima puede variar de 8,9 horas a aproximadamente 34 días;
asimismo, costos inferiores a USD 5/kWh favorecen soluciones estacionales de 20 a
400 horas. Sin embargo, numerosos estudios omiten de forma conjunta la degradación,
el costo nivelado del almacenamiento, el financiamiento, la disponibilidad de materiales,
el uso de suelo y agua, y los impactos del ciclo de vida. Esta brecha adquiere relevancia
porque el objetivo internacional de disminuir en 90 % el costo de tecnologías superiores
a 10 horas y aproximarse a USD 0,05/kWh-ciclo hacia 2030 exige métricas comparables
y condiciones de despliegue realistas (Departamento de Energía de Estados Unidos
[DOE], 2024; Sepulveda et al., 2021; Staadecker et al., 2024).
La pertinencia regional del análisis se fortalece por la limitada madurez institucional y
comercial del almacenamiento en América Latina y el Caribe. Un inventario regional
identificó 150 proyectos en 36 países y territorios, con predominio de baterías de ion-
litio y una elevada concentración de instalaciones menores a 1 MWh, lo cual evidencia
que la experiencia acumulada se orienta principalmente a microrredes y aplicaciones de
pequeña escala. Aunque este registro constituye una línea base de 2021, los
diagnósticos posteriores continúan señalando barreras relacionadas con altos costos
iniciales, regulación fragmentada, infraestructura insuficiente y escasos mecanismos de
remuneración de la flexibilidad. La disponibilidad de estadísticas públicas, literatura
científica y modelos energéticos permite desarrollar una evaluación documental viable,
sin involucrar participantes humanos ni generar riesgos éticos directos, y con utilidad
para la planificación académica, empresarial e institucional (Graham et al., 2021;
OLACDE, 2025).
Frente a estas limitaciones, el estudio tiene como objetivo general analizar la idoneidad
técnica, económica, ambiental y operativa de las tecnologías emergentes de
almacenamiento energético de larga duración para su integración en sistemas
renovables de Ecuador y América Latina. Para alcanzar este propósito, se plantea como
primer objetivo específico comparar seis familias tecnológicas mediante ocho
indicadores: duración de descarga, eficiencia, costo de inversión, costo nivelado, vida
útil, autodescarga, madurez tecnológica e impacto ambiental. El segundo objetivo
específico consiste en determinar escenarios de aplicabilidad para necesidades de 8 a
24 horas, períodos multidiarios y almacenamiento estacional, considerando la
variabilidad hidroclimática, la complementariedad solar-eólica y las restricciones de red.
Esta estructura permite relacionar el desempeño tecnológico con condiciones
sistémicas concretas, en lugar de establecer jerarquías universales desvinculadas del
territorio (Shan et al., 2022; Zeng et al., 2025).
La contribución esperada reside en articular la ingeniería de almacenamiento con la
resiliencia climática y la planificación renovable regional, superando evaluaciones
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centradas exclusivamente en eficiencia o costo de capital. La originalidad del trabajo
consiste en vincular una matriz ecuatoriana con 67,40 % de generación hidroeléctrica
en 2024 y antecedentes de interrupciones de hasta 12 horas con un marco comparativo
que abarca desde soluciones superiores a 8 horas hasta alternativas multidiarias y
estacionales. Esta integración permite identificar complementariedades entre
almacenamiento, hidroelectricidad, energía solar y energía eólica, así como orientar
prioridades de investigación, inversión y regulación. De este modo, el estudio responde
a la ausencia de evaluaciones integrales adaptadas a sistemas hidrodependientes
latinoamericanos y aporta criterios reproducibles para seleccionar tecnologías bajo
escenarios de incertidumbre climática, económica y operativa (CENACE, 2025;
Staadecker et al., 2024; Sterl et al., 2026).
2. Materiales y Métodos
La investigación se estructuró desde una perspectiva cualitativa orientada a interpretar
las características, posibilidades de integración y limitaciones de las tecnologías
emergentes de almacenamiento energético de larga duración en sistemas renovables.
La elección permitió examinar relaciones técnicas, económicas, ambientales y
territoriales que no podían reducirse únicamente a indicadores numéricos, debido a la
diversidad de principios de funcionamiento y niveles de madurez tecnológica. El análisis
se concentró en la comprensión comparativa de baterías de flujo, almacenamiento
térmico, hidrógeno, aire comprimido, bombeo hidroeléctrico y sistemas gravitacionales.
La información cuantitativa disponible se utilizó como evidencia contextual, sin
transformar el estudio en una evaluación estadística de relaciones causales. Esta
orientación facilitó la identificación de patrones, convergencias y discrepancias entre
fuentes científicas e institucionales mediante categorías interpretativas previamente
definidas (Braun & Clarke, 2021; Shan et al., 2022).
El seguimiento de la evidencia se organizó mediante un diseño no experimental y
longitudinal retrospectivo aplicado exclusivamente a fuentes secundarias. No se
manipularon variables tecnológicas, económicas ni ambientales, debido a que se
examinaron resultados previamente publicados, registros energéticos y documentos
institucionales disponibles para Ecuador y América Latina. La dimensión longitudinal se
estableció mediante una ventana documental comprendida entre enero de 2021 y
diciembre de 2025, lo que permitió reconocer cambios en definiciones, costos, niveles
de desarrollo y aplicaciones del almacenamiento de larga duración. Esta organización
temporal no correspondió al seguimiento de individuos o instalaciones específicas, sino
a la evolución documentada del conocimiento y de las condiciones de adopción
tecnológica. La decisión resultó pertinente porque la valoración del almacenamiento
dependió de transformaciones progresivas en los sistemas renovables, los costos y las
necesidades de flexibilidad de las redes (Twitchell et al., 2023; Staadecker et al., 2024).
El trabajo se desarrolló como una investigación documental sustentada en
procedimientos deductivos y analíticos. El razonamiento deductivo partió de conceptos
consolidados sobre almacenamiento de larga duración, integración renovable,
flexibilidad eléctrica y resiliencia energética, para posteriormente examinar su
correspondencia con las condiciones observadas en Ecuador y América Latina. De
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forma complementaria, el método analítico permitió desagregar cada tecnología según
su duración de descarga, eficiencia, costo, vida útil, escalabilidad, requerimientos
territoriales, madurez e impacto ambiental. El alcance se mantuvo descriptivo, porque
se buscó caracterizar y comparar tecnologías, identificar tendencias y establecer
posibles escenarios de aplicabilidad, sin atribuir causalidad ni proyectar resultados
financieros determinísticos. La organización del proceso documental siguió criterios de
transparencia, trazabilidad y reproducibilidad compatibles con las recomendaciones
contemporáneas para la síntesis estructurada de evidencia (Aromataris et al., 2024;
Page et al., 2021).
El contexto empírico-documental se delimitó al sistema eléctrico ecuatoriano y a
experiencias tecnológicas relevantes de América Latina y el Caribe, considerando que
la estructura renovable, la dependencia hidroeléctrica y las condiciones regulatorias
regionales influían en la viabilidad de cada alternativa. La unidad de análisis estuvo
constituida por artículos científicos, estudios técnico-económicos, informes energéticos
y documentos de planificación relacionados con almacenamiento superior a ocho horas,
aplicaciones multidiarias o soluciones estacionales. También se consideraron como
unidades tecnológicas las principales familias electroquímicas, mecánicas, térmicas y
químicas vinculadas con generación solar, eólica e hidroeléctrica. Los documentos
nacionales permitieron contextualizar la estructura y operación del sistema ecuatoriano,
mientras los informes regionales aportaron información sobre proyectos, barreras
regulatorias, oportunidades de inversión y capacidades institucionales. Esta delimitación
favoreció una interpretación territorial de la evidencia, en lugar de extrapolar de manera
directa resultados obtenidos en sistemas eléctricos con configuraciones diferentes
(CENACE, 2025; Graham et al., 2021; OLACDE, 2025).
El corpus documental se conformó mediante búsquedas estructuradas en Scopus, Web
of Science, ScienceDirect e IEEE Xplore, complementadas con repositorios oficiales de
CENACE, OLACDE, IRENA, el Banco Interamericano de Desarrollo y el Departamento
de Energía de Estados Unidos. Se combinaron los términos long-duration energy
storage, renewable energy systems, emerging storage technologies, seasonal storage,
energy storage Latin America, almacenamiento energético de larga duración y sistemas
renovables, mediante operadores booleanos AND y OR. Se incluyeron publicaciones
comprendidas entre 2021 y 2025, disponibles en español o inglés, con acceso al texto
completo y exposición verificable de variables técnicas, económicas, ambientales o
regulatorias. Se excluyeron documentos duplicados, notas comerciales sin respaldo
metodológico, publicaciones sin autoría identificable y estudios centrados
exclusivamente en almacenamiento portátil o movilidad eléctrica. La selección se
efectuó por pertinencia temática y cumplimiento de criterios, por lo que no se calculó
una muestra probabilística ni se realizó inferencia hacia una población estadística
(Aromataris et al., 2024; Page et al., 2021).
El procesamiento de la información se apoyó en una matriz de extracción que integró
autor, año, ubicación geográfica, tecnología, principio de funcionamiento, duración de
descarga, eficiencia de ciclo, capacidad, costo de potencia, costo energético, vida útil,
autodescarga, madurez tecnológica y requerimientos de infraestructura. Las cifras se
conservaron en las unidades reportadas por cada fuente y únicamente se normalizaron
cuando existió información suficiente para efectuar conversiones transparentes, sin
estimar valores ausentes ni completar datos mediante supuestos no documentados. La
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comparación se organizó en cuatro dimensiones: desempeño técnico, viabilidad
económica, sostenibilidad ambiental y adecuación al contexto energético regional.
Posteriormente, se aplicó una codificación temática para identificar ventajas,
limitaciones, barreras de adopción, condiciones habilitantes y oportunidades de
integración con fuentes renovables. La interpretación reconoció que la duración, la
eficiencia, el uso del territorio y el costo debían analizarse conjuntamente, debido a que
ninguna métrica aislada permitía establecer una superioridad tecnológica universal
(Shan et al., 2022; U.S. Department of Energy, 2024).
La consistencia metodológica se fortaleció mediante una segunda lectura de las fuentes
seleccionadas, la verificación cruzada de los datos técnicos y la comparación entre
publicaciones científicas e informes institucionales. Los documentos se valoraron según
claridad del objetivo, descripción metodológica, trazabilidad de los datos, actualidad,
pertinencia regional y coherencia entre resultados y conclusiones. No se aplicó
metaanálisis debido a la heterogeneidad de tecnologías, escalas, supuestos
económicos, duraciones operativas y métodos de estimación identificados en la
literatura. El procedimiento priorizó una síntesis cualitativa comparativa y mantuvo
explícitas las diferencias entre evidencia experimental, simulaciones, proyectos
demostrativos y proyecciones institucionales. Como el estudio utilizó información pública
y no involucró participantes humanos, datos personales, intervenciones físicas ni
experimentación ambiental, no requirió consentimiento informado; no obstante, se
respetaron la propiedad intelectual, la citación académica y la integridad en el
tratamiento de la evidencia (Aromataris et al., 2024; Page et al.,
3. Resultados
Caracterización técnico-operativa de las tecnologías emergentes de
almacenamiento de larga duración
La caracterización se orientó a identificar los atributos operativos que diferenciaron a las
tecnologías con capacidad de atender ciclos diarios extendidos, requerimientos
interdiarios y necesidades estacionales de los sistemas renovables. La matriz analítica
quedó integrada por seis alternativas distribuidas en cuatro familias: tres tecnologías
mecánicas —aire comprimido, bombeo hidroeléctrico y almacenamiento gravitacional—
, equivalentes al 50,0 % del conjunto; una electroquímica, una térmica y una química,
cada una con una participación del 16,7 %. La duración constituyó el principal criterio de
clasificación, debido a que se distinguieron aplicaciones de aproximadamente 10 a 20
horas y soluciones destinadas a cubrir períodos semanales o mensuales. Esta
organización permitió diferenciar tecnologías orientadas al desplazamiento diario de
energía de aquellas destinadas a compensar déficits renovables prolongados (Twitchell
et al., 2023; Shan et al., 2022).
Dentro de las alternativas con mayor capacidad de descarga continua, el
almacenamiento por aire comprimido presentó duraciones de 10 a 100 horas,
capacidades energéticas de 10 a 10.000 MWh y potencias comprendidas entre 1 y 300
MW. Su eficiencia de ciclo se situó entre 55 % y 75 %, mientras la vida útil alcanzó entre
20 y 30 años y la autodescarga diaria osciló entre 0,5 % y 1 %. Las baterías de flujo
registraron períodos de descarga de 4 a 24 horas, respuestas del orden de
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milisegundos, eficiencias de 65 % a 85 % y vidas operativas de 5 a 20 años. El bombeo
hidroeléctrico mostró el mayor intervalo de capacidad, con valores de 100 a 20.000
MWh, potencias de 10 a 3.000 MW, eficiencias de 60 % a 85 % y una vida útil estimada
entre 25 y 100 años (Shan et al., 2022).
La revisión de las tecnologías gravitacionales identificó configuraciones ferroviarias y
basadas en bloques con duraciones de 4 a 24 horas y tiempos de respuesta del orden
de segundos. Los sistemas ferroviarios registraron capacidades de 100 a 20.000 MWh,
eficiencias de 75 % a 80 % y una vida útil aproximada de 40 años, mientras los sistemas
de bloques alcanzaron eficiencias de 80 % a 85 % y capacidades de 4 a 10.000 MWh.
El almacenamiento térmico presentó intervalos de descarga de 4 a 24 horas,
capacidades de 0,1 a 2.000 MWh y potencias de 1 a 300 MW, aunque exhibió una
amplitud económica considerable, con costos energéticos reportados entre USD 50 y
USD 7.000/kWh. El hidrógeno se ubicó principalmente en la categoría de
almacenamiento semanal, mensual o estacional, debido a su capacidad de conservar
grandes volúmenes de energía durante períodos superiores a los ciclos diarios
convencionales (Shan et al., 2022; Twitchell et al., 2023).
La síntesis de los indicadores económicos proyectados para 2030 mostró diferencias
asociadas al principio de almacenamiento y al nivel de desarrollo esperado. El costo
nivelado posterior a innovaciones se estimó en USD 0,022/kWh para bombeo
hidroeléctrico, USD 0,026/kWh para aire comprimido y USD 0,055/kWh para baterías de
flujo, con reducciones proyectadas de 85 %, 60 % y 66 %, respectivamente. El
almacenamiento térmico con sales fundidas alcanzó USD 0,112/kWh, mientras el
hidrógeno presentó valores de USD 0,115/kWh en almacenamiento subterráneo y USD
0,160/kWh en instalaciones superficiales. En conjunto, los hallazgos describieron un
portafolio heterogéneo: las tecnologías mecánicas concentraron las mayores
capacidades y vidas útiles, las baterías de flujo destacaron por su respuesta rápida y
modularidad, y las alternativas térmicas y químicas ampliaron la cobertura hacia
períodos prolongados de almacenamiento (U.S. Department of Energy, 2024; Shan et
al., 2022).
Comparación multidimensional del desempeño técnico, económico y ambiental
La comparación multidimensional se orientó a establecer los patrones de desempeño
de las seis tecnologías consideradas mediante indicadores de duración, eficiencia de
ciclo, costo de capital, costo nivelado del almacenamiento, autodescarga y
requerimientos territoriales. Los resultados técnicos mostraron que las alternativas
mecánicas concentraron los mayores intervalos de capacidad y duración, mientras las
baterías de flujo conservaron tiempos de respuesta del orden de milisegundos. Entre las
cuatro tecnologías con intervalos homogéneos de eficiencia, tres alcanzaron límites
superiores de 85 %, equivalentes al 75 % del conjunto comparable. El almacenamiento
gravitacional presentó el límite inferior más elevado, con eficiencias de 75 % a 85 %,
seguido por las baterías de flujo, con 65 % a 85 %, y el almacenamiento hidroeléctrico
por bombeo, con 60 % a 85 %. El aire comprimido registró un intervalo de 55 % a 75 %,
aunque extendió su descarga hasta 100 horas en determinadas configuraciones (Shan
et al., 2022).
La integración de las dimensiones evidenció una dispersión amplia entre tecnologías y
subtipos, particularmente en los costos de capital y las condiciones territoriales. Como
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se observa en la Tabla 1, el almacenamiento hidroeléctrico por bombeo presentó el
menor límite de costo energético, con valores entre USD 5 y USD 200/kWh, mientras el
aire comprimido adiabático se situó entre USD 40 y USD 90/kWh. Las baterías de flujo
de vanadio registraron un intervalo de USD 160 a USD 1.150/kWh y el almacenamiento
térmico asociado a concentración solar mostró la mayor amplitud, entre USD 50 y USD
7.000/kWh. Las configuraciones gravitacionales exhibieron diferencias internas, debido
a que el sistema ferroviario alcanzó aproximadamente USD 1.300/kWh, mientras los
sistemas basados en bloques no dispusieron de un valor promedio homogéneo. Esta
variabilidad coincidió con diferencias en escala, duración, madurez y dependencia de
infraestructura específica (Shan et al., 2022).
Tabla 1
Comparación técnica, económica y ambiental de las tecnologías de almacenamiento de
larga duración
Tecnología
Duración
de
descarga
Eficiencia
de ciclo
(%)
Costo de
capital
reportado
(USD/kWh)
LCOS
proyectado
después de
innovación
(USD/kWh)
Indicador ambiental o
territorial
Baterías de flujo
de vanadio
4–24 h
65–85
160–1.150
0,055
Autodescarga de 0–1 %
diario
Aire comprimido
adiabático
10–100 h
55–75
40–90
0,026
Huella superficial de 0,27–
0,30 m²/kWh; no incluyó
estructuras subterráneas
Almacenamiento
gravitacional
4–24 h
75–85
≈1.300 en
sistemas
ferroviarios
NR
Huella aproximada de 20
m²/kWh en sistemas
ferroviarios y 0,16 m²/kWh
en sistemas de bloques
Bombeo
hidroeléctrico
10–100 h
60–85
5–200
0,022
Autodescarga de 0–0,02
% diario; dependencia de
agua, relieve y
disponibilidad territorial
Almacenamiento
térmico
4–24 h
39–65*
50–7.000
0,112
Huella de 0,03–1,20
m²/kWh en sistemas de
concentración solar;
pérdidas térmicas de 3–10
% semanal
Hidrógeno
Multidiaria
o
estacional
NR
NR
0,115
subterráneo;
0,160 superficial
Pérdidas por evaporación
de 1–5 % diario para
hidrógeno líquido;
desempeño ambiental
condicionado por la fuente
eléctrica
Nota: LCOS = costo nivelado del almacenamiento; NR = no reportado mediante una métrica
homogénea. Los costos de capital correspondieron a configuraciones tecnológicas actuales
recopiladas en la literatura, mientras los valores de LCOS representaron proyecciones para 2030
posteriores a la aplicación de portafolios de innovación. Los valores térmicos integraron
configuraciones distintas dentro de la misma familia y, por ello, se conservaron como rangos
descriptivos sin asumir equivalencia directa (Shan et al., 2022; U.S. Department of Energy, 2024).
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La evaluación económica de seis configuraciones con información homogénea de LCOS
mostró valores comprendidos entre USD 0,022 y USD 0,160/kWh después de la
incorporación de innovaciones proyectadas para 2030. El promedio descriptivo alcanzó
USD 0,0817/kWh y la mediana se situó en USD 0,0835/kWh, sin aplicación de pruebas
inferenciales debido a la naturaleza documental y heterogénea de los datos. El bombeo
hidroeléctrico y el aire comprimido registraron valores inferiores al objetivo de USD
0,05/kWh, por lo que representaron el 33,3 % de las configuraciones examinadas; las
baterías de flujo alcanzaron USD 0,055/kWh y constituyeron otro 16,7 % próximo a dicho
umbral. Las reducciones proyectadas oscilaron entre 12 % para el hidrógeno
subterráneo y 85 % para el bombeo hidroeléctrico, con una disminución media calculada
de 45,5 %. Los costos estimados para implementar los portafolios de innovación
variaron entre USD 325 millones y USD 759 millones en las tecnologías centrales
analizadas, con períodos aproximados de 7 a 10 años (U.S. Department of Energy,
2024).
Los indicadores ambientales y territoriales mostraron que el desempeño no siguió una
relación lineal con la eficiencia ni con el costo. El aire comprimido presentó una huella
superficial de 0,27 a 0,30 m²/kWh, aunque esta estimación no incorporó las estructuras
subterráneas requeridas, mientras los sistemas gravitacionales variaron desde
aproximadamente 0,16 m²/kWh en configuraciones de bloques hasta 20 m²/kWh en
alternativas ferroviarias. El bombeo hidroeléctrico mantuvo la menor tasa de
autodescarga, entre 0 % y 0,02 % diario, pero quedó condicionado por la disponibilidad
de agua, desnivel topográfico y superficie de implantación. Las baterías de flujo
registraron pérdidas de hasta 1 % diario, mientras el almacenamiento térmico presentó
pérdidas estimadas de 3 % a 10 % semanal y el hidrógeno líquido alcanzó tasas de
evaporación de 1 % a 5 % diario. La síntesis descriptiva evidenció que las tecnologías
mecánicas combinaron los menores LCOS proyectados con altas capacidades,
mientras las alternativas electroquímicas ofrecieron mayor rapidez de respuesta y las
soluciones térmicas y químicas ampliaron la cobertura temporal con mayores costos y
pérdidas energéticas asociadas (Shan et al., 2022; Hunter et al., 2021).
Escenarios de aplicabilidad en sistemas renovables de Ecuador y América Latina
El análisis de aplicabilidad se orientó a relacionar la escala temporal del almacenamiento
con las condiciones operativas observadas en sistemas renovables hidrodependientes,
interconectados y aislados. En Ecuador, la generación hidroeléctrica alcanzó 22.956,42
GWh y representó el 67,40 % de la producción eléctrica bruta durante 2024, por lo que
la variabilidad hidrológica constituyó el principal condicionante para la selección
tecnológica. En el ámbito latinoamericano, la capacidad instalada de almacenamiento
se aproximó a 2,5 GW: 1,5 GW correspondieron a sistemas de baterías y 1 GW a
bombeo hidroeléctrico, equivalentes al 60 % y 40 % del total regional, respectivamente.
Estos resultados permitieron organizar la aplicabilidad en tres escalas: intradiaria,
multidiaria y estacional (CENACE, 2025; OLACDE, 2025).
La clasificación técnico-temporal mostró que cinco de las seis tecnologías evaluadas,
equivalentes al 83,3 %, presentaron capacidad operativa dentro del intervalo de 8 a 24
horas: baterías de flujo, aire comprimido, almacenamiento gravitacional, bombeo
hidroeléctrico y almacenamiento térmico. Tres alternativas —aire comprimido, bombeo
hidroeléctrico e hidrógeno—, correspondientes al 50,0 % del conjunto, extendieron su
aplicabilidad hacia períodos multidiarios, mientras el hidrógeno constituyó la tecnología
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con capacidad explícitamente estacional, equivalente al 16,7 % de la matriz analizada.
Las categorías no fueron mutuamente excluyentes, debido a que una misma tecnología
cubrió más de una duración según su configuración. Como se observa en la Tabla 2, la
distribución evidenció una reducción progresiva del número de alternativas conforme
aumentó el período requerido de descarga (Shan et al., 2022).
Tabla 2
Escenarios de aplicabilidad temporal y sistémica del almacenamiento energético
Escenario de
aplicación
Horizonte
operativo
Tecnologías clasificadas
Participación en
la matriz
analizada
Aplicación identificada
en sistemas renovables
Regulación y
desplazamiento
intradiario
8–24 h
Baterías de flujo, aire
comprimido,
almacenamiento
gravitacional, bombeo
hidroeléctrico y
almacenamiento térmico
5 de 6 tecnologías
(83,3 %)
Desplazamiento de
excedentes solares,
reducción de picos,
estabilización de
microrredes y soporte
diario a generación
renovable
Respaldo
multidiario
24–100 h
Aire comprimido, bombeo
hidroeléctrico e hidrógeno
3 de 6 tecnologías
(50,0 %)
Cobertura de déficits
renovables prolongados,
apoyo ante restricciones de
red y reducción de
dependencia
termoeléctrica
Compensación
estacional
Semanas o
meses
Hidrógeno y esquemas
complementarios de
almacenamiento hidráulico
con generación solar-
eólica
1 de 6 tecnologías
con capacidad
estacional
explícita (16,7 %)
Conservación de
excedentes energéticos y
respuesta ante sequías
prolongadas o variaciones
hidroclimáticas
Nota: Los porcentajes se calcularon sobre las seis tecnologías incluidas en la matriz documental.
Las categorías fueron acumulativas; por ello, una tecnología pudo registrarse en más de un
escenario. La clasificación se basó en los intervalos de duración y las aplicaciones operativas
reportadas para almacenamiento de larga duración (Shan et al., 2022; OLACDE, 2025).
La evaluación específica del sistema ecuatoriano mostró que la complementariedad
entre generación renovable y almacenamiento hidráulico modificó la exposición
operativa durante condiciones de sequía. El escenario exclusivamente solar incorporó
367 MW, mientras el escenario combinado integró 270 MW solares y 270 MW eólicos;
la configuración ampliada alcanzó 613 MW de cada recurso. Los meses con niveles
críticos en los embalses disminuyeron de ocho en el escenario de referencia a seis con
la combinación solar-eólica y a cuatro con la configuración ampliada, lo que representó
una reducción máxima del 50 %. De forma paralela, el tiempo acumulado de inactividad
de la central Paute Molino descendió de 57 a 30 días, equivalente a una disminución del
47 % (Sterl et al., 2026).
La ampliación de la generación solar-eólica y la operación prudente de los embalses
redujeron la expectativa de pérdida de carga desde 27 hasta 4 días, equivalente a una
disminución calculada del 85,2 %. Durante el período más crítico, el déficit máximo de
capacidad pasó de 1.210 a 580 MW, con una reducción del 52 %, mientras el déficit de
generación disminuyó de 200 a 20 GWh, equivalente al 90 %. La capacidad renovable
integrada presentó un crédito indirecto de capacidad del 59 %, con un intervalo de
sensibilidad comprendido entre 50 % y 65 %. Estos resultados ubicaron el
almacenamiento intradiario como soporte para la integración renovable y reservaron las
soluciones multidiarias o estacionales para déficits que excedieron la escala diaria (Sterl
et al., 2026).
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La síntesis regional mostró que las baterías concentraron la mayor capacidad instalada
y se asociaron con aplicaciones modulares, microrredes y desplazamiento diario de
energía, mientras el bombeo hidroeléctrico mantuvo correspondencia con sistemas
interconectados de gran escala. El aire comprimido y el almacenamiento térmico
quedaron vinculados a contextos con condiciones geológicas, industriales o solares
específicas, y el hidrógeno se mantuvo en la categoría de cobertura multidiaria y
estacional. En conjunto, el patrón identificado estableció una estructura escalonada: las
tecnologías electroquímicas, gravitacionales y térmicas cubrieron principalmente
requerimientos de 8 a 24 horas; las alternativas mecánicas ampliaron la cobertura hasta
100 horas; y el almacenamiento químico extendió el horizonte hacia semanas o meses
(Shan et al., 2022; OLACDE, 2025).
4. Discusión
El estudio analiza la idoneidad técnica, económica, ambiental y operativa de las
tecnologías emergentes de almacenamiento de larga duración para sistemas
renovables de Ecuador y América Latina, y los hallazgos sugieren que ninguna
alternativa presenta una superioridad universal. La utilidad de cada tecnología depende
principalmente del horizonte de descarga, la escala del sistema, la velocidad de
respuesta y las condiciones territoriales. Las tecnologías mecánicas concentran las
mayores capacidades y vidas útiles, mientras las baterías de flujo ofrecen respuestas
rápidas y las soluciones térmicas y químicas amplían la cobertura hacia períodos
prolongados. La concentración del 83,3 % de las alternativas en aplicaciones de 8 a 24
horas, frente al menor número de opciones multidiarias y estacionales, evidencia que la
disponibilidad tecnológica disminuye conforme aumenta la duración requerida. Este
patrón coincide con la literatura que plantea la necesidad de diferenciar el
almacenamiento diario, multidiario y estacional, en lugar de aplicar una definición única
basada exclusivamente en horas de descarga (Shan et al., 2022; Twitchell et al., 2023).
La comparación económica confirma que el costo no puede interpretarse de forma
aislada respecto de la duración, la eficiencia y los requerimientos de infraestructura. Los
valores proyectados de USD 0,022/kWh para bombeo hidroeléctrico y USD 0,026/kWh
para aire comprimido se sitúan por debajo del objetivo de USD 0,05/kWh, mientras las
baterías de flujo se aproximan a este umbral con USD 0,055/kWh. Estos resultados
convergen con los análisis que atribuyen mayor competitividad a las tecnologías cuyo
costo de capacidad energética aumenta lentamente al extender la duración,
especialmente en sistemas con alta penetración renovable (Hunter et al., 2021;
Sepulveda et al., 2021). No obstante, las diferencias territoriales modifican esta ventaja
aparente, porque el bombeo depende de agua y relieve, el aire comprimido requiere
condiciones geológicas apropiadas y el hidrógeno mantiene costos proyectados
superiores, entre USD 0,115 y USD 0,160/kWh. Por tanto, los hallazgos parecen indicar
que la selección debe sustentarse en portafolios complementarios y no en jerarquías
determinadas únicamente por el costo nivelado o la eficiencia de ciclo (U.S. Department
of Energy, 2024; Shan et al., 2022).
La relevancia de esta interpretación aumenta en Ecuador, donde la hidroelectricidad
representa el 67,40 % de la producción eléctrica bruta y la exposición a variaciones
hidrológicas condiciona la seguridad operativa del sistema. Los escenarios examinados
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muestran que la combinación de generación solar, eólica y gestión hidráulica se asocia
con una reducción de la expectativa de pérdida de carga de 27 a 4 días, mientras el
déficit máximo de capacidad disminuye de 1.210 a 580 MW y el déficit energético pasa
de 200 a 20 GWh. Estas variaciones deben interpretarse con cautela, porque proceden
de escenarios modelados y no demuestran relaciones causales ni garantizan resultados
equivalentes bajo otras condiciones hidrológicas, regulatorias o de demanda. Aun así,
la evidencia respalda una arquitectura escalonada en la que las soluciones intradiarias
atienden variaciones diarias, las tecnologías mecánicas cubren déficits multidiarios y el
hidrógeno amplía la respuesta hacia períodos estacionales. Esta lectura coincide con la
necesidad de adaptar la valoración del almacenamiento a las características de cada
red y refuerza la conveniencia de integrar la planificación renovable con criterios de
resiliencia hidroclimática (CENACE, 2025; Staadecker et al., 2024; Sterl et al., 2026;
OLACDE, 2025).
La interpretación de los resultados permanece limitada por el carácter documental y
descriptivo del estudio, la heterogeneidad de escalas, supuestos económicos y
configuraciones tecnológicas, así como por la utilización de costos proyectados hacia
2030 que todavía dependen de innovaciones, condiciones financieras y ritmos de
comercialización inciertos. La ausencia de metaanálisis, validación experimental y
evaluación detallada del ciclo de vida impide establecer diferencias estadísticamente
significativas o formular recomendaciones determinísticas para emplazamientos
específicos. Las investigaciones futuras deberían integrar series horarias de demanda
y generación del sistema ecuatoriano, escenarios de sequía, tasas de descuento,
degradación, restricciones de transmisión y análisis ambientales territorializados,
además de contrastar los modelos mediante proyectos piloto. También resulta necesario
examinar mecanismos regulatorios y de remuneración capaces de reconocer el valor de
la flexibilidad multidiaria y estacional en América Latina. A pesar de estas limitaciones,
el estudio aporta un marco comparativo que vincula duración, costo, desempeño
ambiental y condiciones territoriales, contribuyendo a reducir la brecha de evaluaciones
integrales aplicadas a sistemas renovables hidrodependientes de la región (Aromataris
et al., 2024; Page et al., 2021; Zeng et al., 2025).
5. Conclusiones
Los resultados permiten concluir que la idoneidad de las tecnologías emergentes de
almacenamiento energético de larga duración dependió de la interacción entre duración
de descarga, capacidad, eficiencia, costo, vida útil y condiciones territoriales, por lo que
no se identificó una alternativa universalmente superior. Las tecnologías mecánicas
mostraron mayor aptitud para aplicaciones de gran escala y períodos prolongados,
mientras las baterías de flujo destacaron por su rapidez de respuesta y modularidad. A
su vez, las soluciones térmicas y basadas en hidrógeno ampliaron la cobertura hacia
necesidades multidiarias o estacionales, aunque con mayores exigencias económicas y
operativas. En consecuencia, la integración en sistemas renovables requirió una
selección contextualizada y orientada a portafolios tecnológicos complementarios.
La comparación de las tecnologías evidenció que los indicadores técnicos, económicos
y ambientales debieron interpretarse de manera conjunta. El bombeo hidroeléctrico y el
aire comprimido presentaron los costos nivelados proyectados más bajos, mientras las
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baterías de flujo se aproximaron al umbral internacional de USD 0,05/kWh. En paralelo,
se observó que las tecnologías aplicables entre 8 y 24 horas fueron más numerosas que
aquellas capaces de cubrir déficits multidiarios o estacionales, lo que reveló una
reducción progresiva de opciones conforme aumentó el horizonte de almacenamiento.
Estos hallazgos sugieren que la duración operativa constituye un criterio decisivo para
diferenciar funciones dentro de los sistemas renovables.
La aplicación de estos resultados al contexto ecuatoriano mostró que una matriz con
elevada participación hidroeléctrica requiere complementar la gestión de embalses con
generación solar, eólica y almacenamiento de distintas duraciones. La reducción
observada en indicadores de déficit bajo escenarios combinados sugirió que la
diversificación renovable puede fortalecer la resiliencia frente a variaciones
hidroclimáticas, aunque estos valores deben interpretarse dentro del alcance
documental y descriptivo del estudio. El principal aporte consistió en integrar
dimensiones técnicas, económicas, ambientales y territoriales dentro de un mismo
marco comparativo, útil para apoyar decisiones académicas, profesionales e
institucionales. De esta manera, la investigación contribuyó a disminuir la brecha de
análisis adaptados a sistemas hidrodependientes de Ecuador y América Latina.
A partir de los hallazgos, se recomienda profundizar en evaluaciones técnico-
económicas específicas para el sistema ecuatoriano mediante series horarias de
generación, demanda, disponibilidad hídrica y restricciones de transmisión. También se
considera pertinente desarrollar proyectos piloto que permitan contrastar el desempeño
real de baterías de flujo, aire comprimido, almacenamiento térmico e hidrógeno bajo
condiciones regionales. Las investigaciones futuras deberían incorporar degradación,
tasas de descuento, análisis de ciclo de vida y mecanismos regulatorios para valorar la
flexibilidad multidiaria y estacional. En conjunto, estas líneas permitirían fortalecer la
planificación de sistemas renovables resilientes y consolidar la contribución del
almacenamiento de larga duración frente a la vulnerabilidad energética e hidroclimática
de la región.
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CONFLICTO DE INTERESES
“Los autores declaran no tener ningún conflicto de intereses”.
