La industria del coche eléctrico lleva años lidiando con un elefante en la habitación: qué hacer con los millones de paquetes de baterías que, si bien ya no sirven para impulsar un vehículo, aún retienen una enorme capacidad energética. Ahora, la respuesta podría llegar de la mano de la conducción autónoma. 

Waymo ha oficializado un acuerdo estratégico con la empresa B2U Storage Solutions para dar una "segunda vida" a las baterías gastadas de sus robotaxis, evitando que acaben directamente en las plantas de reciclaje para convertirlas en gigantescos sistemas de almacenamiento de energía solar.

La paradoja del robotaxi. Para entender por qué este movimiento es tan relevante, hay que comprender cómo envejece un coche autónomo. Tal y como detalla Wall Street Journal, la vida de un robotaxi no se parece en nada a la de un coche particular. Mientras que nuestros vehículos personales pasan la mayor parte del día aparcados, los de Waymo operan como activos compartidos de uso intensivo. En declaraciones al rotativo financiero, Adam Lenz, director de sostenibilidad de Waymo, explicó que esta alta utilización hace que sus coches acumulen kilómetros a un ritmo vertiginoso, obligando a retirar las baterías del servicio comercial mucho antes de lo habitual.

Según datos de Geotab, un coche eléctrico de consumo pierde apenas un 2,3% de capacidad de batería al año, reteniendo más del 81% tras ocho años de uso. Los robotaxis, sin embargo, sufren una degradación mucho más rápida. Pero que una batería ya no ofrezca la autonomía necesaria para llevar pasajeros de forma segura no significa que esté muerta. El nuevo modelo de negocio busca exprimir el valor residual de estas baterías para usarlas en aplicaciones estacionarias, evitando el desperdicio y sacando partido a unos materiales críticos que ya han sido fabricados.

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"Esponjas de energía". Cuando los vehículos de Waymo ya no dan más de sí, B2U extrae las baterías, comprueba su rendimiento y las empaqueta en grandes armarios metálicos de unos 2,7 metros de altura, similares a pequeños contenedores de transporte marítimo. Cada uno de estos contenedores alberga docenas de unidades. A partir de ahí, funcionan como auténticas "esponjas de energía" para la red eléctrica. Durante el día, cuando hay abundancia de sol o viento y los precios son bajos, el sistema absorbe y almacena esa electricidad. Posteriormente, inyecta esa energía de vuelta a la red durante los picos de demanda nocturnos, justo cuando la producción solar cae.

El impacto económico y energético es notable. Freeman Hall, CEO de B2U, detalla que cada batería reutilizada puede añadir entre 8.000 y 10.000 dólares en valor eléctrico. Además, un solo contenedor de almacenamiento tiene la capacidad suficiente para abastecer a un hogar promedio durante un periodo de hasta tres meses. Aunque Waymo no ha especificado un número exacto de unidades, el objetivo a largo plazo es desplegar "cientos de megavatios-hora" de capacidad, concentrando los esfuerzos iniciales en California y Texas, dos estados con gran dependencia y crecimiento en energías renovables.

Las cifras de una flota imparable. Como detalla Ars Technica, Waymo opera actualmente unos 4.000 vehículos, compuestos mayoritariamente por Jaguar I-Pace con baterías de 90 kWh, a los que se están sumando los nuevos modelos "Ojai" del fabricante chino Zeekr, equipados con baterías de 93 kWh. Esta flota realiza unos 500.000 viajes a la semana, un ritmo que no hará más que crecer: el Wall Street Journal cita una estimación de Morgan Stanley que prevé que los trayectos autónomos en EEUU pasen de 15 millones en 2025 a 36 millones a finales de este mismo año.

No obstante, la narrativa puramente "verde" de Waymo tiene sus claroscuros, y la prensa especializada no los pasa por alto. Ars Technica introduce un dato crítico y necesario: si bien la compañía asegura que su flota eléctrica evita 530 toneladas de CO2 cada medio millón de viajes, su reciente desembarco en Austin (Texas) junto a Uber levantó ampollas. Allí, utilizaron generadores móviles de la empresa L-Charge alimentados por gas natural para recargar los robotaxis, lo que generó quejas vecinales por el ruido y evidenció las dificultades logísticas de operar vehículos eléctricos sin la infraestructura de carga adecuada.

Por otro lado, empresas como Redwood Materials (respaldada por la propia matriz de Waymo, Alphabet) también están lanzando sus propias divisiones de almacenamiento de segunda vida. Todo esto ocurre en un contexto de récord absoluto: en el primer trimestre de 2026, EEUU instaló 9,7 GWh de almacenamiento estacionario, un aumento del 32% interanual.

Más allá del postureo verde. En definitiva, este acuerdo sella una perfecta circularidad urbana. Como reflexiona Adam Lenz, las mismas baterías que hoy transportan a los pasajeros por sus calles, mañana estarán respaldando las redes eléctricas locales de esas mismas comunidades.

Sin embargo, detrás del evidente beneficio medioambiental hay un movimiento de pura estrategia empresarial: esto no es solo filantropía verde. Waymo depende de que las redes eléctricas de las ciudades donde opera sean estables y robustas para poder mantener sus flotas operativas 24/7. En la era de la automatización masiva, apuntalar la red eléctrica con las baterías de tus propios coches retirados ya no es solo una medalla ecológica; es una estricta necesidad de supervivencia comercial.

Imagen | Daniel Ramirez

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Nissan ha vuelto a poner el foco en uno de sus proyectos españoles más singulares. Y es que en una reciente nota de prensa, la compañía recuperaba el caso de Melilla como ejemplo de cómo está impulsando la "segunda vida" de las baterías de sus coches eléctricos. La instalación lleva ya varios años funcionando en la ciudad, pero el proyecto sigue siendo uno de los argumentos centrales de Nissan para defender que una batería que ya no sirve para mover un coche todavía tiene mucho que aportar a la red eléctrica.

De qué va exactamente. El proyecto se llama Second Life y nació de una alianza entre Nissan, el grupo energético Enel (a través de su filial española Endesa) y la empresa italiana Loccioni, especializada en sistemas de medición y control. La idea consiste en aprovechar baterías del Nissan LEAF que han terminado su etapa en el coche para montar un sistema de almacenamiento estacionario de energía.

Según anunció la propia compañía cuando hizo público el proyecto, la instalación combina 48 baterías usadas del LEAF con 30 nuevas, hasta sumar 78 unidades.

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Por qué Melilla y no otra ciudad. Melilla es un caso poco común dentro del sistema eléctrico en España, ya que está aislada, no se conecta a la red nacional de distribución y depende por completo de una única central térmica operada por Endesa. Dicho de otra forma, si esa planta se cae, la ciudad entera se queda sin luz. Y precisamente ese punto convierte a la ciudad en el escenario ideal para probar sistemas de respaldo como el de Nissan.

Cómo funciona en la práctica. El conjunto de baterías actúa como un generador de emergencia. Reúne una potencia de 4 MW y una capacidad de hasta 1,7 MWh de energía almacenada. Si la central se desconecta, el sistema puede inyectar electricidad a la red de Melilla durante unos 15 minutos. Puede parecer poco, pero es el margen que se considera suficiente para reactivar la central y restablecer el suministro sin que la población llegue a notar un corte prolongado. Vamos, que sirve como colchón para evitar apagones y mantener la red estable (aunque no está a prueba de apagones tan problemáticos como el de abril de 2025).

Un detalle técnico interesante. El sistema no desmonta las baterías celda a celda. Según explica la compañía, cuando se extrae cada pack de un vehículo se coloca directamente en el sistema de almacenamiento tal y como iba montado en el coche. Es una forma de reaprovechar el conjunto sin un proceso de desmantelaje complejo, algo que abarata y simplifica la reutilización.

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Estrategia. La marca enmarca Second Life dentro de su concepto de las "4R": reutilizar, refabricar, revender y reciclar. Es una lógica de economía circular, pues una batería que pierde rendimiento en un coche todavía conserva buena parte de su capacidad, suficiente para usos donde no se le exige tanto, como el almacenamiento fijo de energía. Soufiane Elkhomri, director de Servicios Energéticos de Nissan para la región AMIEO, contaba además que la colaboración con Enel les permitió crear "un modelo para la segunda vida de una batería, que puede aplicarse a muchos otros casos de uso".

Un primer paso. Melilla es solo una pieza dentro de una apuesta más amplia que Nissan replica en otros lugares, como las baterías del LEAF que dan respaldo al aeropuerto de Fiumicino en Roma o a algunas de sus instalaciones en Japón. La idea es interesante, sobre todo por la parte de reutilizar un componente tan crítico como la batería de un coche. Habrá que ver, en cualquier caso, hasta qué punto este tipo de soluciones se generaliza a medida que millones de baterías de vehículos eléctricos vayan llegando al final de su primera vida en los próximos años.

Imagen de portada | Christelle Hayek y Giovanni Della Checa

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Creo que todos soñamos con ese momento: conectar el móvil a la corriente y que pase del 0 al 100% en lo que tardamos en prepararnos un café, sin que la batería sufra ningún daño a largo plazo ni pierda capacidad con el paso de los meses. Esto suena aún a ciencia ficción, pero es lo que acaba de plantear un equipo de investigadores en China y lo han conseguido.

En corto. Un consorcio formado por científicos de la Universidad del Sureste, HiNa Battery Technology y la Universidad de Yangzhou ha desarrollado un nuevo electrolito cuasi-sólido (QSE, por sus siglas en inglés) diseñado específicamente para baterías de metal de sodio. 

Los resultados de su investigación, publicados en la revista científica Nano-Micro Letters, muestran como han logrado una carga ultrarrápida (equivalente a llenar la batería en unos cuatro minutos, a una tasa de 15C) reteniendo un 90% de su capacidad tras 2.000 ciclos de carga y descarga a alta velocidad (3C). El sodio acaba de dar un golpe en la mesa frente al litio.

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Más en profundidad. Para entender la magnitud de este hallazgo, hay que mirar el mercado actual. Las baterías de sodio llevan tiempo acaparando las miradas de la industria porque el sodio es un material infinitamente más barato y abundante en la Tierra que el litio, lo que permite esquivar los cuellos de botella de la cadena de suministro global y la volatilidad de precios.

Sin embargo, hasta ahora, el gran talón de Aquiles del sodio era el "intercambio equivalente": si querías carga rápida, sacrificabas drásticamente la vida útil y la seguridad de la batería. Esto se debía al transporte lento de los iones de sodio y a la inestabilidad de las interfaces dentro de la pila. Este nuevo avance logra que una celda simétrica de sodio opere de forma estable durante 6.000 horas ininterrumpidas sin fallos relacionados con cortocircuitos. Para el usuario final, esto se traduce en un futuro cercano donde los vehículos eléctricos y los dispositivos electrónicos serán mucho más asequibles, seguros y tendrán tiempos de carga que eliminarán por completo la famosa "ansiedad de autonomía".

La ciencia detrás del hito. A esta solución, los investigadores la han bautizado como "ingeniería de mediadores entrelazados duales". En términos sencillos, han rediseñado por completo la autopista por la que viajan los iones dentro de la batería, eliminando los atascos y reforzando los arcenes, sin perder el rigor físico-químico del proceso.

En los electrolitos convencionales, el sodio se mueve de forma torpe, logrando un número de transferencia (la métrica que define la eficiencia y libertad con la que se mueven los iones) de apenas entre 0.4 y 0.7. El nuevo electrolito, denominado Sn-FB QSE, alcanza un índice casi perfecto de 0.94. Esto indica una "conducción de ion único": el sodio viaja de forma individual y directa, sin arrastrar elementos pesados a su paso.

Para lograr esto, han utilizado dos protagonistas químicos principales que actúan en equipo:

• El liberador (Sal DFOB⁻): A nivel molecular, esta sal debilita la fuerte interacción de coordinación entre los iones de sodio y la red de polímeros del electrolito. Al eliminar este "pegamento" químico, el sodio queda libre. Las simulaciones mediante dinámica molecular muestran que la difusión de los iones alcanza los 16.8 Ų ns⁻¹, unas seis veces más rápido que en los electrolitos líquidos tradicionales.
• El escudo constructor (Iones de estaño, Sn²⁺): Durante la carga, el Sn²⁺ se reduce primero en el ánodo. Esto crea una película protectora (conocida científicamente como Interfase Electrolito-Sólido o SEI) rica en una aleación de sodio-estaño. Esta capa actúa como un molde que homogeneiza el campo eléctrico, obligando al sodio a depositarse de forma plana y uniforme. Adiós a las temidas "dendritas", esas estructuras metálicas en forma de aguja que perforan la batería y causan cortocircuitos.

Además, el efecto dual se completa en el otro extremo de la pila. Mientras el estaño protege el ánodo, el DFOB⁻ se oxida de forma sacrificial en el cátodo para formar otra capa protectora (CEI, por sus siglas en inglés) extremadamente robusta e inorgánica de apenas 14 nm de grosor. Esta fina película frena en seco la degradación del electrolito frente a altos voltajes, garantizando la longevidad de la batería.

Del laboratorio al mundo real. A menudo, estos descubrimientos se quedan en minúsculas "pilas de botón" de laboratorio que nunca ven la luz. Pero lo más prometedor de esta investigación es su escalabilidad y aplicación práctica. Los investigadores construyeron "celdas de bolsa" (pouch cells) flexibles y libres de presión. En una demostración en vídeo, lograron utilizar una de estas baterías para cargar un teléfono inteligente de forma continua, incluso mientras la doblaban y manipulaban repetidamente con las manos, demostrando una flexibilidad y resistencia excepcionales.

A esto se suma que el electrolito se mantiene estable hasta los 4.7 voltios, abriendo la puerta a emparejarlo con materiales aún más potentes en el futuro. Y lo más importante para la industria: este enfoque es totalmente compatible con los métodos de fabricación actuales e incluso podría extenderse a baterías de metal de litio y potasio.

El futuro llama a la puerta. Cargar el móvil en cuatro minutos sin destrozar la batería en unos meses siempre ha sido el Santo Grial de la electrónica de consumo. Con innovaciones de ingeniería de materiales como este electrolito cuasi-sólido, el sodio deja de ser "el hermano barato" para posicionarse como una tecnología de altísimo rendimiento.

Aunque todavía queda camino por recorrer para ver estas baterías en los estantes comerciales, este descubrimiento deja claro que el futuro de la energía portátil pasa por abandonar la dependencia exclusiva del litio. La era de enchufar el móvil en un descuido y tener batería para todo el día está un gran paso más cerca de ser nuestra rutina diaria.

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Nintendo ha confirmado en su web de información al consumidor que prepara una versión revisada de la Switch 2 para el mercado europeo, una en la que la batería podrá sustituirse con facilidad. No se trata realmente de una revisión tradicional como podamos esperar, sino una nueva versión nacida como fruto para cumplir con la normativa europea que entrará en vigor en 2027.

De qué va esto. La clave está en el Reglamento (UE) 2023/1542 sobre baterías, que a partir del 18 de febrero de 2027 exige que las pilas y baterías integradas en ciertos aparatos vendidos en la UE puedan ser extraídas y reemplazadas por el propio usuario con facilidad y en cualquier momento de la vida útil del producto. Las consolas portátiles entran dentro de esa categoría, así que la Switch 2 queda afectada de lleno.

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Qué dice Nintendo. En la publicación oficial de su web, la compañía asegura que está "implementando medidas para cumplir con estos requisitos preparando versiones de productos que se ajusten al Reglamento". Para diferenciar esos modelos de los actuales, Nintendo afirma que los nuevos llevarán números de modelo distintos y el código adicional "OSM" visible en el embalaje, lo que los identifica como "productos independientes a efectos regulatorios".

Cómo se reconocen los modelos afectados. Nintendo no menciona la Switch 2 por su nombre, sino que habla de "productos actuales cuyos números de modelo empiezan por 'BEE'". Ese es precisamente el caso de Switch 2, cuyo número de modelo es BEE-001, tal y como recoge VGC. Los Joy-Con 2 (BEE-012 y BEE-014) y el mando Pro de Switch 2 (BEE-008) también llevan baterías integradas y comparten ese mismo prefijo, por lo que podrían recibir igualmente una revisión si la normativa les aplica. De momento, Nintendo no lo ha confirmado.

Detalles aún por confirmar. Nintendo no explica qué cambiará a nivel de diseño para facilitar el reemplazo. Y hará falta un cambio importante, pues hoy en día sustituir la batería de la Switch 2 no es moco de pavo. Según la guía de reparación de iFixit, la batería no resulta accesible ni siquiera tras retirar la carcasa trasera, y requiere desmontar buena parte del aparato para luego volver a montarlo. La de los Joy-Con 2 es algo más sencilla, pero tampoco va a tiro hecho.

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Solo para la UE, de momento. Nintendo no se ha comprometido aún a vender estos modelos fuera de Europa, y tampoco tiene ninguna obligación de hacerlo. Sin embargo, como apuntan desde Tom's Guide, fabricar una versión de hardware completamente distinta para una sola región acaba teniendo poco sentido desde el punto de vista económico. Y es que lo habitual es que las variantes regionales se limiten a componentes concretos, no a rediseños tan importantes como este. Por eso no sería extraño que, con el tiempo, los modelos "OSM" acabasen llegando también a otros mercados, aunque por ahora es solo una conjetura.

Cuándo. Lo único seguro es que Nintendo tendrá esas consolas adaptadas en las tiendas europeas antes del 18 de febrero de 2027. Lo que no está claro es el calendario exacto ni si la versión original convivirá con la nueva o terminará desapareciendo. Tampoco conviene perder de vista que estos modelos llegarán, presumiblemente, después de la subida de precio prevista para septiembre, que sitúa la consola en 500 euros aquí en Europa. Habrá que esperar para conocer más información al respecto.

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La transición energética nos ha acostumbrado a fijarnos en lo más visible: placas solares en tejados, aerogeneradores en montañas, parques renovables repartidos por el territorio. Pero una parte decisiva del futuro eléctrico no está solo en producir más, sino en gestionar mejor lo que ya producimos. No basta con generar más energía limpia si después no somos capaces de guardarla cuando sobra y devolverla cuando hace falta. Esa es la lógica que hay detrás del proyecto que se está levantando en Laufenburg, Suiza: una batería subterránea pensada para almacenar electricidad a gran escala y ayudar a estabilizar la red.

El proyecto. FlexBase, el grupo suizo detrás del proyecto, está levantando esa instalación en Laufenburg, en el cantón de Argovia, junto a la frontera alemana y en un emplazamiento que prevé conectar a la red nacional de alta tensión. El grupo está excavando un foso de 27 metros de profundidad, más largo que dos campos de fútbol, para alojar bajo tierra el sistema de almacenamiento. La batería formará parte del futuro Laufenburg Technology Centre, un complejo de 20.000 metros cuadrados que con infraestructura de cómputo, oficinas y laboratorios.

Una batería a escala de red. El proyecto de Laufenburg se ha definido con una capacidad prevista de 1,5 GWh de almacenamiento tras la elección de Invinity Energy Systems como socio tecnológico. La comparación ayuda a aterrizar la cifra: esto equivaldría a almacenar electricidad suficiente para abastecer durante un día a unos 200.000 hogares medios del Reino Unido. En fases posteriores, la instalación podría crecer hasta los 2,1 GWh, si FlexBase avanza con esa ampliación.

Cómo funciona esta tecnología. La forma más sencilla de entender una batería de flujo redox es olvidarnos por un momento de la batería de un móvil. En una de ion-litio, la energía se almacena dentro de una estructura bastante compacta. En una batería de flujo redox, en cambio, la energía está en electrolitos líquidos guardados en grandes tanques. Cuando el sistema tiene que entregar electricidad, esos líquidos se bombean hacia unas pilas de celdas, donde se produce la reacción que convierte esa energía química en electricidad útil para la red. Los tanques son, por decirlo de forma gráfica, el lugar donde se guarda la energía. Las celdas son la parte que permite sacarla y usarla. El sistema suizo se recargará con excedentes renovables, principalmente solar y eólica.

¿Pero nadie habla de IA? Quizá echabas en falta una palabra que últimamente aparece en casi cualquier conversación tecnológica: inteligencia artificial. Y sí, también está aquí. No porque la batería vaya a “funcionar con IA” sino porque el complejo de Laufenburg incluirá un centro de datos orientado a inteligencia artificial que funcionará dentro del Laufenburg Technology Centre. El sistema de almacenamiento está pensado para suavizar la demanda eléctrica variable asociada a esa computación y, al mismo tiempo, ofrecer servicios de estabilización a la red.

Socio entra en escena. FlexBase no desarrollará sola la parte tecnológica de la batería. Como decimos, la compañía suiza ha seleccionado a Invinity Energy Systems como socio estratégico para diseñar y entregar el sistema de flujo de vanadio de Laufenburg. Según FlexBase, la empresa británico-canadiense ganó el proceso de selección por el conjunto de su propuesta técnica. El argumento principal pasa por una combinación de costes durante la vida útil, seguridad, carácter no inflamable, estabilidad de ciclos y modularidad. Ahora el proyecto entra en fase de ingeniería, donde los equipos deberán ajustar el software de control y la conexión eléctrica con la red existente.

El paso siguiente. Swissgrid quiere conectar la red nacional de alta tensión al emplazamiento de Laufenburg, en lo que sería la primera conexión de este tipo en Suiza. Para el operador, las grandes baterías pueden convertirse en una pieza relevante del futuro de la red porque permiten desplazar electricidad en el tiempo: absorberla cuando abunda y entregarla cuando hace falta.

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No es una batería para todo. La propia lógica de una batería de flujo redox ayuda a entender sus límites: si necesita grandes tanques para almacenar energía, difícilmente será la mejor opción cuando el espacio y el peso mandan. Su menor densidad energética la hace menos adecuada para aplicaciones como los vehículos eléctricos. También es preciso señalar que las baterías de flujo de vanadio siguen en una etapa comercial más temprana y suelen ser más caras que las de ion-litio. Su promesa no está en sustituir a todas las baterías, sino en ocupar un hueco muy concreto: almacenamiento estacionario, duradero y de larga duración.

El calendario, por ahora, mira a 2029. FlexBase prevé poner en marcha la instalación ese año y espera generar alrededor de 300 empleos vinculados al futuro Laufenburg Technology Centre. La compañía plantea el proyecto como una iniciativa financiada de forma privada, con una inversión estimada entre 1.000 y 5.000 millones de francos suizos (entre 1.090 y 5.450 millones de euros). Si los plazos se cumplen, Laufenburg no solo alojará una enorme batería subterránea: también se convertirá en una de las apuestas más ambiciosas de Europa para guardar electricidad allí donde la red empieza a necesitarla.

Imágenes | FlexBase

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El mayor fabricante de baterías del mundo ya tiene fecha para dar el salto definitivo a las baterías de sodio, una química que lleva años prometiendo desbancar al litio en la gama de entrada. Wu Kai, científico jefe de CATL y miembro de la Academia China de Ingeniería, confirmaba en el Equipment Powerhouse Forum, celebrado el 30 de mayo, que los problemas de fabricación que frenaban la producción ya están resueltos, según contaban desde el medio chino Sina. El objetivo es alcanzar los 600 kilómetros de autonomía en una sola carga.

Por qué importa. El sodio es mucho más abundante y barato que el litio, así que cada batería que se fabrica con esta química reduce la dependencia de una materia prima escasa y de precio volátil. Para el consumidor, eso puede acabar traduciéndose en precios más asequibles para el coche eléctrico, justo en el segmento donde hoy domina el litio-ferrofosfato (LFP).

Eso sí, para CATL estas baterías irían destinadas a rivalizar con las LFP de entrada, pero no van a ser un sustituto para el segmento premium.

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En detalle. La compañía no va a limitar el sodio a un solo producto. Sus hojas de ruta apuntan a integrarlo en turismos, vehículos comerciales, redes de cambio de batería e infraestructura de almacenamiento energético. Las primeras versiones se destinarán a coches económicos y a sistemas de almacenamiento, mientras la empresa desarrolla en paralelo celdas de mayor densidad para acercarse a esa cifra de 600 km que hoy queda reservada a configuraciones más caras.

La noticia viene tras un hito reciente en el que CATL cerró un contrato de suministro de 60 GWh, el mayor pedido de baterías de sodio del mundo hasta la fecha, según apuntan desde CarNewsChina.

Competencia. Todo esto ocurre mientras CATL aplasta a la competencia en las químicas tradicionales. Según datos de China EV DataTracker, en abril de 2026 instaló 29,06 GWh de baterías para vehículos eléctricos, lo que le da un 46,6% del mercado nacional. De ese volumen, casi 19,53 GWh fueron LFP y 9,53 GWh, packs ternarios de níquel-manganeso-cobalto. El sodio no sustituye a esas líneas, sino que abre una vía de producción paralela.

Entre líneas. Conviene recordar de dónde viene esto. CATL ya presentó su gama Naxtra de baterías de sodio, con una versión para turismos que alcanzaba los 175 Wh/kg de densidad energética, la más alta registrada en esta química, según la propia compañía en 2025 y prometiendo unos 500 km de autonomía y más de 10.000 ciclos de carga.

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Además, el sodio aporta una ventaja de seguridad, pues al eliminar materiales propensos a la combustión, reduce el riesgo de incendio respecto a otras químicas.

Y ahora qué. El sodio es solo la parte que llega a corto plazo. De cara al futuro, CATL ya está reorientando su investigación hacia las baterías de litio-aire, que usan oxígeno del aire como reactivo y prometen densidades energéticas muy superiores a las de los sistemas actuales, ya sean de electrolito líquido o de estado sólido. Tendremos que esperar para conocer más información al respecto.

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Que China esté liderando la transición energética y de movilidad de la que estamos siendo testigos no pilla a nadie por sorpresa a estas alturas. Sin embargo, no todo el pescado está vendido, y en almacenamiento energético vamos a presenciar una evolución significativa con la llegada de las baterías de estado sólido, un tipo de batería de la que llevamos hablando años.

Tal y como cuentan desde CarNewsChina, el país domina el volumen de investigación y registros sobre baterías de estado sólido, pero cuidado porque ese liderazgo sobre el papel no garantiza ganar la carrera comercial. Y es que un nuevo análisis de la agencia de Xinhua reconoce que Estados Unidos, Europa, Japón y Corea del Sur están moviendo ficha con más coordinación industrial y mejor despliegue internacional de patentes, justo cuando la tecnología entra en una fase decisiva para su comercialización.

Por qué importa. Las baterías de estado sólido se consideran el siguiente gran salto frente a las actuales de iones de litio. Éstas prometen más densidad energética, cargas más rápidas, mayor seguridad y vida útil más larga. No solo afectan al coche eléctrico, también a robots humanoides, eVTOL (aeronaves de despegue vertical), electrónica de consumo y almacenamiento estacionario. Básicamente quien controle la tecnología y, sobre todo, su fabricación a escala, marcará el ritmo de la movilidad y la energía en la próxima década.

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Guerra de patentes. China aglutina alrededor del 35% del mercado mundial de patentes de estado sólido y un 39% de las relacionadas con electrolitos, la mayor cuota global, según comparten desde CarNewsChina. Las publicaciones científicas han pasado de 21 artículos en 2015 a 562 en 2023, con instituciones como la Academia China de Ciencias o la Universidad de Tsinghua liderando avances en la ingeniería de la interfaz sólido-sólido, que durante años ha sido uno de los grandes cuellos de botella. Por otro, Japón sigue siendo la primera fuente tecnológica con cerca del 37% de las solicitudes globales, frente al 30% de China.

Japón va por delante. El problema en China no es la cantidad, sino la concentración y la calidad de su estrategia. Entre las 30 instituciones más relevantes del mundo en patentes de estado sólido y electrolitos, 17 son japonesas, 7 chinas, 5 surcoreanas y solo 1 europea. Las diez primeras posiciones son íntegramente niponas o coreanas. Toyota, en solitario, acumula en torno al 40% de toda la propiedad intelectual del sector.

A esto se suma una debilidad estructural, ya que las empresas chinas registran muchas menos patentes internacionales que sus rivales japoneses y surcoreanos, quienes blindan su tecnología en Estados Unidos, Europa, India y el Sudeste Asiático.

Las empresas que mueven el tablero. CATL, BYD y SVOLT están liderando la última fase de esta tecnología. Y es que solo en 2023 las compañías chinas presentaron más de 500 solicitudes de patente. Gotion High-tech ya tiene cerrado el diseño de una línea de 2 GWh para baterías totalmente sólidas y opera otra piloto de 0,2 GWh con pruebas en vehículos. Ganfeng Lithium, con respaldo de Changan, asegura haber alcanzado 1.100 ciclos en una celda de 400 Wh/kg y apunta a 500 Wh/kg en producción.

Por otro lado, investigadores chinos han mostrado además un prototipo de 451,5 Wh/kg capaz de cargar en tres minutos. CATL, por su parte, está patentando compuestos de litio con flúor y electrolitos de sulfuro para mejorar la carga rápida y la estabilidad térmica.

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Plazos. El propio informe de Xinhua sitúa el inicio de la producción en pequeñas series hacia 2027 y una comercialización más amplia en torno a 2030. La industria sigue trabajando en paralelo en tres rutas de electrolito (sulfuro, óxido y polímero) sin que ninguna haya ganado todavía. Además, según cuenta el medio, todavía quedan retos que superar, entre ellos la formación de dendritas de litio, los mecanismos de transporte iónico, la ingeniería de la interfaz sólido-sólido o los modos de fallo de la celda.

Y ahora qué. China se prepara para industrializar lo que hoy domina en el laboratorio. Y es que su primera norma nacional sobre baterías de estado sólido (“Términos y clasificación”) está en consulta pública y propone diferenciar entre celdas líquidas, híbridas sólido-líquidas y totalmente sólidas. Por ahora el país domina en cuanto a volumen de papers e investigación, pero está claro que el dominio real vendrá de la mano de los fabricantes que resuelvan primero la producción a gran escala, coste, durabilidad y seguridad. 

Y seamos honestos, China parte con ventaja, sobre todo con CATL y BYD controlando gran parte de la cuota mundial de baterías, pero en el terreno de las baterías de estado sólido aún hay juego.

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Hay infraestructuras industriales que, cuando dejan de ser útiles, acaban mimetizándose con el paisaje sin hacer apenas ruido, convertidas en fantasmas de hormigón. Los antiguos silos de cereal, que durante décadas fueron el corazón vibrante de la economía agrícola de muchos pueblos, son hoy el mejor ejemplo de esta realidad en la España rural.

Sin embargo, la transición energética les ha deparado un destino tan inesperado como prometedor. La región de Extremadura ha decidido dar una segunda vida a estos gigantes abandonados junto a carreteras y llanuras, transformándolos en enormes instalaciones para almacenar energía renovable. 

Silos en baterías. Todo ello se materializa bajo el proyecto THESILO, una iniciativa transfronteriza que acaba de ser presentada oficialmente en la pequeña localidad cacereña de Torremocha. Allí, su Ayuntamiento ha cedido un silo en desuso para albergar el primer piloto experimental que probará esta tecnología en condiciones reales. 

La urgencia de este ensayo se entiende mejor al mirar las cifras del sector: durante el último año, según datos de Red Eléctrica de España (REE), se instalaron cerca de 10.000 MW de nueva potencia renovable en el país. El conflicto surge cuando esta enorme producción se concentra en horas concretas del día, especialmente con la tecnología fotovoltaica. En regiones muy soleadas como Extremadura, la red eléctrica llega a colapsar al no poder absorber toda la energía disponible, provocando los temidos "vertidos": plantas que deben parar su producción porque no hay dónde guardar la electricidad y la energía se desperdicia.

Así que la solución que plantea THESILO es brillante en su simplicidad: aprovechar esas enormes estructuras de hormigón para guardar los excedentes eléctricos en forma de calor.

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Canarias ya no necesita al viento o al sol para generar energía. Ahora simplemente puede poner a "hervir" al Atlántico

La inspiración nórdica. Aunque visualmente parezca ciencia ficción, este concepto ya cuenta con un sólido precedente en el norte de Europa. En Finlandia ya opera con éxito el sistema Power to Heat (energía a calor) a través de gigantescas "baterías de arena". En la localidad de Pornainen, un silo relleno con 2.000 toneladas de esteatita triturada es capaz de almacenar calor a temperaturas de hasta 500 °C durante meses, alcanzando una eficiencia de entre el 85% y el 90%.

El proyecto extremeño se basa en el mismo principio: cuando la producción renovable se dispara y la electricidad pierde valor en el mercado, esa energía excedentaria se usará para alimentar resistencias de alta eficiencia que generarán calor. Este calor quedará atrapado en el interior del silo utilizando como medio de almacenamiento materiales granulares de muy bajo coste. No hace falta usar arena de construcción; se investigará el uso de residuos reciclados procedentes de canteras, subproductos industriales y materiales de demolición que resistan altas temperaturas de manera estable y económica.

Una vez almacenado, el objetivo es que ese calor pueda distribuirse a través de sistemas de intercambio térmico para abastecer a la industria agroalimentaria local, edificios públicos o viviendas de los municipios colindantes. El proyecto, cuya ejecución está prevista entre el 1 de enero de 2026 y el 31 de diciembre de 2028, se estructura en cuatro ejes principales, que van desde la adecuación de los silos hasta el análisis de su viabilidad legal y medioambiental.

Radiografía del proyecto. Para entender la magnitud de THESILO hay que mirar sus cifras: enmarcado en el programa europeo Interreg POCTEP, el proyecto maneja un presupuesto superior a 1,5 millones de euros, respaldado en gran parte por fondos FEDER. El consorcio transfronterizo está liderado por el Centro Ibérico de Investigación en Almacenamiento Energético (CIIAE), que ha tejido una red estratégica con aliados españoles y portugueses como AGENEX, INTROMAC, ADAI, AreanaTejo, el Politécnico de Portalegre e ITECONS. 

Una unión de fuerzas indispensable para abarcar la eurorregión EUROACE (Extremadura, Alentejo y Centro de Portugal), un extenso territorio donde hoy aguardan 1.050 silos en desuso con el potencial de convertirse en la red de baterías térmicas del futuro.

Un impacto que traspasa fronteras. Más allá del componente tecnológico, el impacto socioeconómico es el verdadero motor de la iniciativa. El secretario general de Ciencia, Tecnología e Innovación, Javier de Francisco Morcillo, subrayó durante la presentación que el objetivo último es el "impulso del crecimiento empresarial y la revitalización de comunidades rurales". Según apuntó el secretario, Europa exige que el conocimiento generado "desemboque en una transferencia de resultados que repercuta en una mejora socioeconómica inmediata".

Además, destacó la capacidad de Extremadura para liderar estos fondos transfronterizos, recordando que la región ha captado entre 2021 y 2025 más del doble de fondos del programa Horizonte Europa en comparación con el periodo 2014-2020, según datos del CDTI.

El futuro pasa por reciclar el pasado. Aún quedan incógnitas por despejar y trámites regulatorios que superar para demostrar que este modelo funciona a gran escala. El piloto de Torremocha será la verdadera prueba de fuego para evaluar cómo responde la estructura original del silo a las altas temperaturas y certificar si la inversión tiene sentido frente a otras soluciones que ganan terreno, como el bombeo hidráulico o las baterías químicas.

Sin embargo, THESILO resume a la perfección hacia dónde se dirige la transición energética en Europa. La descarbonización no puede depender únicamente de infraestructuras faraónicas de nueva construcción; también requiere proyectos que abracen la economía circular. Reutilizar infraestructuras ya construidas no solo reduce costes y evita nuevas construcciones, sino que devuelve la vida a unos gigantes olvidados, atrayendo inversión y empleo a zonas que llevan años perdiendo población. Una demostración de que la solución a los retos energéticos del mañana puede estar escondida a plena vista en los pueblos de la España rural.

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Llevan décadas prometiéndonos que el océano sería la batería del futuro. La diferencia ahora es que alguien por fin ha enchufado el cable. La compañía británica Global OTEC ha instalado en las aguas de Canarias la primera plataforma flotante del mundo capaz de extraer energía directamente del calor del mar. No es un concepto. No es una simulación. Está ahí, en el Atlántico, funcionando.

El fin de la intermitencia. A diferencia de la energía eólica o la solar, que dependen de las condiciones meteorológicas, el océano ofrece una fuente constante y fiable las 24 horas del día. Es lo que los expertos denominan "energía de carga base". Hasta ahora, la tecnología de Conversión de Energía Térmica Oceánica (OTEC, por sus siglas en inglés) se había probado en entornos terrestres. 

Hasta ahora, el principal obstáculo para llevar esta tecnología a escala real era infraestructural. Los prototipos terrestres necesitaban tuberías enormes para bombear agua fría desde las profundidades hasta la costa: kilómetros de instalación, costes desorbitados. Por ese motivo, la apuesta de Global OTEC ha sido mover la plataforma directamente al mar, eliminando ese recorrido. El resultado: un 80% menos de tubería. Y un modelo que, por primera vez, parece realmente escalable.

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Un circuito cerrado que "recicla" el líquido. El sistema aprovecha, literalmente, la diferencia de temperatura que existe entre la superficie del mar y sus profundidades oscuras. El mecanismo es un circuito cerrado sumamente ingenioso:

• Evaporación: El agua cálida de la superficie calienta un líquido especial que, por sus características químicas, entra en ebullición rápidamente.
• Generación: Al hervir, este líquido se transforma en vapor, el cual empuja una turbina que, al girar, genera electricidad.
• Reciclaje del ciclo: Para que el sistema no se detenga jamás, el vapor necesita volver a su estado líquido. Aquí es donde entra en juego la profunda tubería recién instalada, que succiona agua muy fría de las profundidades marinas para enfriar el vapor y reiniciar el ciclo.

Además de generar energía totalmente libre de emisiones de carbono, la instalación ocupa poco espacio y es silenciosa. Incluso ofrece un beneficio adicional invaluable para los ecosistemas insulares: la desalinización de agua dulce.

Un salvavidas ecológico. El proyecto no ha nacido pensando en alimentar grandes redes eléctricas continentales. Su objetivo es más concreto y, en cierta manera, más urgente. El consorcio europeo PLOTEC, que financia este desarrollo, tiene en el punto de mirar a los Pequeños Estados Insulares en Desarrollo, los llamados SIDS. Son regiones que hoy dependen de generadores diésel, contaminantes y caros, y que además encajan de lleno en el cinturón de huracanes. Por eso la plataforma ha sido diseñada específicamente para aguantar tormentas tropicales extremas.

Canarias, el gran laboratorio de Europa. Que este hito mundial haya ocurrido en España no es casualidad. La plataforma se ha instalado en la Plataforma Oceánica de Canarias (PLOCAN). Según explica el Ministerio de Ciencia, Innovación y Universidades, se trata de una infraestructura gestionada por un consorcio financiado a partes iguales por el Estado y el Gobierno de Canarias. 

Este enclave se ha convertido en un auténtico foco de atracción tecnológica internacional. De acuerdo con un comunicado de PLOCAN, sus aguas no solo acogen proyectos térmicos, sino que a finales de 2026 también recibirán al proyecto europeo WHEEL, liderado por la ingeniería española ESTEYCO. Este demostrador de energía eólica marina flotante refuerza el papel de Canarias como enclave estratégico y posiciona a la región como uno de los principales polos europeos para el desarrollo y validación de tecnologías offshore. 

Próxima parada: el salto comercial. Con la plataforma oceánica ya instalada y la validación técnica en marcha en el Atlántico, el horizonte de esta tecnología parece despejado. "Este es el momento en el que la tecnología OTEC se aleja de los entornos controlados y pasa al mundo real", afirma con rotundidad Dan Grech, fundador y CEO de Global OTEC. Su siguiente objetivo es instalar el primer módulo de energía comercial en Hawái, un mercado insular con todas las condiciones que esta tecnología necesita.

La compañía estima que existen más de 25 GW de capacidad diésel en islas tropicales que podrían ser candidatos a esta transición. Aunque conviene no perder de vista que pasar del prototipo a la escala comercial ha sido, históricamente, el valle de la muerte de muchas tecnologías energéticas prometedoras. La curva de aprendizaje que Grech compara con la del solar o el eólico tardó décadas en bajar los costes a niveles competitivos. Dicho esto, la plataforma está en el agua. Y eso, en este sector, ya es mucho.

Imagen | Global OTEC

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La tecnología de ion-sodio lleva años prometiendo sin acabar de despegar. Gotion High-Tech, empresa china en la que tiene a Volkswagen como su mayor accionista individual, acaba de dar el paso más serio hasta la fecha: que una marca propia de baterías de sodio tenga ya listo un producto para fabricarse a escala.

Urge una evolución. Las baterías de ion-litio llevan décadas dominando el sector del almacenamiento energético y la movilidad pero arrastran un problema de fondo que cada vez más compañías quieren atajar: el litio es un recurso geográficamente concentrado, con cadenas de suministro frágiles y dependientes de unos pocos países.

El sodio, en cambio, es uno de los elementos más abundantes del planeta. Si la tecnología de ion-sodio alcanza densidades energéticas competitivas y se puede fabricar a gran escala, cambia el tablero. Y eso es lo que precisamente Gotion tiene en mente.

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Baterías listas para producción. En su 15ª Conferencia Global de Tecnología, la compañía presentó la marca Gnascent, que agrupa tres versiones de batería de ion-sodio diseñadas para aplicaciones específicas, no una única célula polivalente. La marca ya tiene líneas de producción listas en Tangshan y Hefei, China, y van al orden de gigavatios-hora.

Tres versiones. Cada variante de Gnascent apunta a un nicho diferente:

• Alta energía: alcanza 261 Wh/kg, un 60% más que las baterías de sodio convencionales. Está pensada para vehículos eléctricos ligeros y drones de uso comercial, donde el peso es un factor crítico.
• Potencia: con 162 Wh/kg, soporta descarga a temperaturas de hasta -50 °C. Su mercado objetivo son los vehículos comerciales y equipos en regiones de frío extremo, donde el rendimiento de las baterías de litio cae drásticamente.
• Almacenamiento energético: con 180 Ah por célula y más de 20.000 ciclos de vida útil, mantiene el 88% de su capacidad a -40 °C. La compañía asegura haber superado pruebas de penetración con clavos de 8 mm y calentamiento a 400 °C sin ignición. Puede convertirse en una opción seria para instalaciones de red y uso industrial.

De qué trata su tecnología. Tal y como cuenta la compañía, Gnascent está respaldada por más de 90 patentes que cubren materiales catódicos (óxidos laminares, polianiones y pirofosfato de sodio-manganeso-hierro), ánodos de carbono duro y aditivos de electrolito. Por otra parte, su diseño sin ánodo (anode-less) reduce el coste de materiales mientras aumenta la densidad energética.

Quién está detrás. Gotion High-Tech, fundada en 2006 y con sede en Hefei, tiene a Volkswagen Group como su mayor accionista. A cierre de 2025, la empresa contaba con una capacidad de producción acumulada de 400 GWh y 20 bases de fabricación repartidas por el mundo. Tal y como comparte el medio CarNewsChina, en el mercado chino es el tercer proveedor de baterías para vehículos eléctricos, solo por detrás de CATL y BYD, con una cuota del 6,6%.

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Quién lo escala antes y mejor. Gotion no es el único en este camino. CATL y BYD también están acelerando sus propios programas de ion-sodio, lo que apunta a una estrategia más amplia en la que esta química sea la protagonista y acabe convirtiéndose en una alternativa real al litio.

Y ahora qué. Por el momento, Gotion quiere aterrizar al segmento del almacenamiento energético a gran escala a través de Gnascent. Eso es redes eléctricas, instalaciones industriales o uso residencial, complementando con mercados más pequeños como los vehículos de dos ruedas. Solo queda ver si se le acaba dando luz verde a la estrategia y si más empresas optan por considerar esta opción en un futuro próximo.

Imagen de portada | Gotion High-Tech y Volkswagen

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