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Las baterías de iones de sodio (NIB) están surgiendo como una alternativa prometedora a las baterías tradicionales de iones de litio y se espera que desempeñen un papel importante en la aceleración de la transición energética global, según un informe tecnológico reciente de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). A diferencia del litio y el cobalto, cuyo suministro es limitado y están geográficamente concentrados, el sodio es abundante y de bajo costo, lo que facilita su obtención y reduce potencialmente los costos de producción. Esta mejor disponibilidad de materiales podría conducir a una cadena de suministro más resiliente y estable, reduciendo los riesgos geopolíticos asociados con la producción de baterías. La rentabilidad y la seguridad del suministro hacen que los NIB sean especialmente atractivos para aplicaciones donde la asequibilidad es crucial.

Las NIB funcionan según principios similares a las baterías de iones de litio, donde los iones se mueven entre un cátodo y un ánodo a través de un electrolito durante los ciclos de carga y descarga. Sin embargo, los iones de sodio son más grandes que los iones de litio, lo que presenta desafíos técnicos. Estos desafíos requieren diferentes materiales de electrodos y diseños de celdas para optimizar el rendimiento. Los investigadores se están centrando en mejorar la densidad de energía, el ciclo de vida y la velocidad de carga para que los NIB sean más eficientes. Una ventaja de la tecnología NIB es que gran parte de la infraestructura de fabricación de baterías de iones de litio existente se puede utilizar para producir celdas de iones de sodio, lo que permite una ampliación y una adopción en el mercado más rápidas.

La seguridad es un beneficio importante de los NIB. Por lo general, tienen una estabilidad térmica superior en comparación con muchas sustancias químicas de iones de litio, lo que reduce el riesgo de sobrecalentamiento o fuga térmica. Los NIB también se pueden descargar profundamente hasta cero voltios sin representar riesgos importantes, lo que simplifica el almacenamiento y el transporte. Esta combinación de seguridad y facilidad logística los hace muy adecuada para sistemas estacionarios de almacenamiento de energía a gran escala, que son fundamentales para integrar fuentes de energía renovables como la solar y la eólica en la red.

Los NIB ya se están aplicando en varias áreas. Su asequibilidad, seguridad y rendimiento confiable los hacen ideales para el almacenamiento de energía a escala de red, lo que ayuda a gestionar la intermitencia de la energía renovable. También están entrando en el mercado de los vehículos eléctricos, especialmente para vehículos de dos ruedas compactas o de baja velocidad y coches más pequeños, donde no es imprescindible una densidad energética muy alta. Además, los NIB se utilizan en sistemas residenciales de almacenamiento de energía y soluciones de energía de respaldo, lo que demuestra su versatilidad y su creciente importancia para respaldar un futuro energético sostenible.

De cara al futuro, se espera que el mercado de baterías de iones de sodio crezca rápidamente. Es probable que las mejoras continuas en los materiales y la expansión de las capacidades de fabricación hagan que los NIB sean cada vez más competitivos con las celdas de iones de litio de nivel básico y medio. A medida que la demanda mundial de soluciones de almacenamiento de energía continúa aumentando, impulsada por la descarbonización y los objetivos de energía renovable, se espera que los NIB desempeñen un papel complementario junto con las baterías de iones de litio. Ofrecen opciones diversas, seguras y rentables para el almacenamiento de energía, lo que respalda una transición confiable hacia fuentes de energía más limpias en todo el mundo.

El análisis de IRENA destaca que las baterías de iones de sodio podrían convertirse en una tecnología clave para lograr los objetivos de energía sostenible para 2030. Con su combinación de materiales de bajo costo, seguridad y adaptabilidad a los sistemas de producción existentes, los NIB tienen el potencial de ampliar el acceso a soluciones de almacenamiento de energía en todas las industrias y regiones. Su creciente uso en almacenamiento en red, movilidad eléctrica y energía de respaldo residencial subraya su importancia estratégica en el cambio global hacia la energía renovable y un futuro con bajas emisiones de carbono.

Esta tecnología representa un paso adelante en la creación de un panorama de almacenamiento de energía que sea seguro y económicamente viable, ofreciendo una alternativa a los sistemas tradicionales de iones de litio y al mismo tiempo respaldando la ampliación de soluciones de energía limpia en todo el mundo.


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Después de la desaceleración del año pasado, la inversión en el sector de baterías de iones de sodio de China se está recuperando en 2025, y uno de los proyectos más grandes hasta ahora ha entrado en proceso de desarrollo.

Imagen: Red Eléctrica del Sur

Delaware Noticias ESS

Si bien muchos fabricantes de baterías de iones de litio en China están agotados y luchan por seguir el ritmo de la demanda del sector de almacenamiento de energía, la inversión fluye cada vez más no sólo hacia la omnipresente tecnología de iones de litio sino también, y sustancialmente, hacia su principal competidor: las baterías de iones de sodio.

Con la cartera de plantas de fabricación de iones de sodio en constante expansión, Guangde Qingna Technology Co., Ltd. firmó oficialmente un acuerdo el 20 de noviembre para su proyecto de producción de baterías de iones de sodio de 20 GWh en la Zona de Desarrollo Económico y Tecnológico de Suining, provincia de Sichuan.

El proyecto representa una inversión total de 6.000 millones de CNY (835,98 millones de dólares). Una vez completado, se espera que crea sinergias con los proyectos de cadenas industriales de iones de sodio existentes en la zona.

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Científicos de la India han desarrollado un método novedoso para optimizar la ubicación de una estación de carga de vehículos eléctricos en la red, junto con el tamaño de su generación fotovoltaica y el almacenamiento de baterías. También han creado un marco para una oferta innovadora de tragamonedas.

Un grupo de científicos de la India ha desarrollado un método novedoso para programar la carga de vehículos eléctricos (EV) en estaciones de carga que incluyen generación fotovoltaica y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

El método propuesto consta de dos componentes: optimización y jerarquización. El primer componente optimiza la ubicación de las estaciones de carga de vehículos eléctricos (EVCS) dentro de un sistema de distribución radial de 33 autobuses estándar IEEE, junto con el tamaño del sistema fotovoltaico y el BESS. El segundo componente determina el orden en que se cargan los vehículos eléctricos.

«Esta investigación aborda el caos optimizando la ubicación de las estaciones y las operaciones en las redes de distribución, asegurando un flujo de energía eficiente y al mismo tiempo frenando las emisiones y los gastos», dijo el equipo en un comunicado. «Al abordar estos obstáculos, se allana el camino para un transporte sostenible que no sobrecargue nuestras envejecidas redes, haciendo de los vehículos eléctricos una opción práctica para todos, desde los que viajan diariamente a la ciudad hasta los conductores de largas distancias».

La parte de optimización del método se basa en el algoritmo de optimización de rémora multiobjetivo (MOROA), que se inspira en la forma en que los peces rémora se mueven y se adhieren a animales marinos más grandes. Para determinar el tamaño óptimo de PV y del BESS, el modelo primero inicia un “viaje libre”, que representa una búsqueda global con saltos significativos. Posteriormente realiza pequeños ataques, al igual que el animal, localizando mejor la zona de la respuesta. Finalmente, el modelo pasa al estado de “explotación”, afinando la mejor respuesta.

En cuanto a la parte de jerarquización del método, el sistema utiliza el proceso de jerarquía analítica (AHP) para ver si puede ofrecer un lugar de carga a un vehículo eléctrico. La solicitud debe realizarse inicialmente a través de una aplicación de teléfono móvil. Luego, el sistema considera varios parámetros para determinar la asignación, incluyendo la hora de llegada al EVCS, la hora de salida suponiendo una carga de cinco horas, el estado de carga, el estado de carga deseado, la distancia del EV desde el EVCS y la disponibilidad de espacios. Un algoritmo asigna una puntuación normalizada a cada parámetro, en función de la cual se toma una decisión para el conductor.

«El mecanismo de clasificación por peso significa menos tensión en la red, lo que se traduce en menos apagones y tarifas eléctricas más bajas para las comunidades», explicó el equipo. «Los propietarios de vehículos eléctricos disfrutan de cargas más rápidas y económicas, mientras que los operadores de estaciones aumentan sus ganancias a través de la integración optimizada de PV-BESS. Desde el punto de vista ambiental, las emisiones minimizadas apoyan los objetivos globales de neutralidad de carbono, evitando potencialmente toneladas de CO2 anuales en áreas de alta adopción de vehículos eléctricos».

Para probar su método, los investigadores realizaron una simulación en MATLAB de un sistema de 33 autobuses IEEE. Colocaron dos EVCS (EVCS 1 y EVCS 2) en la red, cada uno con sistemas BESS y fotovoltaicos de tamaño óptimo. EVCS 1 fue diseñado para albergar 40 vehículos eléctricos y EVCS 2 para albergar 80. Sin embargo, recibieron solicitudes de carga simultáneas de 80 y 150 vehículos eléctricos, respectivamente. La simulación mostró tres tipos de vehículos: un MG Comet con una batería de 17,3 kWh, un Tata Tiago con una batería de 19,2 kWh y un Citroën eC3 con una batería de 29,2 kWh.

Los científicos probaron cuatro escenarios en el bus IEEE 33: un caso base sin nada agregado al bus (caso 1); el bus IEEE 33 con los dos EVCS (caso 2); el bus IEEE 33 con los dos EVCS y PV (caso 3); y finalmente el bus IEEE 33 con los dos EVCS y PV y BESS (caso 4). En todos los casos que requirieron EVCS, MOROA colocó EVCS en el autobús 29 y EVCS 2 en el autobús 11. En todos los casos que requirieron energía fotovoltaica, el tamaño consistió en 514 módulos de 5 kW cada uno en la primera estación y 318 módulos de la misma capacidad en la segunda estación. EVCS 1 requirió 90 BESS con una capacidad de 18 kWh cada uno, y EVCS 2 requirió 92 de los mismos BESS.

En el Caso 1, la pérdida total de potencia fue de 2.206,88 kW. En los casos restantes cambiaron a 2.417,97 kW, 1.604,01 kW y 1.591,52 kW para los Casos 2, 3 y 4, respectivamente. Las emisiones de la red aguas arriba fueron de 34.055,24 kg, 35.543,88 kg, 24.926,55 kg y 25.056,24 kg, respectivamente. Los costos correspondientes a cada configuración fueron 92.629.901,34 INR (1.045.566,50 dólares), 96.952.067,57 INR, 161.078.952,90 INR y 164.542.048,50 INR, respectivamente.

«Este enfoque impulsado por MOROA podría revolucionar la planificación urbana, integrando EVCS inteligentes en ciudades inteligentes donde los combos PV-BESS manejan las demandas en tiempo real de flotas masivas de vehículos eléctricos», concluyeron los científicos. «Más investigaciones podrían incorporar IA para el modelado predictivo del tráfico de vehículos eléctricos o energías renovables híbridas como la eólica, mejorando la resiliencia contra la variabilidad climática. Al refinar las incertidumbres en los comportamientos de los vehículos eléctricos, como las llegadas aleatorias, las iteraciones futuras podrían optimizar redes más grandes, como los sistemas de autobuses IEEE 69, reduciendo aún más los costos y las emisiones para una transición fluida al transporte electrificado en todo el mundo».

Sus hallazgos fueron publicados en “Programación de carga de vehículos eléctricos multiobjetivo para estaciones de carga de vehículos eléctricos basada en almacenamiento de energía fotovoltaica y en baterías en la red de distribución.,» es Energía Verde y Transporte Inteligente. Científicos de la India Universidad Siksha ‘O’ Anusandhan y la Universidad Tecnológica Biju Patnaik han participado en el estudio.

El mayor fabricante de energía solar de China busca escapar de los márgenes cada vez más reducidos asegurándose el control del 62% de los votos de un integrador de almacenamiento en rápido crecimiento.

Delaware Noticias ESS

Longi ha tomado medidas decisivas para reposicionarse en la cadena de valor global de la energía limpia, adquiriendo el control efectivo del fabricante de almacenamiento de baterías PotisEdge en un acuerdo que marca su giro estratégico más fuerte desde que se convirtió en el mayor productor de objetos solares del mundo.

Un documento publicado el 13 de noviembre por la Administración de Shaanxi para la Regulación del Mercado muestra que la compañía obtendrá alrededor del voto 62% (61,9998%) de los derechos de voto de PotisEdge a través de una combinación de compra de acciones, inyección de capital y encomienda de derechos de derechos. La adquisición proporciona a LONGi una posición sólida en el almacenamiento de energía en un momento en el que el sector de la energía solar fotovoltaica se enfrenta al colapso de los precios y pérdidas en toda la industria.

La transacción sigue un período de rápido impulso para PotisEdge. Apenas unas semanas antes de la presentación, la empresa con sede en Suzhou firmó un acuerdo estratégico con el Club Solar de Australia para implementar 2 GWh de sistemas de almacenamiento residencial, lo que subraya su fortaleza en los mercados extranjeros.

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Mientras que las empresas de servicios públicos de los estados vecinos están “incursionando” con la energía solar, Florida Power & Light está combinando la energía solar y el almacenamiento como una tecnología “caballo de batalla”, dijo un ejecutivo de una organización sin fines de lucro.

Delaware revista pvEE. UU.

Cuando el liderazgo de una empresa de servicios públicos adopta la energía solar y el almacenamiento, puede “mover montañas” con los reguladores estatales y “la política de todo esto” para implementar las tecnologías a ritmo y escala, dijo Stephen Smith, director ejecutivo de la Alianza del Sur para la Energía Limpia.

Smith estaba describiendo el éxito de Florida Power & Light y dijo en un seminario web de SACE que la empresa de servicios públicos tiene “con diferencia, el programa de implementación solar más ambicioso de cualquier empresa de servicios públicos en el sureste”.

FPL está “realmente en camino” de cumplir su plan de implementar 93 GW de energía solar y 50 GW de almacenamiento para 2045, y se está alejando del gas fósil, dijo Smith. «Aplaudimos ese nivel de ambición porque está ligado a la gravedad de la crisis a la que nos enfrentamos, con el cambio climático y la perturbación climática».

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Captura de pantalla

Imagen: SACE

Smith abrió sus comentarios pensando en los pueblos de Jamaica y Cuba que sufren la “devastación” por el huracán Melissa, destacando la “increíble fuerza y ​​​​ferocidad de esa tormenta”.

En su seminario web, SACE presentó su “Solar en el sureste«Informe sobre el despliegue solar hasta la fecha y planes futuros en siete Estados del sureste, como se ilustra en la imagen destacada de arriba.

Las empresas de servicios públicos agregaron 5 GW de energía solar en todo el sureste el año pasado, informó SACE. La organización proyectó el futuro despliegue solar calculando en planos de recursos integrados que las empresas de servicios públicos deben presentar ante los reguladores estatales.

Las empresas de servicios públicos del sudeste, además de FPL, tienen una tendencia “a favor de la quema de cosas” y “en contra de la energía solar”, dijo Smith. «Hemos visto a algunos líderes de servicios públicos seguir jugando esta carta de decir que la energía solar es intermitente, como si nunca hubieran oído hablar del almacenamiento, y actúe como si la energía solar y el almacenamiento no estuvieran combinados para superar eso». Dijo que otras empresas de servicios públicos “todavía están incursionando” en la energía solar y están “un poco inseguras al respecto”.

SACE participa en debates en todo el sudeste en legislaturas estatales y comisiones regulatorias para comunicar que “la energía solar y el almacenamiento son de menor costo de construir y se construyen rápidamente”, dijo la directora de investigación de SACE, Maggie Shober.

En su informe, SACE hizo un guiño a Georgia Power, que recientemente realizó implementaciones solares más grandes en períodos de tiempo más cortos que antes, y está acelerando su implementación de almacenamiento.

La empresa de servicios públicos cooperativa North Carolina Electric, propiedad de sus miembros, también obtuvo elogios, ya que posee y opera muchos pequeños proyectos de almacenamiento de energía en baterías combinadas con energía solar. Las cooperativas y los servicios municipales atienden a una cuarta parte de los clientes de la región.

Solar en la azotea

El despliegue solar distribuido, que se muestra en amarillo en la imagen de arriba, ha sido modesto en toda la región.

Shober dijo que «las empresas de servicios públicos están inherentemente en contra de la energía solar basada en el cliente simplemente porque no les conviene fomentarla, por lo que están poniendo tantos obstáculos como pueden». SACE continúa abogando por la energía solar en todos los niveles, afirmó.

Los clientes paganos

Las empresas de servicios públicos propiedad de inversores en la región se están «inclinando hacia el gas natural en la mayoría de los escenarios para satisfacer la demanda de crecimiento de carga para los centros de datos», dijo Shober.

Stacey Washington, directora de energía limpia y equidad de SACE, señaló que el costo del combustible para operar las plantas de gas natural se traslada directamente a los clientes en sus facturas, por lo que las empresas de servicios públicos “generalmente no tienen que considerar si el precio del gas aumentará en el futuro, porque no van a pagar por el combustible”.

Dijo que “una forma de avanzar hacia la energía solar y el almacenamiento” requeriría a las empresas de servicios públicos que paguen una mayor proporción de los costos del combustible.

El fabricante chino presentó por primera vez un sistema de unidad dividida de 836 kWh en SNEC ES+ 2025, destinado a implementaciones comerciales flexibles y seguras en el extranjero.

Delaware Noticias ESS

El fabricante chino de baterías EVE Energy presentó su emblemático gabinete de almacenamiento de unidad dividida Mr. Brick de 836 kWh en la exposición SNEC ES+2025 en Shanghai, destacando su estrategia para penetrar en los mercados comerciales e industriales extranjeros.

La compañía dijo que la producción en masa comenzó en el tercer trimestre de 2025 y que ya se están realizando entregas a gran escala.

Cada gabinete ofrece una potencia nominal de CA de 836 kWh y 418 kW, y admite configuraciones de 1000 V y 1500 V. Las unidades se pueden combinar de forma modular para alcanzar los 5 MWh, a compartir proyectos desde pequeños hasta de gran escala. La eficiencia de ida y vuelta de CC-CA supera el 90 %, lo que permite un funcionamiento continuo las 24 horas del día, los 7 días de la semana.

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El capital de riesgo, el mercado público y la financiación de deuda en la industria solar alcanzaron los 17.300 millones de dólares durante los primeros nueve meses de 2025, dijo Mercom Capital Group.

Delaware revista pvEE. UU.

La financiación corporativa total, incluida la financiación de capital de riesgo (VC), el mercado público y la financiación de deuda, disminuyó un 22% año tras año durante los primeros tres trimestres de 2025, según un informe de Mercom Capital Group.

Durante los primeros nueve meses de 2025, la financiación corporativa total alcanzó los 17.300 millones de dólares, frente a los 22.300 millones de dólares recaudados durante los primeros nueve meses de 2024.

La financiación de capital de riesgo alcanzó los 2.900 millones de dólares en 55 acuerdos durante el período, frente a los 3.900 millones de dólares recaudados en 39 acuerdos en el mismo período del año anterior. Los mayores acuerdos de capital de riesgo fueron 1.000 millones de dólares recaudados por Origis Energy, 500 millones de dólares recaudados por Silicon Ranch y 130 millones de dólares recaudados por Terabase Energy.

La financiación de la deuda solar ascendió a 12.700 millones de dólares en 60 acuerdos, un 24% menos que los 16.700 millones de dólares recaudados durante los primeros nueve meses de 2024.

En los primeros tres trimestres de 2025, las empresas adquirieron 165 proyectos solares por un total de 29 GW. Se trata de un ligero aumento con respecto a los 28,3 GW en transacciones de hace un año.

La actividad de fusiones y adquisiciones aumentó año tras año, con 76 acuerdos en los primeros nueve meses de 2025 en comparación con 62 el año pasado.

Una feria comercial más pequeña de lo esperado subrayó la creciente fatiga de los expositores, incluso cuando los productos de almacenamiento de alta integración y centrados en la seguridad se mostraron hacia dónde se dirige la industria.

Imagen: Noticias ESS

Delaware Noticias ESS

La 11.ª Exposición Internacional de Tecnología de Baterías y Almacenamiento de Energía SNEC ES+, celebrada del 10 al 12 de octubre de 2025 en el Nuevo Centro Internacional de Exposiciones de Shanghai, concluyó con una escalada evidente inferior a las expectativas. Contrariamente a los planos anteriores del organizador de seis pabellones con una superficie de 60.000 metros cuadrados, sólo se abrieron tres pabellones parcialmente llenos y la superficie total de exposición no llegó a los 30.000 metros cuadrados. La ausencia de jugadores de primer nivel como CATL, BYD, Sungrow y HiTHIUM contribuyó a una atmósfera más tranquila. Sin embargo, empresas como JD Energy y RCT Power demostraron que la innovación en sistemas de almacenamiento de alta integración y alta seguridad sigue siendo el principal impulso de la industria.

La reducción de la escala revela la fatiga de los expositores en medio de calendarios de eventos abarrotados.

«Los pabellones están visiblemente más vacíos que el año pasado, incluso en los pasillos principales», comentó un representante de un proveedor de sistemas de almacenamiento que expuso durante tres años consecutivos. Estimó que el tráfico de visitantes profesionales se redujo alrededor de un 30 por ciento en comparación con 2024, mientras que el número total de expositores se redujo en más de un 40 por ciento.

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Las estadísticas de Enedis muestran que 4,2 GW de energía solar se conectaron a la red francesa en el período enero-septiembre, incluidos 82 MW combinados con almacenamiento, lo que marca una ligera disminución con respecto a 2024.

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El operador francés de redes de distribución Enedis informó de 1.507 MW de nueva capacidad fotovoltaica conectada a la red en el tercer trimestre de 2025, incluidos 82 MW equipados con almacenamiento.

Combinado con 1.407 MW conectados en el primer trimestre y 1.358 MW en el segundo, la nueva capacidad total alcanzó 4.272 MW en los primeros nueve meses de 2025.

Las cifras reflejan un ligero descenso interanual respecto a 2024, cuando en el mismo periodo ya se habían conectado 3.374 MW. Enedis señaló que 2024 terminó con un récord de 4,6 GW de nueva capacidad fotovoltaica agregada a su red.

Al 30 de septiembre, 212 MW estaban conectados a la red de baja tensión por debajo de 36 kW, incluidos 13 MW con almacenamiento. Otros 85 MW estaban conectados en el rango de 36 kW a 100 kW, 611 MW entre 100 kW y 250 kW y 599 MW a la red de alta tensión, de los cuales 69 MW estaban acoplados con almacenamiento.

Por tipo de uso, 1.163 MW fueron de inyección total a rojo, 315 MW de autoconsumo con inyección excedente y 29 MW de autoconsumo únicamente. La capacidad fotovoltaica instalada acumulada en Francia se situaba en 24,85 GW a finales de junio de 2025.

Investigadores de California han creado una nueva métrica de diagnóstico que, según se informa, puede predecir si una batería puede impulsar con éxito una tarea específica. El modelo propuesto podría utilizarse en vehículos eléctricos, sistemas aéreos no tripulados y aplicaciones de almacenamiento en red.

Científicos de la Universidad de California, Riversidehan desarrollado una nueva métrica de diagnóstico para vehículos eléctricos (EV) que determina si pueden completar un próximo viaje.

Llamado Estado de Misión (SOM), utiliza tanto datos de la batería como factores ambientales, como patrones de tráfico, cambios de elevación o temperatura ambiente, para generar predicciones en tiempo real y específicas de tareas. Además, el equipo ha desarrollado marcos matemáticos y computacionales para calcular el SOM.

«Es una medida consciente de la misión que combina datos y física para predecir si la batería puede completar una tarea planificada en condiciones del mundo real», dijo el coautor Mihri Ozkan en un comunicado. «Nuestro enfoque está diseñado para ser generalizable. La misma metodología híbrida puede ofrecer predicciones basadas en la misión que mejoran la confiabilidad, la seguridad y la eficiencia en una amplia gama de tecnologías energéticas, desde automóviles y drones hasta sistemas de baterías domésticas e incluso misiones espaciales».

Para calcular la SOM, el novedoso modelo utiliza tres clases de entrada relacionadas con el perfil de la misión, las condiciones ambientales y la dinámica de la batería. Comienza procesando datos históricos de series de tiempo para estimar el vector de estado interno inicial de la batería. Luego, las ecuaciones diferenciales neuronales ordinarias (ODA neuronales) simulan la evolución en el tiempo continuo de los estados electroquímicos, térmicos y de degradación. Aprovechando las redes neuronales basadas en la física (PINN), el modelo se adhiere a los resultados basados ​​en leyes físicas. En última instancia, la utilización de arquitecturas de aprendizaje secuencial produce un sistema de estimación del estado de la batería coherente y de extremo a extremo.

El nuevo modelo arroja tres resultados: el primero es un SOM binario, que indica si una batería puede completar la misión. El siguiente es un SOM cuantitativo, que indica con qué facilidad y seguridad la batería puede completar la misión. Por último, también produce un SOM probabilístico, que representa la probabilidad de que la misión tenga éxito. El grupo ha utilizado datos del conjunto de datos de degradación de baterías de Oxford y del conjunto de datos de envejecimiento de baterías PCoE de la NASA para entrenar el modelo. Al final, parte de los datos también se utilizaron para realizar pruebas.

SOM estimation

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Imagen: Universidad de California, Riverside, iScience, CC BY 4.0

«El modelo aprende de cómo las baterías se cargan, descargan y calientan con el tiempo, pero también respeta las leyes de la electroquímica y la termodinámica. Esta inteligencia dual le permite hacer predicciones confiables incluso bajo estrés, como una caída repentina de temperatura o una subida empinada», dijo el coautor Cengiz Ozkan. «Al combinarlos, obtenemos lo mejor de ambos mundos: un modelo que aprende de manera flexible a partir de los datos pero que siempre se mantiene basado en la realidad física. Esto hace que las predicciones no sólo sean más precisas sino también más confiables».

Utilizando un marco computacional implementado en Python, el grupo simuló dos estudios de caso para examinar su modelo SOM. El primero incluía un automóvil de pasajeros, que recorría una ruta urbana de ida y vuelta de 23 km, con temperaturas ambiente que oscilaban entre 18 y 32 C. El estado de carga inicial de la batería (SOC) era del 58 %, el estado inicial de salud (SOH) era del 87 %, el estado de resistencia (SOR) fue de aproximadamente el 12 % y la temperatura promedio de la celda (SOT) fue de 26 C. El modelo encontró que la misión era factible, con una puntuación SOM cuantitativa del 92,4 %.

Graphical abstract

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resumen gráfico

Imagen: Universidad de California, Riverside, iScience, CC BY 4.0

La segunda misión involucró un vehículo de carga eléctrica de largo recorrido, que recorrió una ruta mixta de 275 km que incluía 110 km en condiciones montañosas, con un rango de temperatura ambiente de 26-42 C. El SOC en este caso fue del 87 %, el SOH fue del 78 % y el SOT fue de 33,6 C. El modelo también encontró que esta misión era factible, con un SOM cuantitativo del 73,5 %. «En todo el conjunto de datos evaluados, el modelo logra errores cuadráticos medios (RMSE) de 0,018 V para voltaje, 1,37 C para temperatura y 2,42 % para SOC, lo que refleja un fuerte acuerdo con los datos empíricos», agregó el equipo.

«En este momento, la principal limitación es la complejidad computacional», afirmó Mihri Ozkan. «El marco exige más potencia de procesamiento que la que suelen ofrecer los ligeros sistemas integrados de gestión de baterías actuales». Sin embargo, enfatizó que es optimista y que el modelo pronto podría aplicarse a vehículos eléctricos, sistemas aéreos no tripulados, aplicaciones de almacenamiento en red y otras áreas.

El novedoso sistema se introduce en “Estado de misión: Gestión de baterías con redes neuronales e IA electroquímica”, publicado en iCiencia.