La frase llega al final de la reunión, cuando el proyecto ya tiene forma: "y ponele baterías, ya que estamos". Se dice fácil. El problema es que una batería puede estar en el proyecto por dos razones que no se parecen en nada, y el dimensionamiento, la operación y hasta la electrónica cambian según cuál sea. Cuando el objetivo no está definido, el banco termina haciendo las dos cosas a medias.

Las dos razones son estas.

Respaldo: que lo crítico siga funcionando cuando se corta la red

Acá la batería es un seguro. Su trabajo es estar cargada y esperar. El diseño arranca por dos preguntas que responde la empresa, no el proveedor:

¿Qué tiene que seguir funcionando? No "la planta". Cargas concretas: el frío, los servidores, la bomba, la iluminación de emergencia, el portón. Esas cargas van a un tablero de esenciales, separado del resto. Todo lo que no esté ahí se apaga durante el corte, y eso es una decisión de diseño, no un accidente.

¿Por cuánto tiempo? Dos horas y ocho horas de autonomía son bancos de tamaño muy distinto, con precios muy distintos. La respuesta sale del historial de cortes de la zona y de cuánto aguanta cada carga crítica sin consecuencias: una cámara de frío bien cerrada tiene inercia térmica; un proceso continuo interrumpido puede tener costo de arranque.

De esas dos respuestas sale el tamaño: potencia según las cargas simultáneas del tablero de esenciales, energía según la autonomía requerida. En nuestro portfolio hay bancos desde 10 kWh residenciales hasta 40 kWh sosteniendo frío comercial o bombeo, y la diferencia entre ellos no es el presupuesto disponible: es qué carga sostienen y por cuánto tiempo.

Dos precisiones técnicas que ordenan la conversación:

Un sistema on-grid no da respaldo. Por grande que sea. Ante un corte, el inversor on-grid se desconecta por norma: no puede inyectar en una red que la distribuidora dio de baja para trabajar. El respaldo requiere un equipo híbrido o aislable, con capacidad de formar red propia. Si el respaldo está entre los objetivos, esa capacidad se especifica desde el día uno.

La batería de respaldo se usa poco, y está bien. Su valor no está en los ciclos sino en la disponibilidad. Se evalúa como se evalúa un seguro: por el costo de lo que evita, no por el ahorro que genera.

Peak shaving: recortar el pico que define el cargo por potencia

Acá la batería trabaja todos los días. Se descarga en los momentos de máxima demanda para que el registro de potencia no llegue donde llegaría solo, y se carga cuando la demanda baja o cuando la solar sobra.

El caso de negocio depende enteramente de la estructura tarifaria: tiene sentido cuando el cargo por potencia pesa en la factura y el pico es corto y predecible. Un pico de media hora dos veces al día es el escenario ideal: banco chico, descarga breve, efecto directo sobre el registro. Un consumo alto y sostenido durante seis horas no es un pico, es la carga base, y atacarla con almacenamiento no cierra económicamente con bancos de tamaño razonable.

El dimensionamiento acá no sale de "qué quiero que siga andando" sino de la geometría de la curva de carga: cuánto mide el pico por encima del umbral objetivo, cuánto dura, cuántas veces por día ocurre. Tenemos en el portfolio un banco de 50 kWh cuya única función es exactamente esa: afeitar el registro de potencia de un comercio. No respalda nada, y no tiene que hacerlo.

La precisión simétrica a la anterior: la batería de peak shaving cicla a diario, y los ciclos son la vida útil de una batería. El cálculo de retorno incluye la degradación y el reemplazo futuro del banco, no solo el ahorro tarifario del primer año.

Por qué conviene elegir una función principal

La tentación es razonable: ya que el banco está, que respalde y que recorte picos. El conflicto es menos visible: el peak shaving quiere usar la energía almacenada todos los días; el respaldo necesita encontrarla disponible el día del corte. Cada kWh comprometido en recortar el pico de la tarde es un kWh que no está si la red se cae a la noche.

Se puede combinar, reservando una fracción del banco intocable para respaldo y ciclando el resto. En bancos grandes con tarifas de potencia pesadas, el híbrido de funciones puede cerrar bien. En bancos chicos y medianos, lo que mejor funciona es definir la función principal, dimensionar para esa, y tomar la otra como beneficio secundario parcial. El diseño lo agradece y el retorno también.

Tu checklist antes de hablar de marcas y química

• ¿La batería está en este proyecto para respaldar o para recortar? Si son las dos: ¿cuál manda?
• Si es respaldo: ¿qué cargas exactas, por cuántas horas? ¿Existe el tablero de esenciales o hay que armarlo?
• Si es peak shaving: ¿cuánto pesa la potencia en la factura? ¿Cómo es la geometría del pico: altura, duración, frecuencia?
• ¿El inversor especificado puede formar red aislada, si el respaldo está entre los objetivos?
• ¿El cálculo de retorno incluye ciclado, degradación y reemplazo futuro?

Como siempre, las marcas y la química de celda son la conversación entretenida y la menos determinante. Las cinco preguntas de arriba definen el proyecto; la marca define el logo del banco.

The line arrives at the end of the meeting, when the project already has shape: "and stick some batteries on it, while we're at it". It's easily said. The problem is that a battery can be in the project for two reasons that have nothing in common, and the sizing, the operation and even the electronics change depending on which. When the objective isn't defined, the bank ends up doing both jobs by halves.

The two reasons are these.

Backup: keeping what's critical running when the grid fails

Here the battery is insurance. Its job is to be charged and wait. The design starts from two questions the company answers, not the supplier:

What has to keep running? Not "the plant". Specific loads: refrigeration, servers, the pump, emergency lighting, the gate. Those loads go to an essentials board, separated from the rest. Everything not on it switches off during the outage, and that's a design decision, not an accident.

For how long? Two hours and eight hours of autonomy are very different banks, at very different prices. The answer comes from the area's outage history and from how long each critical load can hold out without consequences: a well-sealed cold store has thermal inertia; an interrupted continuous process can carry a restart cost.

Those two answers give the size: power according to the simultaneous loads on the essentials board, energy according to the required autonomy. Our portfolio has banks from 10 kWh residential up to 40 kWh sustaining commercial refrigeration or pumping, and the difference between them isn't the available budget: it's which load they sustain and for how long.

Two technical clarifications that order the conversation:

An on-grid system provides no backup. However large it is. During an outage the on-grid inverter disconnects by regulation: it can't feed a grid the utility took out of service to work on. Backup requires hybrid or islandable equipment, capable of forming its own grid. If backup is among the objectives, that capability is specified from day one.

A backup battery gets used rarely, and that's fine. Its value isn't in the cycles but in the availability. It's evaluated the way insurance is evaluated: by the cost of what it prevents, not by the saving it generates.

Peak shaving: trimming the peak that sets the capacity charge

Here the battery works every day. It discharges at moments of maximum demand so the capacity reading doesn't reach where it would on its own, and charges when demand drops or when there's surplus solar.

The business case depends entirely on the tariff structure: it makes sense when the capacity charge weighs on the bill and the peak is short and predictable. A half-hour peak twice a day is the ideal scenario: a small bank, a brief discharge, a direct effect on the reading. High, sustained consumption over six hours isn't a peak, it's the base load, and attacking it with storage doesn't add up economically with reasonably sized banks.

Sizing here doesn't come from "what do I want to keep running" but from the geometry of the load curve: how far the peak rises above the target threshold, how long it lasts, how many times a day it occurs. We have a 50 kWh bank in the portfolio whose only function is exactly that: shaving the capacity reading of a commercial site. It backs up nothing, and doesn't have to.

The symmetrical clarification to the previous one: a peak-shaving battery cycles daily, and cycles are a battery's service life. The return calculation includes degradation and the future replacement of the bank, not just the first year's tariff saving.

Why it pays to choose a primary function

The temptation is reasonable: since the bank is there, let it back up and shave peaks. The conflict is less visible: peak shaving wants to use the stored energy every day; backup needs to find it available on the day of the outage. Every kWh committed to trimming the afternoon peak is a kWh that isn't there if the grid falls at night.

They can be combined, reserving an untouchable fraction of the bank for backup and cycling the rest. On large banks with heavy capacity tariffs, the hybrid of functions can work well. On small and medium banks, what works best is defining the primary function, sizing for that, and taking the other as a partial secondary benefit. The design is grateful and so is the return.

Your checklist before talking brands and chemistry

• Is the battery in this project to back up or to shave? If both: which governs?
• If backup: which exact loads, for how many hours? Does the essentials board exist or does it have to be built?
• If peak shaving: how much does capacity weigh on the bill? What's the geometry of the peak: height, duration, frequency?
• Can the specified inverter form an islanded grid, if backup is among the objectives?
• Does the return calculation include cycling, degradation and future replacement?

As always, brands and cell chemistry are the entertaining conversation and the least decisive. The five questions above define the project; the brand defines the logo on the bank.