Ciclos, SoH y la vida real de una batería de litio: qué vemos en el fleet manager

Cuando un cliente nos pide una batería, la primera pregunta suele ser: "¿cuánto me va a durar?". La respuesta fácil es la del datasheet: 6.000 ciclos, 80% de retención a 100% DoD, más de 15 años de vida útil. Suena impresionante. Y es, en buena medida, verdad condicional.

El problema es que el datasheet describe una batería que vive en un laboratorio con temperatura controlada, hace ciclos perfectos y muere noblemente cuando toca. La batería de tu garaje, en cambio, vive una vida más caótica: veranos a 35 °C, inviernos a 5 °C, días sin hacer ciclo, días con dos ciclos, cargas parciales, descargas profundas ocasionales. El envejecimiento real es siempre diferente del de full datasheet.

En SolarBox tenemos packs operando en campo desde hace años —una veintena de ellos con más de 5 años de servicio continuado— y, desde febrero de 2026, 19 ya envían telemetría estructurada a nuestro fleet manager v2. La base de datos registra continuamente tensión, corriente y temperatura celda a celda — miles de celdas Samsung INR21700-50G bajo observación constante. Este artículo es un intento honesto de explicar qué aprendemos de estos datos, cómo se traduce a la decisión técnica de migrar a LiFePO4, y por qué el concepto de SoH (State of Health) es fundamental para entender la vida real de una batería.

Vamos por partes.

1. La promesa de los datasheets

"6.000 ciclos a 80% DoD": la letra pequeña

Todos los fabricantes publican una métrica de ciclos. Pylontech promete 6.000 ciclos. Hithium promete 8.000. CATL anuncia 10.000 para su serie BESS. Estos números son reales, pero describen un escenario muy concreto:

• Temperatura constante (típicamente 25 °C, controlada en laboratorio)
• DoD constante (cada ciclo, exactamente la misma profundidad de descarga)
• Velocidad de ciclo moderada (a menudo 0,5C, ni rápida ni lenta)
• Carga completa al final (CC-CV estándar, sin interrupciones)
• Sin pausas prolongadas (ciclos consecutivos)

Ninguna de estas condiciones se da nunca en una instalación real. Una batería residencial puede estar 6 meses de verano haciendo ciclos del 100% (sol abundante + consumo diario) y 6 meses de invierno haciendo ciclos del 30% (sol escaso + consumo centrado al atardecer con apoyo de red). La temperatura media operacional nunca es 25 °C constantes.

Por tanto, el datasheet no miente, pero describe un escenario ideal. La pregunta correcta no es "cuántos ciclos aguanta", sino "cuántos ciclos equivalentes reales hará tu batería, a tu temperatura, con tu patrón de uso".

Ciclos vs años: dos relojes paralelos

Aquí viene la primera distinción importante que a menudo se pasa por alto: una batería de litio envejece de dos maneras independientes a la vez.

• Cycle aging (envejecimiento por ciclos): cada carga/descarga causa una micro-degradación química. Cuando acumulas miles de ciclos, estas micro-degradaciones se notan.
• Calendar aging (envejecimiento temporal): la batería envejece también simplemente por el paso del tiempo, aunque esté parada. Reacciones químicas internas lentas, formación de SEI (Solid Electrolyte Interphase), oxidación del electrolito... Todo esto pasa independientemente de que la batería esté en uso o no.

El problema es que estos dos relojes corren en paralelo. La batería muere por el reloj que avanza más rápido. Una batería que hace muchos ciclos morirá por cycle aging. Una que se pasa la mayoría del tiempo quieta morirá por calendar aging. Tu batería de casa, dependiendo del clima y el uso, muere por una combinación de los dos.

Y la realidad aún es más complicada: los dos relojes interactúan. Hacer ciclos a temperatura alta acelera el calendar aging. Mantener la batería a SoC alto (por ejemplo, 100% durante meses) acelera el calendar aging aún más. No se pueden tratar de manera independiente.

Lo que ningún fabricante puede prometer: las condiciones reales

Ningún full datasheet puede anticipar:

• Qué temperatura media tendrá la batería en el campo donde se instale (un garaje en Cataluña central no es lo mismo que un almacén industrial en el sur)
• Qué patrón de ciclos hará cada usuario (alguien con coche eléctrico puede hacer 1,5 ciclos/día; alguien solo con consumo doméstico quizás 0,4 ciclos/día)
• Qué carga máxima permitirá su inversor durante los picos solares
• Si hará DoD profundos o el sistema está diseñado para evitarlos

Por eso la única manera de saber realmente cómo envejece una batería es monitorizarla en campo. Y para eso, hace falta un fleet manager. Volveremos a este punto.

2. SoC y SoH: dos conceptos que a menudo se confunden

Esta es quizás la confusión técnica más común que encontramos. Los dos conceptos empiezan con "State of" pero responden a preguntas muy diferentes.

SoC: la energía disponible AHORA

State of Charge (SoC) es, simplemente, cuánta energía hay actualmente dentro de la batería, expresada en porcentaje respecto a su capacidad actual máxima.

• 100% SoC: batería llena (al máximo que puede almacenar hoy)
• 50% SoC: batería a la mitad
• 0% SoC: batería vacía (según los umbrales del BMS)

El SoC se estima a partir de la tensión, la corriente integrada (coulomb counting) y la temperatura. Es una medida dinámica e instantánea: cambia cada minuto.

Es lo que aparece en la app del móvil cuando miras "cuánta batería me queda". Pero cuidado: no es una medida absoluta de energía, sino una medida relativa a la capacidad actual del pack, que puede haberse reducido por envejecimiento.

SoH: la salud acumulada de la batería

State of Health (SoH) es una medida completamente diferente: cuál es la capacidad máxima actual de la batería, comparada con la que tenía cuando era nueva.

• 100% SoH: batería nueva, conserva toda su capacidad original
• 90% SoH: ha perdido un 10% de capacidad (envejecimiento ligero)
• 80% SoH: típicamente considerado el umbral de "fin de vida útil" (la batería todavía funciona, pero con capacidad reducida)
• 70% SoH: degradación severa, eficiencia del sistema afectada
• 60% SoH o menos: la batería continúa funcionando pero la utilidad económica es cuestionable

A diferencia del SoC, el SoH no fluctúa: es una medida a largo plazo que evoluciona lentamente a lo largo de meses y años. No se puede medir mirando una sola carga — hay que observar muchas cargas y descargas y estimar la capacidad real comparándola con la inicial.

Por qué el BMS los tiene que calcular por separado

Aquí viene el matiz importante: el BMS necesita los dos conceptos simultáneamente, pero por motivos diferentes.

• El SoC le sirve para evitar daños instantáneos: cortar la carga cuando está llena (100%), cortar la descarga cuando está vacía (típicamente <5-10%), gestionar el balanceo entre celdas.
• El SoH le sirve para ajustar todos los demás umbrales a lo largo de la vida. Una batería con SoH del 80% no debería cargarse al mismo voltaje máximo que una nueva: puede necesitar márgenes de seguridad más conservadores para proteger las celdas más degradadas. El BMS debería adaptar su estrategia de carga según el envejecimiento de cada celda.

En SolarBox, el firmware ESP32 de nuestros BMS calcula ambos en paralelo: el SoC en tiempo real, el SoH como media móvil sobre días-semanas basada en la capacidad real entregada en ciclos completos. Esta separación es fundamental para una gestión correcta del pack a lo largo del tiempo. Un BMS que solo gestione SoC e ignore el SoH acabará sobre-exigiendo celdas que ya no están al 100% de salud, acelerando el fallo del pack entero.

Y aquí viene la conexión con el resto del artículo: para saber el SoH de una celda, necesitas observarla durante mucho tiempo. Ninguna medida instantánea te da SoH con precisión. Por eso el fleet manager es imprescindible: sin monitoreo continuo, el SoH es una estimación orientativa; con monitoreo continuo e histórico, el SoH es una métrica precisa que permite decisiones técnicas basadas en evidencia.

3. Calendar aging: el reloj que no se detiene

Uno de los hallazgos más contraintuitivos cuando alguien estudia por primera vez cómo envejece una batería de litio es este: una batería envejece aunque no la utilices. Una celda en el almacén, dentro de un coche aparcado, o en una segunda residencia cerrada durante el invierno, sigue perdiendo capacidad lentamente cada día que pasa. Esto es el calendar aging.

Por qué una batería en el almacén también envejece

A nivel químico, dentro de una celda de litio hay siempre procesos lentos que no dependen de si el sistema está activo o no:

• Crecimiento de la SEI (Solid Electrolyte Interphase). Es la película pasivante que se forma en la superficie del ánodo cuando la celda se carga por primera vez. Esta película es necesaria — protege el ánodo — pero continúa creciendo a lo largo de la vida de la celda, consumiendo litio activo que ya no está disponible para ciclos. Cada año, un poco menos de capacidad.
• Oxidación del electrolito en los materiales de electrodo. Reacciones parásitas que descomponen lentamente el electrolito, a menudo catalizadas por impurezas o por la presencia de agua residual.
• Disolución de metales de transición del cátodo (Mn, Ni, Co en los NMC). Una parte de los iones metálicos se desprenden y migran hacia el ánodo, donde causan interferencias electroquímicas.
• Pérdida de contacto mecánico entre partículas activas, micro-fisuras por ciclos térmicos, oxidación superficial de los colectores metálicos. Todo lento, todo inevitable.

Ninguno de estos procesos se detiene cuando la celda está parada. Se ralentizan — sí — pero no se paran. Una celda nueva guardada a 25 °C y al 50% de SoC puede perder 2-3% de capacidad al año, solo por el paso del tiempo.

Una celda guardada a 35 °C con 100% de SoC puede perder 8-12% al año.

La diferencia, como veremos, es enorme.

Temperatura: el enemigo silencioso (Arrhenius simplificado)

La química básica dice que la velocidad de una reacción se duplica por cada 10 °C de aumento de temperatura, aproximadamente (la regla de Arrhenius simplificada). Aplicado a una batería de litio, quiere decir que:

• Una celda a 25 °C envejece a una velocidad X
• A 35 °C, envejece aproximadamente a velocidad 2X
• A 45 °C, a velocidad 4X
• A 55 °C, a velocidad 8X

Esto no es teórico: es perfectamente observable en campo. Una batería instalada en una caseta técnica al sol que llega a 45 °C en verano envejece mucho más rápido que la misma batería en un sótano a 18 °C — aunque ambas hagan exactamente el mismo número de ciclos.

Y aquí viene la parte mala: la temperatura también afecta al cycle aging. Cada ciclo a temperatura alta degrada más que un ciclo a temperatura moderada. Por tanto, los dos efectos (calendar y cycle) se multiplican cuando la celda trabaja caliente. No se suman, se multiplican.

En SolarBox, el primer indicador que miramos en cualquier pack que empieza a degradar más rápido de lo previsto es la temperatura media operacional. En la práctica totalidad de los casos, es la causa principal.

El SoC de almacenamiento óptimo

El otro factor que acelera el calendar aging es el SoC al que pasa la mayoría del tiempo la celda. La química del litio es estable a SoC medios y menos estable en los extremos:

• SoC al 100%: el cátodo está en su estado más oxidante, y eso acelera todos los procesos parásitos. Una batería guardada al 100% durante meses puede perder el 15-20% de capacidad al cabo de un año (a temperatura moderada).
• SoC al 50% (o 30-60%): la celda está en su estado más estable. Calendar aging mínimo.
• SoC al 0%: en LFP no hay daños graves, pero en NMC un SoC muy bajo prolongado puede causar disolución de cobre del colector y daños irreversibles.

La recomendación empírica para almacenamiento largo (segundas residencias, almacén industrial, vacaciones prolongadas): dejar la batería en torno al 40-60% de SoC, en un lugar fresco.

Implicaciones prácticas: invernadas, segundas residencias

Aquí viene la parte que a menudo sorprende a los propietarios de instalaciones ocasionales:

• Si tienes una segunda residencia con instalación solar, dejar la batería desconectada al 100% todo el invierno es un error costoso. Debería quedar al 40-60% y, si puede ser, en un punto fresco del local.
• Si haces invernadas de la autocaravana, sacar la batería del vehículo, dejarla en casa al 50% y en un lugar donde no supere los 25 °C alarga claramente su vida útil.
• Una batería nueva guardada en el almacén del distribuidor durante 18 meses antes de venderla ya ha perdido un 5-7% de capacidad respecto al datasheet, aunque el comprador la reciba en perfecto estado aparente.

Este último punto merece énfasis: la garantía empieza el día de la venta, pero el envejecimiento químico empieza el día de la fabricación. Un comprador que recibe una batería fabricada hace 18 meses, incluso antes del primer ciclo, ya parte de un SoH ligeramente inferior al 100%.

4. Cycle aging: cada ciclo tiene su coste

Si el calendar aging es el reloj que no se detiene nunca, el cycle aging es el reloj que avanza cada vez que utilizas la batería. Y no avanza de manera lineal.

La curva de degradación no es lineal

Uno de los grandes malentendidos del sector es pensar que una batería de "6.000 ciclos" simplemente significa que puedes hacer 6.000 cargas iguales y después se acaba. La realidad es más complicada:

• Los primeros ciclos son fáciles. Una celda NMC nueva puede hacer 200-300 ciclos completos casi sin perder capacidad medible. La degradación inicial es lenta.
• Después viene un período lineal: cada ciclo le resta un poco de capacidad de manera más o menos constante. Es la fase central, y es la que los fabricantes modelan en el datasheet.
• Cerca del "fin de vida" (típicamente al 80% de SoH), la curva se inclina hacia abajo rápidamente. La degradación acelera. Una celda puede ir del 80% al 70% en una fracción de los ciclos que tardó en ir del 100% al 80%.
• Bajo el 70% algunas celdas empiezan a fallar bruscamente: una muere, arrastra a sus vecinas, y el pack entero queda comprometido.

Por eso la convención industrial fija el "fin de vida" al 80% de SoH: no es que la batería deje de funcionar, es que a partir de aquí, la evolución es cada vez más imprevisible. Es el momento de pensar en el reemplazo.

DoD vs ciclos totales: el dilema constante

La profundidad de descarga por ciclo (DoD, Depth of Discharge) es el factor más manipulable a nivel de diseño y de uso. Y aquí hay una relación matemática importante:

• A 100% DoD (cada ciclo del 100% al 0%), una celda NMC típica hace alrededor de 1.000 ciclos al 80% de SoH (rango típico: 1.000-2.000 según celda).
• A 80% DoD (por ejemplo, del 90% al 10%), puede hacer 1.500-2.500 ciclos.
• A 50% DoD (por ejemplo, del 75% al 25%), puede hacer 3.000-5.000 ciclos.
• A 35% DoD (ciclos superficiales habituales en campo), puede hacer 3.000-6.000 ciclos.
• A 20% DoD (ciclos muy superficiales), puede hacer >10.000 ciclos.

Estas cifras son datasheet — en condiciones ideales. En campo las dispersiones son grandes. Pero el patrón es real: hacer ciclos superficiales alarga mucho la vida. La pregunta es si eso compensa.

100% vs 80% vs 50% DoD: las cifras reales

Aquí viene el cálculo interesante. Supongamos que tienes una batería de 10 kWh nominal:

Estrategia	DoD	kWh por ciclo	Ciclos 80% SoH	kWh totales entregados
Agresiva	100%	10	1.000	10.000
Moderada	80%	8	2.000	16.000
Conservadora	50%	5	4.000	20.000
Muy conservadora	20%	2	12.000	24.000

A primera vista, la conservadora da 2 veces más energía total que la agresiva. Suena como una victoria obvia. Pero hay un truco:

• La estrategia agresiva acaba la vida de la batería en 2,7 años (1 ciclo/día × 1.000 ciclos)
• La conservadora tardaría 11 años en hacer los 4.000 ciclos

Y al cabo de esos 11 años, el calendar aging ya ha recortado capacidad por su lado. Una celda NMC al cabo de 10 años, en condiciones normales, nunca conservará el 100% de capacidad aunque no haga ni un solo ciclo. Puede estar al 75-85%. Por tanto, la conservadora no te ofrece realmente 20.000 kWh — ofrece probablemente unos 16.000-17.000.

Por qué "hacerla durar más" no siempre es mejor estrategia

Aquí viene el matiz estratégico importante: la profundidad óptima de ciclo depende del balance entre cycle aging y calendar aging.

• Si haces muchos ciclos por día (instalación industrial, microrred con consumo continuo), DoD bajos tienen sentido — el cycle aging dominará.
• Si haces pocos ciclos por día (instalación residencial estándar, ~300-365 ciclos al año), el calendar aging ya envejece la batería igualmente. No tiene tanto sentido "ahorrar" ciclos si el calendario te lo va a cobrar igualmente.
• Para una segunda residencia con uso esporádico, incluso DoD profundos ocasionales tienen poco impacto, porque el factor dominante es el calendar aging del tiempo que la batería está quieta.

Esta es una conclusión que a menudo sorprende a los clientes: "proteger" la batería haciendo ciclos superficiales solo es rentable si haces suficientes ciclos. En instalaciones residenciales estándar, la diferencia entre hacer DoD del 80% o del 50% es mucho menor de lo que parece, porque el calendar aging tiende a igualar las cosas al cabo de los años.

Y ahora viene la pregunta que motiva todo este artículo: ¿cuántos ciclos hace realmente una batería en una instalación SolarBox típica? ¿A qué temperatura? ¿Con qué patrón de uso?

Para responder a esto, hay que mirar datos reales. Y aquí viene la historia.

5. Por qué la mayoría de fabricantes no monitorizan en campo

Hay un vacío conceptual en el sector del almacenamiento que prácticamente nadie aborda abiertamente: la mayoría de fabricantes venden baterías y dejan de saber nada de ellas.

Piénsalo un momento. Cuando compras una lavadora, el fabricante tiene datos de fallos a través del servicio técnico. Cuando compras un coche, el concesionario registra cada visita y envía los datos al fabricante. Cuando compras un móvil, el sistema operativo envía constantemente telemetría al fabricante y a los desarrolladores de apps. Todas estas industrias aprenden del comportamiento real de sus productos en el mundo.

El almacenamiento es diferente. Una vez se ha vendido una batería, el fabricante generalmente nunca más sabe nada — hasta que falla y, en el mejor de los casos, hay una reclamación de garantía. Si la batería envejece dentro de parámetros aceptables y la reemplaza el cliente al cabo de 8-10 años, el fabricante no ha recibido ninguna señal de aprendizaje.

El coste de tener telemetría

¿Por qué pasa esto? Básicamente por tres motivos:

• Coste de infraestructura. Mantener un sistema de telemetría que recoja, procese y almacene datos de miles de packs durante 10-15 años requiere servidores, BD, equipo de ingeniería y coste operativo continuado. Una batería se vende una vez; el coste del monitoreo es recurrente.
• Falta de incentivo directo. El fabricante ya ha cobrado su margen. Saber que la batería que vendió hace 4 años está al 87% de SoH no genera ingresos adicionales — solo te genera obligaciones nuevas (avisos, mantenimiento predictivo, garantías).
• Complejidad de la cadena. Una celda la fabrica una empresa (CATL, Samsung, EVE), el pack lo monta otra (un integrador), el sistema lo instala una tercera, y lo usa el cliente final. ¿Quién debería monitorizar? El responsable nunca está claro.

El resultado es que la industria avanza sobre datasheets de laboratorio (bien hechos, pero abstractos) y sobre datos académicos de muestra reducida (rigurosos, pero a menudo con celdas nuevas en el laboratorio, no instalaciones reales). Lo que falta es el medio habitual: datos reales de cientos de packs en condiciones reales durante años.

Por qué nadie lo hace, y entonces por qué el sector no aprende

Esta ausencia tiene efectos acumulados en el sector:

• Los datasheets quedan estáticos: una celda de 2026 tiene datos publicados de 2024 con tests de 2022. La industria es lenta en actualizar.
• Las decisiones técnicas (química, BMS, dimensionado) se toman con información parcial.
• Los clientes toman decisiones basadas en promesas que nadie verifica en campo. Un fabricante puede decir "8.000 ciclos" y, como no hay datos públicos que lo contradigan, la cifra se repite como si fuera cierta.
• El aprendizaje colectivo es mucho más lento de lo que podría ser si hubiera un compromiso compartido por parte de la industria con datos abiertos.

Esta opacidad no es malintencionada — es simplemente el resultado de un mercado donde monitorizar cuesta dinero y nadie se beneficia individualmente de hacerlo. Pero es un fallo de información estructural que perjudica a todos: clientes, instaladores y, sí, también a los fabricantes serios que querrían mejorar sus celdas con datos reales.

Qué pierdes cuando no tienes datos propios

Una empresa que vende baterías sin monitorizarlas pierde:

• Capacidad de validar promesas propias. Si dices al cliente que tu batería hará 6.000 ciclos, pero nunca has medido en campo, estás apostando por tu propia palabra.
• Capacidad de detectar fallos tempranos. Una celda mala dentro de un pack puede decirle al BMS "todo bien" durante meses antes de fallar bruscamente. Sin un fleet manager serio, te encuentras el fallo cuando ya es catastrófico.
• Capacidad de mejorar el firmware iterativamente. Un BMS sin datos de retorno es un sistema ciego. Con datos de cientos de packs, puedes ajustar umbrales, algoritmos y estrategias.
• Argumento competitivo honesto. La diferenciación de mercado se hace difícilmente con especificaciones (que todos tienen) y fácilmente con datos de comportamiento real (que prácticamente nadie tiene).

En SolarBox, desde los primeros despliegues, decidimos que no podíamos permitirnos esta opacidad. Si queríamos crecer como empresa técnica seria, teníamos que tener datos propios. Pero este camino tuvo altibajos. Ahora te contamos nuestra historia.

6. En SolarBox: el viaje hacia un programa maduro de monitoreo

Esta es nuestra historia. Te la contamos completa porque creemos que tiene valor que otras empresas técnicas no exponen: los errores que cometes por el camino son tan valiosos como los aciertos.

Por qué empezamos a monitorizar

Desde los primeros despliegues comerciales de packs LiNMC, ya hace cinco años, tuvimos claro que un BMS sin feedback es un sistema ciego. Podemos confiar en los umbrales del fabricante para casos genéricos, pero cada instalación real tiene un perfil único: la temperatura ambiente, el patrón de consumo, el tipo de uso (residencial, camper, náutica), la calidad de la instalación eléctrica, el comportamiento del cliente.

Construimos el primer fleet manager con una idea simple: registrar tensión, corriente y temperatura celda a celda, continuamente, durante toda la vida del pack. Si tenemos estos datos de cientos de packs durante años, podemos hacer ciencia real sobre cómo envejecen las baterías en los lugares donde viven.

Empezamos a recoger datos. Nuestras celdas Samsung INR21700-50G, configuradas en topologías 13S20P+ (13 series, 20 o más paralelos por serie, ~260-400 celdas por pack, ~4 kWh nominales por pack a 51,2 V), empezaron a generar telemetría continua. Cada minuto, cada hora, cada día. Años de datos acumulados.

La caída: perdimos la base de datos

A principios de 2026, sufrimos una caída total de la base de datos del fleet manager v1. Las copias de seguridad eran incompletas (o, en algunos períodos, inexistentes). El resultado fue brutal: perdimos toda la telemetría histórica acumulada.

No tenemos costumbre de presumir de errores, pero ocultarlos sería peor. Fue un fallo de ingeniería propia: backups insuficientes, una arquitectura de datos que no habíamos revisado con el rigor necesario, una BD que tratamos como si siempre estuviera disponible. Una experiencia que ninguna empresa técnica querría vivir y que, por otro lado, todas deberían temer más a menudo de lo que piensan.

Lo que fue especialmente doloroso es que las celdas seguían físicamente en campo, haciendo su trabajo. Tenemos packs con 5 años de edad física que continúan funcionando. Pero el registro digital de su envejecimiento, día a día, ya no existe.

La respuesta fue reconocer el fallo y asumirlo, rediseñar la arquitectura con robustez real, y convertir esta caída en el origen de un programa de monitoreo profesional.

La respuesta: fleet manager v2 + redundancia

El fleet manager v2 entró en producción el 6 de febrero de 2026. Tiene tres características que el v1 no tenía:

• Telemetría estructurada en BD relacional (no logs planos). Cada lectura de cada celda queda indexada por pack, por serie, por momento, con integridad referencial. Si un día tenemos que hacer una query histórica, podemos.
• Snapshots semanales automatizados, redundados off-site. Cada viernes por la noche, el estado agregado de cada pack se guarda en un almacén separado. Si mañana la BD principal cae, no perdemos más de una semana.
• Datos exhaustivos de los últimos 6 meses siempre disponibles a alta resolución (lectura por minuto). Datos más antiguos se agregan a granularidad horaria para ahorrar espacio sin perder información relevante.

Este artículo, pues, no puede mostrar 5 años de degradación longitudinal. Esa historia se ha borrado. Lo que sí podemos mostrar es el primer trimestre del fleet manager v2: tres meses de observación estructurada del comportamiento real de 19 packs LiNMC bajo telemetría continua —de un fleet más amplio que opera en campo—, con edades físicas que van desde meses hasta más de cinco años.

Es poca ventana temporal, pero es la ventana que tenemos. Y lo que vemos tiene cosas interesantes que decir.

Qué ya podemos decir: snapshot del primer trimestre 2026

Aquí compartimos los hallazgos principales de los primeros 3 meses de operación del fleet manager v2 sobre el subset de 19 packs bajo telemetría continua. Todos los datos están anonimizados: identificamos los packs como #01 a #19, sin referencia a clientes ni ubicaciones.

Operación térmica saludable

La mediana de temperatura operacional en el fleet es 20,3 °C, con un percentil 95 en solo 25,9 °C. Hay picos puntuales hasta 50,8 °C, pero representan menos del 0,01% del tiempo. Cataluña, desde el punto de vista de una batería, es un clima benigno. Esta es la primera buena noticia: nuestras celdas no están sufriendo estrés térmico crónico.

Si comparamos esta mediana con la regla de Arrhenius simplificada (una batería a 25 °C envejece a velocidad X; a 35 °C, 2X), la conclusión es clara: a 20 °C de mediana, estamos claramente por debajo del rango donde el calendar aging acelera. Es una de las razones por las que el datasheet de Samsung 50G (testeado a 25 °C) probablemente subestima la vida útil real en campo cuando la celda trabaja a temperaturas inferiores la mayoría del tiempo.

DoD real mucho menor de lo que asume el datasheet

La mediana de profundidad de descarga por ciclo es 34,7%. Solo el 3,7% de los días superan el 80% DoD. La gran mayoría de los ciclos son superficiales.

Esta cifra es quizás la más importante de todo el report, porque desmonta una premisa que sostienen muchos cálculos LCOE conservadores: que las baterías hacen ciclos cercanos al 100% DoD. La realidad es muy diferente. Un ciclo típico en campo residencial es más bien un 30-40% DoD, porque el sol del mediodía carga la batería pero no la vacía del todo al atardecer, y a menudo los consumos nocturnos son modestos.

Esta diferencia tiene consecuencias directas en la vida útil. El datasheet de Samsung INR21700-50G indica del orden de 1.000 ciclos al 80% de SoH para aplicaciones estacionarias (a 100% DoD). La regla aproximada (ciclos ∝ 1/DoD) nos dice que a 35% DoD real, los ciclos equivalentes a 100% DoD se dividen por ~3, pero la vida útil cíclica total se multiplica por ~3. En términos prácticos: a 35% DoD una NMC puede hacer 3.000+ ciclos antes de llegar al 80% SoH.

Calendar aging presente

A pesar de la temperatura benigna y los DoDs moderados, hay un patrón que merece atención: las baterías pasan el 20,8% del tiempo a >90% de SoC. Es decir, una de cada cinco horas, las celdas están en el estado de carga elevada que acelera el calendar aging.

Es un patrón típico del autoconsumo solar: el sol del mediodía llena la batería, y si no hay consumo suficiente (o si el sistema no envía excedentes lo bastante rápido a la red), la batería queda al 100% durante horas. Este es uno de los efectos colaterales del dimensionado conservador: una batería grande sirve bien para picos de consumo, pero si está llena la mayoría de la tarde, el envejecimiento temporal se acelera.

Es un hallazgo concreto que tenemos a punto para actuar. Nuestra recomendación de firmware en desarrollo es limitar el SoC top a 85-90% en ausencia de demanda prevista (por ejemplo, en franjas horarias con baja probabilidad de consumo, basándonos en la media del cliente). Esto reduce el calendar aging aceptando una pérdida mínima de capacidad utilizable.

Heterogeneidad extrema entre packs idénticos

Este hallazgo es el que consideramos más valioso: los 19 packs bajo telemetría, todos con hardware idéntico, muestran una variabilidad 2,5× en actividad de ciclos entre el menos activo y el más activo.

Métrica	Pack menos activo	Pack más activo	Ratio
Ciclos equivalentes completos (FEC)/día	0,44	0,75	1,7×
FEC trimestrales	5,0	12,5	2,5×

Dos packs idénticos, instalados con la misma configuración, en clima similar, operan con perfiles completamente diferentes en campo. Esto justifica de manera contundente el sentido del fleet manager: dos packs con la misma garantía pueden estar envejeciendo a velocidades que difieren significativamente, dependiendo de patrones de uso que nadie anticipa en el momento de la venta.

Sin monitoreo, esta heterogeneidad es invisible. Con monitoreo, puedes decir al cliente del Pack #07: "tu sistema trabaja más intensamente de lo que planificamos. Recomendamos ajustar los umbrales de SoC para alargar la vida útil." Este tipo de servicio post-venta solo es posible con datos.

Actividad cíclica real y comparativa LCOE

La media de FEC en el fleet es 0,56 ciclos equivalentes completos/día (calculado por integración rigurosa del contador IQ30 cum_ah_charge y normalizado por la capacidad nominal del pack de 78,1 Ah). Equivale a ~17 FEC/mes o ~200 FEC/año proyectados.

Esta cifra hay que mirarla con dos contextos:

• Es claramente inferior a 1 ciclo/día que asumen muchos cálculos LCOE conservadores. Quiere decir que las baterías SolarBox en campo no están tan estresadas cíclicamente como presuponen los peores escenarios.
• Es, a la vez, suficiente actividad para que el cycle aging siga siendo un factor relevante. No son packs en reposo con solo calendar aging.

A 200 FEC/año, una batería con un datasheet de 1.000 ciclos base tardaría 5 años en agotarlos. Una de 2.000 ciclos, 10 años. La realidad (DoDs moderados al 35%) multiplica aún más esta vida útil, porque los 200 FEC reales son ciclos superficiales, no completas a 100% DoD.

Predicción empírica para validación futura

Aquí viene una predicción que queremos hacer explícita y dejar registrada para validarla con datos futuros.

A partir de los datos observados, podemos estimar el orden de magnitud del SoH actual de los packs con 5 años de edad física aplicando la regla power-law que relaciona ciclos y DoD:

• 5 años × 200 FEC/año ≈ ~1.000 FEC reales acumulados
• Aplicando la regla cycles ∝ DoD^(-0,65) para NMC, los 1.000 FEC al 35% DoD equivalen a ~485 ciclos a 100% DoD
• El datasheet Samsung INR21700-50G indica 1.000 ciclos al 100% DoD y 25 °C antes de llegar al 80% SoH — el doble que la celda 50E, más antigua y más común
• Además, nuestra mediana de temperatura (20,3 °C) es inferior a la del datasheet, hecho que ralentiza la degradación
• SoH estimado actual: rango 88-94%

Esta cifra es una estimación basada en una regla aproximada, no una medida directa, y tiene márgenes de error grandes. El comportamiento real depende de factores que no captura ninguna regla simple: la calidad de cada lote de celdas, la estrategia de carga del BMS, la frecuencia real de ciclos cercanos al 100% DoD (los 3,7% más extremos), y la cantidad de calendar aging acumulado.

La validaremos cuando tengamos 12-24 meses de histórico estructurado en el fleet manager v2 y podamos medir capacidades reales con precisión. Si la realidad futura confirma una cifra dentro del rango 88-94%, validaremos el modelo. Si es más alta (>94%), querrá decir que nuestras condiciones reales en campo son aún más favorables de lo que las reglas power-law sugieren — buena noticia. Si es más baja (<88%), identificaremos mecanismos de degradación no capturados por la regla DoD, muy posiblemente calendar aging acelerado por las horas a >90% SoC. Publicamos lo que encontramos, sea cual sea la cifra.

Balanceo BMS funcional

Un último dato operacional: la diferencia media de tensión entre celdas dentro de un pack (Δ_mV) es 2,77 mV. El umbral habitual donde un BMS empieza a tener problemas es 20-30 mV. Estamos claramente en zona saludable. Hay un pack puntual (#07) con un pico anómalo de 1.053 mV que interpretamos como error de lectura puntual, no fallo real. Este pack continúa operando con normalidad.

Este dato valida la calidad de nuestro firmware ESP32 de balanceo. Sin una cifra como esta, no podríamos afirmar nada; con ella, podemos afirmar con seguridad que nuestro BMS hace su trabajo.

La roadmap: qué publicaremos con 6, 12 y 24 meses

Este artículo es el primer report empírico del fleet manager v2. Nuestra intención es:

• A 6 meses (noviembre 2026): primer report con medida directa de capacidad por pack. Comparativa entre packs nuevos y antiguos. Validación o ajuste de la predicción empírica de SoH.
• A 12 meses (febrero 2027): primer año completo de datos estacionales. Análisis temperatura-degradación con base estadística. Comparativa estado de los packs LFP que empezamos a desplegar ahora.
• A 24 meses (febrero 2028): primer análisis longitudinal serio, con 2 años de datos estructurados. Empieza a tener sentido hablar de "patrones de degradación en campo".

A partir de ahí, el flujo de información será continuo. Ninguna empresa del sector catalán (que sepamos) publica este tipo de datos con esta granularidad. Queremos ser pioneros.

7. La decisión técnica: por qué migramos a LFP para estacionario

La experiencia con LiNMC en el fleet manager nos ha dado datos que nos hacen mantener la confianza en esta química para los usos donde aún la prescribimos. Pero a la vez, para aplicaciones estacionarias domésticas, estamos migrando a LiFePO4 en los nuevos proyectos. La decisión no se basa en una decepción con el NMC — se basa en cuatro argumentos técnicos claros cuando se mira la perspectiva 15 años vista.

1. Ciclos de base: una diferencia estructural

El argumento más directo es el de ciclos disponibles. El datasheet de la Samsung INR21700-50G que tenemos en el fleet especifica 1.000 ciclos al 100% DoD y 25 °C antes de llegar al 80% de SoH. Esta cifra es conservadora — testeada en laboratorio con condiciones agresivas (descarga continua a 1C, carga completa, temperatura constante). En campo real las condiciones son casi siempre más benignas.

Para aplicaciones estacionarias como las nuestras, con DoDs moderados (mediana 35% en el fleet) y temperaturas benignas (mediana 20,3 °C), las celdas NMC de calidad pueden hacer entre 2.000 y 4.000 ciclos antes de llegar al 80% SoH. Las LFP equivalentes alcanzan 8.000-15.000 ciclos. Estas cifras son órdenes de magnitud derivadas de la regla aproximada cycles ∝ DoD^(-0,65) para NMC y DoD^(-0,55) para LFP — no garantías. El comportamiento real depende mucho de temperatura, calidad de celda, ritmos de carga y estrategia de final de carga.

A 200 FEC/año como los que medimos en nuestro fleet, una NMC puede durar 10-20 años de cycle aging útil; una LFP, 40-75 años. En ambos casos, la celda deja de ser el factor limitante antes que el inversor o la edad del propio sistema. La diferencia práctica es que con LFP el margen es tan grande que las decisiones de mantenimiento ya no se toman por la batería — y eso simplifica enormemente la planificación a 20 años vista.

2. Seguridad química

La estructura olivina del LiFePO4 tiene una temperatura de descomposición del orden de 800 °C, muy por encima de los 200 °C del NMC. Esto se traduce en una propensión sustancialmente menor al thermal runaway. Para una batería que tiene que vivir dentro del garaje, al lado del coche, o en un local técnico de un hogar, esta diferencia tiene valor real — incluso si la probabilidad de un evento es muy baja.

Es también un argumento comercial: es más fácil obtener certificaciones, cumplir normativas locales, y convencer a aseguradoras cuando hablas de una química fundamentalmente segura.

3. Materiales más éticos

El NMC, como indica su nombre, contiene níquel, manganeso y cobalto. El cobalto en particular es un material problemático desde el ángulo ético: la mayoría de la producción mundial viene de la República Democrática del Congo, a menudo con cadenas de suministro opacas y graves problemas laborales. El níquel añade tensiones geopolíticas propias.

El LFP no tiene cobalto ni níquel. Sus componentes principales son hierro y fosfato, materiales abundantes y ampliamente distribuidos. Para una empresa que quiere hablar con credibilidad de transición energética justa, esta diferencia importa.

Y si hablamos de la próxima generación, las celdas de iones de sodio van aún más allá — no requieren ni siquiera litio. Pero de esto ya hablamos extensamente en nuestro artículo sobre celdas de sodio.

4. Rango de funcionamiento

Las celdas LFP estables operan en un rango más amplio (-10 °C a +55 °C de carga segura, hasta +60 °C en descarga) y, sobre todo, mantienen capacidad utilizable a bajas temperaturas mejor que el NMC cuando se dimensionan correctamente. Para aplicaciones de autoconsumo doméstico en climas diversos (no solo Cataluña — pensemos en montaña, segundas residencias en el Pirineo, instalaciones a clientes fuera del área costera), este rango simplifica el diseño.

Por qué mantenemos NMC para náutica

En náutica y ciertos usos de movilidad, la densidad energética es crítica. El NMC ofrece 180-220 Wh/kg vs. los 100-160 Wh/kg del LFP. En una embarcación, donde cada kilo y cada centímetro cúbico cuentan, la diferencia es práctica. Por eso mantenemos nuestra línea NMC para estas aplicaciones específicas, donde la densidad energética prevalece sobre los demás factores.

Es una decisión técnica, no ideológica. Cada química en su nicho óptimo. Lo que queremos ofrecer, y ya ofrecemos, es el conocimiento y el monitoreo para gestionar bien cualquiera de las dos.

8. ¿Y qué pasa con el sodio-ion?

Si hemos hablado del NMC y del LFP, no podemos ignorar lo que ya es una realidad comercial: las celdas de iones de sodio. CATL, BYD, Hithium y Envision tienen producto BESS en el mercado con especificaciones que superan al LFP en ciclos (15.000-20.000) y seguridad (operación de -40 °C a +70 °C, descarga segura a 0 V).

La curva de tensión del sodio es más inclinada que la del LFP, hecho que complica la estimación de SoC y obliga a un firmware más sofisticado. En SolarBox ya hemos empezado a adaptar nuestro BMS para gestionar esta característica, con perfiles de carga diferenciados para cada química.

Para usos residenciales estándar, el sodio-ion todavía no compensa: la densidad energética es 20-30% inferior, y el coste actual a nivel de celda (~59 USD/kWh) es ligeramente superior al LFP (~52 USD/kWh). Pero para microrredes con ciclos intensivos, casetas técnicas exteriores sin climatización o clientes que prioricen la trazabilidad ética de los materiales, empezamos a homologar celdas de iones de sodio.

Si quieres profundizar en esta tecnología y sus tres pilares estratégicos (materiales abundantes, durabilidad extrema y seguridad operativa), tienes nuestro artículo completo sobre celdas de sodio.

9. Conclusión: monitoriza o no sepas nunca cómo te va realmente

Hemos cubierto mucho terreno en este artículo. Resumiendo los puntos esenciales:

• Una batería de litio envejece por dos vías independientes pero que se multiplican: calendar aging (tiempo) y cycle aging (ciclos).
• El datasheet es un punto de partida, no una promesa: las condiciones reales en campo divergen siempre, a menudo en direcciones inesperadas.
• SoC y SoH son conceptos diferentes que un buen BMS tiene que gestionar por separado.
• Nuestro fleet manager v2, con 19 packs LiNMC bajo telemetría estructurada y 3 meses de operación, ya revela patrones concretos: temperaturas benignas, DoDs moderados al 35%, ciclos superficiales a 0,56/día, y una heterogeneidad 2,5× entre packs idénticos.
• Nuestra estimación de SoH para los packs con 5 años de edad física se sitúa en un rango del 88-94%, basada en una regla aproximada cycles ∝ DoD^(-0,65) para la celda Samsung INR21700-50G. Validaremos esta predicción los próximos 12-24 meses con medidas directas de capacidad.
• Estamos migrando a LFP para nuevas instalaciones estacionarias, no por fallo del NMC, sino por ciclos de base superiores, seguridad química, materiales más éticos y rango de funcionamiento más amplio.
• Mantenemos NMC para náutica por su densidad energética.
• El sodio-ion empieza a entrar en nuestro catálogo para usos específicos.

Qué te recomendamos

Si tienes una batería instalada: pregunta a tu instalador si la monitoriza. Si la respuesta es no, exige como mínimo que tengas tú acceso a los datos del BMS vía app. Sin datos, no hay optimización posible.

Si estás a punto de instalar: para estacionario residencial, prioriza LFP. Para náutica y movilidad, NMC sigue teniendo sentido. Para casos de uso específicos (ciclos intensivos, frío extremo, trazabilidad ética), considera el sodio-ion. Y, en cualquier caso, exige monitoreo.

Si eres una empresa instaladora: si todavía no tienes fleet manager, empieza ahora. La inversión inicial es elevada, pero es la diferencia entre una empresa que aprende y una que repite. Después de 5 años, los datos son un activo insustituible.

En SolarBox seguimos publicando. Próximamente: el primer report a 6 meses del fleet manager v2, con medida directa de capacidad por pack y validación de nuestra predicción empírica de SoH. Si quieres recibirlo, contacta con nosotros para hablar de tu proyecto.

---

Fuentes y lecturas recomendadas

• Samsung SDI, INR21700-50G datasheet, rev. 2024.
• Energy Storage News (2025-2026), State-of-Health benchmarking for stationary BESS.
• Wood Mackenzie / Benchmark Minerals, NMC vs LFP cell-level economics 2025-2026.
• Faradion (2025), Sodium-ion technology benefits and operating range.
• IRENA (2025), Innovation landscape for grid-scale storage.
• SolarBox Fleet Manager v2 Report Q1 2026 (datos propios).

---

SolarBox es un proyecto de almacenamiento inteligente y fleet management para sistemas solares autónomos e híbridos. Si quieres saber cómo integramos estas tecnologías en tus proyectos, contáctanos.