Ford ha decidido reconvertir su capacidad de fabricación de baterías para vehículos eléctricos en un negocio de almacenamiento energético a gran escala. La jugada tiene nombre propio: Ford Energy, una nueva división con 2.000 millones de dólares de inversión prevista para los próximos dos años y el objetivo declarado de suministrar baterías a centros de datos, eléctricas y grandes consumidores industriales.
Por qué ahora. El punto de partida no es precisamente el ideal para la compañía. La división de eléctricos de Ford acumuló unas pérdidas netas de 11.100 millones de dólares solo en el cuarto trimestre de 2025, según Reuters. Para este año, la compañía prevé seguir perdiendo entre 4.000 y 4.500 millones de dólares adicionales en su división de eléctricos y software. “Creo que el cliente ya ha hablado,” contaba a los inversores el propio CEO de Ford, Jim Farley.
Con fábricas de baterías funcionando a baja capacidad y el mercado del vehículo eléctrico en Estados Unidos en caída libre, especialmente tras la eliminación de las ayudas de 7.500 dólares el pasado septiembre, Ford ha optado por no desmantelar esa infraestructura, sino redirigirla.
Qué es Ford Energy y cómo funcionará. La apuesta se articula alrededor de la planta de Glendale, Kentucky, que será reconvertida para fabricar sistemas de almacenamiento energético a escala de red. Según contaba Ford a finales del pasado año, la instalación producirá células LFP (litio-ferrofosfato) y módulos de almacenamiento. La tecnología de celda utilizada está licenciada por la firma china CATL, con quien Ford ya tenía acuerdos en su línea de vehículos eléctricos.
El plan, según afirma la propia compañía, es tener capacidad operativa inicial en un plazo de 18 meses y alcanzar al menos 20 GWh de producción anual a finales de 2027. En paralelo, la planta BlueOval Battery Park Michigan, en Marshall, seguirá adelante con su producción de celdas LFP para el próximo camión eléctrico mediano de Ford, pero también fabricará celdas de menor amperaje orientadas al almacenamiento residencial.
Lisa Drake, la directiva que encabeza Ford Energy, explicaba que la oportunidad “predominante” del negocio estará en los clientes comerciales de red eléctrica, con los centros de datos como segunda prioridad y el segmento residencial como tercera pata. Drake también señaló que, al salir al mercado a explorar la demanda, quedó claro que la tecnología preferida por los clientes era precisamente el sistema LFP prismático en contenedor, algo que Ford podía fabricar sin problema gracias a sus licencias.
Por su parte, John Lawler, vicepresidente de Ford, contaba en el comunicado que el propósito central de Ford Energy es “capturar la creciente demanda de almacenamiento de energía fiable que refuerza la estabilidad y resiliencia de la red eléctrica para utilities y grandes consumidores.”
El mercado que quiere conquistar. La explosión de la inteligencia artificial está disparando el consumo eléctrico de los centros de datos a escala global. La Agencia Internacional de la Energía sitúa la demanda de estos centros en torno a 945 TWh para 2030, aproximadamente el 3% del consumo eléctrico mundial, con un crecimiento proyectado del 15% anual. Solo en Estados Unidos, según el Battery Council International, ese consumo podría duplicarse hasta situarse entre 400 y 600 TWh en la misma fecha.
En ese escenario, el almacenamiento energético a gran escala se convierte en infraestructura crítica y Ford, al igual que muchos otros fabricantes reconvertidos, ven una gran oportunidad de negocio.
Ford llega tarde, pero no está solo. El problema es que Tesla lleva una década de ventaja. Su negocio de almacenamiento energético desplegó 46,7 GWh solo en 2025, un 48% más que el año anterior según TechCrunch, y fue además más rentable que su propia división de coches eléctricos, con márgenes brutos cercanos al 30% frente al 15% del automóvil. General Motors también ha movido ficha: su joint venture con LG Energy Solution acaba de invertir 70 millones de dólares para reconvertir su planta de Tennessee, al sur de Nashville, en producción de baterías para almacenamiento.
La transición, sin embargo, no es sencilla ni barata. Cambiar una fábrica de química de níquel, habitual en baterías para coches eléctricos, a LFP puede llevar hasta 18 meses y costar varios cientos de millones de dólares, según comparten desde Reuters. A eso se suma la dependencia tecnológica de China, que domina la cadena de suministro del LFP, y los aranceles estadounidenses del 35% sobre materiales de cátodo y ánodo de origen chino.
Lo que esto significa a largo plazo. Tal y como cuentan desde el medio, aunque la demanda de almacenamiento energético en Norteamérica se prevé que casi se duplique en cinco años, pasando de 76 a 125 GWh, eso no alcanza para absorber los más de 275 GWh de capacidad productiva que la industria del automóvil ha instalado pensando en el eléctrico. El almacenamiento alivia el problema, pero no lo resuelve del todo.
Aun así, esta misma reorientación es a la que han optado muchos otros fabricantes de automóviles con el fin de aprovechar su infraestructura y contener las pérdidas a causa de sus coches eléctricos, sobre todo en Estados Unidos, que es donde la cosa está bastante más floja.