España se encuentra, literalmente, en una década decisiva para su transición energética. El país ya destaca por su potencia renovable instalada, pero si quiere aprovecharla al máximo necesita desplegar a toda velocidad tecnologías de almacenamiento: bombeo hidroeléctrico, despliegue de baterías a gran escala, termosolar con sales fundidas, soluciones térmicas e incluso hidrógeno y nuevas químicas de baterías. Y ahí es donde entran en juego las previsiones, los objetivos oficiales y las oportunidades de inversión.
El contexto global: renovables dominantes y expansión del almacenamiento
En el plano internacional, las proyecciones coinciden en que las energías renovables serán la columna vertebral de la generación eléctrica en las próximas décadas. Diversos escenarios de la Agencia Internacional de la Energía apuntan a que, hacia 2050, las fuentes renovables podrían representar alrededor del 62% del mix eléctrico mundial, empujadas por la fotovoltaica y la eólica.
Este cambio tan profundo implica que los sistemas eléctricos tendrán que contar con mucha más flexibilidad y capacidad de regulación. Las plantas térmicas clásicas irán cediendo terreno y esa función de ajuste la irán asumiendo, cada vez más, las baterías, el almacenamiento por bombeo, la termosolar con sales y otras tecnologías como el hidrógeno o el aire comprimido.
Según el World Energy Outlook, se espera que las baterías crezcan con fuerza como proveedoras de flexibilidad entre 2030 y 2050, con una tasa media de crecimiento anual cercana al 15% a nivel mundial. Es un salto enorme si se compara con la capacidad instalada actual, y coloca al almacenamiento en el centro de la planificación energética.
En paralelo, informes como los de BloombergNEF prevén que la capacidad mundial de almacenamiento aumente con fuerza a corto plazo: solo en 2025 se añadirían decenas de gigavatios de nueva potencia y cientos de gigavatios hora de capacidad, con China y Estados Unidos como claros líderes, seguidos por mercados europeos como Alemania, Reino Unido, Italia o España.
Este contexto global está impulsando también una carrera industrial por las baterías, en la que la Unión Europea quiere ganar autonomía estratégica frente a las grandes potencias asiáticas, reforzando toda la cadena de valor: desde el refinado de materias primas hasta el reciclaje y la segunda vida de baterías.
España: liderazgo renovable y necesidad urgente de flexibilidad
España cerró recientemente un ejercicio con una generación renovable cercana a los 150.000 GWh, lo que supone algo más de la mitad del mix eléctrico anual. Es una cifra que confirma el liderazgo renovable del país, especialmente en fotovoltaica y eólica, pero también deja claro que la red va a necesitar mucha más capacidad para absorber y gestionar esa producción.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) sitúa el listón muy arriba: para 2030 se fija un objetivo de 22,5 GW de potencia de almacenamiento instalada, sumando todas las tecnologías. Dentro de esa cifra, se contabilizan el bombeo hidroeléctrico, la termosolar con almacenamiento, las instalaciones de baterías y otras soluciones térmicas o emergentes.
Hoy por hoy, el sistema español cuenta con del orden de 7 GW de almacenamiento, en su inmensa mayoría hidráulico de bombeo, además de los sistemas de sales fundidas integrados en las centrales termosolares. Si miramos solo el bombeo, Red Eléctrica de España (REE) cuantifica aproximadamente 3,3 GW de capacidad de turbinación reversible, que actúan como una gigantesca “batería de agua”.
Las centrales termosolares con almacenamiento suman en España unos 6.675 MWh de capacidad de almacenamiento térmico y 870 MW de potencia de generación asociada. Muchas de estas plantas pueden funcionar hasta 7,5 horas sin radiación solar directa y una de ellas alcanza las 15 horas, lo que les permite aportar electricidad renovable nocturna de forma muy estable.
En cambio, el almacenamiento en baterías a gran escala está aún en una fase incipiente: apenas se contabilizan alrededor de 25 MW de baterías conectadas a red, aunque la cartera de proyectos supera con creces esa cifra, con gigavatios de potencia en tramitación o con permisos de acceso y conexión ya concedidos. La cartera de proyectos en tramitación evidencia el interés inversor y la demanda de capacidad adicional.
Objetivos oficiales: el “número mágico” de 22,5 GW
El número que más se repite cuando se habla de previsiones de almacenamiento en España es 22,5 GW. Esa es la meta de potencia de almacenamiento que el PNIEC actualiza para 2030, con la idea de poder gestionar la alta penetración renovable, reducir al mínimo la dependencia de centrales fósiles y asegurar el suministro incluso en situaciones de estrés del sistema.
Dentro de ese objetivo global se incluyen distintos bloques tecnológicos. Por un lado, está el bombeo hidroeléctrico, que ya supone unos 3,3 GW y para el que se prevé una expansión relevante mediante proyectos reversibles nuevos y ampliaciones de instalaciones existentes. Solo cuatro proyectos apoyados recientemente con 100 millones de euros de fondos públicos podrían añadir unos 2 GW adicionales de capacidad de turbinación.
La termosolar con almacenamiento también juega un papel clave. España ya cuenta con 18 centrales con tanques de sales fundidas, la mayoría de 50 MW de potencia y 7,5 horas de almacenamiento. El PNIEC contempla una contribución de unos 3,6 GW de termosolar dentro del paquete total, consolidando a esta tecnología como “energía renovable nocturna” con un coste competitivo frente a combinaciones de fotovoltaica más baterías y frente al propio bombeo.
El resto del objetivo hasta los 22,5 GW lo deberán aportar, principalmente, las baterías a gran escala y otros sistemas electroquímicos o térmicos. En la práctica, eso significa desplegar varios gigavatios de sistemas BESS (Battery Energy Storage System), tanto hibridados con renovables como en modalidad independiente, con duraciones que irán desde una a varias horas.
El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y el MITECO han puesto en marcha programas de ayudas por cientos de millones de euros para acelerar este despliegue. A los 840 millones destinados a proyectos de almacenamiento en una primera oleada se suman nuevas convocatorias, algunas cofinanciadas con fondos FEDER 2021-2027, que añaden otros 700 millones orientados a soluciones tanto stand-alone como hibridadas.
Dinámicas de mercado y visión de los reguladores
Las previsiones de almacenamiento no solo se juegan en los planes nacionales, también pasan por cómo se modeliza el sistema eléctrico y qué hipótesis se usan. La Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) ha analizado la Evaluación Nacional de la Adecuación de Recursos (NRAA) elaborada por Red Eléctrica y ha detectado dos puntos conflictivos.
En primer lugar, ACER considera que España ha sido demasiado conservadora al estimar el despliegue de almacenamiento para 2030. El estudio nacional solo incluye los proyectos ya asegurados mediante apoyo público, lo que deja la previsión en unos 8,6 GW, muy por debajo de los 16,6 GW que proyecta la Evaluación Europea de la Adecuación (ERAA 2024) y de la senda implícita en el propio PNIEC.
En segundo lugar, el regulador europeo cuestiona que se haya aplicado un perfil de mantenimiento fijo para los ciclos combinados de gas tomando como referencia el año 2026 para todos los años analizados. A su juicio, esta simplificación no encaja con la evolución real del sistema, donde los picos de riesgo se desplazarán hacia el invierno y la estructura de la demanda será diferente.
Pese a estas objeciones, ACER concluye que el impacto de esas hipótesis sobre el resultado final de la adecuación es limitado, en parte porque la menor penetración de baterías y las restricciones al parque de gas se compensan en el modelo con un menor volumen de cierres de ciclos combinados durante la evaluación económica. Aun así, anima a España a corregir estos supuestos en futuros estudios, sobre todo teniendo en cuenta el peso creciente del almacenamiento y la flexibilidad en el nuevo diseño del mercado eléctrico europeo.
Estas evaluaciones no son un mero ejercicio académico: sus conclusiones van a influir directamente en el diseño de los futuros mercados de capacidad, que serán uno de los pilares para garantizar ingresos estables a las instalaciones de almacenamiento y animar a los inversores a dar el paso a proyectos a gran escala.
El gran despegue del mercado de baterías y los sistemas BESS
El informe “EY Infrastructure Compass 2025” y distintos análisis sectoriales coinciden en que el segmento de baterías en España ha experimentado un salto notable: se ha pasado de un valor de mercado cercano a los 417 millones de dólares en 2019 a unas proyecciones que superan los 2.100 millones para 2029. A escala global, la expectativa es un crecimiento anual cercano al 15% entre 2030 y 2050.
En el plano residencial y comercial, las tasas de crecimiento previstas son aún más llamativas, con incrementos cercanos al 30% anual hasta 2030. Esto se traduce en miles de instalaciones de autoconsumo con baterías asociadas, que permiten a hogares y pymes reducir su dependencia de la red, recortar su factura eléctrica y mejorar la gestión de picos de demanda. Muchas de estas soluciones están explicadas en guías prácticas sobre almacenamiento en el hogar.
Uno de los grandes catalizadores de esta expansión es la drástica bajada de costes de las baterías de ion-litio. Se estima que desde 2010 hasta 2024 su precio medio se ha reducido en torno a un 90%, situándose alrededor de los 115 dólares por kWh, con previsiones de que continúe descendiendo conforme la industria gane escala y se consoliden nuevas químicas.
Empresas como Solaria están aprovechando esta tendencia para desarrollar proyectos BESS hibridados con grandes plantas fotovoltaicas. La compañía suma alrededor de 1 GWh de proyectos en ejecución y más de 5 GWh en desarrollo en España, Italia, Portugal y Alemania. Estos sistemas se integran en los parques solares o cerca de sus subestaciones, agilizando la tramitación ambiental y reduciendo los costes de evacuación. El crecimiento del segmento de baterías para integración con renovables refuerza esta tendencia.
Además, se están articulando vehículos específicos de inversión, como joint ventures dedicadas en exclusiva al negocio BESS autónomo, con carteras de varios gigavatios hora y capital propio comprometido. Todo ello refuerza el papel de España como plataforma relevante del almacenamiento de energía en Europa, tanto por recurso renovable disponible como por atractivo inversor.
Diseño de mercado, “pila de ingresos” y viabilidad económica
Una cosa es que la tecnología exista y sea competitiva, y otra muy distinta es que los proyectos consigan cerrar financiación. Aquí entra en juego el concepto de “pila de ingresos” (revenue stack), es decir, la combinación de diferentes fuentes de retribución que permitan a las baterías y otros sistemas de almacenamiento recuperar la inversión con una rentabilidad razonable.
Entre las vías de ingresos más habituales aparecen el arbitraje energético (cargar cuando el precio es bajo y descargar cuando es alto), la prestación de servicios de balance y regulación de frecuencia, la participación en mercados de ajuste y, cada vez más, los pagos asociados a mercados de capacidad o mecanismos de capacidad.
En el norte de Europa, los diferenciales de precios entre horas valle y pico son lo bastante amplios como para que el arbitraje energético por sí solo pueda sostener buena parte de la inversión en BESS. En la península ibérica, sin embargo, esos diferenciales son más estrechos, lo que hace que los proyectos de almacenamiento no se sostengan solo con la compra barata y venta cara de energía.
Por eso se considera crucial desplegar un mercado de capacidad sólido y predecible en España, que se espera que quede definido alrededor de 2025. Este mecanismo debe complementar los ingresos obtenidos en el mercado diario y de servicios, y ofrecer una señal clara de largo plazo para que bancos y fondos de infraestructuras se animen a financiar activos con vidas útiles de 15 a 25 años.
Los analistas destacan también el papel clave de los acuerdos de compra de energía (PPA) y de servicios de flexibilidad como instrumentos que pueden aportar estabilidad de ingresos a proyectos híbridos de generación más almacenamiento. Herramientas de modelización avanzada, apoyadas en aprendizaje automático, se utilizan ya para estimar escenarios de precios y de ingresos a varios años vista, algo imprescindible para tomar decisiones de inversión informadas.
Tecnologías de almacenamiento: bombeo, termosolar, baterías e innovación
El mapa tecnológico del almacenamiento energético en España y en Europa es cada vez más diverso. No se trata de una carrera en la que haya un único ganador, sino de combinar tecnologías complementarias que cubran distintas escalas de tiempo: desde segundos u horas hasta semanas o incluso meses.
El bombeo hidroeléctrico es, a día de hoy, la gran “columna vertebral” del almacenamiento masivo en España. Estas instalaciones bombean agua a un embalse superior cuando hay excedentes de energía y la dejan caer a través de turbinas cuando la electricidad es más cara o la red lo necesita. Su gran baza es la larga vida útil, la baja degradación y la capacidad para aportar estabilidad estacional al sistema.
Las centrales termosolares con sales fundidas han demostrado durante más de una década que son capaces de ofrecer electricidad renovable nocturna de forma fiable. España destaca a nivel mundial en esta tecnología gracias a centros de I+D como la Plataforma Solar de Almería y a empresas nacionales que han liderado su desarrollo y exportación.
Las baterías electroquímicas, con las de ion-litio a la cabeza, se han convertido en la opción favorita para el almacenamiento de corta y media duración, por su rapidez de respuesta y su flexibilidad para integrarse en plantas de generación, instalaciones industriales o incluso a nivel de barrio. Empiezan a tener también presencia las baterías de flujo de vanadio en proyectos piloto o de demostración, capaces de ofrecer duraciones de varias horas con un buen perfil de degradación.
A más largo plazo, tecnologías como el hidrógeno verde, el almacenamiento en aire comprimido o las baterías de sodio-ion prometen ampliar aún más el abanico de soluciones. La Comisión Europea ha puesto el foco en el almacenamiento de larga duración (más de 10 horas) y a escala estacional, imprescindible para cubrir periodos prolongados de baja producción renovable. El almacenamiento en aire comprimido es una de las opciones exploradas para estas duraciones.
Europa: autonomía estratégica en baterías y reformas de mercado
En el ámbito europeo, la Asociación para el Almacenamiento de Energía (EASE) calcula que solo en 2023 se instalaron más de 10 GW de nueva capacidad de almacenamiento, más del doble que el año anterior. Alemania lidera el despliegue residencial con cientos de miles de sistemas domésticos, muchos vinculados a autoconsumo fotovoltaico, mientras que otros países, como España, avanzan a un ritmo algo más moderado.
Una de las prioridades de la Unión Europea es reducir la dependencia de materias primas críticas como el litio, el cobalto o el níquel, de los que actualmente importa la mayor parte. Se espera que la demanda de algunos de estos materiales se multiplique por decenas hacia 2040, lo que hace urgente diversificar proveedores, mejorar el reciclaje y apostar por tecnologías alternativas.
El programa Horizon Europe y otras iniciativas de I+D canalizarán fondos significativos hacia proyectos que busquen baterías más sostenibles, procesos de refinado menos intensivos y soluciones de reciclaje avanzadas. También se están apoyando líneas de trabajo en baterías de sodio-ion, de estado sólido y otras químicas emergentes que podrían reducir la presión sobre los materiales críticos.
En paralelo, el plan RePowerEU fija la ambición de alcanzar alrededor de 200 GW de capacidad de almacenamiento instalada en 2030, combinando todo tipo de tecnologías. Lograr esa cifra requiere, además de tecnología, eliminar barreras regulatorias y crear mercados específicos para los servicios de almacenamiento, algo que ya se está empezando a ver en países como Francia o Alemania mediante subastas dedicadas a baterías.
La reforma del mercado eléctrico europeo prevista para esta década obligará a los Estados miembros a definir planes nacionales de flexibilidad del sistema, con objetivos concretos para soluciones como el almacenamiento energético, la gestión de la demanda y la respuesta activa del consumidor.
Impacto en hogares, pymes y tejido industrial
El despliegue de sistemas de almacenamiento no es solo una cuestión de grandes redes y centrales eléctricas: también tiene un impacto directo en hogares, pequeñas empresas e industrias. El autoconsumo fotovoltaico con baterías asociadas permite a muchos usuarios almacenar la energía sobrante del mediodía y utilizarla por la noche, reduciendo su exposición a los precios del mercado. Este modelo de autonomía energética individual está ganando tracción.
En el caso de comunidades autónomas como Andalucía o Cataluña, las convocatorias de ayudas al almacenamiento están impulsando proyectos de gran tamaño, tanto independientes como híbridos con renovables. Algunas iniciativas superan los 200 MW de capacidad de almacenamiento y reciben decenas de millones de euros en subvenciones, lo que refuerza la creación de empleo local y el impulso a la industria asociada.
Para las pymes y las empresas electrointensivas, integrar almacenamiento puede suponer un salto competitivo relevante. La posibilidad de desplazar consumos a horas baratas, reducir potencias contratadas y mejorar la calidad del suministro convierte estas soluciones en una herramienta de gestión de riesgos, especialmente en mercados volátiles.
Además, la fabricación y el despliegue de baterías, sistemas electrónicos de potencia y plataformas digitales de gestión de la energía configuran un nuevo ecosistema industrial ligado al almacenamiento. España aspira a posicionarse como polo de producción y ensamblaje de baterías y componentes, apoyado por programas de inversión público-privados y por su fuerte base renovable.
La combinación de renovables, almacenamiento y electrificación de la demanda (por ejemplo, con aerotermia o vehículos eléctricos) abre la puerta a hogares prácticamente libres de emisiones, donde buena parte de la energía consumida procede de fuentes limpias generadas y gestionadas de forma inteligente a nivel local.
Lo que se dibuja a partir de todas estas previsiones es un panorama en el que el almacenamiento de energía deja de ser un complemento y pasa a ser un auténtico pilar del sistema eléctrico: España se marca objetivos ambiciosos de 22,5 GW, Europa acelera su apuesta por las baterías sostenibles y el almacenamiento de larga duración, y el mercado comienza a articular los mecanismos -ayudas, mercados de capacidad, nuevos modelos de negocio- que harán viables los proyectos; si esta combinación de tecnología, regulación e inversión se consolida, el almacenamiento permitirá exprimir al máximo el potencial renovable, estabilizar precios y construir un sistema energético mucho más robusto y descarbonizado.
