El sector energético español es uno de los más avanzados y diversificados de Europa. En materia eléctrica, en concreto, la situación es igual con un mix muy balanceado y con gran penetración de diversas tecnologías. Sin embargo, hay segmentos que ya no generan tanto apetito … entre los inversores, como es el caso de la energía solar fotovoltaica y la eólica. Por eso, buscan cada vez más otras alternativas, y todos los focos los centra el almacenamiento, tanto en forma de baterías como de bombeo hidráulico. El problema es que el Ejecutivo no está sabiendo transmitir las señales adecuadas de inversión y, además, a nivel regulatorio tampoco es capaz de legislar para transmitir confianza a los agentes del sector.
Esta situación es algo latente. Desde la firma de servicios profesionales Alvarez & Marsal (A&M) explican a este periódico que el interés de los inversores se está desplazando de la generación pura, especialmente tras la saturación y caída de valor en los proyectos fotovoltaicos, hacia otros activos, entre los que destacan el almacenamiento y las baterías. Recuerdan que los planes de negocio de prácticamente todas las empresas de energía para proyectos solares y eólicos ya incorporan baterías.
Asimismo, y por sus peculiaridades técnicas, desde A&M aseguran que los desarrolladores tienen identificados los nudos de la red más rentables para instalar almacenamiento, y por eso existe una urgencia por implementarlos para asegurar estas posiciones. De igual modo, aunque no son excesivamente difíciles de construir los sistemas de baterías, su gestión operativa no es sencilla; requiere una coordinación compleja de ciclos de carga y descarga que va más allá de lo que sería ‘enchufarlas’. Pero el problema llega a la hora de abrir los bolsillos.
El socio director de Transición Energética del despacho de abogados Ashurst, Andrés Alfonso, y la socia de Bancario y Financiero de la firma, Irian Martínez, explican a ABC que una de las grandes trabas «es la ausencia, a día de hoy, de un mecanismo operativo de pagos por capacidad que remunere potencia firme y estabilice una parte del flujo de caja de los proyectos». Es decir, no existe un incentivo económico desde la Administración, y lleva varios años de trámites legislativos para poner en marcha este sistema de respaldo de la red.
Señalan los expertos que «mientras el mecanismo no entre en vigor con sus procedimientos de operación asociados, las baterías dependerán de arbitraje de precios y de servicios de balance aún inmaduros, con ingresos volátiles y sin un suelo retributivo».
Más problemas
Otro de los retos del sector es la capacidad de atraer financiación. En proyectos de baterías con hibridación (que llevan asociadas un parque renovable), la convivencia con la financiación del desarrollo de otras tecnologías es a veces complicada. Además, existe una exposición al mercado diario –que ofrece precios muy bajos en algunos momentos– que encarece el apalancamiento sin recursos, explican desde Ashurst.
A nivel técnico, existe otra barrera sobre el acceso y conexión a la red, donde confluye la doble naturaleza de las baterías y la congestión de nudos. El real decreto 1183/2020 establece que las instalaciones de almacenamiento que puedan verter se tramitan como generación a efectos de acceso y conexión, sin perjuicio de que cuando cargan operan como demanda y requieren su propio permiso y contrato técnico de acceso; en consecuencia, estos sistemas de almacenamiento necesitan dos permisos: uno de generación y otro de demanda.
Números que no cuadran
La ambición de España en el tema del almacenamiento es de sobra conocida. El Gobierno reforzó el objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) y lo situó en 22,5 GW de capacidad de almacenamiento para 2030, combinando tecnologías como las baterías, el bombeo hidroeléctrico y las soluciones térmicas. Sin embargo, nuestro país está aún muy lejos de ello ya que, según datos de Red Eléctrica, a 31 de diciembre de 2025 la potencia instalada era de 3,427 GW de los cuales la gran mayoría, 3,331 GW, son de bombeo y de baterías apenas 96 MW.
Las baterías tienen una regulación compleja por su papel de generador y demandante de energía, pero está estancada
Asimismo, el apetito empresarial y del sector financiero es notorio en el mundo renovable, pero las operaciones para desplegar no son aún demasiado numerosas. Quien aspira a ser un actor clave es Grenergy, cuyo negocio se basa en gran medida en el almacenamiento y que en su último plan estratégico proyectó 3.500 millones de euros de inversión a nivel global, de los cuales una parte importante serían para España.
Otro de los actores que ha sido protagonista ha sido Engie con la adquisición de dos proyectos de almacenamiento de baterías a gran escala en Andalucía a la empresa Rolwind Renovables; una inversión de más de 240 millones de euros entre 2026 y 2028. Recientemente, también se produjo una adquisición por el conglomerado industrial suizo-sueco ABB a Siemens Gamesa, la cual incluye parte de almacenamiento también.
Sobre los apoyos a la inversión, el IDAE ha resuelto la primera convocatoria Feder 2021–2027 para proyectos de almacenamiento a gran escala, elevando la dotación un 20% hasta 839 millones de euros y preseleccionando 143 proyectos por unos 2,4 GW y 8,9 GWh. La resolución definitiva de 26 de diciembre de 2025 confirma ayudas a 133 proyectos por unos 10 GWh. La convocatoria permite anticipos de hasta el 100% tras la resolución definitiva, con plazo de ejecución de hasta 36 meses y fecha límite septiembre de 2029, e incluye baterías, hibridados, bombeo y térmico.