Parque de baterías para almacenamiento de energía
Instalar baterías en España ya es competitivo, pero no despega el sector: así lo han conseguido Italia y Suecia en tiempo récord
La instalación de almacenamiento en baterías se ha disparado en Europa, con una capacidad acumulada en febrero de 2025 de 10,7 GW.
Más información: Se avecina la ‘canibalización’ de las baterías: hay 22.000 MW de solicitudes de acceso a la red y se necesitan sólo 2.000 MW
El apagón total que vivió la península ibérica el pasado 28 de abril ha abierto la caja de Pandora de las carencias del mix eléctrico español. Hay que buscar soluciones que aumenten la resiliencia de las redes en distintos niveles y nadie duda ya de que los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) son una de las claves. Y en España, el mercado eléctrico sigue ofreciendo un diferencial horario atractivo para que salgan los números.
Pero, mientras se están desarrollando proyectos de baterías a pasos de gigante en los países vecinos de Europa, en España no despegan. Si en Europa la capacidad instalada acumulada en febrero de 2025 alcanzó los 10,7 GW que equivalen a 17,5 GWh, en nuestro país apenas siguen siendo 60 MW, según un informe realizado por Our New Energy (ONE) para beBartlet.
Italia en tan solo un año ya ha instalado 1 GW. Reino Unido cuenta actualmente con casi 6 GW de capacidad de BESS operativa a escala de red (casi 8,3 GWh). Y además, se está construyendo una cantidad significativa de capacidad adicional, con planes para aumentarla sustancialmente en los próximos años.
O en Suecia, que sólo en 2024, la capacidad de almacenamiento de baterías aumentó de 80 MW a 610 MW, una subida del 700%. También en Alemania, sólo el año pasado, alcanzó los 19 GWh, lo que representa un aumento del 50% respecto al año anterior.
Las proyecciones para el futuro son aún más impresionantes: se espera que la capacidad total instalada aumente seis veces antes de 2030, con tasas de crecimiento sostenidas entre el 30-40% durante los próximos años. Esto convertirá el almacenamiento en baterías en uno de los sectores más dinámicos dentro de la transición energética europea", señala la consultora One New Energy (ONE).
Incentivos a las baterías
ONE señala que Suecia representa "el ejemplo perfecto de cómo los mecanismos de mercado pueden impulsar eficazmente el despliegue de baterías sin necesidad de esquemas de ayudas públicas o subastas que distorsionen el mercado". El modelo sueco se basa en un principio fundamental: crear las condiciones adecuadas para que el mercado financie la transición por sí mismo.
En lugar de "socializar" el coste mediante subsidios o mecanismos artificiales, Suecia ha optado por desarrollar y perfeccionar sus mercados de servicios auxiliares.
"¿Cómo? Abriendo la participación a cualquier tecnología capaz de cumplir con los requisitos técnicos, y flexibilizando estos requisitos hasta lo estrictamente necesario para garantizar la seguridad del sistema. El resultado es un ecosistema dinámico donde una batería puede participar en hasta 7 servicios de ajuste", señalan los expertos.
Los sistemas que mejor se adaptan a este modelo son baterías de 1-2 horas de duración, optimizadas para entregas rápidas de energía. Y lo más importante: los mecanismos de mercado funcionan como reguladores naturales. Cuando un servicio empieza a saturarse (como ocurrió con el FCR-D en 2024), los precios bajan y los inversores redirigen sus recursos hacia otros servicios con más demanda, manteniendo el equilibrio entre oferta y demanda sin intervención externa.
Crecimiento proyectado del almacenamiento en baterías en Europa (GWh)
Italia ha optado por un camino diferente, basado en contratos a largo plazo que proporcionan estabilidad y certidumbre a los inversores. El operador de la red nacional, Terna, ha diseñado un mecanismo específico: MACSE (Mercato a termine degli stoccaggi o Mercado de futuros para almacenamiento). La primera subasta de este programa se celebrará el 30 de septiembre de 2025, con el objetivo de subastar capacidad para un máximo de 10 GWh y con un requisito mínimo de capacidad de descarga de 8 horas a máxima potencia.
A diferencia del modelo sueco, el enfoque italiano representa una "re-regulación" del mercado. En este esquema, el operador del sistema "compra" la flexibilidad para operarla según sus criterios, ofreciendo a cambio retornos financieros garantizados a los inversores mediante contratos de larga duración (12-14 años), dice ONE.
Precios competitivos en España
"El mercado eléctrico español sigue ofreciendo un diferencial horario atractivo para el almacenamiento. El arbitraje energético diario (cargar en horas valle y descargar en horas pico) mantiene su relevancia en 2025, aunque con ciertos matices respecto a años anteriores", señala en redes sociales Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management Analysis manager en la consultora Optimize Energy.
Durante la última década, los spreads —diferenciales de precio entre horas baratas y caras— se mantuvieron bajos y relativamente estables hasta 2020, continúa el experto. "El año 2022 marcó un récord histórico, por la crisis energética europea, y en 2025, España presenta un medio de más o menos 94,6 euros/MWh para baterías de 1 hora de duración. Alemania, Bélgica y Países Bajos se sitúan en valores algo más elevados (alrededor de 120-130 euros/MWh), mientras que Italia queda algo por debajo (unos 79,9 euros/MWh)".
En definitiva, España ofrece un spread competitivo en 2025, comparable al de sus vecinos europeos, muy superior a los niveles de la última década y con expectativas de seguir creciendo con la entrada de más y más renovables, concluye García Ruiz.
