Baterías de 1, 2 o 4 horas, según la carga que pueden almacenar y suministrar, hibridadas con generación renovable o stand-alone, que se conectan directamente a la red eléctrica... hay un tsunami de proyectos que se están instalando por toda la geografía española.
Tanto es así que de los actuales 60 MW de capacidad que están ya conectados a red se espera que, en 2029, haya ya en operación entre 4.000 o 5.000 MW, casi los objetivos propuestos en el Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC).
El Gobierno no publicó un desglose rígido por tecnologías de almacenamiento, pero para llegar a los 22,5 GW propuestos se espera, según las estimaciones sectoriales, que el bombeo supere los 10 GW, la termosolar los 4,8 GW y, por tanto, quedarían unos 6 GW para baterías.
"Hemos revisado los 48 proyectos principales y hemos encontrado que los proyectos de baterías que se están llevando a cabo actualmente tienen una potencia media de 53 MW", explica en redes sociales Pablo Martínez, Iberia industry lead de Modo Energy, una plataforma de análisis de datos de mercado para el sector de las energías renovables,
"No está mal la cifra, pero hay muchos proyectos pequeños que no hemos contado, y eso bajará la media".
Además, según sus cálculos, "hay unos 600 MW anunciados en el BOE, que son los proyectos más maduros, y que llegarán a partir del 2027".
Y también están los proyectos que consiguieron ayudas europeas con los PERTE -de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA) y del Vehículo Eléctrico y Conectado (PERTE VEC)-.
"Es difícil calcular cuántos de esos proyectos están en marcha y cómo están los proyectos anteriores a 2024, hay mucha incertidumbre alrededor de estos primeros", apunta.
Aun así, se contabilizaron 45 proyectos ganadores del PERTE ERHA, de los cuales 35 eran de almacenamiento independiente (baterías stand-alone) y 10 de almacenamiento térmico con distintas tecnologías. Y otras convocatorias de ayudas para almacenamiento energético hibridado con renovables y bombeo hidráulico, adjudicaron ayudas a 36 y 4 proyectos respectivamente.
Rentabilidades de dos dígitos
Los desarrolladores que hacen públicos sus proyectos dicen que hay 1,8 GW más, señala Pablo Martínez. Y por último, también hay que contar con el acelerador de los fondos FEDER, subvenciones directas a los costes de construcción, enfocadas para almacenamiento.
En total, junto a los proyectos anunciados, "se podría alcanzar entre los 4 y 5 GW de aquí a 2029" en funcionamiento.
Y los números avalan esta avalancha de proyectos. El diferencial horario o spread en España sigue siendo uno de los más atractivos de Europa, se sitúa en los 94,6 euros/MWh para baterías de 1 h, según la media hasta ahora de 2025, dice Alessandro Sciarretta, Power and Gas Trader presso en DufercoPower.
Con spreads diurnos tan profundos, el simple arbitraje “cargo de noche – descargo en pico” genera ROIs (Retorno de la Inversión o por sus siglas en inglés, Return on Investment) competitivos incluso sin incentivos.
"Dependiendo del CAPEX de la batería, y a precios actuales del mercado, se podría amortizar el coste entre un año y año y medio", ha dicho Arturo Díaz-Tejeiro, consejero delegado de Solaria, en la conferencia telefónica con analistas e inversores institucionales de este martes, 30 de septiembre, para la presentación de sus resultados.
"A día de hoy, el retorno de la inversión en baterías es de dos dígitos, si no fuera así, no invertiríamos en esta tecnología", ha asegurado a preguntas de los analistas.
Cómo operar con baterías
Para sacarle la máxima rentabilidad a las baterías, Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management analysis manager en Optimize Energy, explica que "gracias a los indicadores de Red Eléctrica de generación en tiempo real para baterías" se puede observar su funcionamiento.
“Casi todo el volumen de carga se concentra en horas solares y el de descarga en horas nocturnas: cargar en precios baratos y descargar en precios altos”, explica el experto, señalando que esta es la razón principal por la que se están desarrollando las baterías desde que aparecen precios cero o negativos en las horas centrales del día.
Pero hay "momentos del resto del día donde hay cargas y descargas que a priori no entrarían dentro de una estrategia estándar de arbitraje", señala el experto.
Y apunta a que puede deberse a que participan en lo que se conoce como servicios de ajustes, mercados secundarios gestionados por el operador del sistema (REE), donde consiguen maximizar los ingresos de carga y descarga de la batería. O también usan la batería "para ser lo más fiel posible al programa que tiene la planta (hibridaciones) y así incurrir en las mínimas penalizaciones por desvíos".
Hay varias opciones para sacarle el mayor jugo a las baterías y optimizar el modelo, "no solo se puede acudir al mercado mayorista, también a los servicios de ajuste, al mercado intradiario, a las restricciones técnicas y buscar servicios específicos con otras plantas", concluye el experto de Mode Energy.