Megaparque de baterías en EEUU
Cuenta atrás para las baterías en España: en 2027 se conectará tanta capacidad como el parque nuclear existente
Hay casi 7 GW que ya tienen expediente aprobado en el BOE.
Y en los próximos 18 meses, se puede multiplicar por 10 su capacidad.
Más información: Cientos de proyectos de baterías para almacenar energía, listos para su construcción en España y para ofertas de compraventa
Cuenta atrás para que las baterías tengan un papel protagonista en el mix eléctrico peninsular. El almacenamiento, hasta ahora una tecnología prácticamente testimonial, con apenas 260 MW conectados a red (datos actuales de REE), afronta una aceleración sin precedentes.
Los proyectos anunciados apuntan a una irrupción importante de nuevas instalaciones a partir de la segunda mitad de 2027. Podría entrar en funcionamiento una capacidad cercana a la nuclear existente actualmente (7,1 GW), repartidos entre siete reactores.
"Según la fotografía del mercado a agosto de 2026, existen 10,3 GW de proyectos de baterías anunciados hasta 2029, de los que 6,4 GW ya cuentan con expediente en el BOE", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Pablo Martínez, Country Manager de Modo Energy, plataforma internacional de análisis del sector del almacenamiento.
"La fotovoltaica está en un punto tan conflictivo que todos los promotores están hibridando sus parques", apunta, pero la puesta en marcha de muchos de esos proyectos se puede retrasar y ese despliegue se podría prorrogar hasta 2029.
El problema ya no es demostrar que existe un enorme volumen de proyectos ni conseguir permisos: el reto es convertir esos 6,4 GW con expediente en el BOE en financiación, contratos, construcción y conexión.
Tanta capacidad como la nuclear
La comparación con la nuclear permite visualizar la dimensión del fenómeno. Frente a una tecnología que lleva décadas formando parte del sistema eléctrico, el almacenamiento puede añadir en un solo ejercicio una potencia de una magnitud similar.
Sin embargo, con una diferencia fundamental: los gigavatios (GW) de baterías representan potencia de almacenamiento y no generación continua. Su valor reside precisamente en poder cargar electricidad cuando sobra y devolverla al sistema cuando más se necesita.
![Fotomontaje de un cronómetro con el fondo de la central nuclear de Almaraz (Cáceres).](["https:\/\/s3.elespanol.com\/k\/imgp\/cms\/elespanol\/11077545.jpg?p=w:320\/h:240&h=qKk3-KwG"])
El salto sería especialmente llamativo respecto a la situación actual. Este 26 de agosto de 2026, la potencia de baterías instalada en España alcanza los 260 MW, según el operador del sistema REE (Red Eléctrica).
Esto significa que buena parte del enorme volumen que figura ahora en los expedientes administrativos todavía tiene que superar la fase de financiación, construcción y conexión.
Modo Energy calcula que en los próximos 18 meses España podría multiplicar por diez la capacidad instalada.
Con la producción durante las horas centrales del día presionando a la baja los precios capturados por las plantas solares, el almacenamiento permite desplazar esa electricidad hacia las horas de mayor demanda y precio, al tiempo que puede prestar servicios de ajuste y contribuir a aportar flexibilidad al sistema.
![La energía solar ya no requiere más capital que la energía fósil..jpg](["https:\/\/s3.elespanol.com\/k\/imgp\/cms\/elespanol\/11341860.jpg?p=c:2161:1619:nowe:0:0\/w:1706\/h:1278&h=pc1Q7RBJ"])
La energía solar ya no requiere más capital que la energía fósil..jpg
"Las baterías ya encuentran oportunidades de ingresos en distintos mercados. Su índice de referencia para España señala que una batería de cuatro horas puede obtener ingresos relevantes combinando el mercado diario con servicios auxiliares e intradiarios", señala el experto.
"Pero la rentabilidad no es homogénea y aumenta el riesgo a medida que crece el tamaño de los proyectos".
La propia compañía advierte de que, para una batería de 500 MW, los ingresos fuera del mercado diario pueden caer un 72% respecto a los que obtiene un activo de 5 MW, debido a las restricciones de liquidez de los mercados.
"El principal problema es la financiación, porque no están claras las vías, cómo entran los bancos, cuál es el retorno, la estructura de la deuda, conseguir un FPA, el equivalente en baterías al PPA (contrato a largo plazo para comprar electricidad a un precio fijo)", señala Martínez.
Mecanismos de capacidad
A ello se suma un nuevo elemento que puede facilitar la bancabilidad: el mercado de capacidad.
Bruselas dio en mayo luz verde al mecanismo español, dotado con hasta 9.000 millones de euros entre 2026 y 2036, destinado a remunerar instalaciones de generación, almacenamiento y demanda flexible que estén disponibles en momentos de escasez.
![Los proyectos de almacenamiento llegan al mercado a partir de 2027.jpg](["https:\/\/s3.elespanol.com\/k\/imgp\/cms\/elespanol\/11341861.jpg?p=c:2048:1202:nowe:0:0\/w:1706\/h:1001&h=fhKtWtP-"])
Los proyectos de almacenamiento llegan al mercado a partir de 2027.jpg
Sin embargo, Martínez considera que no todos los proyectos necesitan esperar a las subastas de capacidad.
"No son necesarias las subastas de capacidad para muchos proyectos que están llegando al punto de 'ready to build', salen rentables, especialmente las que han conseguido ayudas para el CAPEX de los Fondos FEDER", explica a EL ESPAÑOL-Invertia.
De hecho, el almacenamiento ha recibido un importante respaldo público. El MITECO (Ministerio para la Transición Ecológica) asignó 818,3 millones de euros procedentes de FEDER a 126 proyectos que sumarán 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad de almacenamiento.
Entre ellos predominan las instalaciones híbridas con renovables y las baterías independientes (stand alone). Estas ayudas reducen una de las principales barreras que afrontan los promotores: el elevado desembolso inicial necesario para construirlo.
"Estamos hablando de una inversión similar a la de cualquier parque renovable, a una escala parecida, y si es un proyecto hibridado además hay que calcular si se está sufriendo mucho curtailment (vertidos), cuáles son las curvas de precios a futuro y cómo va a evolucionar el spread (la diferencia entre el precio de la electricidad cuando la batería compra/carga y el precio al que puede vender esa electricidad cuando se descarga).
