En 2025, las renovables generaron el 55,5% de la electricidad en España y se instalaron casi 10 GW de potencia solar y eólica, según Red Eléctrica.

Para impulsar la electrificación industrial, esa energía debe estar disponible también cuando disminuye la producción solar y eólica, con la continuidad y los costes previsibles que necesita la industria.

El almacenamiento lo facilita al desplazar energía entre horas, reducir vertidos y aportar capacidad de respuesta. Aprovechar recursos propios refuerza la competitividad y la autonomía estratégica, reduce la exposición a combustibles importados y abre oportunidades industriales.

Esta relación explica el impulso europeo al almacenamiento. La Comisión Europea promovió el Acuerdo Tripartito para el Almacenamiento de Energía, suscrito el 26 de junio de 2026 en Luxemburgo por esta institución, gobiernos y representantes del sector financiero, la industria y las empresas energéticas.

Sus compromisos voluntarios para 2026–2028 buscan eliminar barreras regulatorias, facilitar la financiación y acelerar proyectos que integren más renovables y ofrezcan energía a precios competitivos.

España comparte esta prioridad con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé para 2030 un 81% de generación eléctrica renovable y 22,5 GW de almacenamiento.

La Orden TED/966/2026 establece, además, el marco del mercado de capacidad peninsular. Su puesta en marcha requiere concretar reglas operativas y convocar subastas que aporten certidumbre a promotores y financiadores sobre los ingresos futuros.

Estas condiciones centraron el grupo de trabajo de alinnea, el think tank de acción climática de IE University.

Entre abril y julio de 2026, más de cincuenta representantes de las administraciones, la industria, el sector financiero, los operadores y la sociedad civil analizaron en cuatro sesiones los obstáculos al almacenamiento y la flexibilidad.

El informe resultante de este diálogo recoge el diagnóstico y propone una hoja de ruta para convertir el interés inversor en instalaciones que faciliten la electrificación y respondan a las necesidades del sistema.

El acceso a la red constituye uno de los principales nudos identificados. A la capacidad limitada en determinados puntos se suman permisos vinculados a proyectos que no llegan a ponerse en servicio, lo que dificulta nuevas conexiones.

Una planificación más dinámica, apoyada en conexiones flexibles e información actualizada sobre las redes, permitiría aprovechar mejor las infraestructuras existentes y ubicar el almacenamiento donde aporte mayor valor.

A estas dificultades se suma una tramitación administrativa con criterios heterogéneos entre territorios y una coordinación insuficiente entre los procedimientos energéticos, ambientales y urbanísticos.

La rápida evolución tecnológica del almacenamiento añade incertidumbre cuando incorporar mejoras obliga a revisar la autorización de un proyecto. Homogeneizar criterios y permitir modificaciones técnicas no sustanciales sin reiniciar los procedimientos reduciría plazos, manteniendo las garantías ambientales y de seguridad.

La certidumbre también condiciona la financiación. Aunque los proyectos pueden combinar ingresos de compraventa de electricidad y servicios al sistema, su evolución resulta difícil de prever a largo plazo.

Esta incertidumbre limita el crédito incluso con una rentabilidad esperada favorable, porque los financiadores necesitan flujos de caja previsibles. Las sesiones propusieron contratos de largo plazo, coberturas del riesgo y métodos de valoración adaptados al almacenamiento, también para proyectos industriales de menor escala.

El mercado de capacidad puede reducir esa incertidumbre al remunerar la disponibilidad de potencia firme cuando el sistema la necesite. Al complementar los ingresos de otros mercados, esta retribución puede mejorar la previsibilidad de los flujos de caja y facilitar la financiación.

Para ello, debe establecer obligaciones verificables, reglas transparentes y penalizaciones proporcionadas que promotores y financiadores puedan incorporar a sus evaluaciones. Estas condiciones deben ajustarse a las necesidades del sistema y evitar costes innecesarios para los consumidores.

Su diseño exige distinguir la firmeza como capacidad de aportar potencia cuando se necesita, la flexibilidad para adaptar rápidamente la operación y la duración de la entrega.

Esta última dimensión resulta relevante para el almacenamiento de larga duración. El informe propone definir estas instalaciones por las horas de suministro comprometido sin recarga, con ocho horas como referencia inicial revisable.

Comparar tecnologías según sus prestaciones requiere mantenerlas y verificarlas durante toda la vida contractual, teniendo en cuenta la degradación.

Estas funciones deben reflejarse en la fiscalidad. Una instalación absorbe electricidad durante la carga, la devuelve al sistema y presta servicios de flexibilidad, mientras las categorías tributarias tradicionales de consumo y generación no siempre recogen esa naturaleza.

El informe propone aclarar la tributación de las distintas configuraciones y evitar dobles cargas mediante reglas estables y previsibles que faciliten evaluar y financiar inversiones con largos periodos de recuperación.

El despliegue debe acompañarse de mayor participación de la demanda. La agregación ya permite a las comercializadoras gestionar carteras de consumidores y ofrecer determinados servicios, pero ampliar la participación efectiva exige señales económicas que remuneren la flexibilidad, modelos de negocio sostenibles y mecanismos de medición y verificación.

La información en tiempo real y la coordinación entre operadores ayudarían a integrar baterías distribuidas, autoconsumo, movilidad eléctrica y consumos industriales capaces de adaptar sus horarios.

Consolidar este modelo requiere capacidades industriales y profesionales. Frente a la dependencia exterior de componentes, las necesidades formativas y los retos de seguridad industrial y ciberseguridad, el informe plantea conectar innovación y proyectos demostrativos, avanzar en estándares técnicos y formar profesionales para diseñar, instalar y operar las distintas soluciones.

La financiación pública puede reducir riesgos iniciales y movilizar capital privado hacia tecnologías emergentes y de larga duración.

Ese desarrollo debe generar valor en los territorios receptores. Las decisiones sobre ubicación, impactos y beneficios afectan a comunidades concretas, cuya participación debe incorporarse desde las primeras fases de planificación.

El informe propone un diálogo continuo entre administraciones, promotores y ciudadanía, acompañado de información accesible y mecanismos de retorno local adaptados a cada territorio.

Crear empleo, facilitar participación económica en los proyectos o mejorar servicios e infraestructuras puede construir la confianza necesaria para su implantación.

Esta hoja de ruta exige coordinar decisiones con distintos horizontes, combinando la eliminación de barreras de acceso, regulación y financiación con el desarrollo de mercados y capacidades industriales.

Esa continuidad permitirá integrar el almacenamiento en la planificación eléctrica y territorial según las necesidades del sistema.

España dispone de recursos renovables y conocimiento para convertir ese potencial en proyectos viables que impulsen la electrificación y refuercen la competitividad industrial y la autonomía estratégica, con beneficios duraderos y compartidos en los territorios.

*** Gemma Bedia Bueno es Senior Climate Change Project Manager en alinnea