Cincuenta megavatios. Esa es toda la potencia en baterías que España logró conectar a su red eléctrica en los últimos tres años completos desde 2023 hasta 2025. Sin embargo, en un giro de guion sin precedentes, solo en los 31 días de enero de 2026 el sector ha enchufado más de 57 megavatios.

No es una anécdota, es el pistoletazo de salida. Tras años de parálisis administrativa y debates sobre cómo gestionar el aluvión de energía verde, el sector del almacenamiento energético en España ha comenzado a despertar. Con el objetivo de alcanzar los 22,5 GW de capacidad de almacenamiento en 2030 marcados por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), el país se enfrenta a la que probablemente sea la mayor transformación estructural de su sistema eléctrico en décadas.

El aviso de la naturaleza. El sistema eléctrico español acaba de pasar por un test de estrés monumental. Como hemos venido documentando en Xataka durante las últimas semanas, la concatenación de borrascas atlánticas y una histórica producción eólica empujaron las reservas hídricas a niveles récord y hundieron el precio mayorista durante decenas de horas, incluso en terreno negativo. La sobreoferta fue tal que centrales nucleares como Trillo dejaron de operar al no resultar casadas en el mercado. 

Más allá de la anécdota meteorológica, el episodio dejó al descubierto una falla estructural: España tiene capacidad para generar enormes cantidades de electricidad limpia y barata, pero carece de suficientes “embalses electrónicos” para desplazar esa energía en el tiempo. El resultado es vertido renovable, precios a cero y un sistema obligado a absorber excedentes a cualquier coste. La transición ya no depende solo de instalar más megavatios verdes. Depende de saber gestionarlos.

Los números revelan la magnitud del momento. A cierre de enero, España tenía menos de 100 MW de baterías operativas, pero más de 11.600 MW con permiso de acceso concedido y casi 14.000 MW en tramitación, según el último informe de APPA Renovables. Más de 25.000 MW en la rampa de salida. La tecnología y los inversores están listos. El único obstáculo que queda por derribar es un marco normativo que parece anclado en el pasado.

El choque contra el siglo XX. La barrera no es técnica, sino burocrática. José Carlos Díaz Lacaci, CEO de SotySolar, lo explica en declaraciones a Xataka de forma meridiana: “El problema no es técnico/tecnológico, es que se sigue aplicando una regulación del siglo XX que entiende a la batería como un consumidor final, cuando en realidad es un activo de flexibilidad del sistema”.

Actualmente, la normativa trata la carga de una batería gigante como si fuera el consumo de una fábrica. “O lo que es lo mismo: estamos aplicando reglas de una autopista de sentido único cuando lo que se necesita es una bidireccionalidad en esa vía y una regulación por semáforos”, ilustra el portavoz de SotySolar.

La frustración en el sector es palpable. Una batería no “consume” electricidad en sentido clásico: la desplaza en el tiempo para devolverla cuando el sistema la necesita. Sin embargo, se le exige un acceso firme de demanda como si fuera un usuario final. Mientras no exista una figura regulatoria específica para el almacenamiento —con un marco propio de peajes, acceso y retribución— el despliegue seguirá avanzando, pero sin la escala industrial que exige el PNIEC.

La paradoja es que el mercado ya se comporta como si esa figura existiera. Los datos operativos muestran que las baterías cargan en horas de excedente solar y descargan en picos de demanda de forma natural. “El regulador sabe perfectamente lo que dicen los gráficos”, apunta Díaz Lacaci. “No es cuestión de si funciona, sino de darle seguridad jurídica”.

Dos vías para una gran pila. Para absorber esta avalancha renovable, España tiene que activar sus dos grandes pulmones de almacenamiento. Por un lado, las baterías a gran escala (BESS) ofrecen respuesta en milisegundos y permiten estabilizar la red con una precisión que ninguna otra tecnología iguala. Y la cola de proyectos es histórica. Según los datos de APPA, además de los más de 25.000 MW en permisos y tramitación, existen 92.620 MW de solicitudes de acceso de demanda en la red de transporte, gran parte vinculadas a instalaciones de almacenamiento. Es una señal inequívoca del apetito inversor. 

El contexto internacional refuerza la tesis. España es el segundo país del mundo en proyectos de almacenamiento mediante baterías para red eléctrica, solo por detrás de Estados Unidos, con 16.000 MW previstos hasta 2030 y un volumen estimado de 2.000 millones de euros en desarrollo. Sin embargo, el modelo de negocio actual sigue siendo frágil. Sin un mercado de capacidad que retribuya la disponibilidad constante de estos activos —y no solo la energía vendida puntualmente— la viabilidad de una financiación a gran escala se complica, dejando a muchos de estos proyectos a la espera de un marco claro. 

El músculo del bombeo hidráulico. Por otro lado, el otro pulmón es el bombeo hidráulico. Los embalses reversibles actúan como la batería pesada del país, España cuenta con cerca de 6 GW de capacidad instalada y el PNIEC prevé alcanzar alrededor de 10 GW de almacenamiento estacional en 2030.

En momentos de sobreproducción y precios hundidos, estas centrales utilizan electricidad barata para elevar agua a un embalse superior y almacenarla como energía potencial. Solo en enero de 2026, el consumo por bombeo superó los 771.400 MWh en el sistema nacional, según datos de Red Eléctrica. No obstante, su expansión tampoco está garantizada. Como explica Antonio Hernández, socio de EY, en declaraciones recogidas por Expansión, alcanzar los objetivos requerirá aprobar mercados de capacidad adaptados al bombeo, reducir la carga fiscal y establecer concesiones hidráulicas con horizontes suficientes para recuperar la inversión.

El riesgo de la fuga de capitales. El tiempo juega en contra. A día de hoy, el modelo de negocio para las baterías en España es complejo. Viven de “nichos de alta especialización” en los servicios de ajuste, un esquema que es “rentable como proyectos artesanales”, pero que resulta “insostenible para una industrialización del almacenamiento”, advierte el CEO de SotySolar.

Este limbo normativo tiene un coste real. “La incertidumbre regulatoria siempre penaliza, y el capital, efectivamente, es muy sensible a ese factor”, alerta Díaz Lacaci. A la industria le consta que fondos internacionales ya están congelando proyectos en la península para llevárselos a Italia, Reino Unido o Alemania, priorizando “mercados donde el encaje regulatorio del almacenamiento está más definido”.

El petróleo del siglo XXI. España se asoma a un abismo de oportunidad. Si la burocracia no se desatasca, nos encaminamos a un escenario absurdo: tener que tirar energía limpia a la basura mientras los inversores huyen. Estaríamos perdiendo “la oportunidad país más grande que ha tenido España para ser el nuevo productor del ‘petróleo limpio’, que es el sol”.

Sin embargo, los mimbres para liderar están ahí. El recurso natural es excepcional y, como reivindica José Carlos Díaz Lacaci, “tenemos el tejido empresarial, la experiencia y las ganas para desarrollar el Plan y llegar a esos 19 GW”. El despliegue silencioso de las baterías de este mes de enero demuestra que el sector está preparado. Ahora, “sólo necesitamos altura de miras, ejecución de un marco regulatorio favorable y determinación para cumplirlo”.

Imagen | Kecko y Freepik

Xataka | España tiene un problema gigante: su red eléctrica dice estar “llena” cuando en realidad está infrautilizada