El mercado de almacenamiento de energía en baterías en España se encuentra en un punto crítico. A pesar de ser líder en la implantación de energías renovables en Europa, el país solo cuenta con 18 MW de baterías independientes instaladas, lo que supone 300 veces menos que en Gran Bretaña. Pero esta paradoja está a punto de terminar. Nuevos mecanismos de mercado, el auge de la solar y los desafíos de estabilidad de la red se están uniendo para desbloquear uno de los mercados de baterías más prometedores de Europa.

Este análisis examina por qué España va a la zaga en el despliegue de almacenamiento, qué está cambiando ahora y cómo los desarrolladores pueden aprovechar la oportunidad emergente.

Puntos clave

• España solo tiene 18 MW de baterías frente a los 5,6 GW de Gran Bretaña
• Sin embargo, la capacidad solar instalada de 33 GW ha hecho que las tasas de captación anual caigan al 56% en 2025, lo que pone de manifiesto la necesidad de una mayor demanda flexible
• Un nuevo mercado de capacidad para 2025, seguido de mercados de control de voltaje en 2026, creará flujos de ingresos fiables durante varios años
• Los diferenciales diarios de precios alcanzan un récord de 94 €/MWh en 2025 debido a que la producción solar reduce los precios del mediodía
• España ha asignado 700 millones de euros a través del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) para financiar baterías independientes
• El apagón de abril puso de manifiesto la necesidad urgente de aumentar la estabilidad de la red

Por qué España no tiene baterías: Barreras históricas

1. Gestión robusta de la red

El operador de transmisión de España (REE) construyó el centro de control de energías renovables más sofisticado de Europa (CECRE), que incluye:

• Monitoreo en tiempo real de todos los generadores >1 MW
• Limitación proactiva de renovables, manteniendo la estabilidad de la red a pesar de una penetración renovable del 80%
• Interconexión limitada con Francia (3 GW), lo que obliga a la autosuficiencia

Este enfoque centralizado proporciona al operador herramientas para gestionar la intermitencia renovable de manera eficaz, retrasando la necesidad de flexibilidad y almacenamiento.

2. Dominio de la energía hidráulica

España opera 17 GW de capacidad hidráulica más 3,3 GW de bombeo. Estos activos han proporcionado históricamente:

• Inercia síncrona gratuita de las turbinas en funcionamiento
• Almacenamiento estacional de energía en embalses. Los propietarios optimizan en función del valor del agua, considerando los precios de la electricidad a meses vista.

El almacenamiento hidroeléctrico por bombeo en España compite directamente con los sistemas BESS, limitando la oportunidad de las baterías en los mercados mayoristas.

3. Ausencia de mercados auxiliares

A diferencia de Gran Bretaña o Texas, España nunca creó mercados de servicios auxiliares que necesitan los sistemas cero emisiones:

• Sin mercado de respuesta de frecuencia: Los grandes generadores están obligados a proporcionar reservas para la gestión de frecuencia de forma gratuita
• Sin pagos por capacidad: Mientras que en GB las baterías pueden obtener entre un 10-15% de sus ingresos del Mercado de Capacidad, en España los activos asumen riesgo puramente merchant
• Sin mercado de control de voltaje: Proveer control de voltaje es una obligación, no una fuente de ingresos

Sin estos niveles de ingresos, la rentabilidad de las baterías ha sido menos atractiva para inversores y desarrolladores en el país.

4. La dinámica hidro-solar

Los dos últimos años han sido excepcionalmente húmedos en España; a finales de mayo, la lluvia almacenada alcanzó los 43.412 hectómetros cúbicos, un 22% por encima de la media de los últimos 10 años.

Esto ha provocado que la producción hidroeléctrica se haya más que duplicado, pasando de 14,2 TWh en 2022 a 30,4 TWh en 2024, a pesar de que la capacidad instalada no ha cambiado. Esta abundancia de generación hidráulica flexible ayudó a enmascarar la presión creciente de la solar sobre los precios, manteniendo los diferenciales diarios relativamente comprimidos en torno a 73 €/MWh a pesar del gran despliegue solar.

Estos diferenciales comprimidos han reducido la oportunidad de arbitraje energético para las baterías. Sin embargo, a pesar de otro año húmedo en 2025, los diferenciales han vuelto a niveles de 2022. Este efecto se debe al aumento de la oferta solar junto a una demanda estable año tras año.

5. Los precios negativos extremos son raros

Hasta 2024, España nunca había experimentado precios negativos en el mercado mayorista eléctrico. Sin embargo, esto está cambiando y el número de horas con precios negativos crece más rápido que en Francia y Alemania en 2025.

Sin embargo, hay una diferencia clave: aunque aumentan las horas negativas, los precios se mantienen cerca de 0 €/MWh en lugar de caer profundamente en negativo.

Dos factores estructurales limitan cuán negativos pueden llegar los precios en España:

1. Interconexión limitada: El enlace de 3 GW con Francia aísla a España del contagio de precios negativos de Europa Central. Cuando los precios en Alemania llegan a -150 €/MWh, España no puede importar suficiente energía para bajar el precio.
2. Limitación económica: La mayoría de las instalaciones solares españolas son grandes proyectos comerciales con capacidad de control remoto. Cuando los precios son negativos, los operadores solares detienen la generación. Este comportamiento sensible al precio crea un suelo cercano a 0 €/MWh.

El aumento de precios negativos crea una oportunidad para el almacenamiento:

• Reducir la incertidumbre de ingresos
• Crear patrones de arbitraje estables y modelizables

Pero esto puede cambiar a medida que más capacidad renovable obligatoria entre en funcionamiento y aumente la capacidad de interconexión, lo que podría profundizar los mínimos de precios y ampliar aún más los diferenciales.

Cambios clave: Por qué 2025 será diferente

1. La canibalización solar abre nuevas oportunidades

El auge solar en España está desplomando los ingresos. Conforme la capacidad instalada ha pasado de menos de 10 GW en 2018 a 33 GW en 2025, el precio medio de captación para los generadores solares se ha desplomado. Las tasas de captación anual han caído del 83% en 2023 al 67% en 2024 y promedian el 56% en 2025.