El mercado de almacenamiento de energía con 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 este paradoja está a punto de terminar. Nuevos mecanismos de mercado, el auge de la solar y los desafíos de estabilidad de la red están convergiendo para desbloquear uno de los mercados de baterías más prometedores de Europa.

Free guide from Modo EnergyPutting AI to work in energy investment and asset managementWatching solar capture rates and their knock-on effects? A practical playbook for using AI tools across your energy investment and operations teams, featuring tangible, timesaving tips and tricks you can put to use immediately.Download the guide →

Esta investigación analiza por qué España va a la zaga en el despliegue de almacenamiento, qué está cambiando ahora y cómo los desarrolladores pueden aprovechar la nueva oportunidad.

Puntos clave

• España solo dispone de 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, evidenciando la necesidad de una mayor demanda flexible
• Un nuevo mercado de capacidad para 2025, seguido de mercados de control de voltaje en 2026, creará fuentes de ingresos fiables a varios años
• Los diferenciales diarios de precios alcanzaron un récord de 94 €/MWh en 2025 a medida que el aumento de la producción solar hunde los precios del mediodía
• España ha destinado 700 millones de euros a través del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) para baterías independientes
• El apagón de abril puso de manifiesto la necesidad urgente de una mayor estabilidad de la red

Por qué España no tiene baterías: Barreras históricas

1. Gestión robusta de la red

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

• Supervisión en tiempo real de todos los generadores >1 MW
• Limitación proactiva de renovables, manteniendo la red estable pese a 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 forma eficaz, retrasando la necesidad de flexibilidad y almacenamiento.

2. Dominio de la hidroeléctrica

España opera 17 GW de capacidad hidroeléctrica 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 eléctricos a meses vista.

El almacenamiento hidroeléctrico por bombeo en España compite directamente con el BESS, limitando la oportunidad de 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 los sistemas cero emisiones necesitan:

• No hay mercado de respuesta de frecuencia: Los grandes generadores están obligados a aportar reservas para la gestión de frecuencia de forma gratuita
• No hay pagos de capacidad: Mientras que las baterías británicas pueden obtener el 10-15% de sus ingresos del mercado de capacidad, los activos españoles asumen riesgo puro de mercado
• No hay mercado de control de voltaje: Prestar control de voltaje es una obligación, no una fuente de ingresos

Sin estas capas de ingresos, la economía de las baterías ha resultado menos atractiva para inversores y desarrolladores en el país.

4. La dinámica hidro-solar

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

Esto ha hecho que la producción hidroeléctrica más que se duplique, pasando de 14,2 TWh en 2022 a 30,4 TWh en 2024, a pesar de que la capacidad instalada no ha variado. Esta abundancia de generación hidroeléctrica flexible ha ayudado a enmascarar la presión solar creciente sobre los precios, manteniendo los diferenciales diarios relativamente comprimidos en torno a 73 €/MWh pese al enorme despliegue solar.

Estos diferenciales comprimidos han reducido la oportunidad de arbitraje energético para las baterías. Sin embargo, pese a 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 lo negativo que pueden ser 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 alemanes llegan a -150 €/MWh, España no puede importar suficiente energía para bajar el precio.
2. Limitación económica: La mayoría de instalaciones solares en España son grandes proyectos comerciales con capacidad de control remoto. Cuando los precios se vuelven negativos, los operadores solares dejan de generar. Este comportamiento sensible al precio crea un suelo cercano a 0 €/MWh.

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

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

Pero esto podría cambiar a medida que más renovables "must-run" entren en operación y aumente la capacidad de interconexión, lo que podría profundizar los mínimos de precios y ampliar aún más los diferenciales.

Los factores decisivos: Por qué 2025 es diferente

1. La canibalización solar crea nuevas oportunidades

El auge solar español está hundiendo los ingresos. A medida que 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 lo que va de 2025.