España incorporará alrededor de 350 MW de baterías durante los próximos cinco meses para cerrar 2026 con una potencia instalada cercana a los 650 MW.
La estimación corresponde a One Hub Energy, que sitúa el parque actual en aproximadamente 290 MW y detecta un mayor movimiento en las carteras que comienzan a abandonar la fase administrativa.
“Es un ritmo de instalación aún lento, está arrancando, pero empezamos a ver varios avances de proyectos que entran en construcción”, señala Lluís Millet Biosca, consultor principal de almacenamiento de la compañía, en diálogo con Energía Estratégica.
El calendario, sin embargo, deja poco margen.
La construcción de una instalación puede completarse en cuatro o cinco meses, mientras que su puesta en marcha suele extenderse hasta seis o siete. Ese desfase será determinante para conocer cuánta potencia alcanzará a contabilizarse antes de diciembre.
El mapeo realizado por Energía Estratégica sobre las publicaciones del Boletín Oficial del Estado identificó 969,67 MW BESS en tramitación durante junio, entre sistemas stand-alone e hibridaciones. La cifra supera ampliamente los 400 MW adicionales que One Hub Energy considera necesarios para alcanzar su previsión anual.
Entre los mayores expedientes aparecen ST Palmosilla, de Rolwind Renovables, con 200 MW; Tagus 2 HBESS, de KHONS SUN POWER, con 176,44 MW; Módulos Pacheco, de X-Elio Energy, con 105 MW; y BESS Lagerung, vinculado a A Green Message y Matrix Renewables, con 101,8 MW. La cartera también incluye activos de Abo Wind España, Opdenergy, FRV y Solaria.
Sin embargo, el BOE refleja avances regulatorios, no compromisos inmediatos de construcción. En los anuncios que vemos hoy, los proyectos que llegan a ready to build (RTB) normalmente iniciarán construcción en unos 12 meses.
La capacidad de construcción no sería el límite.
Millet descarta que España carezca de recursos técnicos para acelerar el despliegue. La cadena local ha demostrado capacidad para instalar entre 6 y 9 GW fotovoltaicos anuales, pese a que las plantas solares requieren obras más complejas y ocupan superficies mayores.
“Las capacidades técnicas de construcción e instalación están para, en el momento en el que lleguen todos los proyectos a ready to build, poderse desplegar bastante rápido”, afirma.
Los principales obstáculos aparecen antes de las obras. La tramitación urbanística continúa generando retrasos y, desde hace casi dos años, obtener nuevos permisos de acceso y conexión por prelación se ha vuelto prácticamente imposible.
Las hibridaciones avanzan con mayor facilidad desde el lado de la generación, pero encuentran dificultades cuando necesitan capacidad de demanda para cargar desde la red. Sin esa autorización, la operación de las baterías queda restringida a la gestión de la electricidad producida por la planta renovable asociada, y pierde alternativas para captar ingresos.
La experiencia de One Hub Energy refleja la lentitud del recorrido. La compañía comenzó a desarrollar proyectos para sus clientes en 2022 y ninguno de estos proyectos todavía no han alcanzado RTB.
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Hay mucha gente que sostiene que muchos de los GW de proyectos en desarrollo quizás no lleguen nunca a construirse nunca, por falta de rentabilidad o por tratarse meramente de especulación de promotores.
“En general, no creo que sea que no van a llegar nunca a estar operativos, sino que van lentos en la tramitación administrativa”, sostiene Millet.
Las tasas de éxito en desarrollo son menores entre las iniciativas stand-alone, mientras que las configuraciones vinculadas a parques solares o eólicos muestran un avance administrativo más favorable. Sus menores costes y tiempos de desarrollo reducen la exposición durante las primeras etapas.
No obstante, la hibridación tampoco garantiza por sí sola la viabilidad. Parte de estas propuestas nace como una vía para recuperar activos fotovoltaicos afectados por la caída de sus ingresos durante las horas centrales del día. Si la rentabilidad de la planta de origen queda demasiado deteriorada, puede comprometer al conjunto.
Baterías de más de tres horas ganan terreno
La capacidad que se incorpore durante esta nueva etapa tendrá características distintas a las primeras instalaciones conectadas. Aunque los sistemas de dos horas todavía pueden capturar oportunidades en el corto plazo, los promotores empiezan a inclinarse por duraciones de tres y cuatro horas.
El dimensionamiento depende de la tecnología renovable asociada, las condiciones del permiso, la potencia disponible para consumir y el límite de evacuación. En los análisis de One Hub Energy, la configuración óptima suele ubicarse ligeramente por encima de las tres horas.
Esta evolución responde a una estrategia de largo plazo. El aumento sostenido de la generación solar amplía la cantidad de períodos con precios reducidos y crea la necesidad de trasladar electricidad desde el mediodía hacia las franjas horarias de mayor demanda.
“El arbitraje depende de la volatilidad del mercado SPOT. En España está asegurado que vamos a tener volatilidad porque sigue habiendo un ritmo de instalación fotovoltaica alto”, plantea el especialista.
Los servicios de balance aportarán otra vía de remuneración, mientras que el futuro mercado de capacidad podría brindar una base de ingresos más previsible. Todavía deben conocerse elementos decisivos de este mecanismo, como los factores de derating, el calendario definitivo y las condiciones de las convocatorias.
Alcanzar los 650 MW este año marcaría un cambio de ritmo, pero no supondría una expansión homogénea. Las grandes utilities parten con ventaja para financiar activos expuestos a ingresos variables, mientras que los productores independientes y desarrolladores pequeños deberán superar mayores exigencias para asegurar la bancarización de sus activos.
Las entidades financieras todavía necesitan acumular experiencia, ajustar sus modelos y ganar confianza antes de respaldar carteras con una elevada exposición al arbitraje y los servicios de ajuste.
La potencia registrada por Red Eléctrica, las nuevas unidades de programación y las instalaciones que comiencen a participar en el sistema mostrarán si España consigue sumar los 400 MW pendientes antes de fin de año.
Y, en paralelo, conforme más instalaciones vayan incorporándose al parque operativo, será muy interesante seguir cómo dichas instalaciones operan en los distintos mercados, qué ingresos logran capturar y cómo, y qué efectos tienen a nivel de sistema.
One Hub Energy espera que 2026 inaugure la aceleración del despliegue del almacenamiento, pero ubica en 2027 el verdadero cambio de escala, donde presuntamente podrá hablarse de GW en lugar de MW instalados.