La Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE) agrupa a 30 compañías y 98 plantas industriales de sectores como siderurgia, química, metalurgia, gases industriales y vidrio, que representan en torno al 7% de la demanda eléctrica peninsular española. Hace apenas unos años, ese peso rondaba el 10%, una caída que la propia organización vincula con la pérdida de actividad de la industria electrointensiva.
En ese contexto, el almacenamiento empieza a ganar espacio como herramienta para aprovechar mejor la generación renovable y reducir la exposición a las horas más caras.
AEGE considera conveniente que las fábricas incorporen conocimiento y cierta capacidad propia, aunque prevé que el despliegue más rápido llegue primero desde la generación, mediante plantas renovables hibridadas con baterías capaces de trasladar excedentes solares hacia las franjas de mayor precio.
Pedro González, director general de AEGE, introduce además una cautela sobre la multiplicidad de ingresos que actualmente se atribuye a estos activos: arbitraje, regulación secundaria y terciaria, control de tensión, reactiva, respaldo ante cortes y otros servicios del sistema.
“Nos están diciendo que las baterías valen para todo. Yo siempre pienso: para todo a la vez no puede servir. Se está vendiendo el producto con todas las funcionalidades, pero no se está diseñando el producto para la demanda”, señala en conversación con Energía Estratégica.
La asociación prevé que el mercado vaya revelando qué combinación de servicios acaba sosteniendo la rentabilidad de cada proyecto. Antes, sin embargo, deberá despejar algunas incógnitas que continúan retrasando inversiones en España.
González señala las solicitudes masivas de conexión de proyectos de almacenamiento, la congestión generada en determinados puntos y la demora del mercado de capacidad, del que muchos desarrolladores esperaban obtener una fuente adicional de ingresos.
También mira con cautela la velocidad del despliegue. Las expectativas apuntaban a cerrar 2026 con alrededor de 1 GW de baterías instalado, pero el directivo considera que España quedará “muy lejos” de esa referencia.
El retraso resulta especialmente llamativo ante las señales económicas que comienza a ofrecer el mercado. González pone sobre la mesa diferencias horarias que pueden alcanzar rangos de 0 a 300 €/MWh, una amplitud capaz de mejorar sensiblemente el arbitraje entre las horas solares y las nocturnas.
“La cargas a las tres de la tarde, la descargas a las diez de la noche y tu business case sale perfecto”, ejemplifica.
Pero trasladar esa operación directamente a una fábrica abre otro problema: una compañía siderúrgica, química o metalúrgica no estructura su negocio alrededor de optimizar posiciones eléctricas minuto a minuto.
“La industria no se dedica a jugar con la electricidad, no vive de la compra-venta de electricidad, vive de otra cosa. Una batería te exige tener un equipo de expertos, de traders, para operarla prácticamente en tiempo real”, advierte González.
De ahí que AEGE visualice primero un esquema en el que productores renovables gestionen esos activos y la demanda industrial pueda aprovechar la energía desplazada sin asumir directamente toda la complejidad operativa.
Una industria que no puede elegir simplemente cuándo consumir
El interés por las baterías aparece en un escenario particularmente delicado para los grandes consumidores.
Los asociados de AEGE representan actualmente alrededor del 7% de la demanda eléctrica peninsular, frente a valores próximos al 10% en años anteriores, una reducción que la organización vincula con la pérdida de actividad sufrida desde el comienzo de la crisis energética. La asociación reúne 30 compañías y 98 plantas en sectores como siderurgia, metalurgia, química, gases industriales, vidrio e industrias extractivas.
La invasión rusa de Ucrania, las tensiones geopolíticas posteriores y la volatilidad de las materias primas golpearon con particular intensidad a Europa. Para González, ese contexto internacional explica solo una parte de la pérdida competitiva: la otra está dentro de la propia factura española.
Sus previsiones sitúan los precios del mercado para este último trimestre por encima de 140 €/MWh, antes de incorporar los servicios de ajuste. Para el próximo año, apunta a referencias superiores a 90 €/MWh, nuevamente sin añadir esos costes.
El último Barómetro Energético de AEGE, actualizado el 6 de septiembre de 2026, sigue precisamente no solo la evolución del spot y los futuros españoles frente a los principales mercados europeos, sino también los servicios de ajuste y pagos por capacidad que terminan componiendo el coste efectivo soportado por el consumidor industrial.
Aquí aparece una diferencia fundamental frente al comportamiento de otras demandas: una fábrica electrointensiva suele necesitar operar de manera sostenida y dispone de escaso margen para trasladar grandes bloques de producción hacia las franjas más baratas.
Por eso, las frecuentes horas solares a cero o precios negativos no resuelven por sí solas su ecuación energética.
“A nosotros nos importa principalmente cuánto es el precio medio. Tenemos poca flexibilidad y nos resulta difícil escapar de las horas punta con los precios más elevados”, explica González.
Ese es precisamente uno de los puntos donde el almacenamiento podría ganar relevancia: no obligando a una planta a transformar completamente sus procesos para perseguir los mínimos del mercado, sino trasladando parte de esa energía hacia franjas compatibles con su actividad.
El precio renovable no es la factura industrial
La paradoja va más allá del almacenamiento. España puede presentar durante determinadas franjas precios mayoristas inferiores a los de sus vecinos y, aun así, perder esa ventaja cuando se compara el coste final soportado por una industria.
A la energía adquirida en el mercado se añaden servicios de ajuste, peajes de red, cargos vinculados a políticas energéticas e impuestos. A partir de ahí entran en juego mecanismos de compensación cuya aplicación difiere entre Estados miembros.
Uno de los principales es la compensación por los costes indirectos del CO₂. La regulación europea permite devolver parte del impacto que el precio de los derechos de emisión introduce en la electricidad consumida por sectores expuestos a la competencia internacional.
España, según AEGE, no ha utilizado esa herramienta con la misma intensidad que otros países.
González calcula que durante los últimos tres años la industria electrointensiva española dejó de recibir aproximadamente 1.100 millones de euros respecto del máximo al que habría podido acceder mediante este mecanismo.
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Mientras Alemania lleva años aplicando el nivel máximo autorizado, España ha oscilado entre distintas intensidades de apoyo. Italia, que anteriormente se encontraba por debajo, habría pasado este año a aplicar también el máximo permitido.
“No solamente no recibimos el máximo, sino que tampoco sabemos generalmente cuánto vamos a recibir. Así es muy difícil planificar la actividad productiva”, cuestiona.
El peso no es menor. Sobre un mercado de aproximadamente 100 €/MWh, González estima que alrededor de 30 €/MWh pueden responder al efecto de los derechos de CO₂.
La fiscalidad suma otra diferencia frente a competidores europeos, donde existen exenciones más amplias para actividades expuestas a mercados globales.
Pero es en los servicios de ajuste donde AEGE identifica uno de los deterioros más pronunciados de los últimos años.
Según los datos aportados por su director general, estos sobrecostes se han multiplicado por seis en cinco años y en 2026 superan los 20 €/MWh. El refuerzo de la operación del sistema después del apagón de 2025, las restricciones técnicas, congestiones y vertidos renovables forman parte de una factura que posteriormente acaba trasladándose al consumidor.
El problema para una fábrica no reside únicamente en su magnitud, sino también en que una parte se conoce ex post. Una empresa puede programar consumo durante una hora aparentemente barata y descubrir después el coste efectivo de los ajustes.
AEGE propone anticipar esas señales y trasladar parte de estos conceptos hacia estructuras tarifarias más estables.
Portugal ya trabaja en esa dirección. Según González, su regulador estudia incorporar inicialmente alrededor del 40% de determinados costes de ajuste a los peajes, reduciendo la volatilidad trasladada directamente al consumo industrial.
Electrificar una fábrica y encontrarse con cuatro o cinco años de espera
El desafío empieza incluso antes de decidir cómo comprar la electricidad.
Muchas de las industrias representadas por AEGE continúan utilizando grandes cantidades de gas para procesos térmicos y tienen margen para sustituir parte de ese consumo mediante electrificación. Vidrio es uno de los ejemplos: compañías que hasta ahora no encajaban plenamente dentro del perfil electrointensivo prevén reemplazar hornos de gas por equipos eléctricos dentro de sus estrategias de descarbonización.
El acceso a red puede bloquear esa transición.
“Yo puedo querer descarbonizarme a través de la electrificación y me pueden estar diciendo: hay que esperar la planificación, hay que esperar a que haya nueva red, espérate cuatro o cinco años”, señala González.
El resultado es que algunas compañías mantienen abiertas varias rutas tecnológicas. Electricidad, biometano, captura y almacenamiento de CO₂ o hidrógeno compiten por convertirse en la solución elegida para reemplazar combustibles fósiles.
La elección no es trivial. Una planta industrial puede operar durante décadas, por lo que apostar por un vector energético que posteriormente resulte estructuralmente más caro que el elegido por sus competidores puede condicionar su posición internacional durante años.
Ese mismo horizonte explica por qué la disponibilidad de renovables todavía no ha convertido a España en el gran polo industrial que durante años se proyectó alrededor de su recurso solar y eólico.
González reconoce interés y numerosos proyectos sobre el papel, pero considera que la llegada efectiva de nueva industria continúa produciéndose “con cuentagotas”, con un peso particularmente elevado de inversiones ligadas a la automoción y a fábricas de baterías.
El siguiente paso podría aparecer alrededor de esas plantas si consiguen atraer producción de ánodos, cátodos y otros componentes y consolidar cadenas de suministro locales.
Pero la energía compite con más variables: logística, proveedores, clientes, suelo, conexión ferroviaria o acceso portuario.
La llamada de un inversor que no volvió
González relata una experiencia que resume el problema desde la perspectiva de quien evalúa instalar capacidad industrial nueva.
Una compañía centroeuropea estudiaba construir una planta gemela a otra ya existente, con un consumo estimado de unos 500 GWh anuales y entre 80 y 90 MW de potencia. España figuraba inicialmente como su emplazamiento principal.
El inversor ya contaba con previsiones sobre el mercado mayorista. Lo que quería conocer era todo lo demás.
Al preguntar por los servicios de ajuste, encontró costes cuya evolución no podía predecirse ni cubrirse fácilmente. Sobre los peajes, comprobó que existía un descuento del 80%, pero sin garantía equivalente durante toda la vida de la inversión. Los cargos podían variar según las aportaciones públicas de cada ejercicio.
“Después de una charla de dos horas explicando más o menos todo esto, colgaron el teléfono y no he vuelto a saber de ellos”, recuerda.
La anécdota resume la distancia entre disponer de abundantes recursos renovables y transformarlos en una señal suficientemente estable como para atraer inversiones que permanecerán durante 25 o 30 años.
El almacenamiento puede ayudar a cerrar parte de esa brecha, sobre todo si consigue trasladar al horario nocturno los excedentes que actualmente hunden las cotizaciones solares. Pero la batería aparece como una pieza dentro de una ecuación bastante mayor.
España necesita simultáneamente capacidad de red para electrificar nuevas cargas, señales predecibles sobre los costes del sistema, condiciones comparables con otros competidores europeos y un modelo BESS capaz de demostrar su rentabilidad sin obligar a cada fábrica a convertirse también en operador del mercado eléctrico.
Para la gran industria, la oportunidad renovable empieza a dejar de medirse únicamente en cuántos megavatios solares o eólicos entran al sistema. La siguiente batalla será conseguir que esa energía llegue a las fábricas, a la hora en que la necesitan y con una factura que pueda proyectarse durante décadas.