España acelera las baterías, pero el PNIEC mide gigavatios y no las horas de respaldo que necesita la red

La autorización de los proyectos Azor y Mulhacén añadirá 90 MW y unos 317 MWh a un parque de baterías que todavía resulta testimonial frente al bombeo hidráulico. España acumula miles de megavatios en tramitación, pero el objetivo de 22,5 GW para 2030 no define la energía que deberá almacenarse, su distribución territorial ni qué parte tendrá capacidad para sostener la tensión, la frecuencia y la seguridad del sistema.

La Dirección General de Política Energética y Minas ha otorgado autorización administrativa previa a dos nuevos sistemas de almacenamiento con baterías de ion-litio vinculados a plantas fotovoltaicas. Azor Solar, en Paracuellos de Jarama, contará con 68,51 MW y cuatro horas de descarga, mientras que Mulhacén, en Esquivias, dispondrá de 21,56 MW durante dos horas. En conjunto sumarán 90,07 MW de potencia y del orden de 317 MWh de capacidad energética.

Los dos proyectos ilustran el modelo de almacenamiento que está creciendo con mayor rapidez en España: baterías hibridadas con instalaciones renovables que aprovechan una conexión a la red y unas infraestructuras de evacuación ya existentes. Azor se instalará junto a una planta fotovoltaica de 64,02 MW conectada al nudo de Arroyo de la Vega, a 220 kV, y utilizará 74 contenedores y 20 inversores distribuidos en dos módulos. Mulhacén se asociará a una planta solar de 70 MW con acceso a Torrejón de Velasco, a 400 kV, y estará formada por diez contenedores y cinco inversores.

Las instalaciones solo necesitarán nuevas líneas subterráneas de 30 kV para enlazar las baterías con las subestaciones de sus respectivas plantas. Además de almacenar la electricidad generada por los paneles, podrán tomar energía directamente de la red. Serán, por tanto, activos bidireccionales capaces de cargar cuando haya excedentes o precios bajos y de descargar durante la rampa vespertina, cuando desaparece la producción fotovoltaica y aumenta la demanda doméstica.

Los 317 MWh equivalen aproximadamente al consumo eléctrico diario de unos 42.000 hogares, aunque la comparación solo ofrece un orden de magnitud. Las baterías no abastecerán directamente a esas viviendas ni crearán nueva energía. Su función consiste en desplazarla en el tiempo, con unas pérdidas de ciclo que en sistemas de ion-litio de esta escala pueden situarse alrededor del 10% o el 15%.

Trasladar la generación solar del mediodía a la tarde y la noche

Azor podrá mantener una entrega de unos 68,5 MW durante cuatro horas, lo que le permitirá trasladar una parte apreciable de la generación solar del mediodía a la tarde y la noche. Mulhacén concentrará 21,6 MW durante dos horas, una configuración más orientada a los picos de precio, las restricciones técnicas y los servicios de ajuste. La diferencia demuestra por qué no basta con expresar el almacenamiento en megavatios: dos instalaciones con la misma potencia pueden aportar una cantidad de energía y un servicio al sistema completamente distintos.

Las resoluciones publicadas en el Boletín Oficial del Estado tampoco significan que las dos plantas estén ya construidas. Se trata de autorizaciones administrativas previas. Los promotores deberán obtener todavía la autorización de construcción, ejecutar las instalaciones, superar las pruebas técnicas y recibir la autorización de explotación. En el caso de Mulhacén, la resolución concede tres meses para presentar la documentación necesaria para continuar la tramitación. Hasta su entrada efectiva en servicio, sus 90 MW no pueden incorporarse al balance de almacenamiento operativo.

Pese a esta cautela, el tamaño conjunto de ambos proyectos resulta significativo frente al reducido parque español de baterías. El último boletín mensual de Red Eléctrica con un desglose completo de potencia, correspondiente a mayo de 2026, contabilizaba 216 MW de baterías en el sistema peninsular. Si Azor y Mulhacén entrasen en operación con toda la potencia autorizada, equivaldrían por sí solas a más del 40% de esa cifra.

Objetivos del PNIEC

El contraste es todavía mayor al compararlo con el objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima. El PNIEC 2023-2030 prevé alcanzar 22,5 GW de almacenamiento en 2030, incluida la aportación de la solar termoeléctrica. Los 90 MW de las dos nuevas instalaciones representan apenas el 0,4% de esa meta.

La comparación entre la capacidad actual y el objetivo oficial, sin embargo, no es directa. Red Eléctrica registraba en mayo 3.547 MW de almacenamiento peninsular: 3.331 MW de bombeo hidráulico y 216 MW de baterías. El PNIEC utiliza un perímetro más amplio, porque incorpora almacenamiento diario, semanal y estacional, parte de la capacidad asociada a la solar termoeléctrica y sistemas distribuidos situados detrás del contador. El propio plan calcula que estos últimos podrían alcanzar 1,6 GW en 2030.

Esta diferencia metodológica dificulta evaluar con precisión el grado de cumplimiento. España no dispone todavía de un indicador público único que permita seguir, con criterios homogéneos, cuántos de los 22,5 GW están operativos, en construcción, autorizados o únicamente anunciados. Incluso aceptando el cómputo más amplio del PNIEC, el ritmo de puesta en servicio continúa muy por debajo del necesario para alcanzar el objetivo en poco más de cuatro años.

Proyectos de baterías

La cartera de proyectos sí ha crecido con rapidez. Un análisis de PwC publicado en 2026 identifica 462 proyectos de baterías que han iniciado su tramitación administrativa, con una potencia agregada de 7.614 MW. Más de 11 GW dispondrían ya de permiso de acceso a la red y alrededor de 2 GW habrían obtenido una declaración de impacto ambiental favorable. Solo durante el segundo trimestre de 2026 se publicaron en el BOE expedientes correspondientes a 34 proyectos, con 1,76 GW de potencia.

Estas cifras muestran que existe interés inversor, pero no constituyen capacidad disponible. Entre la obtención de un punto de conexión y la explotación comercial quedan la evaluación ambiental, la autorización de construcción, la contratación de equipos, la financiación, las obras y las pruebas de integración. Parte de los proyectos no superará todas esas etapas, mientras que otros compiten por los mismos nudos y por unos ingresos futuros que todavía resultan inciertos.

Las ayudas públicas han tratado de reducir esa incertidumbre. Los programas convocados desde 2023 han apoyado almacenamiento independiente, sistemas hibridados, bombeos y soluciones térmicas. La convocatoria financiada con fondos FEDER adjudicó unos 818 millones de euros a 126 proyectos que suman aproximadamente 2,2 GW y 9,4 GWh. La relación entre ambas magnitudes equivale a poco más de cuatro horas de funcionamiento a plena potencia, lo que confirma el predominio del almacenamiento intradiario.

Financiación insuficiente para los recursos de respaldo que necesita el sistema

El Gobierno ha creado además un mercado de capacidad para remunerar la firmeza que no obtiene suficientes ingresos en el mercado diario. La orden aprobada en septiembre permite contratar durante un máximo de 15 años las nuevas inversiones necesarias para garantizar la cobertura de la demanda. El mecanismo reconoce expresamente que el arbitraje entre horas baratas y caras no basta para financiar todos los recursos de respaldo que necesita el sistema.

El análisis de cobertura de Red Eléctrica estimó para 2030 una expectativa de 2,41 horas anuales con energía no suministrada, frente al estándar de fiabilidad de 1,5 horas. El dato no significa que vaya a producirse necesariamente un corte de esa duración, sino que el modelo detecta un riesgo estadístico de falta de cobertura superior al nivel considerado aceptable. También demuestra que cumplir los objetivos de potencia renovable y almacenamiento del PNIEC no garantiza por sí solo la seguridad de suministro.

El primer problema del objetivo de 22,5 GW es que está expresado en potencia, no en energía. El PNIEC distingue 12,5 GW de almacenamiento diario y semanal y 10 GW de almacenamiento estacional, pero no fija cuántos gigavatios hora deberán poder entregar. Una batería de 100 MW durante dos horas almacena 200 MWh; un bombeo de la misma potencia capaz de funcionar durante 20 horas almacena 2.000 MWh. Ambos contabilizarían 100 MW en el objetivo, aunque su contribución a la cobertura sea radicalmente distinta.

Inmenso déficit almacenamiento de larga duración

Esta carencia resulta especialmente relevante para los 10 GW que el plan califica como estacionales. Para trasladar energía entre meses no basta con definir la potencia máxima de carga y descarga. Es necesario determinar el volumen almacenado, las pérdidas, la velocidad de reposición y el número de días durante los que el recurso debe estar disponible. La mayoría de las baterías actualmente proyectadas ofrece entre dos y cuatro horas, una duración adecuada para desplazar la producción solar o prestar servicios de ajuste, pero insuficiente ante varios días consecutivos con poco viento y baja radiación.

El sistema necesitará combinar tecnologías. Las baterías electroquímicas son especialmente eficaces para reaccionar en milisegundos, corregir desvíos, suavizar la rampa solar y cubrir ciclos intradiarios. El bombeo hidráulico resulta más apropiado para almacenar grandes volúmenes durante muchas horas o varios días. La gestión de la demanda, las interconexiones y la generación firme seguirán siendo necesarias para afrontar periodos prolongados de escasez renovable. Ninguna de estas funciones puede sustituirse simplemente sumando megavatios de baterías de corta duración.

Distribución territorial

El segundo déficit del PNIEC es territorial. Un objetivo nacional no indica dónde deben instalarse los sistemas. Una batería situada en un nudo con abundante fotovoltaica puede absorber vertidos locales y aprovechar mejor las líneas existentes. La misma batería, colocada en una zona sin congestión o al otro lado de una limitación de transporte, puede tener mucho menos valor para la red. España necesita objetivos zonales vinculados a las restricciones, la generación renovable, el consumo previsto y la capacidad real de cada subestación.

La hibridación empleada en Azor y Mulhacén ofrece ventajas claras porque reutiliza terrenos y evacuaciones. Sin embargo, compartir el permiso de acceso también limita la potencia que el conjunto puede inyectar. La instalación debe coordinar la producción fotovoltaica y la descarga de la batería para no superar la capacidad concedida. Estas plantas aprovechan mejor un activo existente, pero no eliminan por sí solas las congestiones en otros puntos del sistema.

Capacidad de estabilización

El tercer elemento que no refleja una meta agregada de potencia es la capacidad de estabilización. Un sistema dominado por generación conectada mediante electrónica de potencia necesita recursos capaces de controlar tensión y frecuencia, amortiguar oscilaciones y aportar inercia sintética. Las baterías pueden prestar estos servicios, pero solo si sus inversores, protecciones, comunicaciones y sistemas de control han sido diseñados y configurados para hacerlo.

Red Eléctrica ha elaborado especificaciones para equipos con capacidad grid-forming, capaces de contribuir activamente a formar la onda de tensión en lugar de limitarse a seguirla. La CNMC también ha modificado los procedimientos de operación para que las instalaciones de almacenamiento de al menos 1 MW puedan participar en el control de tensión y reciban una remuneración por aportar potencia reactiva incluso cuando no estén inyectando energía activa. No obstante, el PNIEC no reserva una parte de sus 22,5 GW para baterías con estas prestaciones.

Tampoco basta con que una batería tenga capacidad técnica. Para prestar reservas debe mantener un estado de carga adecuado y no haber agotado previamente su energía en el mercado. Un sistema de 90 MW puede figurar como disponible y, sin embargo, no sostener esa potencia si llega vacío al momento crítico. La planificación deberá definir productos que remuneren no solo la potencia nominal, sino también la energía reservada, el tiempo de respuesta, la duración garantizada y la disponibilidad real.

Azor y Mulhacén son dos proyectos razonables dentro de este proceso. Trasladarán energía solar a las horas en que tiene más valor, reducirán posibles vertidos y utilizarán mejor infraestructuras ya construidas. Pero su autorización también permite medir la dimensión del desafío. España está generando una amplia cartera de baterías, mientras la potencia efectivamente conectada sigue siendo reducida y el almacenamiento de larga duración avanza con mucha más lentitud.

El objetivo de 22,5 GW sirve para marcar una dirección, pero ya no basta para planificar un sistema que aspira a obtener el 81% de su electricidad de fuentes renovables en 2030. La siguiente revisión deberá convertir ese número en una arquitectura técnica: potencia, energía en GWh, duración, localización, estado de carga, capacidad de arranque y aportación a tensión y frecuencia. Sin esas condiciones, España podría aproximarse formalmente a la cifra del PNIEC y continuar careciendo del almacenamiento que realmente necesita la red.