Un año después del apagón el plan de almacenamiento apenas avanza y sigue suscitando demasiadas incógnitas técnicas
Un año después del cero eléctrico del 28 de abril de 2025, el llamado decreto antiapagones situó el almacenamiento, la flexibilidad y el control técnico de la red en el centro de la respuesta regulatoria. Pero el este decreto tampoco contó con el apoyo suficiente en el Congreso y decayó, aunque parte de sus medidas se recuperaron después por real decreto. Pero el objetivo del PNIEC de alcanzar 22,5 GW de almacenamiento en 2030 sigue lejos de la realidad física del sistema. A cierre de 2025 España tenía 3.427 MW de almacenamiento, casi todo bombeo hidráulico, y apenas 96 MW de baterías.
El gran apagón del 28 de abril de 2025 obligó al Gobierno a reconocer la evidencia que el sector eléctrico llevaba años señalando, de que la transición energética española había avanzado mucho más deprisa en potencia renovable instalada que en flexibilidad, almacenamiento, red y capacidad de operación dinámica. La primera respuesta normativa fue el Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio, presentado como paquete urgente para reforzar el sistema eléctrico. La norma, conocida como decreto antiapagones, fue publicada en el BOE el 25 de junio, fue derogado tras no superar su recorrido parlamentario, un dato que ya resume una de las principales debilidades del plan, la falta de consenso y una arquitectura normativa de urgencia que no llegó a consolidarse.
Aquel decreto partía de una premisa correcta, la de que el almacenamiento y la flexibilidad contribuyen a la resiliencia y robustez del sistema. Y recordaba que el PNIEC 2023-2030 prevé 22,5 GW de almacenamiento en 2030, desglosados en 12,5 GW de almacenamiento diario y semanal y 10 GW de almacenamiento estacional. También identificaba el almacenamiento electroquímico, tanto aislado como hibridado con renovables, como herramienta clave para integrar energía renovable no gestionable y reducir la dependencia de fuentes fósiles. La orientación era técnicamente razonable, pero incompleta, porque aceleraba sobre todo la vía de las baterías hibridadas, sin resolver la cuestión de fondo, que es cómo se remunera, dónde se instala y qué servicios concretos debe prestar cada tecnología de almacenamiento al sistema.
El paquete contenía medidas concretas. Declaraba de utilidad pública las instalaciones de almacenamiento que inyecten energía en redes de transporte o distribución, introducía una tramitación simplificada para el almacenamiento electroquímico hibridado en proyectos renovables de competencia estatal, reducía plazos, eximía de evaluación ambiental simplificada cuando el almacenamiento se ubicara dentro de la poligonal ya evaluada del proyecto original, modificaba el tratamiento de la potencia instalada, evitaba penalizar la hibridación en el redespacho a la baja y regulaba los permisos de acceso flexibles desde la perspectiva de la demanda. En términos administrativos, era un intento de quitar piedras del camino a los BESS asociados a plantas renovables existentes. En términos sistémicos, seguía siendo una respuesta parcial.
Sin despliegue efectivo
La carencia principal es que el decreto confundía agilidad de tramitación con despliegue efectivo. Reducir plazos no crea por sí mismo una señal económica suficiente para que una batería se financie, ni garantiza que se ubique en un nudo donde aporte valor al sistema, ni resuelve las saturaciones de red, ni define un marco estable de ingresos por servicios de flexibilidad, capacidad, control de tensión o balance. El propio PNIEC admite que será necesario analizar marcos retributivos que complementen las señales de precio de los mercados de energía y balance, teniendo en cuenta el grado de maduración de cada tecnología de almacenamiento. Dicho de otra forma, reconoce que el mercado ordinario puede no bastar para construir la capacidad que el propio sistema necesita.
Tras la caída del Real Decreto-ley 7/2025, el Gobierno aprobó en noviembre el Real Decreto 997/2025, que recuperó parte de las medidas urgentes de refuerzo del sistema eléctrico. El BOE volvió a incorporar la simplificación de la tramitación para almacenamiento electroquímico hibridado y varios despachos especializados subrayaron que el nuevo real decreto retomaba buena parte del impulso normativo que se esperaba del decreto antiapagones. Pero el cambio de vehículo jurídico no elimina el problema político ni técnico. España está regulando por piezas una transformación que exige planificación de red, señales de inversión, tecnologías complementarias y coordinación entre Estado, comunidades autónomas, operador del sistema, distribuidoras y promotores.
Reparto entre tecnologías
El PNIEC no plantea, además, una apuesta exclusiva por baterías. Esta precisión es fundamental. El objetivo de 22,5 GW incluye almacenamiento diario, semanal y estacional, y el propio documento aclara que la cifra incorpora el almacenamiento asociado a la solar termoeléctrica y otras tecnologías. En la tabla de potencia instalada del escenario 2030, el almacenamiento aparece con 18.913 MW y la nota precisa que, incluyendo el almacenamiento de la solar termoeléctrica, se llega a 22,5 GW. El documento insiste en que el reparto entre tecnologías es orientativo y dependerá de la evolución tecnológica, los costes, la disponibilidad y la capacidad de integración de cada alternativa.
Esa arquitectura tecnológica debería llevar a una conclusión evidente: no es lógico fiarlo todo a las baterías electroquímicas. Las BESS son extraordinariamente útiles para servicios de corta duración, respuesta rápida, desplazamiento horario de la solar, reducción de vertidos y apoyo local a redes congestionadas. Pero la gestión semanal y estacional exige soluciones distintas o complementarias. Ahí el bombeo hidroeléctrico tiene una ventaja estructural en España. Existen cuencas reguladas, grandes presas, desniveles, embalses sucesivos y experiencia hidroeléctrica acumulada. El PNIEC contempla expresamente el almacenamiento mediante bombeo reversible y recoge que el IDAE concedió en julio de 2024 cien millones de euros a cuatro proyectos, con una estimación de incremento de unos 2.000 MW de potencia de turbinación y casi 30.000 MWh de capacidad de almacenamiento.
El bombeo ofrece cosas que las baterías de dos o cuatro horas no pueden dar en la misma escala, como almacenamiento masivo, vida útil de varias décadas, inercia hidráulica, potencia gestionable y capacidad de almacenamiento de larga duración. Para un país con presas sucesivas en numerosas cuencas, descuidar el bombeo mientras se presenta la batería como solución casi universal sería una mala lectura de ingeniería. El propio PNIEC habla de tecnologías complementarias y de necesidades de respuesta rápida, flexibilidad diaria, semanal y estacional, no de una monocultura BESS.
Situación real
La situación real está muy lejos de la ambición oficial. Según Red Eléctrica, a 31 de diciembre de 2025 la potencia instalada de almacenamiento del sistema eléctrico español era de 3.427 MW, de los cuales 3.331 MW correspondían a bombeo hidráulico puro y solo 96 MW a baterías. Incluso aceptando datos sectoriales más recientes, que elevan la potencia BESS a 193 MW en abril de 2026 tras crecer desde 28 MW un año antes, la escala sigue siendo mínima frente al objetivo de 2030. El aumento porcentual resulta espectacular, pero parte de una base tan baja que no cambia el diagnóstico. España necesitaría multiplicar por decenas su almacenamiento efectivo en menos de cuatro años.
La comparación con el crecimiento renovable es especialmente reveladora. Red Eléctrica señala que en 2025 España incorporó casi 10 GW de generación renovable, de los que casi 9 GW correspondieron a solar fotovoltaica, y que la potencia renovable alcanzó 95,6 GW. Frente a ese ritmo, el almacenamiento conectado sigue siendo residual. El desequilibrio técnico es evidente, se ha acelerado la generación variable antes de disponer de una capacidad equivalente de flexibilidad. El apagón no demuestra por sí solo que las renovables sean el problema, pero sí ha dejado al descubierto que una red con mucha electrónica de potencia, mucha solar a mediodía y poca capacidad de amortiguación necesita reglas técnicas, almacenamiento y control dinámico mucho más exigentes.
Localización de las baterías
La Asociación Empresarial Eólica y la Fundación Circe han incidido en una cuestión esencial. No basta con instalar baterías, hay que instalarlas en los nudos adecuados. Su análisis de incorporación de almacenamiento en la red de transporte planteaba un mapa de zonificación de BESS para 2028 y advertía de que el momento económicamente óptimo de carga o descarga de una batería puede no ser técnicamente adecuado si provoca saturaciones en elementos de red. Esta observación desmonta el enfoque simplista de sumar gigavatios ya que una batería mal localizada puede capturar arbitraje privado sin resolver problemas sistémicos, e incluso agravarlos en determinados escenarios de flujo.
La financiación es otro punto débil. El PNIEC estima una inversión total de 308.000 millones de euros hasta 2030, con un 82% de inversión privada y un 18% pública, de la cual un 13% procedería de fondos europeos. Para almacenamiento, el propio plan vincula la Componente 8 del Plan de Recuperación, dotada con 1.365 millones de euros, a redes inteligentes, flexibilidad y almacenamiento, y precisa que la inversión específica en despliegue de almacenamiento energético asciende a 684 millones. El IDAE, por su parte, lanzó convocatorias de 180 millones para almacenamiento eléctrico independiente y térmico, y cien millones para bombeo reversible. Son cifras relevantes para proyectos piloto o primeras oleadas, pero casi ridículas si se comparan con la escala del objetivo de 22,5 GW.
Sin presupuestos ni fondos europeos
El problema presupuestario agrava la incertidumbre. España opera en 2026 con presupuestos prorrogados desde 2023 y el Gobierno ya no se compromete a presentar nuevas cuentas a corto plazo. Para una política que exige inversión pública, redes, incentivos, avales y coordinación plurianual, la prórroga presupuestaria no es un detalle administrativo. Es una restricción de planificación. También pesa el final del ciclo de fondos europeos. El Ministerio para la Transición Ecológica anunció en noviembre un paquete de ayudas de unos 2.000 millones para descarbonización y competitividad, con apoyo a movilidad eléctrica, renovables innovadoras, repotenciación y almacenamiento.
Pero la propia nota del Ministerio explica que el paquete se nutre de fondos del Plan de Recuperación y que muchas actuaciones se articulan alrededor del plazo límite del PRTR, fijado para el 31 de agosto de 2026, aunque algunas ayudas puedan otorgarse hasta diciembre de 2028 bajo el marco europeo CISAF o ejecutarse después en proyectos complejos. Esto suaviza el precipicio, pero no lo elimina. La etapa de dinero europeo abundante y rápido se agota justo cuando el almacenamiento debería entrar en fase industrial.
La rentabilidad privada tampoco está despejada. Una batería puede ingresar por arbitraje de precios, servicios de balance, reducción de vertidos, hibridación con renovables, restricciones técnicas o futuros mecanismos de capacidad. Pero el ingreso depende de reglas de mercado, volatilidad horaria, degradación del activo, ciclos de carga, vida útil, acceso a red, coste de capital y tratamiento regulatorio. Funcas ha advertido en sus análisis que el mercado de energía por sí solo puede no permitir recuperar el coste del almacenamiento necesario para dar fiabilidad al sistema, y que hacen falta instrumentos específicos para construir la capacidad requerida.
La apuesta por baterías incorpora además riesgos industriales y de seguridad. Los BESS dependen de cadenas globales de suministro de celdas, inversores, transformadores, contenedores, sistemas de refrigeración, protecciones, software y control remoto. Exigen protocolos contra incendios, integración SCADA, ciberseguridad, cumplimiento de códigos de red y coordinación con el operador del sistema. En un contexto de tensión geopolítica y dependencia tecnológica exterior, la batería no es solo un activo energético, sino un activo digital conectado a una infraestructura crítica. Esa dimensión apenas aparece en el debate público, más acostumbrado a hablar de potencia instalada que de interoperabilidad, telemedida, firmware, respuesta ante fallos o control de consignas.
Objetivos poco creíbles
El diagnóstico más prudente es que el objetivo del PNIEC es técnicamente necesario, pero políticamente y administrativamente poco creíble si se mantiene el ritmo actual. Para pasar de 3,4 GW de almacenamiento total a 22,5 GW en 2030 no basta con que haya proyectos en tramitación. Hace falta construir nueva capacidad de bombeo, desplegar BESS a escala utility, multiplicar almacenamiento detrás del contador, integrar solar termoeléctrica con almacenamiento, reforzar redes, acelerar permisos autonómicos y estatales, definir mecanismos de remuneración y evitar que las baterías se concentren en nudos donde solo respondan a incentivos privados. El calendario es muy estrecho y las señales de política pública siguen siendo demasiado fragmentarias.
La fotovoltaica ha crecido a una velocidad extraordinaria, la eólica mantiene un peso estructural elevado y el PNIEC proyecta un sistema con 160 GW renovables y un 81% de generación eléctrica renovable en 2030. Ese sistema es posible, pero no se opera con la lógica del viejo parque térmico. Requiere almacenamiento, sí, pero también demanda flexible, interconexiones, generación firme durante la transición, control de tensión, inercia real o sintética, protecciones adaptadas, redes digitalizadas y planificación de contingencias. Las baterías son una pieza imprescindible, no una coartada para no hablar del resto.
España tiene, paradójicamente, algunas de las mejores condiciones de Europa para hacerlo bien: recurso solar, recurso eólico, ingeniería eléctrica, industria renovable, presas, desniveles, bombeo potencial, operadores con experiencia y promotores dispuestos a invertir. Pero también permisos lentos, fragmentación administrativa, redes saturadas, ausencia de presupuestos nuevos, final de los fondos europeos, inseguridad regulatoria y una tendencia política a confundir objetivos de planificación con infraestructuras reales. El apagón debería haber servido para ordenar prioridades. De momento, ha servido para acelerar normas, discursos y convocatorias, pero no todavía para demostrar que el sistema pueda llegar a 2030 con el almacenamiento que promete el papel.
