La actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), estabelce el objetivo de 22,5 GW de almacenamiento para 2030.
La consecuencia no es únicamente cuantitativa (más megavatios instalados), sino cualitativa: se acelera la planificación energética; se alinean expectativas entre regulador, operadores de red, inversores y fabricantes; y se reordena la priorización de cartera entre proyectos de generación, redes y flexibilidad.
En términos prácticos, significa que la red española debe poder desplazar energía en el tiempo con potencias agregadas capaces de absorber la producción solar y eólica en ventanas de exceso y entregarla en las horas de mayor tensión del sistema.
Para entender el impacto, conviene distinguir potencia (GW) de energía (GWh). La potencia indica lo que el parque de almacenamiento puede entregar a la vez, como el diámetro de una tubería.
La energía determina durante cuánto tiempo se puede mantener esa entrega. Una política que fija 22,5 GW está definiendo la “tubería” agregada; la dimensión de horas útiles (por ejemplo, 2, 4 u 8 horas) vendrá después, con el mix tecnológico y el diseño de cada activo.
Por eso, más allá de la cifra, lo sustantivo es su efecto catalizador: atrae capital, fomenta alianzas industriales y aclara que la flexibilidad será un activo sistémico y no un apéndice opcional.
Interconexión limitada + boom renovable: la necesidad sistémica
España y Portugal forman una “isla energética” parcialmente desacoplada del continente europeo en términos de interconexión eléctrica. Eso quiere decir que, a diferencia de países con posibilidad de exportar excedentes o importar ante déficits, la península cuenta con una situación transfronteriza limitada. Hoy, la capacidad de intercambio con Francia se sitúa en niveles muy inferiores al objetivo europeo del 15 % para 2030. Aunque la interconexión por el Golfo de Vizcaya avanza, la propia escala del despliegue renovable hace previsible que la limitación estructural persista a lo largo de la década.
En otras palabras: incluso con nuevas interconexiones, la red peninsular seguirá necesitando almacenamiento local para evitar vertidos (curtailment), aplacar volatilidad y estabilizar frecuencia y tensión.
El otro problema es la estacionalidad y diurnalidad de la fotovoltaica y la intermitencia de la eólica. El PNIEC actualizado eleva la ambición sobre solar y eólica en el mix 2030.
El resultado es una curva de generación que deprime precios en horas solares y tensa la operación en rampas vespertinas y madrugadas. Sin capacidad de almacenamiento suficiente, el sistema responde con vertidos (porque no puede evacuar o consumir todo lo producido) y con un uso más intensivo de servicios de ajuste para contener desviaciones rápidas.
La limitada interconexión amplifica ambos fenómenos: cuando no hay posibilidad de exportación, la única alternativa económicamente eficiente es almacenar y desplazar.
En síntesis, la combinación alta penetración renovable + baja interconexión crea una demanda estructural de almacenamiento que va más allá del arbitraje horario: hablamos de seguridad de suministro, resiliencia y calidad de onda.
Tracción de mercado: alianzas y carteras a escala GW
Cuando la política pública es creíble, el capital responde. Existen actualmente joint ventures (JVs), que expresan el paso de proyectos aislados a carteras multi-sitio a escala de gigavatios, concebidas para operar con lógica de portfolio, diversificando ubicaciones, perfiles de ingresos y estrategias de operación y optimizando una cadena de suministro que requiere volumen para bajar costes y asegurar plazos.
Este tipo de acuerdos, con un owner-operator especializado en almacenamiento y un desarrollador local, anticipa cómo se configurará la oferta: BESS utility-scale localizados en nudos de alto valor temporal y locacional, preparados para arbitraje y servicios de red, y con ingeniería financiera capaz de combinar ingresos merchant con visibilidad parcial (ayudas a inversión, contratos de disponibilidad, etc.)
Además de las JVs, estamos viendo agregadores, ofertantes de flexibilidad y offtakers industriales moviéndose para capturar y compartir el valor de la flexibilidad: desde PPAs con perfiles horarios específicos hasta contratos por disponibilidad donde el activo de almacenamiento se compromete a prestar capacidad en ventanas críticas a cambio de una renta fija más variable por performance.
La magnitud del objetivo de 22,5 GW sostiene la tesis de negocio y reduce la percepción de “riesgo de mercado nascente”.
Política de apoyo: ayudas y mecanismos que mueven la aguja
La otra cara de la tracción es regulatoria. España ha habilitado un esquema de ayudas de 700 M€ para almacenamiento elegible (baterías stand-alone, térmico y bombeo. También hibridación con renovables), una inyección de CAPEX que busca acelerar decisiones finales de inversión y desbloquear entre 2,5 y 3,5 GW adicionales en el corto/medio plazo.
Estas ayudas reducen el WACC al disminuir la necesidad de deuda o capital propio y mejoran la bancabilidad en ubicaciones donde el “stack” de ingresos todavía no está plenamente maduro (mercados de servicios en consolidación, arbitraje con spreads comprimidos en algunos nudos).
En paralelo, el elevado interés de la convocatoria ha llevado a ampliar la dotación por encima del presupuesto inicial, con más de un centenar de proyectos preseleccionados que suman ≈2,4 GW y 8,9 GWh.
Conviene subrayar que la política de ayudas a inversión no sustituye a la señal de mercado: actúa como puente para llegar a una economía de escala y a unos mercados de servicios suficientemente líquidos y estables.
A medio plazo, la discusión natural será cómo articular mecanismos de capacidad o remuneración por disponibilidad que permitan retribuir el valor sistémico del almacenamiento (evitar vertidos, estabilizar rampas, contingencias) sin distorsionar la competencia en mercados mayoristas y de balance.
La clave está en alinear incentivos: que el activo cobre por estar cuando el sistema lo necesita y por hacer (kW y kWh en ventanas críticas) cuando su actuación evita costes al sistema.
¿Qué cambia en el sistema? Menos vertidos, más flexibilidad
Traducido a operación, un despliegue que converge hacia 22,5 GW afecta al sistema en al menos cuatro dimensiones:
Curtailment
El almacenamiento actúa como sumidero de excedentes y reduce la necesidad de verter producción renovable en horas de precios deprimidos o de limitaciones de evacuación.
En mercados con alta fotovoltaica, esto se traduce en desplazar de mediodía a tarde; en zonas eólicas con congestiones, en aplanar picos nocturnos. La reducción de vertidos tiene doble beneficio:
- Económico: mejora los ingresos de los generadores.
- Ambiental: aprovecha más MWh renovables.
Servicios de frecuencia y tensión
Los BESS, por su respuesta ultrarrápida, son particularmente eficaces, contención de eventos de frecuencia y soporte de tensión.
En un mix con menos inercia mecánica (por retirada de generación síncrona), los BESS contribuyen con inercia sintética y control de rampas.
Esto reduce la probabilidad y severidad de incidentes sistémicos. Los apagones de 2025 han puesto foco en la importancia de contar con flexibilidad y reservas rápidas; acelerar almacenamiento es parte de la respuesta institucional.
Gestión de congestiones
A escala de nudo, el almacenamiento permite absorber cuando la capacidad de la red es insuficiente y entrega cuando hay capacidad o demanda, mitigando atascos sin sobredimensionar infraestructuras.
Volatilidad y señal de precio
El efecto agregado del almacenamiento es aplanar picos y valles, lo que reduce la volatilidad extrema y mejora la navegabilidad del mercado para consumidores gestionables (industria electrointensiva, cargadores eléctricos, bombas de calor). Esto fomenta respuesta a la demanda y contratos indexados.
Tecnología y diseño: elegir la combinación adecuada
El mix tecnológico debe responder al mapa de necesidades del sistema:
BESS (baterías electroquímicas)
Lideran por modularidad, plazos de ejecución (12–24 meses desde NTP para proyectos maduros) y capacidad de respuesta (milisegundos).
Son ideales para 2–4 horas útiles y para ingresos que combinen arbitraje con servicios. El ratio potencia/energía es un parámetro de diseño clave: un activo 1C entrega su energía en 1 h; 0,5C, en 2 h.
Elegir un ratio alto favorece servicios y rampas; uno más bajo maximiza desplazamiento energético.
Bombeo hidroeléctrico
Es almacenamiento de larga duración con capex específico por MW/MWh competitivo a gran escala. Ofrece 8–20 horas (o más) y contribuye a eventos prolongados (olas de calor/frío, baja eólica).
Su contrapartida son plazos y tramitación más largos, con condicionantes ambientales e hídricos. La política reciente ha reactivado proyectos de bombeo reversible relevantes para cumplir el objetivo 2030.
Almacenamiento térmico
Aporta multihora con costes decrecientes y buena integración en islas eléctricas o redes débiles. Puede desempeñar roles híbridos (electricidad y calor), lo que le da versatilidad en sectores difusos.
El diseño debe partir de datos horarios y locacionales: perfiles de precios, congestiones, necesidades de red e incertidumbre regulatoria.
L a diversidad tecnológica mejora la resiliencia del conjunto: BESS cubre el corto plazo; bombeo y térmico aportan “fondo de armario” para eventos prolongados.
¿Dónde competir? Priorización locacional y nudos con valor
La pregunta estratégica no es “¿cuántos MW construir?”, sino “¿dónde y con qué diseño?”. Para priorizar ubicación y dimensionamiento:
- Penetración renovable efectiva y perfil de vertidos: donde la probabilidad de curtailment es alta, el valor del time-shifting se dispara.
- Limitaciones de evacuación y congestiones: nudos con dificultades técnicas de acceso/evacuación o con limitaciones temporales de red.
- Spreads horarios y formas de precio: diferencia mediodía/tarde; presencia de picos cortos o mesetas en la tarde (clave para definir horas útiles).
- Necesidades de servicios: áreas con déficit de inercia o control de tensión.
- Calendario administrativo y de conexión: lead times de permisos y puntos de conexión viables.
En España, la cartografía de valor tenderá a gravitar en torno a grandes hubs FV del sur y centro, corredores eólicos del norte y anillos metropolitanos con demanda gestionable.
La interconexión del Golfo de Vizcaya mejorará la elasticidad del sistema, pero no eliminará el valor diferencial de ciertas ubicaciones con congestión recurrente.
Estructuras de ingresos y financiabilidad
El stack de ingresos de un BESS exitoso combina tres capas:
- Arbitraje: comprar en horas baratas, vender en caras. Su beta descansa en la amplitud y estabilidad de spreads. La optimización incorpora degradación (coste de ciclo), límites de estado de carga (SoC) y pronósticos de precios.
- Servicios: Su valor depende de diseño (C-rate, potencia disponible), tiempos de respuesta y reglas de mercado (penalizaciones, disponibilidad). A menudo estabiliza caja frente a la volatilidad del arbitraje.
- Remuneración por capacidad/disponibilidad (cuando exista) o contratos bilaterales con offtakers/DSOs: anclan ingresos a cambio de estar disponibles en ventanas críticas o de “shape” horario acordado.
Desde la óptica financiera, el reto es reducir la varianza del flujo de caja: las ayudas de 700 M€ alivian CAPEX y mejoran métricas (DSCR, LLCR).
A futuro, mecanismos de capacidad bien diseñados ayudarán a cerrar la brecha entre valor sistémico y monetización privada.
Mientras tanto, algunos promotores exploran PPAs de capacidad con industria electrointensiva, por ejemplo, garantizar energía en picos de precio a cambio de una fee por disponibilidad y un strike acordado.
Todo lo anterior se articula con una tesorería disciplinada (curvas de degradación, recapitalización de celdas, repotenciaciones) y O&M basado en datos.
Roadmap 2025–2030: hitos y riesgos a monitorizar
Hitos: En el corto plazo veremos olas de conexión de BESS stand-alone impulsadas por ayudas y por la profesionalización de desarrolladores. Hacia 2027–2028, el avance de la interconexión del Golfo de Vizcaya aportará resiliencia y algo de elasticidad para eventos regionales, y madurarán los mercados de servicios con más competencia y señales más claras.
En paralelo, proyectos emblemáticos de bombeo reversible y soluciones térmicas irán cerrando financiación con apoyo público selectivo, añadiendo duración al mix.
Riesgos: En 2025, el sistema ya ha evidenciado vulnerabilidades —incluyendo apagones— que han reabierto el debate sobre almacenamiento y redes. El riesgo principal es no llegar a tiempo:
- Cuellos de botella en permisos.
- Suministro de equipos.
- Interoperabilidad y estandarización de requisitos técnicos.
También está el riesgo de diseñar mal la remuneración: si la señal de precio se aplana demasiado sin remunerar la disponibilidad, se desincentiva inversión; si se sobre-remunera, se paga de más por capacidad ociosa.
Por último, los calendarios de red (refuerzos, digitalización del control, protecciones) deben sincronizarse con la oleada de flexibilidad para evitar subutilización de activos.
Tendencias a vigilar
- Hibridación de BESS con parques FV/eólicos para compartir conexión y mejorar factor de utilización del nudo.
- Mercados de flexibilidad locales y señales locacionales más detalladas (tarifación nodal o mecanismos equivalentes).
- Automatización de la operación con optimizadores que integran precios, degradación y congestiones en un único “cerebro de portfolio”.
- Repotenciaciones y second-life de celdas, emergiendo como segmento financiero-técnico propio.
¿Qué significa para tu pipeline?
Desde la mirada de Desamerc, este es el hilo conductor: la combinación Objetivos 2030 + limitada interconexión + ayudas + alianzas industriales no es un conjunto de hechos aislados, sino una narrativa de maduración.
España pasa de debatir si el almacenamiento “tiene sentido” a asumir que sin flexibilidad no hay integración eficiente de renovables. Eso reconfigura dónde conviene desarrollar, cómo dimensionar y con qué estructura de ingresos financiar.
Del número a la estrategia
El objetivo de 22,5 GW es el vector de coordinación que España necesitaba para transformar un conjunto disperso de proyectos en una política industrial y sistémica de flexibilidad.
Con interconexión limitada aún en 2030, pese a avances como el Golfo de Vizcaya, el almacenamiento no es sustituible; es el puente entre una base renovable de primer nivel y un sistema confiable, competitivo y resiliente.
Las alianzas a escala GW (JVs) y las ayudas de 700 M€ son los dos motores que harán que la curva de aprendizaje llegue antes, que los portfolios ganen tracción bancaria y que el coste social de integrar renovables disminuya.
La hoja de ruta realista no niega los riesgos: permisología exigente, supply chain tenso, necesidad de criterios técnicos homogéneos y la tentación de regular “por urgencia”.
Pero el aprendizaje reciente, incluidos los eventos extremos de 2025, ofrece un recordatorio: el coste de no tener flexibilidad es más alto que el de construirla con método.
En esa ecuación, 22,5 GW es el mínimo que vuelve posible un sistema 2030 con menos vertidos, más servicios de flexibilidad y mejor señal de precio para consumidores y promotores.
Desamerc entiende este objetivo como una invitación a planificar con datos, diseñar con propósito y financiar con realismo; en suma, a convertir un objetivo de política en una ventaja competitiva para quienes sepan ejecutar con precisión.