Almacenamiento de energía en España: de asignatura pendiente a gran oportunidad

Si la primera fase de la transición energética en España fue instalar potencia renovable a gran velocidad, la siguiente fase tiene un protagonista claro: el almacenamiento. Sin la capacidad de guardar la energía que sobra y liberarla cuando hace falta, el sistema eléctrico no puede aprovechar todo lo que ya es capaz de producir. Y los datos de 2025 y el inicio de 2026 muestran que esa fase ya ha comenzado.

Por qué el almacenamiento es ahora tan relevante

España instaló 10 GW de nueva potencia renovable en 2025, según Red Eléctrica, el mayor incremento de su historia. El 88 % fue solar fotovoltaica. Toda esa capacidad produce electricidad sobre todo en las horas centrales del día, y en determinados momentos la producción supera lo que la red puede absorber. El resultado es que el operador del sistema ordena recortar generación (lo que se conoce como curtailment) para mantener la estabilidad.

Este desajuste entre producción y capacidad de absorción del sistema tiene un impacto directo en los precios: en las horas de máxima producción solar, el precio mayorista de la electricidad cae de forma significativa, e incluso puede llegar a ser negativo. Para los productores renovables, vender toda su energía en esas horas significa obtener ingresos menores. Y aquí es donde entra el almacenamiento con baterías.

Una batería asociada a una instalación solar permite almacenar la energía que se produce durante las horas centrales (cuando el precio es más bajo) y venderla más tarde, cuando la demanda sube y el precio es más alto. Es lo que se conoce como arbitraje de precios, y es uno de los modelos de negocio que hace viable la inversión en baterías a gran escala.

El estado actual: de 25 MW a más de 200 MW en un año

El despliegue de baterías en España ha sido durante años muy lento en comparación con otros países europeos. Pero 2025 y el inicio de 2026 han marcado un punto de inflexión.

A cierre de 2024, la potencia de baterías conectada a la red en España era de apenas 25-38 MW, según distintas fuentes del sector. En noviembre de 2025 se habían alcanzado unos 153 MW operativos, y en los primeros meses de 2026 se añadieron cerca de 68 MW adicionales hasta superar los 200 MW instalados, según Híbridos y Eléctricos. Según pv magazine, entre abril de 2025 y abril de 2026 la capacidad instalada de baterías creció un 589 %.

Empresas como Iberdrola (con baterías de casi 29 MW en las plantas de Olmedilla y Romeral, Cuenca, y en Andévalo, Huelva), Acciona, EDP, Solaria e Ignis ya operan instalaciones de almacenamiento en distintos puntos del país. La mayor parte de estos proyectos corresponde a sistemas BESS hibridados con plantas fotovoltaicas existentes.

Pero la gran cifra es la que viene. Según la consultora especializada Orka Energía (datos recogidos por El Periódico de la Energía en febrero de 2026), la cartera de proyectos de almacenamiento en España alcanza ya los 9.074 MW, repartidos en 560 proyectos, con una capacidad media de almacenamiento de 3,3 horas. El 52 % son baterías independientes (stand alone) y el 48 % hibridaciones con plantas de generación existentes. En el primer trimestre de 2026, la tramitación de proyectos BESS se disparó un 464 % interanual, con 2.121 MW entrando en fase de información pública, según el Observatorio de Energías Renovables de Opina 360 (recogido por pv magazine).

El apagón de abril de 2025: un antes y un después

El gran apagón eléctrico registrado en España en abril de 2025 supuso un punto de inflexión en la percepción pública y política del almacenamiento. Tras el incidente, el almacenamiento pasó a considerarse una infraestructura estratégica para la seguridad energética del país. El Gobierno elevó los objetivos nacionales hasta los 22,5 GW de almacenamiento para 2030 dentro del PNIEC, según Híbridos y Eléctricos.

El apagón aceleró decisiones regulatorias que llevaban tiempo pendientes y reforzó el argumento de que un sistema con alta penetración renovable necesita flexibilidad: la capacidad de responder en tiempo real a variaciones en la oferta y la demanda. Las baterías son una de las tecnologías mejor posicionadas para ofrecer esa flexibilidad.

El mecanismo de capacidad: 9.000 millones para impulsar el almacenamiento

En mayo de 2026, la Comisión Europea aprobó el mecanismo de capacidad de España, dotado con hasta 9.000 millones de euros para el periodo 2026-2036. Este mecanismo retribuye la disponibilidad: paga a instalaciones que estén listas para responder cuando el sistema lo necesite, independientemente de que en ese momento estén produciendo o no.

Para los proyectos de baterías, esto representa un cambio fundamental. Hasta ahora, la rentabilidad de una batería dependía exclusivamente del arbitraje de precios en el mercado mayorista y de los servicios de ajuste. Con el mecanismo de capacidad, se añade un flujo de ingresos adicional por el mero hecho de estar disponible, lo que mejora de forma significativa la viabilidad financiera de los proyectos y reduce la incertidumbre para los inversores.

Es, probablemente, el mayor impulso regulatorio al almacenamiento en la historia reciente del sector eléctrico español, y se espera que sea el detonante del despliegue masivo de baterías en los próximos años.

El contexto español: por qué aquí el almacenamiento importa más

España tiene una particularidad que amplifica la necesidad de almacenamiento: su limitada capacidad de interconexión con el resto de Europa. Mientras que países como Alemania cuentan con conexiones con siete países vecinos a los que exportar excedentes, España solo dispone de una interconexión limitada con Francia y otra con Portugal. Eso significa que la energía que sobra en las horas de máxima producción solar tiene pocas vías de salida fuera del sistema nacional.

El bombeo hidráulico (3.331 MW instalados) ha sido históricamente la principal forma de almacenamiento en España, pero su capacidad es limitada y las posibilidades de expansión son escasas. Las baterías, en cambio, pueden instalarse en cualquier ubicación, con tiempos de construcción mucho más cortos y una flexibilidad operativa superior.

¿Cómo se puede invertir en almacenamiento?

El almacenamiento con baterías no es solo una infraestructura estratégica: es también una clase de activo de inversión. Fundeen ha incorporado el almacenamiento como una de sus líneas de inversión, dentro de una estrategia que ya abarca solar fotovoltaica, eólica y, desde 2026, activos agroalimentarios. Es la misma lógica de siempre: abrir el acceso a activos reales vinculados a la transición energética a través de un modelo regulado por la CNMV y accesible desde 500 €.

La oportunidad de inversión en BESS se apoya en tres pilares: una necesidad de sistema clara (sin almacenamiento, parte de la generación renovable se pierde), un respaldo regulatorio fuerte (mecanismo de capacidad de 9.000 M€) y una cartera de proyectos en fuerte crecimiento (+9 GW en pipeline). Si quieres profundizar en las tendencias del sector para este año, puedes consultar nuestro artículo sobre tendencias energéticas en 2026.

En resumen

El almacenamiento de energía con baterías ha pasado de ser la asignatura pendiente del sistema eléctrico español a convertirse en una de sus mayores oportunidades. En apenas un año, la potencia instalada se ha multiplicado por ocho, la cartera de proyectos supera los 9 GW, el mecanismo de capacidad europeo aporta 9.000 millones de euros de respaldo y los objetivos nacionales apuntan a 22,5 GW para 2030.

Para un sistema que instala 10 GW renovables al año y que necesita gestionar sus excedentes, el almacenamiento no es una opción: es una necesidad. Y para el inversor, una vía de diversificación con fundamentos sólidos.