Durante una década, el mapa energético de Extremadura se ha medido en hectáreas de paneles (sin olvidar la CN Almaraz, claro). La región se ha convertido en la gran productora de electricidad solar fotovoltaica del país y exporta buena parte de lo que genera (en total, consume una sexta parte de lo que produce). Ahora ese modelo cambia de piel casi sin moverse del sitio. Las plantas que ya existen se están llenando de baterías.
Alter Enersun acaba de cerrar con CaixaBank, BBVA y Santander más de 60 millones de euros para almacenar energía en cinco plantas de Alconchel, Cáceres, San Serván, Jerez y Barcarrota (ver noticia en este enlace).
Es el caso más reciente. No el único: en lo que va de 2026, el Boletín Oficial del Estado ha publicado en la región varios proyectos del mismo tipo, en las dos provincias y con promotores muy diversos.
El mapa se va completando
En La Roca de la Sierra, Aurea Solar tramita uno de los mayores sistemas de almacenamiento de la región, pegado a una planta fotovoltaica de 171 megavatios y con una inversión de 44,5 millones. En el término municipal de Badajoz, la planta Los Frailes sumará baterías capaces de descargar durante cuatro horas. FRV hará lo mismo en La Solanilla, en Trujillo. Y en Alcántara, Iberenova, la promotora renovable de Iberdrola, recibió en enero el visto bueno ambiental para cuatro módulos junto a sus parques Tagus. Hay también iniciativas más pequeñas, como la anunciada en Fregenal de la Sierra.
El esquema es similar, baterías junto a plantas que llevan años funcionando y conectadas a su misma subestación. Desde la carretera apenas se distinguen, filas de contenedores parecidos a los de un puerto al lado de los paneles. En La Roca de la Sierra serán 54, repartidos en 1,6 hectáreas.
Sumados, estos proyectos rondan los 1.400 megavatios hora. Es energía suficiente para cubrir el consumo diario de unos 150.000 hogares, o para tener abastecida una ciudad del tamaño de Badajoz durante más de medio día.
¿Por qué ahora?
Pues, como cantaban Liza Minnelli y Joel Grey allá por 1972 en la inolvidable ‘Cabaret’, “Money makes the world go around”. O, dicho de otro modo, es una cuestión de dinero, en concreto de precios de la energía.
Y es que España produce tanta electricidad solar en las horas centrales del día que el mercado la paga con frecuencia a cero euros y, cada vez más a menudo, por debajo. Sin ir más lejos, el pasado 30 de agosto hubo ocho horas con precios negativos. Una planta que solo vende a esas horas ingresa menos cada año, y algunas tienen incluso que frenar su producción porque la red no puede absorberla.
Las baterías cambian las cuentas. Guardan la energía cuando apenas vale nada, en vez de verterla a la red y desplomar más los precios, y la venden al caer la tarde, cuando la demanda sube y los precios se disparan.
El propietario de la planta recupera ingresos, el sistema aprovecha mejor lo que ya produce y tira menos de gas por la noche. Al consumidor le llegaría, a medio plazo, en forma de precios más estables a lo largo del día. Ayuda, y mucho, que el coste de las baterías haya caído en picado en pocos años, con lo que instalarlas junto a una planta solar ya sale a cuenta.
Como ejemplo de lo dicho, valga el precio del kilovatio hora para el consumidor final del pasado 17 de septiembre: a las 9 de la noche, valía 0,352 euros; a las 2 de la tarde, el precio era de 0,016, es decir, 22 veces más barato. Y no es una excepción, es el patrón que se repite día tras día. Con las baterías, el objetivo es que ni baje casi a cero ni haya picos tan caros, sobre todo a horas en las que el consumo de los hogares es mayor (entre las 8 de la tarde y las 12 de la noche).
Luego está la cuestión práctica. Una planta híbrida no es más que eso, paneles y baterías que funcionan como una sola instalación. Y al hibridar una planta que ya existe se aprovecha su enchufe a la red, hoy el recurso más escaso del sector. Ni acceso nuevo ni línea nueva. Las baterías van en terrenos ya transformados; en Alcántara, en las mismas zonas que sirvieron de acopio cuando se levantaron los paneles.
El dinero público también empuja. El Gobierno ha repartido más de 800 millones de fondos europeos entre 126 proyectos de almacenamiento en toda España.
Impacto en el territorio
Es la cuestión recurrente. El impacto económico directo se concentra en la obra: ingeniería, obra civil, montajes eléctricos, transporte o técnicos especializados. Una parte de ese trabajo puede quedarse en empresas de la región.
Después, poco empleo. Las baterías se controlan a distancia y lo que piden, sobre todo, es mantenimiento (lo que no es baladí en zonas en riesgo de despoblación, donde pueden dar empleo a electricistas o técnicos de climatización, por ejemplo). Además, los ayuntamientos lo notan en licencias e impuestos de construcción, algo que en un municipio pequeño no llega todos los años con inversiones de este tamaño.
La pregunta de fondo va por otro lado. Extremadura lleva años produciendo energía que otros consumen y convierten en industria, y el almacenamiento, por sí solo, no rompe ese esquema.
Lo que sí añade es algo que las empresas miran cada vez más antes de decidir dónde invertir, como es que exista disponibilidad de energía renovable también cuando no hay sol. Es el caso de los centros de datos proyectados o anunciados y, en general, de cualquier actividad electrointensiva.
Plazos y alguna incógnita
Casi todos estos proyectos siguen en tramitación, y los papeles son lo que más tarda, como suele ocurrir. Los Frailes pidió autorización en julio de 2025 y no llegó a información pública hasta un año después. Con los permisos en la mano, los promotores calculan entre doce y dieciocho meses de construcción, así que la mayoría no funcionará antes de 2027 o 2028. Y no todo lo que se anuncia se construye: en España, el ritmo de conexión de baterías ha sido hasta ahora lento.
Tampoco está claro el negocio. Una batería gana dinero con la distancia entre el precio barato del mediodía y el caro de la noche, y esa distancia se irá acortando conforme se conecten más. España tenía apenas 260 megavatios de baterías funcionando a finales de agosto. Si se cumplen las previsiones del sector, en 2027 habrá conectada una potencia comparable a la de todo el parque nuclear. Para el inversor, ese ajuste es un riesgo. Para quien paga la luz de noche, justo lo contrario.
El dinero, como demuestra la operación de Alter Enersun, ya ha llegado. Queda por ver cuántas baterías caben en un mercado que se abarata justo a medida que se llena, esto es, en qué punto se situará el límite de rentabilidad que disuada a nuevos inversores en baterías.
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