Guardar la luz: Una apuesta por el almacenamiento eléctrico aún con muchas sombras y retos por resolver

Se ha vendido como la panacea que resolvería un problema clave: ¿cómo asegurar el suministro eléctrico cuando un anticiclón para los ‘molinillos’ eólicos, o cuando la producción fotovoltaica cae a plomo porque es de noche o está muy nublado? 

Sobre el papel, que es muy sufrido, España es (o debería ser) una potencia en almacenamiento. El citado Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030) fija como objetivo una capacidad de 22,5 GW, de los que 12,5 GW corresponderían a baterías (el resto es turbinación por bombeo hidráulico reversible, ya volveremos sobre ello al final del artículo). Esto, según la hoja de ruta marcada por el Gobierno, supondría alcanzar el suministro 80% de generación renovable en ese plazo. 

Pero la realidad es tozuda, y dicta, según el Informe del Sistema Eléctrico 2025, de Red Eléctrica, que la potencia de almacenamiento en baterías es de 96 MW. Es decir, habría que multiplicar el almacenamiento por 130 para cumplir el plan gubernamental. El problema es que las tecnologías necesarias aún están en fase de despegue. 

Eso sí, el despliegue se ve favorecido por la espectacular caída del coste de las baterías de ion-litio, de hasta un 90% en un corto periodo, hasta rondar los cien euros por kilovatio hora, como recoge el informe EY Infraestructure Compass 2025, debido a los avances técnicos en la fabricación, las economías de escala y la sobreproducción en China. 

Sin ánimo de entrar en profundidades tecnológicas, cabe citar que la tecnología dominante en las instalaciones de gran escala son los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). El principio es sencillo: cuando la planta produce más de lo que el sistema puede absorber, acumulan el excedente, y lo devuelven a la red, de manera prácticamente instantánea cuando cae la producción o se dispara la demanda. Con ello, además, contribuyen a dar estabilidad al sistema (sí, y a prevenir apagones). 

Pero, porque siempre hay un ‘pero’, esta tecnología tiene límites relevantes. Las baterías actuales están diseñadas para ciclos de descarga de entre dos y cuatro horas. Hablando en plata: pueden responder a un pico de demanda o compensar parcialmente la falta de generación fotovoltaica en determinados momentos, pero en franjas cortas de tiempo. Nunca sustituir a fuentes de generación continua en periodos más prolongados. 

Tal y como advirtió hace unos días Mónica Ruiz, directora de Desarrollo de Negocio de GNERA Energía, durante el Foro Almacenamiento organizado por El Economista, aunque el interés inversor es elevado, el crecimiento debe estar acompañado de una planificación rigurosa y, sobre todo, de expectativas realistas. 

¿Apagamos Almaraz? 

Porque esa es la clave, las expectativas realistas. Y, por encima de demagogias o sesgos ideológicos sin base científico-técnica, la pregunta sería ¿puede el almacenamiento en baterías reemplazar la generación firme que aporta la nuclear? La respuesta es ‘no’. 

Una central nuclear como Almaraz produce de manera continua durante meses, independientemente de las condiciones meteorológicas. Aporta lo que en el sector se denomina ‘potencia firme’: una garantía de suministro que no depende del momento del día ni de la estación del año. 

Las baterías actuales, como se ha dicho, pueden hacer frente a variabilidades puntuales de generación o demanda con su autonomía de dos a cuatro horas, pueden gestionar la variabilidad diaria de las renovables, pero no cubrir períodos prolongados de escasa generación solar o eólica —lo que en el sector se conoce como episodios de Dunkelflaute o ‘calma oscura’— sin respaldo adicional. 

El CEO de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, fue nítido en este sentido durante la inauguración de la mayor batería de almacenamiento de España, ubicada en Belvís de Monroy (Cáceres) el 28 de mayo, apuntando que es "honesto, justo y razonable" replantear el cierre de Almaraz. 

Además, defendió que la nuclear "nos da una seguridad y una autonomía enormes". 

Mientras, Tomás Fraga, jefe de Área de la Subdirección de Almacenamiento y Flexibilidad del MITECO, siguiendo el guión marcado, rechazaba en el Foro antes citado este argumento, apostando por el almacenamiento para lograr “un 100% renovable”. Una postura muy ‘lógica’, teniendo en cuenta el apagón de hace un año y que las previsiones del propio MITECO sobre el PNIEC no se están cumpliendo ni de lejos. En fin. 

El dinero fluye (o no) 

Al margen de estas cuestiones, lo cierto es que este sector está atrayendo inversiones. Según el informe EY Infrastructure Compass 2025, los proyectos BESS cuentan en España con más de 37 GW en solicitudes presentadas, aunque la mayoría de proyectos están en las fases previas de tramitación administrativa. 

Compañías como Iberdrola cuentan ya con una docena de instalaciones de baterías y una capacidad instalada de 212 MW, y tiene en marcha, a través del PERTE ERHA, seis proyectos BESS más con una potencia combinada de 173 MW. 

Además, la Comisión Europea también ha entrado en juego, con un mercado de capacidad aprobado como ayuda de Estado que tendrá una década de vigencia y un presupuesto estimado de 900 millones de euros por año. Carlos Colón, de Atlántica, aseguró que este mecanismo aportará visibilidad de ingresos y mejorará la financiación, aunque otros expertos ya apuntaron que esta herramienta, por sí misma, no soluciona todas las necesidades. 

De hecho, la financiación sigue siendo el principal punto de fricción. "La bancabilidad (acceso a financiación bancaria a largo plazo) es ahora mismo uno de los cuellos de botella para el desarrollo de baterías, dado que las entidades financieras todavía no terminan de confiar en la sostenibilidad a largo plazo de los ingresos", explicó Miguel Adell, director de Gestión de la Energía de Contigo Energía, en el Foro ya citado. 

Pero hay más frenos. Uno de ellos, paradójico, teniendo en cuenta cómo desde el Gobierno se afirma apostar por estos sistemas. Según el informe de Fieldfisher (firma internacional de servicios jurídicos) sobre el mercado BESS en Europa, publicado en abril, España "todavía tiene regulaciones pendientes de conexión a red, reglas técnicas y mecanismos de capacidad plenamente operativos". 

Sus autores identifican como principales cuellos de botella la tramitación ambiental y urbanística y la debilidad de la red de transporte. "Una red eléctrica envejecida y las interconexiones limitadas con Francia provocan congestión". ¿Les suena? 

Y hay otro elemento de preocupación, como es la crisis actual de la renovable. Según los últimos datos, recogidos por el diario Expansión, uno de cada dos proyectos de renovables en España no ha conseguido salir adelante. La saturación de solicitudes, las crisis energéticas sucesivas y los problemas de financiación han hundido las perspectivas de muchos promotores medianos que no cuentan con el respaldo de los grandes grupos. 

Extremadura, la que más 

En esta carrera por el almacenamiento, Extremadura es la comunidad que va avanzando con más nitidez en el modelo.. No deja de tener su lógica, como región netamente productora, con gran protagonismo tanto en renovables (fotovoltaica e hidráulica) como en nuclear. De hecho, Extremadura cuenta con más capacidad ya instalada de almacenamiento por baterías que ninguna otra comunidad. 

El hito más reciente fue la ya mencionada inauguración por parte de Iberdrola de la mayor batería de España en Belvís de Monroy. Asociada a las fotovoltaicas Campo Arañuelo I y II, cuenta con 58 MW de potencia y 120 MWh de capacidad. Esto fue tachado como “un paso de gigante”. 

Siendo sinceros, esta batería podría suministrar a la cuarta parte de los hogares extremeños… durante dos horas (sólo hogares, ojo, nada de industrias u otros usos), lo que da prueba del grado de prestaciones que puede exigirse a este sistema. 

Además, en la región hay otros proyectos en marcha: cuatro de Iberdrola en el complejo Tagus en Alcántara, que aportarán en conjunto 480 MWh; dos de Fotowatio Renewable Ventures, en San Serván y Solanilla, con unos 300 MWh, yAlter Enersun ha anunciado por su parte 15 proyectos en Badajoz, Cáceres y Huelva, con un total  de 700 MWh. 

¿Y qué es el bombeo hidráulico reversible? 

Lo prometido es deuda y, como decíamos al inicio del artículo, hay que explicar la otra ‘pata’ de los planes de almacenamiento, el denominado bombeo hidráulico reversible. 

El PNIEC recoge para este apartado un objetivo de 10 GW, en lo que denomina ‘almacenamiento estacional’. No sería, en rigor, todo atribuible al bombeo hidráulico, pero sí en gran medida. En este sistema, la potencia actual, según REE, alcanza los 3.331 MW, es decir, una tercera parte de lo previsto. 

Extremadura también es una región clave en este tipo de energía, con 2.277 MW de potencia hidráulica instalada en sus 14 centrales (evidentemente, no todas, ni de lejos, cuentan con bombeo reversible). 

Yendo al grano, el bombeo hidráulico reversible consiste en ‘reaprovechar’ el agua para volver a generar electricidad. Las centrales funcionan descargando agua desde los embalses por tuberías donde hace girar turbinas que generan energía. El problema es que esta agua se pierda cauce abajo. Si hay sequía y el nivel del embalse baja, este tipo de producción se resiente. 

Con el bombeo lo que se hace es aprovechar los picos de producción del sistema para usar el excedente para bombear agua del nivel inferior otra vez al embalse. De este modo, cuando crece la demanda (o bien cuando sistemas como la fotovoltaica no producen por ser de noche), el agua acumulada arriba se deja caer por gravedad hacia las turbinas, generando electricidad. 

Es un sistema muy maduro tecnológicamente, con una eficiencia que ronda el 80%, y puede mantenerse durante días, aunque haya sequía (no vierte agua), sin dejar exhaustos los embalses ni provocar avenidas cauce abajo si se pone a funcionar a pleno rendimiento durante periodos prolongados. 

Como cierre, podrían extraerse las siguientes conclusiones: los planes de almacenamiento en baterías no se están cumpliendo (el cacareado PNIEC es solo papel), y es casi imposible que se cumplan. El sistema de baterías no suple la producción continua, dado que sólo funciona en periodos muy limitados. Y, por último, sólo el bombeo reversible en los embalses está, más o menos, respondiendo a las expectativas.