Fa un any, quan els companys de la indústria van parlar del panorama d'emmagatzematge d'energia d'Europa, la conversa gairebé sempre girava al voltant d'Alemanya, el Regne Unit o Itàlia. Avui, hi ha un país nou que segueix apareixent a les meves trucades, la meva safata d'entrada i les meves reunions: Espanyola.

Com a algú que treballa a les vendes internacionals de BESS i parla amb desenvolupadors, EPC i integradors d'arreu d'Europa cada dia, em dedico a comprendre no només les especificacions i els preus dels productes, sinó també les forces més profundes del mercat en joc: els canvis de política, la dinàmica de la xarxa, el disseny del mercat elèctric i la lògica comercial que impulsa les decisions d'inversió.

Com més busco a Espanya, més estic convençut que no és un mercat emergent més. Està a punt de convertir-se en una de les històries d'emmagatzematge d'energia més conseqüents a Europa.

El que diferencia Espanya és que la urgència aquí no és teòrica. Ja s'ha sentit, de la manera més visceral possible.

La trucada d'atenció: 28 d'abril de 2025

El 28 d'abril de 2025, a les 12:33, Espanya i Portugal van viure el primer apagament a gran escala de la història del sistema elèctric ibèric. En cinc segons, la graella va perdre aproximadament 15 GW de generació — aproximadament el 60% de la demanda nacional. Més de 50 milions de persones es van veure afectades. Trànsit aturat a Madrid i Lisboa. Els hospitals van passar a generadors de seguretat. Les xarxes mòbils van quedar en silenci. L'alimentació no es va restablir completament durant 16 hores.

L'impacte econòmic es va estimar en 2-5.000 milions d'euros. Es van perdre nou vides.

Durant mesos, l'especulació es va disparar. Va ser un ciberatac? Un fracàs de les renovables? Una falla de l'equip en cascada? Quan ENTSO-E va publicar el seu informe d'investigació final el març de 2026, la resposta va ser més complexa i més important que qualsevol teoria d'una sola causa.

L'apagada va ser un esdeveniment de sobretensió multifactorial. El sistema, que funcionava amb aproximadament un 80% d'energia solar i eòlica en aquell moment, no tenia prou capacitat de control de tensió dinàmica. Les oscil·lacions eren visibles des de primera hora del matí. Les unitats clau que es poden enviar estaven fora de línia. Les plantes renovables funcionaven en mode de factor de potència fix, és a dir, no podien suportar la tensió de manera dinàmica quan el sistema més ho necessitava. I críticament, la capacitat d'emmagatzematge d'energia de la bateria era massa limitada per proporcionar els serveis de xarxa local ràpids que podrien haver estabilitzat el sistema.

Com ho va dir una anàlisi clarament: "No es tracta de renovables, sinó de control de voltatge".

La lliçó era clara. Un sistema elèctric amb un 70% d'energies renovables i gairebé sense emmagatzematge no és una transició energètica completa. És un sistema que funciona sense xarxa de seguretat.

De la trucada d'atenció a la inflexió del mercat

L'apagada no va crear el mercat d'emmagatzematge d'Espanya. Però va accelerar el que ja era inevitable.

La transició energètica d'Espanya ha estat notable en qualsevol mesura. El país ara s'ha acabat 46 GW de capacitat solar fotovoltaica instal·lada —la més gran d'Europa— amb les renovables que representen aproximadament el 70% de la capacitat instal·lada total. Només durant el primer trimestre del 2026, Espanya va afegir 2,3 GW de solar a escala de serveis públics, un augment del 5,5% en un sol trimestre.

Però aquest èxit ha creat el seu propi problema, un problema al qual s'enfronten tots els mercats d'energies renovables.

L'epidèmia de preus negatius

El 2024, Espanya va registrar 168 hores de preus negatius a l'engròs de l'electricitat. El 2025, aquesta xifra va augmentar 555 hores - més del triple. El primer trimestre del 2026, Espanya ja havia registrat 397 hores de preus sota zero, en comparació amb només 48 hores en el mateix període del 2025. Només durant el segon trimestre del 2025, Espanya va registrar 411 hores de preus negatius, el més alt de qualsevol mercat de la UE-10.

Mentrestant, els diferencials de preus intradia s'han ampliat dràsticament. Els diferencials diaris entre les hores de preu baix i alt ara superen regularment 150 €/MWh. El 3 de juliol de 2025 es va assolir el diferencial del preu minorista de l'electricitat a Espanya 177,95 €/MWh.

Aquesta és la signatura del llibre de text d'una xarxa saturada de solar: els preus del migdia cauen a zero o per sota, mentre que els preus màxims al vespre augmenten a mesura que la generació solar desapareix i la demanda augmenta. Els preus de la captació solar a Espanya van caure un 12% interanual fins a una mitjana de 39,93 €/MWh el 2025, amb mitjanes mensuals per sota dels 20 €/MWh durant els mesos de màxima intensitat solar.

El missatge del mercat és inconfusible: ja no es tracta de quanta energia es produeix, sinó de quan la produeixes.

Canvi del mercat energètic a Espanya: augment dels preus negatius i demanda creixent de BESS

L'explosió del gasoducte

La resposta d'Espanya a aquests reptes ha estat ràpida i substancial.

La cartera del projecte BESS ha augmentat de manera sorprenent 464% interanual. Red Eléctrica ja ho ha aprovat 22 GW de permisos de connexió a la xarxa d'emmagatzematge, amb 16 GW addicionals pendents d'aprovació. Més de 25 GW de projectes de bateries estan ara a la cua de connexió a la xarxa.

Segons el Pla Nacional Integrat d'Energia i Clima (PNIEC), els objectius del país 22,5 GW d'emmagatzematge d'energia el 2030 — un objectiu que ara no només sembla ambiciós sinó també necessari.

Projecte dels analistes del sector aproximadament 1 GWh de noves instal·lacions d'emmagatzematge el 2026 (un augment del 233% interanual), augmentant a 2 GWh el 2027 i arribant 6,8 GWh el 2030.

I els projectes ja es mouen:

• Natúrgia va iniciar els seus quatre primers projectes BESS (160 MW / 342 MWh) a Almeria i Canàries, amb una cartera de 10 projectes per un total de 80 milions d'euros d'inversió.
• Iberdrola va posar en funcionament les primeres bateries a gran escala d'Espanya el gener de 2026 — Romeral i Olmedilla a Conca, cadascuna de 30 MW / 60 MWh — com a part d'un paquet de 173 MW recolzat per 37,5 milions d'euros en fons PERTE.
• Grenergy està construint el BESS autònom més gran d'Espanya fins ara: el projecte d'Oviedo de 150 MW / 600 MWh, amb un contracte de peatge financer de 10 anys amb una empresa de grau d'inversió.
• FRV està desenvolupant 334 MW / 1.336 MWh en sis instal·lacions a Catalunya.
• Acciona, Statkraft, Galp, OPD Energy, Ignis, Zelestra, Engie, Repsol i Endesa tots estan avançant en canonades importants.

Zelestra, un dels principals desenvolupadors d'Espanya, ho va dir clarament: "Ja no realitzem cap projecte solar fotovoltaic sense cap emmagatzematge. Això és imprescindible".

De fet, les 400 ofertes contractades de BESS amb seguiment a Espanya el 2025 es van ubicar conjuntament amb solar, un senyal clar que el mercat ha interioritzat la lògica de l'emmagatzematge solar més com a nou predeterminat.

La política Tailwind

La política s'està movent per posar-se al dia amb la realitat del mercat, i en algunes àrees, per davant d'ella.

El maig de 2026, la Comissió Europea va aprovar formalment la d'Espanya mecanisme de mercat de capacitat, que es mobilitzarà fins a 9.000 milions d'euros durant el període 2026-2036 per garantir l'adequació dels recursos. Es tracta d'un canvi de joc per a l'emmagatzematge, ja que proporciona el flux d'ingressos contractats a llarg termini que transforma BESS d'una aposta comercial en un actiu d'infraestructura bancable.

Més enllà del mercat de capacitat, l'impuls d'emmagatzematge d'Espanya es recolza en múltiples fluxos de finançament:

• Fons PERTE (EU Recovery and Resilience Facility) finançament de capex BESS
• Amb el suport de FEDER subhastes d'innovació per a l'emmagatzematge d'energia
• Els de la UE Estratègia d'emmagatzematge d'energia i l'objectiu més ampli d'emmagatzematge de 200 GW a tota la UE per al 2030
• La transició a Unitats de temps de mercat de 15 minuts (efectiu l'octubre de 2025 a la majoria dels mercats europeus del dia per endavant), fet que ha augmentat la volatilitat observable dels preus i ha ampliat les oportunitats d'arbitratge per als operadors d'emmagatzematge.

El canvi estructural a la granularitat de 15 minuts és especialment significatiu per a Espanya. L'aparició de patrons de preus "dents de serra" intrahoraris, impulsats per rampes renovables i restriccions de la xarxa, ha creat capes d'arbitratge addicionals que simplement no existien sota l'antic règim de liquidació horària.

Què realment demanen els clients

A través de les meves converses diàries amb clients actius al mercat espanyol, he notat una clara evolució en allò que necessiten, i va molt més enllà del maquinari.

Fa un any o dos, la conversa va ser principalment sobre la química cel·lular, els preus del sistema i els terminis de lliurament. Avui, les preguntes són fonamentalment diferents:

• "El vostre EMS pot optimitzar simultàniament a través de múltiples fluxos d'ingressos: arbitratge diari, serveis auxiliars, obligacions del mercat de capacitat?"
• "El vostre sistema compleix els últims codis de xarxa espanyols i les normatives europees, inclosos els requisits de suport de tensió?"
• "Podeu donar suport a la capacitat de formació de xarxa? L'apagada ens va mostrar que el control de voltatge ja no és opcional".
• "Quin tipus de posada en marxa i suport d'O&M a llarg termini podeu proporcionar localment?"
• "Com gestioneu la coubicació amb els actius solars existents? Els nostres preus de captura estan col·lapsant sense emmagatzematge".

Aquestes no són preguntes casuals. Reflecteixen un mercat que ha superat el "funcionarà l'emmagatzematge aquí?" fase i va entrar a la "Com fem que l'emmagatzematge funcioni de manera òptima aquí?" fase.

Aquest és exactament el canvi que esperava, i reflecteix el que he vist en altres mercats europeus en maduració. La competència a la indústria de l'emmagatzematge d'energia ja no es refereix a la bateria de qui costa menys per quilowatt-hora. Es tracta de qui pot oferir una solució integrada que creï valor a llarg termini durant tot el cicle de vida del projecte.

Per als desenvolupadors que s'enfronten a la caiguda dels preus de la captura solar, el soci d'emmagatzematge adequat no és només un venedor d'equips. Necessiten algú que entengui les dinàmiques específiques del mercat elèctric espanyol —els patrons de preus negatius, els ingressos dels serveis auxiliars, el marc del mercat de capacitat, els colls d'ampolla de permisos— i pugui dissenyar un sistema que els monetitzi tots.

Connectant amb clients i socis a The smarter E Europe 2026

Per descomptat, cada mercat té el seu propi ritme de desenvolupament.

Espanya és encara un mercat emergent, on les polítiques, els models de negoci i els mecanismes del mercat elèctric continuen evolucionant. Però això és exactament el que fa que sigui tan emocionant. El seu ràpid creixement està creant noves oportunitats per a desenvolupadors, empreses EPC, inversors i proveïdors de solucions.

L'equip de Wenergy a The smarter E Europe 2026

A The smarter E Europe 2026, van continuar sorgint converses sobre el creixent impuls d'emmagatzematge d'energia a Espanya.

Per a mi, cada mercat que investigo i cada client amb qui connecto és una experiència d'aprenentatge valuosa. Cada país té la seva pròpia estructura energètica, marc normatiu i expectatives dels clients. Com més entenc aquestes diferències, millor puc ajudar els clients a trobar solucions que s'adaptin realment a les seves necessitats específiques.

Mirant endavant

Espanya no està exempta de reptes. Els permisos segueixen sent lent: el primer semestre de 2025, el 64% dels projectes BESS es van quedar encallats en la revisió ambiental o en els permisos en fase inicial, i cap projecte d'emmagatzematge autònom havia rebut l'aprovació total de la construcció. Les cues de connexió a la xarxa són llargues. El marc normatiu, tot i que millora, segueix evolucionant. Els detalls del mercat de capacitat encara s'estan concretant.

Però aquestes són les friccions d'un mercat en ràpida transició, no signes d'estancament. Els impulsors subjacents: saturació solar, preus negatius, imperatius d'estabilitat de la xarxa, un mercat de capacitat de 9.000 milions d'euros i un objectiu nacional de 22,5 GW, són estructurals i irreversibles.

Cada mercat que estudi i cada client amb el qual em comprometo m'ensenya alguna cosa nova. Espanya m'ho ha ensenyat L'emmagatzematge d'energia mai es tracta només de bateries. Es tracta d'entendre la xarxa, llegir els senyals del mercat, navegar pel panorama regulatori i crear solucions que proporcionin valor no només el primer dia, sinó durant un cicle de vida d'actius de 15 a 20 anys.

L'apagada de l'abril del 2025 va ser una tragèdia i un avís. Però la resposta —un augment del gasoducte del 464%, un mercat de capacitat nacional, una onada d'anuncis de projectes de totes les principals empreses de serveis públics espanyols— mostra que el mercat va escoltar el missatge fort i clar.

La història d'emmagatzematge d'energia a Espanya tot just comença. Espero seguir aprenent dels companys del sector i treballar amb socis d'arreu d'Europa per donar suport a la següent etapa de desenvolupament de l'emmagatzematge d'energia.

Sobre l'autor: L'autor treballa en vendes internacionals de BESS a Wenergy, donant suport a EPC, desenvolupadors i integradors als mercats europeus amb solucions d'emmagatzematge d'energia comercial i industrial a escala de serveis públics.

Fonts de dades clau: Perspectiva del mercat europeu de bateries de SolarPower Europe 2026–2030; Informe final d'investigació de l'ENTSO-E sobre l'apagada ibèrica (març de 2026); S&P Global; Red Eléctrica de España; Ministeri per a la Transició Ecològica (MITECO); Pexapark; Bloomberg; Epex Spot.