Hace un año, cuando colegas de la industria discutían el panorama del almacenamiento de energía en Europa, la conversación casi siempre giraba en torno a Alemania, el Reino Unido o Italia. Hoy, hay un nuevo país que sigue apareciendo en mis llamadas, mi bandeja de entrada y mis reuniones: España.

Como alguien que trabaja en ventas internacionales de BESS y habla con desarrolladores, EPC e integradores en toda Europa todos los días, me propongo comprender no solo las especificaciones y los precios de los productos, sino también las fuerzas más profundas del mercado en juego: cambios de políticas, dinámica de la red, diseño del mercado eléctrico y la lógica comercial que impulsa las decisiones de inversión.

Cuanto más indago en España, más me convenzo de que no es un mercado emergente más. Está a punto de convertirse en una de las historias de almacenamiento de energía más importantes de Europa.

Lo que hace diferente a España es que la urgencia aquí no es teórica. Ya se ha sentido, de la manera más visceral posible.

La llamada de atención: 28 de abril de 2025

El 28 de abril de 2025, a las 12:33 horas, España y Portugal vivieron el primer apagón total de la historia del sistema eléctrico ibérico. En cinco segundos, la parrilla perdió aproximadamente 15 GW de generación — aproximadamente el 60% de la demanda nacional. Más de 50 millones de personas se vieron afectadas. El tráfico se paralizó en Madrid y Lisboa. Los hospitales cambiaron a generadores de respaldo. Las redes móviles quedaron en silencio. La energía no se restableció por completo hasta después de 16 horas.

El impacto económico se estimó en 2.000 a 5.000 millones de euros. Se perdieron nueve vidas.

Durante meses, las especulaciones se desbocaron. ¿Fue un ciberataque? ¿Un fracaso de las energías renovables? ¿Una falla en el equipo en cascada? Cuando ENTSO-E publicó su informe de investigación final en marzo de 2026, la respuesta era más compleja (y más importante) que cualquier teoría de una sola causa.

El apagón fue un evento de sobretensión multifactorial. El sistema, que en ese momento funcionaba aproximadamente en un 80% con energía solar y eólica, carecía de suficiente capacidad de control dinámico de voltaje. Las oscilaciones eran visibles desde primera hora de la mañana. Las unidades despachables clave estaban fuera de línea. Las plantas renovables operaban en modo de factor de potencia fijo, lo que significaba que no podían soportar voltaje dinámicamente cuando el sistema más lo necesitaba. Y críticamente, La capacidad de almacenamiento de energía de la batería era demasiado limitada. para proporcionar los servicios de red locales rápidos que podrían haber estabilizado el sistema.

Como lo expresó sin rodeos un análisis: "No se trata de energías renovables, se trata de control de voltaje".

La lección fue clara. Un sistema eléctrico con un 70% de energías renovables y casi sin almacenamiento no es una transición energética completa. Es un sistema que funciona sin red de seguridad.

De la llamada de atención a la inflexión del mercado

El apagón no creó el mercado de almacenamiento en España. Pero aceleró lo que ya era inevitable.

La transición energética de España ha sido notable desde cualquier punto de vista. El país ahora tiene más 46 GW de capacidad solar fotovoltaica instalada – el más grande de Europa – donde las energías renovables representan aproximadamente el 70% de la capacidad instalada total. Solo en el primer trimestre de 2026, España añadió 2,3 GW de energía solar a escala comercial, un aumento del 5,5% en un solo trimestre.

Pero este éxito ha creado su propio problema, uno que eventualmente enfrenta todo mercado con alto contenido de energías renovables.

La epidemia de precios negativos

En 2024, España registró 168 horas de precios mayoristas de electricidad negativos. En 2025, esa cifra aumentó a 555 horas – más del triple. En el 1T 2026 España ya había registrado 397 horas de precios bajo cero, en comparación con solo 48 horas en el mismo período de 2025. Solo en el segundo trimestre de 2025, España registró 411 horas de precios negativos, el más alto de cualquier mercado de la UE-10.

Mientras tanto, los diferenciales de precios intradía se han ampliado drásticamente. Los diferenciales diarios entre las horas de precios bajos y altos ahora exceden regularmente 150€/MWh. El 3 de julio de 2025 el diferencial del precio minorista de la electricidad en España alcanzó 177,95 €/MWh.

Esta es la firma de libro de texto de una red saturada de energía solar: los precios del mediodía colapsan a cero o menos, mientras que los precios máximos de la tarde se disparan a medida que la generación solar desaparece y aumenta la demanda. Los precios de captación solar en España cayeron un 12% interanual hasta una media de 39,93€/MWh en 2025, con promedios mensuales cayendo por debajo de 20 €/MWh durante los meses pico de energía solar.

El mensaje del mercado es inequívoco: Ya no se trata de cuánta energía se produce, sino de cuándo se produce.

El cambio del mercado energético en España: aumento de precios negativos y creciente demanda de BESS

La explosión del oleoducto

La respuesta de España a estos desafíos ha sido rápida y sustancial.

La cartera de proyectos BESS ha aumentado a un ritmo sorprendente 464% interanual. Red Eléctrica ya ha aprobado 22 GW de permisos de conexión a la red de almacenamiento, con 16 GW adicionales pendientes de aprobación. Más de 25 GW de proyectos de baterías se encuentran ahora en la cola de conexión a la red.

Según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) de España, el país tiene como objetivo 22,5 GW de almacenamiento de energía para 2030 Un objetivo que ahora parece no sólo ambicioso sino necesario.

Los analistas de la industria proyectan aproximadamente 1 GWh de nuevas instalaciones de almacenamiento en 2026 (un aumento interanual del 233%), llegando a 2 GWh en 2027 y alcanzando 6,8 GWh para 2030.

Y los proyectos ya están en marcha:

• Naturgy inició la construcción de sus primeros cuatro proyectos BESS (160 MW / 342 MWh) en Almería y Canarias, con una cartera de 10 proyectos que suman 80 millones de euros de inversión.
• Iberdrola puso en servicio las primeras baterías a gran escala de España en enero de 2026 (Romeral y Olmedilla en Cuenca, cada una de 30 MW / 60 MWh) como parte de un paquete de 173 MW respaldado por 37,5 millones de euros en fondos PERTE.
• Grenergia está construyendo el BESS autónomo más grande de España hasta la fecha: el proyecto Oviedo de 150 MW / 600 MWh, con un contrato de peaje financiero a 10 años con una eléctrica de grado de inversión.
• FRV desarrolla 334 MW / 1.336 MWh en seis instalaciones en Cataluña.
• Acciona, Statkraft, Galp, OPD Energy, Ignis, Zelestra, Engie, Repsol y Endesa Todos están avanzando en importantes oleoductos.

Zelestra, una de las principales promotoras españolas, lo decía claramente: "Ya no realizamos ningún proyecto solar fotovoltaico sin almacenamiento. Eso es imprescindible".

De hecho, los 400 acuerdos BESS contratados en España en 2025 se ubicaron conjuntamente con la energía solar, una señal clara de que el mercado ha internalizado la lógica de la energía solar más almacenamiento como la nueva opción predeterminada.

El viento de cola en materia de políticas

Las políticas están avanzando para ponerse al día con la realidad del mercado y, en algunas áreas, adelantarse a ella.

En mayo de 2026, la Comisión Europea aprobó formalmente la mecanismo de mercado de capacidad, que movilizará hasta 9 000 millones de euros entre 2026 y 2036 para garantizar la suficiencia de los recursos. Esto supone un punto de inflexión para el almacenamiento, ya que proporciona un flujo de ingresos contratado a largo plazo que transforma a BESS de una apuesta comercial a un activo de infraestructura financiable.

Más allá del mercado de capacidad, el impulso del almacenamiento en España está respaldado por múltiples fuentes de financiación:

• fondos PERTE (Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la UE) financiación del gasto de capital del BESS
• Respaldado por FEDER subastas de innovación para el almacenamiento de energía
• La UE Estrategia de almacenamiento de energía y el objetivo más amplio de almacenamiento de 200 GW en toda la UE para 2030
• la transición a Unidades de tiempo de mercado de 15 minutos (a partir de octubre de 2025 en la mayoría de los mercados diarios europeos), lo que ha aumentado la volatilidad de precios observable y ha ampliado las oportunidades de arbitraje para los operadores de almacenamiento.

El cambio estructural hacia la granularidad de 15 minutos es particularmente significativo para España. La aparición de patrones de precios intrahorarios en forma de diente de sierra, impulsados ​​por el aumento gradual de las energías renovables y las limitaciones de la red, ha creado capas de arbitraje adicionales que simplemente no existían bajo el antiguo régimen de liquidación por horas.

Lo que realmente piden los clientes

A través de mis conversaciones diarias con clientes activos en el mercado español, he notado una clara evolución en lo que necesitan, y va mucho más allá del hardware.

Hace uno o dos años, la conversación giraba principalmente sobre la química celular, el precio del sistema y los plazos de entrega. Hoy las preguntas son fundamentalmente diferentes:

• “¿Puede su EMS optimizar múltiples flujos de ingresos (arbitraje diario, servicios auxiliares, obligaciones del mercado de capacidad) simultáneamente?”
• “¿Su sistema cumple con los últimos códigos de red españoles y las regulaciones europeas, incluidos los requisitos de soporte de voltaje?”
• "¿Se puede admitir la capacidad de formación de redes? El apagón nos demostró que el control de voltaje ya no es opcional".
• “¿Qué tipo de puesta en servicio y soporte de operación y mantenimiento a largo plazo pueden brindar localmente?”
• "¿Cómo se maneja la coubicación con los activos solares existentes? Nuestros precios de captura se están derrumbando sin almacenamiento".

Éstas no son preguntas casuales. Reflejan un mercado que ha superado la pregunta “¿funcionará el almacenamiento aquí?” y entré en la fase “¿cómo hacemos para que el almacenamiento funcione de manera óptima aquí?” fase.

Este es exactamente el cambio que esperaba y refleja lo que he visto en otros mercados europeos en proceso de maduración. La competencia en la industria del almacenamiento de energía ya no se trata de qué batería cuesta menos por kilovatio-hora. Se trata de quién puede ofrecer una solución integrada que cree valor a largo plazo durante todo el ciclo de vida del proyecto.

Para los desarrolladores que se enfrentan a la caída de los precios de la captura solar, el socio de almacenamiento adecuado no es sólo un proveedor de equipos. Necesitan a alguien que comprenda la dinámica específica del mercado eléctrico español (los patrones de precios negativos, los ingresos por servicios auxiliares, el marco del mercado de capacidad, los cuellos de botella en materia de permisos) y que pueda diseñar un sistema que los monetice a todos.

Conexión con clientes y socios en The smarter E Europe 2026

Por supuesto, cada mercado tiene su propio ritmo de desarrollo.

España sigue siendo un mercado emergente, donde las políticas, los modelos de negocio y los mecanismos del mercado eléctrico siguen evolucionando. Pero esto es exactamente lo que lo hace tan emocionante. Su rápido crecimiento está creando nuevas oportunidades para desarrolladores, empresas de EPC, inversores y proveedores de soluciones.

El equipo de Wenergy en The smarter E Europe 2026

En The smarter E Europe 2026, continuaron surgiendo conversaciones sobre el creciente impulso del almacenamiento de energía en España.

Para mí, cada mercado que investigo y cada cliente con el que me conecto es una valiosa experiencia de aprendizaje. Cada país tiene su propia estructura energética, marco regulatorio y expectativas de los clientes únicos. Cuanto más comprendo estas diferencias, mejor podré ayudar a los clientes a encontrar soluciones que realmente se ajusten a sus necesidades específicas.

Mirando hacia el futuro

España no está exenta de desafíos. La tramitación de permisos sigue siendo lenta: en el primer semestre de 2025, el 64 % de los proyectos BESS estaban estancados en una revisión ambiental o en una fase inicial de obtención de permisos, y ningún proyecto de almacenamiento independiente había recibido la aprobación total de la construcción. Las colas de conexión a la red son largas. El marco regulatorio, si bien mejora, todavía está evolucionando. Los detalles del mercado de capacidad aún se están ultimando.

Pero éstas son las fricciones de un mercado en rápida transición, no signos de estancamiento. Los factores subyacentes (saturación solar, precios negativos, imperativos de estabilidad de la red, un mercado de capacidad de 9.000 millones de euros y un objetivo nacional de 22,5 GW) son estructurales e irreversibles.

Cada mercado que estudio y cada cliente con el que interactúo me enseña algo nuevo. España me ha enseñado que El almacenamiento de energía nunca se trata solo de baterías.. Se trata de comprender la red, leer las señales del mercado, navegar el panorama regulatorio y crear soluciones que entreguen valor no sólo el primer día, sino a lo largo de un ciclo de vida de los activos de 15 a 20 años.

El apagón de abril de 2025 fue una tragedia y una advertencia. Pero la respuesta (un aumento del 464% en los proyectos, un mercado de capacidad nacional, una ola de anuncios de proyectos por parte de todas las principales empresas de servicios públicos españolas) muestra que el mercado escuchó el mensaje alto y claro.

La historia del almacenamiento de energía en España apenas comienza. Espero seguir aprendiendo de mis pares de la industria y trabajar con socios de toda Europa para apoyar la próxima etapa del desarrollo del almacenamiento de energía.

Sobre el autor: El autor trabaja en ventas internacionales de BESS en Wenergy, apoyando a EPC, desarrolladores e integradores en los mercados europeos con soluciones de almacenamiento de energía comercial e industrial a escala de servicios públicos.

Fuentes de datos clave: Perspectivas del mercado europeo de baterías de SolarPower Europe 2026-2030; Informe final de investigación de ENTSO-E sobre el apagón ibérico (marzo de 2026); S&P Global; Red Eléctrica de España; Ministerio para la Transición Ecológica de España (MITECO); Pexaparque; Bloomberg; Punto Epex.