Hai un ano, cando os colegas da industria discutían sobre o panorama do almacenamento de enerxía en Europa, a conversa case sempre xiraba en torno a Alemaña, Reino Unido ou Italia. Hoxe, hai un país novo que segue aparecendo nas miñas chamadas, a miña caixa de entrada e as miñas reunións: España.

Como alguén que traballa nas vendas internacionais de BESS e fala con desenvolvedores, EPC e integradores en toda Europa todos os días, a miña empresa é comprender non só as especificacións dos produtos e os prezos, senón tamén as forzas máis profundas do mercado en xogo: cambios de políticas, dinámica da rede, deseño do mercado eléctrico e a lóxica comercial que impulsa as decisións de investimento.

Canto máis busco en España, máis convencido estou de que non é un mercado emerxente máis. Está a piques de converterse nunha das historias de almacenamento de enerxía máis importantes de Europa.

O que diferencia a España é que aquí a urxencia non é teórica. Xa se sentiu, do xeito máis visceral posible.

A chamada de atención: 28 de abril de 2025

O 28 de abril de 2025, ás 12:33, España e Portugal experimentaron o primeiro apagón a gran escala da historia do sistema eléctrico ibérico. En cinco segundos, a grella perdeuse aproximadamente 15 GW de xeración - Aproximadamente o 60% da demanda nacional. Máis de 50 millóns de persoas foron afectadas. O tráfico está paralizado en Madrid e Lisboa. Os hospitais cambiaron a xeradores de reserva. As redes móbiles quedaron en silencio. A alimentación non se restableceu por completo ata 16 horas.

O impacto económico estimouse en 2-5 millóns de euros. Perdéronse nove vidas.

Durante meses, a especulación foi salvaxe. Foi un ciberataque? Un fracaso das renovables? Un fallo do equipo en cascada? Cando ENTSO-E publicou o seu informe de investigación final en marzo de 2026, a resposta foi máis complexa -e máis importante- que calquera teoría dunha única causa.

O apagón foi un evento de sobretensión multifactorial. O sistema, que funcionaba con aproximadamente un 80% de enerxía solar e eólica naquel momento, carecía da capacidade de control de voltaxe dinámico suficiente. As oscilacións eran visibles desde primeira hora da mañá. As unidades clave que se podían enviar estaban sen conexión. As plantas renovables funcionaban en modo de factor de potencia fixo, o que significa que non podían soportar dinámicamente a tensión cando o sistema máis o necesitaba. E criticamente, a capacidade de almacenamento de enerxía da batería era demasiado limitada para proporcionar os servizos de rede local rápidos que poderían estabilizar o sistema.

Como dixo unha análise sen rodeos: "Non se trata de enerxías renovables, trátase de control de voltaxe".

A lección estaba clara. Un sistema eléctrico cun 70% de enerxías renovables e case sen almacenamento non é unha transición enerxética completa. É un sistema que funciona sen rede de seguridade.

Da chamada de atención á inflexión do mercado

O apagón non creou o mercado de almacenamento de España. Pero acelerou o que xa era inevitable.

A transición enerxética de España foi notable en calquera medida. O país xa ten máis 46 GW de potencia solar fotovoltaica instalada - a máis grande de Europa - con enerxías renovables que representan aproximadamente o 70 % da capacidade instalada total. Só no primeiro trimestre de 2026, España engadiu 2,3 ​​GW de enerxía solar a escala de servizos públicos, un aumento do 5,5% nun só trimestre.

Pero este éxito creou o seu propio problema, ao que se enfrontan todos os mercados de enerxías renovables.

A epidemia de prezos negativos

En 2024, España rexistrou 168 horas de prezos negativos da electricidade por xunto. En 2025, esa cifra aumentou 555 horas - máis do triplo. No primeiro trimestre de 2026, España xa rexistrara 397 horas de prezos baixo cero, en comparación con só 48 horas no mesmo período de 2025. Só no segundo trimestre de 2025, España rexistrou 411 horas de prezos negativos, o máis alto de calquera mercado da UE-10.

Mentres tanto, os diferenciais de prezos intradía ampliaron drasticamente. Os diferenciais diarios entre as horas de prezos baixos e altos agora superan regularmente 150 €/MWh. O 3 de xullo de 2025 alcanzou o diferencial do prezo de venda polo miúdo da electricidade en España 177,95 €/MWh.

Esta é a sinatura do libro de texto dunha rede saturada de solar: os prezos do mediodía colapsan a cero ou por debaixo, mentres que os prezos pico da noite aumentan a medida que a xeración solar desaparece e a demanda aumenta. Os prezos da captación solar en España caeron un 12% interanual ata unha media de 39,93 €/MWh en 2025, cunhas medias mensuais baixando por debaixo dos 20 €/MWh durante os meses de punta solar.

A mensaxe do mercado é inconfundible: xa non se trata de canta enerxía produces, senón de cando a produces.

Cambio no mercado enerxético español: aumento dos prezos negativos e crecente demanda de BESS

A explosión do gasoduto

A resposta de España a estes desafíos foi rápida e substancial.

A carteira do proxecto BESS aumentou dun xeito sorprendente 464% interanual. Rede Eléctrica xa o aprobou 22 GW de permisos de conexión á rede de almacenamento, con 16 GW adicionais pendentes de aprobación. Máis de 25 GW de proxectos de batería están agora na cola de conexión á rede.

Segundo o Plan Nacional Integrado de Enerxía e Clima de España (PNIEC), os obxectivos do país 22,5 GW de almacenamento de enerxía para 2030 — un obxectivo que agora non só parece ambicioso senón necesario.

Os analistas do sector proxectan aproximadamente 1 GWh de novas instalacións de almacenamento en 2026 (un 233% de incremento interanual), ascendendo a 2 GWh en 2027 e chegando 6,8 GWh para 2030.

E os proxectos xa se moven:

• Naturxia iniciou os seus catro primeiros proxectos BESS (160 MW / 342 MWh) en Almería e Canarias, cunha carteira de 10 proxectos que suman 80 millóns de euros de investimento.
• Iberdrola puxo en marcha as primeiras baterías a gran escala de España en xaneiro de 2026 - Romeral e Olmedilla en Cuenca, cada unha de 30 MW / 60 MWh - como parte dun paquete de 173 MW apoiado por 37,5 millóns de euros en fondos PERTE.
• Grenergy está a construír o BESS autónomo máis grande de España ata a data: o proxecto de Oviedo de 150 MW / 600 MWh, cun contrato de peaxe financeira a 10 anos cunha empresa de calidade de investimento.
• FRV está a desenvolver 334 MW / 1.336 MWh en seis instalacións en Cataluña.
• Acciona, Statkraft, Galp, OPD Energy, Ignis, Zelestra, Engie, Repsol e Endesa todos están avanzando en oleodutos substanciais.

Zelestra, un dos principais desenvolvedores de España, declarouno claramente: "Non realizamos ningún proxecto solar fotovoltaico sen almacenamento máis. Iso é imprescindible".

De feito, as 400 ofertas de BESS contratadas con seguimento en España en 2025 foron co-ubicadas coa solar, un sinal claro de que o mercado interiorizou a lóxica do solar-plus-almacenamento como o novo estándar.

A política Tailwind

A política móvese para poñerse ao día coa realidade do mercado e, nalgunhas áreas, está por diante.

En maio de 2026, a Comisión Europea aprobou formalmente o de España mecanismo de mercado de capacidade, que se mobilizará ata 9.000 millóns de euros no período 2026-2036 para garantir a adecuación dos recursos. Este é un cambio de xogo para o almacenamento, que proporciona o fluxo de ingresos contratados a longo prazo que transforma BESS dunha aposta comercial nun activo de infraestrutura bancarizable.

Máis aló do mercado de capacidade, o impulso do almacenamento en España está apoiado por múltiples fontes de financiamento:

• fondos PERTE (Mecanismo de Recuperación e Resiliencia da UE) que financia BESS capex
• Apoiado polo FEDER poxas de innovación para o almacenamento de enerxía
• Os da UE Estratexia de almacenamento de enerxía e o obxectivo máis amplo de almacenamento de 200 GW en toda a UE para 2030
• A transición a Unidades de tempo de mercado de 15 minutos (efectivo en outubro de 2025 na maioría dos mercados europeos diarias), o que aumentou a volatilidade observable dos prezos e ampliou as oportunidades de arbitraxe para os operadores de almacenamento.

O cambio estrutural á granularidade de 15 minutos é especialmente significativo para España. A aparición de patróns de prezos "dente de serra" intrahorario, impulsados ​​pola rampla renovable e as restricións da rede, creou capas de arbitraxe adicionais que simplemente non existían baixo o antigo réxime de liquidación horaria.

O que os clientes realmente están pedindo

A través das miñas conversas diarias con clientes activos no mercado español, notei unha clara evolución no que necesitan, e vai moito máis alá do hardware.

Hai un ou dous anos, a conversa foi principalmente sobre a química celular, os prezos do sistema e os prazos de entrega. Hoxe, as preguntas son fundamentalmente diferentes:

• "O teu EMS pode optimizar varias fontes de ingresos (arbitraje diario, servizos auxiliares, obrigas do mercado de capacidade) ao mesmo tempo?"
• "O seu sistema cumpre os últimos códigos de rede españois e a normativa europea, incluídos os requisitos de soporte de tensión?"
• "Podes admitir a capacidade de formación de rede? O apagón mostrounos que o control de voltaxe xa non é opcional".
• "Que tipo de posta en servizo e apoio a longo prazo de operación e mantemento pode proporcionar localmente?"
• "Como xestionas a co-localización cos activos solares existentes? Os nosos prezos de captura están colapsando sen almacenamento".

Non son preguntas casuales. Reflicten un mercado que superou o "funcionará o almacenamento aquí?" fase e introduciu a "como facemos que o almacenamento funcione de forma óptima aquí?" fase.

Este é exactamente o cambio que esperaba, e reflicte o que vin noutros mercados europeos en maduración. A competencia na industria do almacenamento de enerxía xa non se trata de quen custa a batería menos por quilovatio-hora. Trátase de quen pode ofrecer unha solución integrada que cree valor a longo prazo durante todo o ciclo de vida do proxecto.

Para os desenvolvedores que se enfrontan á caída dos prezos de captura solar, o socio de almacenamento axeitado non é só un vendedor de equipos. Necesitan alguén que comprenda as dinámicas específicas do mercado eléctrico español —os patróns de prezos negativos, os ingresos por servizos auxiliares, o marco do mercado de capacidade, os pescozos de botella— e poida deseñar un sistema que monetice todos eles.

Conectando con clientes e socios en The smarter E Europe 2026

Por suposto, cada mercado ten o seu propio ritmo de desenvolvemento.

España segue sendo un mercado emerxente, onde as políticas, os modelos de negocio e os mecanismos do mercado eléctrico seguen evolucionando. Pero isto é exactamente o que o fai tan emocionante. O seu rápido crecemento está a crear novas oportunidades para desenvolvedores, empresas EPC, investidores e provedores de solucións.

O equipo de Wenergy en The smarter E Europe 2026

En The smarter E Europe 2026, seguiron xurdindo conversacións sobre o crecente impulso de almacenamento de enerxía en España.

Para min, cada mercado que investigo e cada cliente co que me conecto é unha experiencia de aprendizaxe valiosa. Cada país ten a súa propia estrutura enerxética, marco normativo e expectativas dos seus clientes. Canto máis comprenda estas diferenzas, mellor podo axudar aos clientes a atopar solucións que realmente se axusten ás súas necesidades específicas.

Mirando cara adiante

España non está exenta de retos. Os permisos seguen sendo lentos: no primeiro semestre de 2025, o 64 % dos proxectos BESS quedaron atrapados na revisión ambiental ou na fase inicial de permisos, e ningún proxecto de almacenamento autónomo recibira a aprobación total de construción. As colas de conexión á rede son longas. O marco normativo, aínda que mellora, segue evolucionando. Os detalles do mercado de capacidade aínda están a ser finalizados.

Pero estas son as friccións dun mercado en rápida transición, non sinais de estancamento. Os motores subxacentes: saturación solar, prezos negativos, imperativos de estabilidade da rede, un mercado de capacidade de 9.000 millóns de euros e un obxectivo nacional de 22,5 GW, son estruturais e irreversibles.

Cada mercado que estudo e cada cliente co que me comprometo ensíname algo novo. España ensinoume iso O almacenamento de enerxía nunca se trata só de baterías. Trátase de comprender a rede, ler os sinais do mercado, navegar polo panorama normativo e construír solucións que proporcionen valor non só o primeiro día, senón a través dun ciclo de vida dos activos de 15 a 20 anos.

O apagón de abril de 2025 foi unha traxedia e un aviso. Pero a resposta -un aumento do 464% do gasoduto, un mercado de capacidade nacional, unha onda de anuncios de proxectos de todas as principais empresas de servizos públicos españolas- mostra que o mercado escoitou a mensaxe alto e claro.

A historia do almacenamento de enerxía en España só comeza. Espero seguir aprendendo dos compañeiros do sector e traballar con socios de toda Europa para apoiar a seguinte etapa de desenvolvemento do almacenamento de enerxía.

Sobre o autor: O autor traballa nas vendas internacionais de BESS en Wenergy, apoiando EPC, desenvolvedores e integradores en mercados europeos con solucións de almacenamento de enerxía comercial e industrial a escala de servizos públicos.

Fontes de datos clave: Perspectivas do mercado europeo de baterías de SolarPower Europe 2026–2030; Informe final de investigación da ENTSO-E sobre o apagón ibérico (marzo de 2026); S&P Global; Red Eléctrica de España; Ministerio para a Transición Ecolóxica (MITECO); Pexapark; Bloomberg; Punto Epex.