El almacenamiento en baterías está creciendo rápidamente en torno al desplazamiento de energía. Los cambios en las reglas españolas de control de tensión muestran por qué la próxima medida del valor del almacenamiento puede depender menos de los MW instalados y más de la flexibilidad que una red puede utilizar realmente.
Cuando España y Portugal perdieron el suministro eléctrico a las 12:33 CEST del 28 de abril de 2025, el tamaño de la flota española de baterías pasó rápidamente a formar parte del debate.
El contraste era llamativo. Para el 31 de enero de 2025, España tenía 32,043 MW de solar fotovoltaica instalada, lo que la convertía en la mayor tecnología de generación del país por capacidad, según Red Eléctrica. El almacenamiento en baterías seguía en una fase mucho más temprana: Fundación Renovables, citando datos de Red Eléctrica, informó posteriormente de 28 MW de potencia instalada de almacenamiento en baterías en abril de 2025. Red Eléctrica: capacidad solar fotovoltaica instalada en España
Esas cifras favorecieron una explicación sencilla: España había construido generación renovable más rápido que la flexibilidad necesaria para sostenerla.
La investigación final del apagón apunta en otra dirección.
El panel de expertos de ENTSO-E identificó varios factores interactuantes, entre ellos oscilaciones, deficiencias en el control de tensión y de potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación de tensión, reducciones rápidas de producción y desconexiones de generadores. Los aumentos de tensión resultantes contribuyeron a pérdidas de generación en cascada. El panel no señaló la capacidad insuficiente de almacenamiento en baterías como causa del apagón. Informe final de ENTSO-E sobre el apagón ibérico
Esa distinción importa para la industria del almacenamiento. Añadir capacidad de batería puede mejorar un sistema eléctrico sin proporcionar automáticamente todas las formas de flexibilidad que el sistema puede necesitar. La capacidad técnica debe estar disponible en el momento y el lugar adecuados, ser visible para el operador del sistema y estar respaldada por reglas que permitan activarla.
España empieza a mostrar qué ocurre cuando ese problema de ingeniería se convierte en un problema de diseño de mercado.
El almacenamiento en baterías crece alrededor del desplazamiento de energía
El despliegue global de baterías ya no es marginal. La Agencia Internacional de la Energía estima que en 2025 se añadieron 108 GW de capacidad de almacenamiento en baterías en todo el mundo, alrededor de un 40% más que en 2024. La capacidad instalada de baterías es ahora once veces superior a la de 2021. IEA Global Energy Review 2026: almacenamiento en baterías
Más revelador es el cambio en la finalidad principal para la que se construyen los nuevos proyectos.
En 2015, alrededor del 40% de la nueva capacidad de baterías fue clasificada por la IEA como desplazamiento de energía, mientras que cerca del 45% se orientaba principalmente a servicios auxiliares como la regulación de frecuencia y las reservas operativas. En 2025, el desplazamiento de energía representó más del 90% de las incorporaciones anuales, mientras que los proyectos destinados principalmente a servicios auxiliares representaron alrededor del 7%.
Eso no significa que los servicios auxiliares estén desapareciendo. Su despliegue absoluto ha seguido creciendo, y más proyectos combinan ahora varios servicios y fuentes de ingresos. Pero el centro de gravedad comercial se ha desplazado claramente hacia almacenar electricidad cuando es abundante y liberarla cuando tiene más valor. La duración media de los nuevos proyectos utility-scale puestos en servicio aumentó de unas dos horas en 2023 a tres horas en 2025. IEA: el almacenamiento en baterías gana escala y asume un papel mayor en el sistema
La lógica económica es comprensible. Más solar crea periodos más amplios de generación excedentaria o de bajo valor y aumenta la demanda de almacenamiento capaz de trasladar energía a horas de mayor valor. Eso ofrece a los desarrolladores un caso de ingresos escalable y da a las redes una forma de reducir el curtailment y cubrir picos.
Pero los ingresos del proyecto y la necesidad del sistema no siempre son lo mismo.
Un desarrollador suele operar una batería en torno a las oportunidades disponibles en su mercado. Un operador del sistema se preocupa por la capacidad que escasea en un punto concreto de la red. El desplazamiento de energía puede ser el servicio más valioso un día o en un mercado; el soporte de tensión, la respuesta de frecuencia, el alivio de congestión u otra forma de flexibilidad pueden importar más en otro lugar.
El apagón de España hace que esa distinción sea inusualmente visible, porque los problemas identificados en la investigación no se centraban principalmente en mover energía del mediodía a la tarde. El comportamiento de la tensión, la potencia reactiva, la respuesta de los generadores y la coordinación operativa fueron elementos centrales del evento.
Por tanto, la pregunta relevante no es si la industria está construyendo demasiadas baterías para desplazamiento de energía. Es si las reglas de mercado también hacen que merezca la pena mantener disponibles otras capacidades útiles.
España empieza a poner precio a la flexibilidad
España ya estaba reformando su marco de control de tensión antes del apagón.
La propuesta de Red Eléctrica para reformar el procedimiento de operación PO7.4 se sometió a consulta pública entre el 17 de noviembre de 2023 y el 17 de febrero de 2024, y se presentó formalmente a la CNMC en marzo de 2024. Más tarde ese mismo año se abrió otra consulta de la CNMC. Por ello, la reforma de junio de 2025 no puede tratarse con precisión como una política creada en respuesta al apagón de abril. Resolución oficial del BOE sobre PO7.4
Lo que PO7.4 intentó cambiar es más interesante que su calendario.
El procedimiento se diseñó para aprovechar mejor, desde el punto de vista operativo, la capacidad de potencia reactiva disponible en generación, demanda y almacenamiento. Introdujo un modo más exigente en el que los recursos participantes siguen consignas en tiempo real de tensión o de potencia reactiva. La participación voluntaria puede ser remunerada, y el marco permite contratar capacidad adicional de potencia reactiva allí donde el operador del sistema identifique una necesidad.
Un inversor puede disponer ya de capacidad de potencia reactiva. Eso no convierte automáticamente esa capacidad en un servicio de red. El operador todavía necesita saber que está disponible, solicitarla, verificar la respuesta y dar al propietario del activo una razón comercial para proporcionarla.
El apagón aumentó la urgencia de ese trabajo.
En octubre de 2025, la CNMC introdujo medidas temporales orientadas a mejorar la estabilización de tensión. En ese momento, 161 instalaciones, incluidas plantas de ciclo combinado, eólicas, solares fotovoltaicas, de biomasa, hidráulicas e híbridas, habían solicitado pruebas de habilitación para control dinámico de tensión bajo el nuevo marco PO7.4. Medidas oficiales de estabilización de tensión de octubre de 2025
Las reglas volvieron a ajustarse en junio de 2026.
Los PO7.4 y PO14.4 revisados redujeron las barreras de participación al introducir un modo de consigna fija para instalaciones de generación y almacenamiento elegibles de al menos 1 MW, incluidos recursos conectados a redes de distribución. Más importante aún, la CNMC aumentó la remuneración del control dinámico voluntario de tensión, introdujo pagos por los periodos en los que los recursos aportan potencia reactiva sin producir energía activa y añadió una compensación vinculada a la capacidad instalada para ayudar a cubrir costes de adaptación tecnológica. CNMC: cambios de 2026 en los procedimientos de control de tensión
Esos detalles revelan hacia dónde se mueve la economía.
Proporcionar flexibilidad puede imponer costes incluso cuando se entrega poca o ninguna energía. Una batería puede necesitar reservar margen del inversor, mantener un rango operativo concreto, instalar controles adicionales o renunciar a otra oportunidad de ingresos. Si el mercado quiere esa disponibilidad, el propietario necesita una razón para reservarla.
España empieza a valorar explícitamente algunos de esos compromisos.
Red Eléctrica informó en junio de 2026 de que 21 GW de capacidad instalada ya prestaban el nuevo servicio de control de tensión PO7.4, incluidos 8 GW procedentes de renovables, cogeneración y valorización energética de residuos. Esa no es una cifra de almacenamiento en baterías. Su importancia es más amplia: un conjunto de capacidad eléctrica existente se está convirtiendo en un servicio operativo mediante habilitación, control y reglas de mercado. Red Eléctrica: 21 GW participan en control de tensión
Para los desarrolladores de almacenamiento, la implicación tiene menos que ver con un producto español concreto de control de tensión que con la relación entre diseño del activo e ingresos futuros. Si los mercados pagan cada vez más por disponibilidad específica por ubicación o por capacidad del inversor, decisiones que antes parecían detalles de ingeniería pueden empezar a afectar a la economía del proyecto.
Por qué el LCOS se queda corto frente al valor del sistema
El coste nivelado del almacenamiento sigue siendo útil. Responde a una pregunta legítima de inversión: bajo supuestos definidos, ¿cuánto cuesta construir y operar un sistema de almacenamiento y entregar energía a lo largo de su vida útil?
La investigación sobre LCOS también deja claro que su resultado depende en gran medida de supuestos sobre coste de capital, coste de carga, degradación, eficiencia, ciclos y despacho. Usado de forma coherente, ayuda a comparar tecnologías y configuraciones de almacenamiento.
Pero coste y valor no son intercambiables.
Una batería con bajo LCOS no es automáticamente el recurso más valioso para un problema concreto de red. La ubicación puede importar. La potencia y la duración pueden importar. También puede importar si un proyecto ha comprometido parte de su capacidad a otro servicio o si el operador del sistema puede despacharlo en absoluto. Los trabajos académicos sobre LCOS llevan tiempo señalando que una despachabilidad limitada puede distorsionar las conclusiones extraídas solo de métricas de coste.
Las reformas españolas hacen concreta esa limitación.
El LCOS no puede decir a un operador de red cuánto debería pagar al propietario de una batería por reservar capacidad del inversor en lugar de maximizar ingresos en el mercado de energía. No determina el valor de mantener disponibilidad en una zona restringida de la red. Tampoco decide si adaptar controles para cumplir un nuevo requisito técnico generará ingresos adicionales suficientes para justificar la inversión.
Esas son preguntas de diseño de mercado y de coste de oportunidad.
También introducen una restricción útil en la narrativa del almacenamiento: no todos los problemas de flexibilidad pertenecen a las baterías. El marco español de control de tensión cubre generación, demanda y almacenamiento porque varios tipos de recursos pueden prestar el servicio. En otro sistema, el refuerzo de red, los controles de generación, los equipos síncronos o la respuesta de la demanda pueden resultar más eficientes.
El valor del sistema pertenece a la capacidad que se proporciona, no automáticamente a una tecnología concreta.
Por eso el cambio importa comercialmente. Los costes del hardware de baterías pueden seguir cayendo mientras el valor de dos proyectos por lo demás similares diverge porque uno está en la ubicación correcta, se habilita para un servicio escaso o puede combinar fuentes de ingresos que el otro no puede.
El LCOS sigue formando parte del caso de inversión. Ya no basta para describir toda la propuesta de valor.
Qué observar a continuación
La flota española de baterías crece con rapidez. Fundación Renovables informó, usando datos de Red Eléctrica, de que la potencia instalada de almacenamiento en baterías aumentó de 28 MW en abril de 2025 a 193 MW un año después, un incremento del 589% desde una base muy pequeña. Fundación Renovables: crecimiento de la capacidad de baterías en España
Esa cifra de titular importa, pero el siguiente conjunto de números puede decirnos más.
¿Cuántos proyectos de almacenamiento se habilitan para servicios más allá del desplazamiento de energía? ¿Cuánto se les paga por permanecer disponibles? ¿Cambian las nuevas fuentes de ingresos el dimensionamiento del inversor, las estrategias de estado de carga o la ubicación del proyecto? Y, a medida que el operador del sistema publique más información sobre necesidades zonales de flexibilidad, ¿empezará eso a influir en dónde se construye realmente el almacenamiento?
Son preguntas medibles.
También ofrecen una forma mejor de interpretar el mercado de almacenamiento que asumir que cada megavatio adicional aporta el mismo valor al sistema.
El despliegue de baterías se acelera, y el desplazamiento de energía de varias horas se ha convertido en su aplicación dominante. Al mismo tiempo, los sistemas eléctricos con mayores cuotas de recursos basados en convertidores prestan más atención a la flexibilidad y a los requisitos de fortaleza del sistema. La IEA identifica el almacenamiento junto con inversores grid-forming, condensadores síncronos, respuesta de la demanda, generación flexible y redes más robustas como partes de ese conjunto de herramientas más amplio. IEA Electricity 2026: flexibilidad
España no demuestra que el mercado global de baterías haya pasado ya de comprar capacidad a comprar “flexibilidad utilizable”. Ofrece una señal temprana más útil: la capacidad técnica se vuelve más valiosa cuando puede habilitarse, despacharse y remunerarse como un servicio de sistema definido.
Un megavatio en un registro de capacidad instalada nos dice que existe un activo.
La pregunta más difícil, y cada vez más comercial, es qué puede pedir realmente la red a ese megavatio que haga.
