Del gran apagón al desafío BESS: España se juega desplegar 22,5 GW de baterías para 2030
Un informe de Fieldfisher posiciona al país a la cabeza en proyectos de almacenamiento en la UE
Ayer se cumplió un año del peor apagón eléctrico de la historia reciente de España. El fallo, registrado a las 12.32 del 28 de abril de 2025, dejó a la Península a oscuras durante un intervalo de tiempo que osciló entre seis y más de diez horas. Caos en los transportes, comunicaciones, comercios y trabajos; en un primer momento, todos contuvieron el aliento temiendo que se tratara de un ciberataque. Más allá de la explicación técnica, el apagón dejó una enseñanza clara: un sistema eléctrico con gran peso de energía renovable necesita capacidad de estabilización y seguridad. El almacenamiento de energía se erige como un pilar estratégico para la transición energética. Los promotores y los inversores necesitan la miel de un marco legal claro y predecible que garantice sus ingresos.
El colapso sacó a la luz debilidades críticas e impulsó uno de los programas de almacenamiento de baterías –BESS, Battery Energy Storage System, o sistema de almacenamiento de energía en baterías– más ambicioso hasta el momento en Europa, plasmado en el Real Decreto-ley 7/2025, el llamado decreto antiapagones. El gatillazo parlamentario de la norma que declaraba estos sistemas servicios públicos y simplificaba los procedimientos para integrar 22,5 GW de almacenamiento en baterías para 2030 generó incertidumbre. El Gobierno tapó algunas dudas con medidas urgentes; sin embargo, los expertos señalan que aún sigue pendiente una regulación detallada de las normas técnicas de Red Eléctrica Española (REE), los procedimientos simplificados de autorización, los marcos arancelarios y los acuerdos de mercado de capacidad.
Plan 2030
En este contexto, el despacho internacional Fieldfisher ha publicado el informe La economía del sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en Europa, que analiza la situación de 11 mercados europeos clave, entre los que destacan Alemania, Italia, España y Reino Unido como locomotoras del cambio. El trabajo ha sido elaborado por expertos del grupo internacional de energías renovables de la firma sobre el periodo 2025-2030 y está estructurado en cuatro partes: tendencias a nivel europeo, índice de madurez del mercado BESS, perfil de cada uno de los 11 países analizados y recomendaciones estratégicas.
El estudio prevé que, de aquí a 2030, la capacidad de almacenamiento con baterías a gran escala en Europa se multiplicará por más de seis, hasta superar los 100 GW. No obstante, alcanzar este objetivo dependerá de la aceleración de las mejoras en la red, la simplificación de los procesos de planificación y la existencia de marcos legales más claros. El informe destaca que 9 de los 11 mercados analizados ya se enfrentan a redes saturadas, lo que se traduce en largas esperas para la aprobación de conexiones y aumenta la incertidumbre sobre la viabilidad de los proyectos.
Acceso a la red
España está en el grupo de cabeza de esta revolución, pero para mantener el reto del PNIEC de los 22,5 GW para 2030, debe aplicarse con los deberes. Más allá de episodios extremos como el apagón, el auge del BESS responde a fundamentos estructurales del mercado eléctrico: precios negativos recurrentes, vertidos de renovables y la necesidad de servicios de flexibilidad, todos ellos factores que permiten estructurar ingresos mediante arbitraje y servicios de sistema. Pero que arrastra problemas que deben solucionarse. A diferencia de otros países de referencia, subraya Ramón Vázquez del Rey, socio de energía de Fieldfisher, el país “todavía tiene regulaciones pendientes de conexión a red, reglas técnicas y mecanismos de capacidad plenamente operativos”. No hay que desperdiciar, dice, una oportunidad histórica: “España se sitúa actualmente en una posición de aceleración regulatoria, con un nivel de ambición comparable –e incluso superior en objetivos– al de los mercados más maduros de la UE, como Alemania, Italia o el Reino Unido”.
La base actual de almacenamiento en baterías en España es pequeña, con unos 60 MW de instalaciones a gran escala, según el informe. Un objetivo a corto plazo es aumentar esa capacidad hasta unos 3,5 GW. Según informes recientes del sector, la cartera actual de proyectos hasta 2030 es de unos 16 GW.
La situación del mercado energético no ha mejorado mucho desde el histórico apagón: la crisis incluso se ha agravado por el conflicto en Oriente Próximo. La cuestión radica en si es suficiente el impulso normativo que ha dado el Gobierno tras el colapso teniendo en cuenta el nuevo tablero geopolítico. Para Ramón Vázquez del Rey, el Real Decreto Ley 7/2026, de 20 de marzo, por el que se establece el Plan Integral de Respuesta a la Crisis de Oriente Medio, “marca un punto de inflexión: el almacenamiento pasa a ser considerado infraestructura esencial del sistema eléctrico con objetivos claros: 22,5 GW a 2030”. ¿Dónde están actualmente los cuellos de botella? Una envejecida red eléctrica y las interconexiones limitadas (3 GW transfronterizos) provocan congestión. El socio de Fieldfisher lo tiene claro: “El acceso y conexión a red, especialmente en nudos saturados, y la tramitación ambiental y urbanística”, cuyos criterios no siempre son homogéneos. Es decir, falta infraestructura y reglas claras.
El marco posterior al RDL 7/2026, explica Vázquez del Rey, “favorece claramente la hibridación”. En la práctica, comenta, “los proyectos que mejor avanzan son aquellos que integran el BESS desde el diseño inicial del proyecto renovable para compartir puntos de conexión y simplificar permisos”.
Retos y riesgos
Los promotores e inversores se enfrentan a mayores riesgos contractuales debido a que las tensiones geopolíticas están afectando a las cadenas de suministro y aumentando los costes. “En el contexto español actual, el sector está poniendo de manifiesto la importancia de ingresos de servicios de sistema y arbitraje, y expectativas razonables de ingresos futuros, vía mercado de capacidad, sin renunciar obviamente a subvenciones”, apunta. Actualmente, “la estabilidad de los ingresos es tan importante como su volumen”, subraya.
Por otro lado, las instalaciones de almacenamiento están sujetas al marco europeo NIS2 (Directiva 2022/2555), que refuerza la ciberseguridad para infraestructuras y servicios. “En muchos casos están altamente digitalizadas y operadas de forma remota, por lo que, además del riesgo de mercado, cobra especial relevancia la ciberseguridad”, señala el socio de Fieldfisher. “Esto introduce nuevas exigencias técnicas y contractuales, pero también se está convirtiendo en un criterio clave de autorización y financiación”, resume.
Grados de madurez
Mercados maduros. Conforme al estudio La economía del sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Fieldfisher, Alemania, Italia, España y Reino Unido cuentan con un entorno regulatorio ya establecido y un fuerte interés inversor. El problema en Alemania es La situación en Alemania es la saturación de la red:los operadores de transporte recibieron solicitudes de conexión por valor de 226 GW a principios de 2025, muy por encima de la capacidad disponible, y uno de ellos confirmó que no habrá más capacidad hasta 2029.
Mercados en desarrollo. Países Bajos, Polonia y Austria están construyendo infraestructuras y políticas fundamentales. Los Países Bajos han introducido esquemas de acceso flexible para hacer frente a la congestión.
Mercados emergentes. Francia, Portugal, Irlanda y Bélgica se enfrentan a retos en uno o más indicadores clave. Irlanda afronta limitaciones y está operando solo 730 MW de una cartera de proyectos de 10 GW debido a problemas de preparación de la red
Perspectivas. Según el Centro Conjunto de Investigación de la UE (JRC), la capacidad total a escala de red y la capacidad comercial de BESS en los 11 mercados que Fieldfisher analizó es de 66 GW hoy y se proyecta que se duplique hasta 132 GW para 2035. Alemania, Italia y España representan más de la mitad de ese crecimiento.