El almacenamiento emerge como la pieza que falta para integrar la expansión renovable, estabilizar los ingresos y convertir la energía en una ventaja industrial
- La III Jornada de Almacenamiento Energético y su Cadena de Valor, organizada por Power Electronics, la Universitat de València y la Universitat Politècnica de València, se celebró el 11 de junio de 2026 en las instalaciones de Power Electronics, en Llíria (Valencia), reuniendo a más de un centenar de profesionales del sector de energías renovables.
España ha demostrado que sabe instalar renovables a gran velocidad. El siguiente reto es más difícil: conseguir que esa energía llegue cuando el sistema la necesita y genere ingresos suficientes para sostener nuevas inversiones. Durante la III Jornada de Almacenamiento Energético y su Cadena de Valor, promotores, fabricantes, centros tecnológicos, asociaciones y operadores coincidieron en una idea central: la transición ha dejado de medirse solo en megavatios instalados. A partir de ahora se medirá en megavatios gestionables.
Cuatro datos que marcaron la jornada
- 17,5 €/MWh de precio medio capturado por la fotovoltaica durante el último año, según expuso Javier Costa, de Kenergy.
- El 20% de las horas solares registró precios cero o negativos, de acuerdo con la misma intervención.
- 20 GW de nueva potencia y 80 GWh de almacenamiento para 2030 fue el escenario planteado por Ánder Muelas.
- El consumo eléctrico mundial de los centros de datos podría más que duplicarse esta década, según Christian Soler.
Un sistema con mucha energía y poca capacidad para desplazarla
La expansión fotovoltaica ha cambiado la estructura del mercado eléctrico. Una parte creciente de la producción se concentra en las mismas horas, de modo que la abundancia de energía solar reduce su propio precio y eleva la exposición a restricciones y vertidos. Javier Costa, director de Desarrollo de Kenergy, situó el precio medio capturado por la fotovoltaica en 17,5 €/MWh durante el último año y añadió que el 20% de las horas solares había registrado precios cero o negativos. Son cifras expuestas durante la jornada, pero su significado va más allá del valor concreto: producir más ya no garantiza capturar más valor.
La primera mesa redonda, moderada por Carlos Mínguez, de Andersen, puso nombre a ese cambio de etapa: la fotovoltaica debe pasar de un modelo basado en instalar volumen a otro centrado en generar valor, aportar flexibilidad y prestar servicios al sistema. Gabriela Mamani, de Improven, resumió el reto como el paso «de volumen a valor». La fotovoltaica deberá dejar de comportarse como una tecnología que simplemente inyecta energía para convertirse en un activo capaz de responder al sistema: almacenar, desplazar producción, controlar tensión, participar en servicios de ajuste y ofrecer potencia cuando la red la necesita.
La consecuencia es un modelo de negocio más sofisticado. El ingreso ya no procederá de una única venta de energía, sino de la combinación de arbitraje, mercados de balance, control de tensión, contratos con consumidores y futuros mecanismos de capacidad. Guillermo Roth, de Statkraft, describió esta cesta como un conjunto de piezas que puede reducir la volatilidad y facilitar la financiación. La autorización europea de un mecanismo dotado con 9.000 millones de euros durante diez años fue presentada en la mesa como una de las noticias más relevantes para el sector, precisamente porque puede aportar una parte estable de los ingresos.
- «El reto principal de la fotovoltaica es pasar de volumen a valor.»
– Gabriela Mamani, Improven
Planificar la demanda, no solo la generación
Ánder Muelas, presidente de Endurance Motive, abrió la jornada con una comparación deliberadamente provocadora. Si un bien esencial como las farmacias necesita planificación y control, sostuvo, el sistema energético no puede limitarse a acumular objetivos de potencia sin revisar si la demanda, las redes y el almacenamiento avanzan al mismo ritmo. Su segunda imagen —los «cartones de bingo»— apuntó a los permisos de acceso y conexión que permanecen reservados durante años sin transformarse necesariamente en instalaciones reales.
Muelas propuso un ejercicio alternativo de planificación para 2030. Partiendo de una demanda más prudente que la prevista originalmente para electrificación industrial, vehículo eléctrico, hidrógeno y centros de datos, planteó 20 GW de nueva potencia de almacenamiento, equivalentes a unos 80 GWh en sistemas de cuatro horas. No presentó la cifra como objetivo oficial, sino como resultado de su propio escenario. El valor de la propuesta estuvo en el método: revisar anualmente la relación entre oferta, consumo, redes y flexibilidad, en vez de confiar únicamente en metas fijadas a una década vista.
La demanda fue, de hecho, una de las contradicciones más repetidas durante el día. El sistema necesita nuevos consumos que absorban la generación renovable, pero muchas industrias siguen encontrando dificultades para electrificarse o acceder a potencia. A la vez, proyectos de centros de datos y almacenamiento compiten por capacidad en nudos donde no siempre está claro cuánto espacio se utiliza realmente y cuánto permanece bloqueado por solicitudes pendientes. La transición no se resolverá instalando de forma independiente generación, baterías y consumo: las tres piezas deben planificarse como un único sistema.
Una batería no es una ampliación automática: es una decisión de negocio
Los participantes de la primera mesa evitaron presentar el almacenamiento como una garantía automática de rentabilidad. Una batería añade flexibilidad, pero también costes, degradación y nuevas decisiones operativas. La pregunta, como señaló la representación de Improven, no es únicamente si puede instalarse, sino qué riesgo reduce y qué ingresos habilita.
Las configuraciones observadas en el mercado se concentran hoy, según explicó Javier Costa, en sistemas LFP de entre dos y cuatro horas. Pero no existe una duración universal. Una batería destinada a arbitraje diario no se diseña igual que otra orientada a regulación rápida; tampoco tienen el mismo valor una instalación hibridada con fotovoltaica y un sistema independiente conectado a la red. Potencia, energía, número de ciclos, degradación, estrategia de operación y capacidad de reposición condicionan el resultado económico.
Alejandro Rey, de Iberdrola, añadió una perspectiva estructural: España no debe olvidar el bombeo hidroeléctrico. Las baterías ofrecen modularidad, velocidad de respuesta y plazos de despliegue más reducidos; el bombeo aporta grandes volúmenes de energía, larga vida útil y almacenamiento de mayor duración. La conclusión no fue elegir una tecnología ganadora, sino construir una cartera capaz de responder a necesidades distintas.
También apareció una advertencia temporal. Los primeros proyectos podrán capturar mejores ingresos en mercados todavía poco competidos. Después llegará la canibalización: cuando muchas baterías persigan el mismo servicio, el precio de ese servicio caerá. La ventaja competitiva estará en llegar pronto, pero sobre todo en llegar con un proyecto bien configurado, permisos avanzados y una estrategia de operación creíble.
Innovación: de la química al software, y del laboratorio al mercado
La segunda mesa redonda, moderada por Eugenio Domínguez, Vicepresidente de AEPIBAL, amplió la conversación hacia nuevas arquitecturas y aplicaciones. Las intervenciones abordaron la hibridación de tecnologías con perfiles de potencia y energía distintos, la gestión energética industrial, el ensayo y la seguridad, la transferencia tecnológica y el papel del almacenamiento distribuido y del software de control.
El mensaje común fue que la innovación no se limita a encontrar una química mejor. La electrónica de potencia, el BMS, la predicción y los algoritmos de operación determinan cuánto dura una batería, con qué seguridad trabaja y qué servicios puede prestar. En sistemas híbridos, el control decide qué tecnología responde a un pico de milisegundos y cuál entrega energía durante varias horas. El «cerebro» del sistema puede ser tan determinante como la celda.
La mesa también señaló un cuello de botella menos visible: el talento. Juan Gilabert, de ITE, resumió la situación con una frase clara: «Es nuestro momento». La demanda de especialistas en baterías, electrónica de potencia, seguridad, simulación y operación crece más rápido que la oferta formativa. El despliegue puede encontrar antes un límite humano que uno tecnológico si universidades, centros tecnológicos y empresas no aceleran la formación.
Centros de datos: la carrera por la inteligencia artificial se ganará con energía
La presentación de Christian Soler, director de Producto y Aplicaciones de Power Electronics, trasladó el debate a la nueva demanda asociada a la inteligencia artificial. Un centro de datos tradicional trabaja con racks de entre 5 y 15 kW y perfiles relativamente estables. En los nuevos centros orientados a IA, la potencia por rack puede alcanzar, según expuso, unos 130 kW. A ello se añade una refrigeración que puede representar entre el 30% y el 40% del consumo total.
El desafío no es solo el volumen de energía, sino la violencia de los cambios de carga. Miles de procesadores pueden sincronizarse y provocar variaciones que una turbina de gas o una red débil no están preparadas para seguir sin apoyo. Soler presentó varias arquitecturas de almacenamiento y conversión. El sensado de carga puede reducir los picos observados por la red en torno al 60%-70%; una solución line-interactive con inductancia puede llevar la reducción al 80%-90%; y la doble conversión permite desacoplar prácticamente por completo el consumo del centro de datos de la red, aunque con una penalización de eficiencia.
La dimensión temporal agrava el problema. Un centro de datos puede construirse en menos de dos años, mientras que reforzar la red o desarrollar nueva generación firme puede requerir más de cinco. Soler señaló que los clústeres de computación asociados a inteligencia artificial se sitúan actualmente entre 100 y 300 MW, mientras que Power Electronics ya observa proyectos del orden de los gigavatios. También advirtió de que la red no está preparada para conectar de forma inmediata puntos de 300 MW o incluso 1 GW. «Esta carrera se ganará o se perderá por la energía», concluyó. Para el sistema, los centros de datos pueden ser una oportunidad de nueva demanda; sin coordinación, también pueden aumentar el uso de generación fósil local y competir por una capacidad de red ya escasa.
- «Esta carrera se ganará o se perderá por la energía.»
– Christian Soler, Power Electronics
El diagnóstico más incómodo: España llega tarde
La última mesa, moderada por José Manuel Enríquez, de Cajamar, elevó el tono crítico. José María González Moya, director general de APPA, afirmó que España llevaba años equivocándose al no desarrollar almacenamiento al ritmo de la generación renovable. Su ejemplo fue inmediato: durante la propia jornada el mercado registraba precios negativos en horas solares, mientras que por la noche el gas volvería a cobrar precios muy superiores. La energía barata existe, pero el sistema todavía no sabe trasladarla en el tiempo.
José María González Moya, aportó la cifra más contundente del día: según expuso, hasta abril de 2026 el 23,4% de la producción fotovoltaica potencial no se habría aprovechado. El propio ponente presentó el dato como el «sobrante» acumulado de energía solar fotovoltaica y lo vinculó a la falta de almacenamiento. La cifra se reproduce como estimación expuesta durante la mesa y sirvió para ilustrar la magnitud del desacoplamiento entre capacidad instalada y capacidad de integración.
Pedro Fresco, director de Avaesen, consideró que el escenario de 20 GW planteado por Ánder Muelas podía quedarse corto y estimó que España necesitaría más de 20 GW de baterías, probablemente una cifra cercana a 30 GW, con sistemas de cuatro horas de duración. No fue una conclusión consensuada ni un objetivo oficial, sino una posición que reforzó la urgencia del debate: España podría necesitar ritmos de instalación de baterías comparables a los que ha alcanzado la fotovoltaica.
La urgencia también llegó a la cadena de suministro. Javier Tomás, de Hithium, advirtió de la subida reciente del carbonato de litio, de contratos cada vez más indexados al mercado y de un arancel del 6% que, según señaló, afectará a determinadas baterías importadas desde enero de 2027. Su recomendación fue directa: asegurar capacidad de suministro antes de que coincidan la avalancha de proyectos, las restricciones comerciales y la volatilidad de las materias primas.
La regulación corre detrás de la tecnología
El principal consenso de las mesas no fue tecnológico, sino administrativo. La regulación reconoce cada vez mejor el carácter estratégico del almacenamiento, pero la ejecución continúa fragmentada entre 17 marcos autonómicos, criterios ambientales distintos y procedimientos que todavía no tratan de forma homogénea una hibridación, un sistema independiente o un activo distribuido.
Pedro Cervera, de Renovalia, describió cómo las reglas sobre potencia instalada y transformadores compartidos pueden complicar proyectos que, en teoría, deberían acelerar la integración renovable. Otros participantes reclamaron que añadir una batería a una planta ya autorizada se aproximara a una notificación administrativa y no a una nueva tramitación completa. La diferencia entre autorizar en días o en meses puede decidir qué proyectos aprovechan ayudas, cierran financiación y llegan a mercado.
La financiación depende de esa estabilidad. Un banco puede comprender la tecnología, pero necesita confiar en los ingresos de los próximos diez o quince años. El mecanismo de capacidad puede ofrecer una base previsible; el resto deberá proceder del mercado. Cuanto más cambien las reglas, mayor será el coste de capital. Las subvenciones pueden acelerar el despliegue, pero no sustituyen una señal de precios estable ni procedimientos previsibles.
Desplegar baterías no equivale a crear industria
La jornada tuvo lugar en la Comunitat Valenciana, un territorio con empresas de electrónica de potencia, integración, ingeniería y centros tecnológicos capaces de capturar una parte relevante de la cadena de valor. Pero instalar contenedores importados no basta para crear industria. El valor se reparte entre diseño, software, BMS, convertidores, fabricación de componentes, integración, instalación, operación, mantenimiento, reciclaje y segunda vida.
Europa difícilmente competirá solo por precio con las escalas asiáticas. Su oportunidad está en la seguridad, la trazabilidad, la calidad del control, el servicio técnico y el cumplimiento ambiental. Las intervenciones sobre almacenamiento marino, autoconsumo industrial y sistemas distribuidos mostraron además que el mercado no se limita a las grandes plantas conectadas a red. Buques, fábricas, comercios y hogares demandarán soluciones distintas, con requisitos propios de seguridad y operación.
La III Jornada dejó así una conclusión menos cómoda que el habitual mensaje de optimismo tecnológico. El almacenamiento ha demostrado su utilidad y sus costes han descendido con fuerza durante los últimos años, pero la jornada también advirtió de un repunte reciente del carbonato de litio y de una mayor volatilidad en el suministro. La oportunidad, por tanto, no está garantizada. Para convertirla en ventaja competitiva, España debe coordinar lo que hasta ahora ha avanzado por separado: generación, demanda, redes, mercados, permisos, talento e industria. El objetivo ya no puede ser instalar más megavatios. Debe ser conseguir que cada megavatio renovable tenga un momento, un servicio y un valor.