<p>El pasado 17 de junio, exactamente 50 días después del apagón que dejó sin luz a toda la península Ibérica, el Gobierno presentó su análisis sobre el incidente. Además, en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros, detalló <a href=»https://www.elmundo.es/economia/2025/06/18/6851b0d021efa0e02b8b459f.html» target=»_blank»>algunas de las medidas</a> que quiere tomar para evitar que España vuelva a quedarse a oscuras. Entre ellas hay una herramienta que el Ejecutivo lleva tiempo queriendo potenciar: el almacenamiento. Sin embargo, desde el sector advierten que es muy difícil alcanzar el objetivo de potencia instalada que recoge el <a href=»https://www.elmundo.es/economia/2023/06/28/649c6059fdddffb1a38b459f.html» target=»_blank»>Plan Nacional Integrado de Energía y Clima</a> (PNIEC) para 2030. Asimismo, el documento no desglosa por tecnologías y es muy distinta la aportación, inversión y operación de una batería, una central termosolar o una hidroeléctrica de bombeo.</p>
España quiere que su apuesta energética se cimente en el almacenamiento, básico para llevar la producción renovable a las horas en las que no hay sol o viento. Pero el sector ve difícil llegar al objetivo fijado en el PNIEC
El pasado 17 de junio, exactamente 50 días después del apagón que dejó sin luz a toda la península Ibérica, el Gobierno presentó su análisis sobre el incidente. Además, en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros, detalló algunas de las medidas que quiere tomar para evitar que España vuelva a quedarse a oscuras. Entre ellas hay una herramienta que el Ejecutivo lleva tiempo queriendo potenciar: el almacenamiento. Sin embargo, desde el sector advierten que es muy difícil alcanzar el objetivo de potencia instalada que recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030. Asimismo, el documento no desglosa por tecnologías y es muy distinta la aportación, inversión y operación de una batería, una central termosolar o una hidroeléctrica de bombeo.
Según el PNIEC, en 2030 España debería contar con 18.913 MW de almacenamiento o 22,5 GW si se suma también la termosolar, que entonces deberá llegar a 4,8 GW (aunque no detalla si el 100% tendrían capacidad de almacenar energía). Más allá de esa distinción, no desglosa el almacenamiento por tecnologías. Pero, teniendo en cuenta que a día de hoy hay unos 8 GW instalados -de nuevo, incluyendo la termosolar-, llegar a esta cifra supondrá prácticamente multiplicar por tres la capacidad actual.
Con todo, fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica confían en que se llegue a los 22 GW del PNIEC. Por un lado, detallan, ya se han ido aplicando medidas que suponen un impulso (recientemente se aprobó un paquete de 700 millones de euros); por otro, ya hay varios proyectos en construcción. Además, el Ministerio considera que la diferencia de precios entre el mediodía, cuando se suele desplomar, y la tarde y la noche es en sí un incentivo para estas tecnologías. Por otro lado, se ha actuado también desde el lado de la burocracia y se facilitará la hibridación de parques existentes. La idea es que si estas renovables -principalmente, eólica y solar fotovoltaica- ya han sido evaluadas, se entiende que el espacio es idóneo para incorporar almacenamiento y se les exime de la valoración ambiental, lo que también reduce los plazos.
Por otro lado, en lo que respecta a la diferenciación por tecnologías, Transición Ecológica considera que, igual que no hay una senda concreta rígida en el desarrollo renovable, ocurre lo mismo con el almacenamiento. Así, entienden que las propias necesidades del sistema y señales de precio darán pistas de qué se necesita en cada momento.
Esta distinción no es baladí, porque las características de cada fuente son, precisamente, una de las claves del reto. Las baterías, por ejemplo, son relativamente económicas y sencillas de desplegar: se comportan como una pila enorme. Sin embargo, su aportación es de apenas unas horas, así que no estarían disponibles para acudir al rescate del sistema en un evento como el apagón.
España es líder mundial en una tecnología de almacenamiento que va entre el corto y el medio plazo: la termosolar. Estas instalaciones producen electricidad convirtiendo el calor del sol en vapor de agua, del mismo modo que lo haría cualquier otra central térmica, pero con el combustible situado a varios miles de kilómetros de distancia. Así, aunque es mucho menos eficiente y más cara que la solar fotovoltaica, la clave está en que tiene capacidad para almacenar energía, en forma de calor, durante cierto tiempo. «Entre 7,5 y 9 horas«, calcula Óscar Balseiro, secretario general de Protermosolar, «pero los nuevos proyectos se están dimensionando por encima de las 12 horas».
Los paneles de estas instalaciones se utilizan para recibir el calor de la radiación solar o para redirigirlo y concentrarlo a un punto concreto -en las instalaciones en torre-, pero la idea es la misma. En aquellas con capacidad de almacenamiento, el calor se conserva en unos tanques de sales fundidas que se conservan a entre 200 grados (en frío) y 500 grados (en caliente). Sin embargo, no todo el parque termosolar dispone de almacenamiento; únicamente el 40%. Esto, apunta la organización, supone una oportunidad para el sector, ya que sería relativamente sencillo sumar almacenamiento.
La tecnología llegó a España hace unos 12 años, pero desde entonces no se han instalado nuevas plantas. Casi todas están en el centro y el sur del país, donde se dan las condiciones de horas de sol y temperaturas perfectas para su desarrollo. «Nos llevamos el sol del día anoche», resume Basteiro, que entiende que no tiene sentido competir con una solar fotovoltaica más barata y eficiente. «Lo que haremos será no generar en las mismas horas que el resto de renovables: no nos vamos a solapar», argumenta Basteiro. Y, por otro lado, pueden servir también para recoger el excedente energético en las horas centrales del día a través de calentadores que convertirían la electricidad en un calor que más tarde vuelve a generar electricidad. «Se pierde algo de eficiencia, pero siempre es mucho mejor eso que un vertido y que esa energía desaparezca», contextualiza el directivo. Aunque no le gusta la palabra, concede que una forma de verlo es entenderlo como un sumidero eléctrico.
«El almacenamiento térmico lleva 12 años funcionando: el operador del sistema sabe perfectamente cómo funcionamos y qué respuesta damos en cada momento», presume Basteiro. Según sus datos, el sector aporta 1.575 millones de euros anuales al PIB y genera 6.000 empleos en la operación, de los cuales 3.000 son «directos y en la España rural. «A día de hoy, con nuestros 2,2 GW somos líderes en potencia instalada«, incide el directivo antes de advertir que «China viene por detrás y está rozando ya los 2 GW de potencia». En su opinión, «muy probablemente el año que viene dejaremos de ser líderes». Más allá del orgullo existe el riesgo de perder también el liderazgo tecnológico: «Seguimos avanzando y hay mucho conocimiento, pero ese conocimiento se escapa si no se hacen o si no se promueven nuevas plantas».
Con todo, Basteiro cree que es difícil alcanzar el objetivo del PNIEC. «Los datos nos dicen cuánto que hacer una planta termosolar a día de hoy nos cuesta, desde que tenemos el punto de conexión hasta que genera el primer kilovatio, entre 3 y 4 años», detalla. A mediados de 2025 y teniendo en cuenta que pasar de 2,2 GW a 4,8 GW supondría duplicar pasar de las 49 plantas actuales a 100, «los números son muy sencillos: o empezamos ya o no llegamos«. Y esto sería únicamente en el supuesto de que las autorizaciones lleguen a tiempo y dando por hecho que haya apetito inversor, algo a lo que, eso sí, deberían ayudar las medidas aprobadas por el Gobierno.
«Almacenamiento es una palabra que engloba cosas absolutamente diferentes: es como hablar de vehículos y meter aviones y coches en el mismo saco», señala un directivo de una empresa del sector energético. Y, partiendo de esta premisa, explica que «el objetivo del PNIEC no se va a alcanzar. Por lo menos, en el almacenamiento que le interesa al país». Para el almacenamiento a medio y largo plazo, detalla, se debe desarrollar el bombeo: centrales hidráulicas capaces de recuperar con turbinas el agua que sueltan para generar electricidad. Algunas se utilizaron para recuperar el sistema tras el apagón.
En su opinión, uno de los problemas de la planificación del Gobierno recogida en el PNIEC es que «no separan entre bombeo y baterías, pero hablan de firmeza y estabilidad» y solo el primero sería capaz de aportar estos conceptos. Las baterías tienen su utilidad y ayudan a las renovables a gestionar precios; sin embargo, al sistema no le aportan más que entre dos y cuatro horas de energía, mientras que los periodos en los que no hay sol o viento pueden ser cuestión de semanas. Por lo tanto, cree que dedicar los 700 millones anunciados por el Ejecutivo a proyectos capaces de llegar al plazo de 2030 es, en el mejor de los casos, «tirar el dinero» y en el peor «dárselo a China».
El pesimismo en el sector de cara a esa fecha límite tiene que ver con los plazos. Entre los tres o cuatro años de tramitación y los otros cuatro de construcción, sería imposible que llegasen antes de que termine la década. Pero, además, en el caso del bombeo hay otros problemas que preocupan al sector y que retrasan -o imposibilitan- que se construyan nuevas centrales de bombeo o se adapten las existentes.
Por un lado están las concesiones, muchas de las cuales están cerca -relativamente- de terminar. «Si te quedan ocho años de concesión no cambias una persiana«, ilustra este directivo, porque la amortización de estas obras se calcula con varias décadas de margen. Actualmente solo se pueden ampliar si se repotencia un bombeo existente, lo cual ya es una mejora, pero no tiene en cuenta que el potencial está en convertir en bombeo centrales hidráulicas que actualmente no lo son. Esto se puede hacer de forma relativamente sencilla con una hidroeléctrica que ya tenga dos estanques y un salto, pero no las turbinas necesarias -hay varias centrales así en España, aunque son pocas en comparación-, uniendo dos embalses existentes que no tengan conexión -caro, pero muy factible: tan solo hay que excavar- o, incluso, creando un depósito superior en una central que no lo posea, la opción más costosa. Con todo, lo que no se contempla es crear centrales nuevas desde cero, ya que entre estas opciones se podrían sumar más de 10 GW de almacenamiento.
Las otras trabas están en la tramitación y la retribución. La primera, con los plazos de cinco años con los que trabaja Red Eléctrica, hace que sobre el papel no sea posible poner en pie proyectos de bombeo. De nuevo, la normativa ha cambiado y va por el buen camino, pero aún no da las condiciones que solicitan las compañías para realizar la inversión. En este sentido, el punto de acceso también es relevante, ya que, lógicamente, estas centrales no pueden elegir su ubicación.
La retribución, mientras, es la demanda más homogénea del sector, aunque se ve de forma distinta entra las diversas tecnologías. Todas consideran que es clave un mecanismo de capacidad, un pago que se haría por el propio hecho de estar disponibles y dar seguridad al sistema. La idea es que si únicamente recibiesen ingresos cuando entrasen en funcionamiento, no les resultaría rentable; sería algo así como únicamente pagar al suplente de un equipo de fútbol por los partidos en los que participa y no por pertenecer a la plantilla. Pero en este caso las grandes centrales consideran que se debe tener en cuenta su firmeza a la hora de compararse con otras tecnologías que requieren una inversión mucho menor. En cualquier caso, estos mercados deben respetar la normativa europea en materia de ayudas de Estado y, aunque Bruselas lo permite, lo hace cuando ve riesgos de suministro. Sin embargo, basa este análisis, precisamente, en los PNIEC que presenta cada país.
España, por lo tanto, debe resolver la ecuación para aprovecharse de una transición energética que ya permite que más de la mitad de la electricidad sea de origen renovable. El país, según el directivo, tiene muchísimo potencial, pero para ello debe invertir en almacenamiento y redes. Si no, «es como tener una mina de oro sin carretera».
Fuentes de las infografías: Protermosolar y Red Eléctrica de España
Dirección de arte: María González Manteca y Josetxu L. Piñeiro.
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