El almacenamiento con baterÃas ha dejado de ser un complemento anecdótico para convertirse en una pieza que condiciona el despliegue de las renovables. En España se cruzan dos movimientos: por un lado, los proyectos de gran escala que buscan aprovechar mejor la producción solar y eólica; por otro, las ayudas públicas para que los hogares con autoconsumo puedan guardar parte de la electricidad que generan. Canarias concentra varios ejemplos de esa doble tendencia, con una instalación de gran tamaño en Tenerife y una lÃnea de subvenciones en La Palma.
El debate ya no gira solo en torno a cuántos megavatios se pueden instalar. La pregunta de fondo es cómo hacer que esos sistemas sean viables, se integren en la red y no dependan de una única fuente de ingresos. La flexibilidad y la seguridad del suministro aparecen en casi todas las quinielas, sobre todo en territorios insulares donde la red no cuenta con el respaldo de grandes interconexiones. También se extiende la idea de que el marco fiscal y retributivo debe adaptarse a una tecnologÃa que consume, almacena y devuelve electricidad.
Bat ChÃo y la fiebre del almacenamiento en Tenerife
En GuÃa de Isora, Tenerife, Iberdrola Renovables Canarias ha puesto sobre la mesa Bat ChÃo, una baterÃa de 169 MWh y 40 MW de potencia que tendrÃa cuatro horas de autonomÃa. La inversión prevista ronda los 36 millones de euros. El proyecto se somete a información pública durante 30 dÃas e incluye la autorización administrativa y una evaluación ambiental simplificada. La instalación funcionarÃa de forma independiente, sin estar atada en exclusiva a un parque solar o eólico, y evacuarÃa energÃa a través de una subestación de 30 a 66 kilovoltios y lÃneas subterráneas hasta la subestación de GuÃa de Isora.
Para hacerse una idea de la escala, Bat ChÃo aportarÃa por sà sola el 18% de la capacidad de almacenamiento proyectada en Tenerife y elevarÃa un 22% el volumen previsto en la isla. En el último año y medio se han contabilizado 23 grandes baterÃas en Tenerife, con unos 937 MWh conjuntos y más de 150 millones de euros de inversión. Su capacidad equivaldrÃa al consumo diario de unas 125.000 viviendas, siempre sobre el papel. El proyecto de GuÃa de Isora supera en un 41% los 120 MWh que suman las dos instalaciones Villa BESS, en Santa Úrsula, y más que duplica los 72 MWh de BESS Tango, en Santa Cruz.
El mapa no se queda en el sur. En Los Realejos se tramitan nueve instalaciones de las familias Capella, Polaris y Sirius, mientras que Santa Úrsula, Santa Cruz y Arona completan una distribución territorial variada. Hay propuestas que concentran mucha capacidad en un solo recinto y otras que reparten el almacenamiento entre equipos más pequeños. El presupuesto de Bat ChÃo, casi un tercio de los más de 115 millones que sumaban las inversiones conocidas antes de su llegada, lo sitúa entre las actuaciones más relevantes para ampliar el almacenamiento eléctrico de la isla.
La razón de este empuje es conocida: los paneles solares producen sobre todo durante las horas de luz y los aerogeneradores dependen del viento, mientras el consumo sigue otros horarios. Cuando la generación renovable supera la demanda o la red no puede absorberla, parte de esa electricidad se pierde. Las baterÃas permiten guardar esos excedentes y devolverlos al sistema en momentos de mayor necesidad, como la tarde o la noche. En Tenerife, además, la red no está conectada a los grandes sistemas continentales, asà que mantener el equilibrio entre generación y consumo es más delicado.
Ayudas para llevar la baterÃa al ámbito doméstico en La Palma
En La Palma, el Cabildo ha abierto el plazo para solicitar subvenciones destinadas a colocar baterÃas en viviendas que ya cuentan con autoconsumo fotovoltaico en funcionamiento. La convocatoria arranca con 77.000 euros y puede ampliarse con hasta 100.000 euros más. La ayuda cubre el 25% de la inversión subvencionable, con un techo de 700 euros por solicitud. Se integra en el Plan Insular para el Fomento de las EnergÃas Renovables, la Movilidad Sostenible y la EconomÃa Circular.
Podrán pedirla personas fÃsicas propietarias de una vivienda, sea habitual o segunda residencia, siempre que la instalación fotovoltaica existente tenga entre 1,5 y 15 kWp. La baterÃa debe aportar una capacidad útil mÃnima de 2,5 kWh. Quedan fuera las baterÃas de plomo-ácido y los paneles solares, de modo que la subvención se centra en los equipos de almacenamiento. Las actuaciones deben haberse ejecutado entre el 1 de enero de 2025 y el 26 de octubre de 2026, y el pago se realiza después de presentar la documentación y las facturas.
Los criterios de valoración incluyen la capacidad útil de la baterÃa, la cobertura técnica del fabricante, los años de garantÃa, la potencia de la instalación fotovoltaica y la relación entre almacenamiento y generación. Las solicitudes se pueden presentar en el Registro General del Cabildo, en los registros auxiliares de Los Llanos de Aridane, Puntagorda y San Andrés y Sauces, o por la sede electrónica. El trámite no es automático: la concesión y priorización dependen de las bases de la convocatoria.
Un marco regulatorio todavÃa en construcción
El informe de alinnea sobre almacenamiento y descarbonización pone el acento en tres frentes. El primero es definir a escala nacional qué se considera almacenamiento de larga duración, con un criterio verificable y neutral desde el punto de vista tecnológico. La propuesta inicial fija ocho horas de descarga como referencia, revisable según las necesidades del sistema. La idea es que la clasificación no dependa de la tecnologÃa y que puedan competir bombas hidráulicas reversibles, baterÃas de flujo, almacenamiento térmico con reconversión eléctrica, aire comprimido, aire lÃquido o sistemas basados en CO2, siempre que acrediten los requisitos.
El texto toma como espejo modelos de Reino Unido y California, que usan el umbral de ocho horas en determinadas categorÃas o contrataciones. Ahora bien, cumplir ese criterio no deberÃa abrir por sà solo la puerta a ayudas públicas. También se tendrÃan en cuenta la madurez tecnológica, la adicionalidad, el riesgo asumido y los fallos de mercado. De este modo se pretende orientar las inversiones hacia soluciones capaces de responder a necesidades prolongadas sin favorecer una tecnologÃa concreta por encima de otras con prestaciones equivalentes.
El segundo frente es el mecanismo de capacidad. La Comisión Europea aprobó el mecanismo español el 29 de mayo de 2026, con un presupuesto máximo de 9.000 millones de euros y una duración de diez años. Después, la Orden TED/966/2026 estableció su marco general para el sistema eléctrico peninsular. Aún quedan aspectos técnicos y operativos por desarrollar y las primeras subastas están pendientes. El informe pide que el diseño definitivo financie nuevas instalaciones y reconozca por separado la firmeza, la flexibilidad y la duración del suministro.
También se reclama que los proyectos puedan combinar ingresos de distintos mercados y servicios, la fórmula conocida como revenue stacking, para diversificar sus fuentes de facturación. La estabilidad de las reglas es otro punto clave: los contratos deben ofrecer horizontes largos para facilitar la financiación de inversiones intensivas en capital, y las penalizaciones y garantÃas tienen que ser proporcionadas y conocerse antes de las subastas. El documento propone publicar con antelación los volúmenes de capacidad que se quieren contratar, los supuestos y los costes estimados para los consumidores.
El tercer frente es la fiscalidad. El almacenamiento puede consumir electricidad, guardarla y devolverla al sistema, además de prestar servicios de flexibilidad, pero el marco tributario sigue respondiendo en buena medida a categorÃas pensadas para la generación y el consumo convencionales. Entre las medidas se plantea eliminar definitivamente el impuesto sobre el valor de la producción de la energÃa eléctrica, revisar el impuesto sobre actividades económicas, determinados cánones autonómicos y otras figuras estatales, autonómicas y locales. También se pide clarificar el tratamiento de la electricidad usada para cargar las baterÃas y evitar cargas solapadas.
España mantiene el objetivo de alcanzar 22,5 GW de capacidad de almacenamiento en 2030, según el Plan Nacional Integrado de EnergÃa y Clima. El volumen de proyectos en tramitación no garantiza que todos lleguen a construirse. Por eso el debate se centra en crear condiciones para que el interés inversor se transforme en instalaciones viables y financiables, no solo en anuncios sobre el papel.
Reino Unido mira hacia la larga duración y los mercados
En Reino Unido, el Comité de Medio Ambiente y Cambio Climático de la Cámara de los Lores ha celebrado una sesión sobre los riesgos del fenómeno conocido como Dunkelflaute y las opciones de almacenamiento a largo plazo. Los expertos han puesto sobre la mesa la hidráulica de bombeo y las baterÃas de hierro-aire, además de tecnologÃas capaces de guardar electricidad durante más de 100 horas. La primera ronda del mecanismo de suelo y techo impulsado por Ofgem ha seleccionado provisionalmente 16 proyectos, tres de ellos hidráulicos de bombeo, que representan más de la mitad de la capacidad elegida.
La conclusión del segundo panel fue que no hacen falta nuevos mercados para atender las necesidades del sistema, porque podrÃan distorsionar los ya existentes. La receta pasa por coordinar mejor el mercado marginalista, los contratos por diferencias y las subastas de capacidad, y adaptar los instrumentos actuales a los servicios que requiere el sistema eléctrico. Es una discusión que se parece bastante a la española: ambos paÃses buscan señales estables para financiar almacenamiento sin crear parches regulatorios que se pisen entre sÃ.
El panorama que queda es el de una tecnologÃa que ya no se discute en abstracto, sino que se concreta en proyectos, subvenciones y cambios normativos. En Canarias, Bat ChÃo y las ayudas de La Palma muestran dos escalas del mismo fenómeno; en el conjunto de España, el informe de alinnea y el mecanismo de capacidad tratan de ordenar el crecimiento; y en Reino Unido, el debate sobre larga duración y mercados añade una referencia europea. La clave será convertir el interés y las buenas intenciones en instalaciones conectadas, seguras y financiables, sin perder de vista que el almacenamiento es un medio para integrar renovables, no un fin en sà mismo.
