Veintidós países de la Unión Europea, con España entre los firmantes, han sellado este viernes en Luxemburgo un acuerdo para acelerar el despliegue del almacenamiento energético. El objetivo es ambicioso: añadir 45 gigavatios (GW) de nueva capacidad entre 2026 y 2028 y allanar el terreno para que la UE alcance los 200 GW instalados en 2030, muy por encima de los 55 GW operativos a cierre de 2025. El pacto, respaldado también por empresas del sector y entidades financieras, supone un salto de escala que los expertos llevaban años reclamando para integrar las renovables sin depender del gas.
La hoja de ruta detalla que la tasa anual de instalación deberá alcanzar los 30 GW en 2028, lo que representa, de media, un ritmo de unos 15 GW al año en el trienio. Esta cifra implica elevar al menos un 20% el ritmo registrado en 2025 y que los sistemas de almacenamiento puedan cubrir cerca del 10% de la demanda eléctrica en los picos de consumo, el doble que hace apenas un año. Para dimensionarlo: hoy, el almacenamiento aporta apenas un 2-3% de la electricidad en las horas de máxima tensión.
Los ministros de Energía no se quedaron en las cifras. El texto compromete a los gobiernos a eliminar las barreras regulatorias que lastran la firma de contratos de suministro a largo plazo (PPA) asociados a baterías y otros sistemas. Hasta ahora, muchos mercados nacionales limitan su participación en los mercados de la electricidad y en los mecanismos de retribución o les exigen trámites desproporcionados para conectarse a la red. El acuerdo pide que, antes de que termine 2027, los Estados miembros adapten sus normativas para que el almacenamiento pueda competir en igualdad de condiciones con las centrales convencionales.
La financiación ocupa un lugar central. Los firmantes respaldan el recurso a fondos nacionales y europeos, incluido el Banco Europeo de Inversiones (BEI), para impulsar tanto la construcción de nuevas instalaciones como la fabricación de equipos. La idea es movilizar inversiones que, según cálculos preliminares del sector, podrían superar los 50.000 millones de euros hasta 2028. Las entidades financieras se han comprometido a intercambiar información para mejorar la viabilidad de los proyectos y a coordinar sus programas de apoyo con el Grupo BEI, lo que debe traducirse en líneas de crédito más ágiles y con menor coste.
Las grandes industrias también entran en la ecuación. Las compañías con un consumo eléctrico elevado —acereras, cementeras, químicas— se han comprometido a impulsar soluciones de almacenamiento in situ y a facilitar datos sobre la evolución de su demanda y sus procesos de electrificación. Este intercambio de información es clave para dimensionar las necesidades futuras y evitar sobrecostes.
El almacenamiento deja de ser un complemento y pasa a ser la columna vertebral del sistema eléctrico europeo. Sin él, la transición se atasca.
El texto reconoce que una mayor capacidad de almacenamiento permitirá reducir los vertidos de electricidad cuando la producción supere la demanda, contener el recurso a las centrales de gas y amortiguar la volatilidad de los precios de la energía. En 2025, la UE quemó gas para generar electricidad equivalente al 17% del consumo total, un porcentaje que los firmantes quieren ver por debajo del 10% en 2030. Saltar de una a otra cifra exige, precisamente, multiplicar las baterías y otros sistemas flexibles.
Sin almacenamiento, las renovables seguirán siendo intermitentes y el gas seguirá siendo el seguro, caro y contaminante, del sistema.
La Comisión asumirá la coordinación del seguimiento y evaluará anualmente la capacidad instalada y la contribución del almacenamiento en los picos de demanda. Este sistema de vigilancia pretende que ningún país se quede rezagado, aunque las sanciones por incumplimiento, de momento, no están sobre la mesa.
España, la gran baza renovable que necesita más baterías
España parte con ventaja. Es el segundo país de la UE por penetración de renovables en el mix eléctrico y cuenta con un tejido industrial que ya ha apostado por las baterías. Sin embargo, el despliegue real de almacenamiento avanza más lento de lo que exige el ritmo de instalación de fotovoltaica y eólica. A cierre de 2025, la capacidad de almacenamiento conectada a la red en España rondaba los 2,5 GW, muy por detrás de los más de 30 GW de solar y eólica. El nuevo acuerdo debería acelerar proyectos como las baterías detrás del contador, los grandes parques con almacenamiento hibridado y, sobre todo, la posibilidad de firmar PPAs de largo recorrido que den estabilidad a las inversiones.
El BEI, que ha financiado en los últimos años varias plantas de baterías en la Península, ve en este pacto una señal para ampliar su cartera. La institución estudia ya varios proyectos en España, entre ellos una planta de 1.200 MWh en Extremadura —uno de los mayores de Europa— y varias instalaciones de almacenamiento térmico vinculadas a la industria cerámica. Si las reglas de juego se clarifican, el flujo de inversión podría multiplicarse.
En paralelo, el Gobierno español trabaja en una reforma del mercado de capacidad que reconozca explícitamente el valor de las baterías y el bombeo. Fuentes cercanas al MITECO apuntan a que el nuevo esquema podría incluir pagos por disponibilidad que mejoren la rentabilidad de proyectos que ahora se consideran inviables.
Además, la mejora de las interconexiones con Francia y Portugal prevista en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021-2026 podría dar salida a los excedentes de renovables, reduciendo la necesidad de invertir en almacenamiento puramente nacional.
Análisis: ¿será suficiente este impulso para llegar a 200 GW en 2030?
Aquí surge la pregunta incómoda. Las proyecciones más recientes de la Agencia Internacional de la Energía indican que, para integrar las renovables que los países de la UE tienen comprometidas en sus PNEC, harían falta entre 80 y 100 GW de almacenamiento en 2030, no los 200 GW que persigue este acuerdo. Sin embargo, esos cálculos asumen que el almacenamiento se despliega sobre todo en baterías estacionarias de corta duración. La UE, en cambio, apuesta por un mix que incluye almacenamiento térmico, hidroeléctrico reversible y baterías de flujo, lo que amplía la base y eleva el objetivo.
Ahora bien, pasar de 55 GW a 200 GW en seis años exige instalar una media de 24 GW al año, una cifra que triplica el ritmo actual y que solo será factible si se resuelven los cuellos de botella: permisos, conexión a la red y, sobre todo, precios que hagan rentables las inversiones sin depender constantemente de subvenciones. El acuerdo aborda lo primero, pero deja en manos de los mercados la señal de precio. Y ahí está el riesgo: si los precios de la electricidad no reflejan la escasez en tiempo real, las baterías no recuperarán la inversión.
El verdadero cuello de botella, sin embargo, no es tecnológico ni financiero, sino administrativo. En países como Italia o Francia, las autorizaciones para instalar almacenamiento pueden demorarse más de dos años, mientras que en España la ventanilla única prometida aún no está operativa para todos los proyectos. Si no se agilizan los permisos, los 45 GW adicionales podrían no materializarse a tiempo.
En cualquier caso, la firma de este viernes es un paso al frente que la industria llevaba tiempo esperando. Yo creo que, más que los 45 GW inmediatos, lo relevante es el compromiso político de desbloquear la regulación. Sin él, los planes de almacenamiento se quedarían en papel. Ahora la pelota está en el tejado de los gobiernos nacionales. Si cumplen, el sistema eléctrico europeo será más limpio, más barato y más seguro. Si no, el gas seguirá siendo el respaldo imprescindible, y eso es justo lo que este pacto quiere evitar.
