Ha comenzado la segunda fase de la transición energética: por qué el almacenamiento en baterías está adquiriendo mayor importancia que los sistemas de energía solar

Un negocio lucrativo: cómo los sistemas de almacenamiento a gran escala están salvando nuestras redes eléctricas y quién se está beneficiando de ello ahora

Fecha límite 2029: Por qué los inversores inteligentes están invirtiendo masivamente en enormes sistemas de almacenamiento de energía

Alemania ha alcanzado hitos históricos en la expansión de la energía solar y eólica en los últimos años, pero este éxito está llevando cada vez más al límite nuestras redes eléctricas. La valiosa electricidad verde debe restringirse con mayor frecuencia debido a la congestión de las líneas, mientras que los costes de equilibrar la red ascienden a miles de millones. La transición energética entra, inevitablemente, en su segunda fase: el enfoque se desplaza de la mera generación de electricidad al almacenamiento y la distribución inteligentes. A la vanguardia de este cambio se encuentra una tecnología que ha evolucionado de un producto de nicho al componente de infraestructura más importante de nuestro sistema eléctrico: el almacenamiento en baterías. Descubra por qué los sistemas de almacenamiento a gran escala, en particular, están experimentando un crecimiento sin precedentes, qué enormes incentivos económicos ofrece una cláusula legal a menudo ignorada hasta 2029, y cómo las empresas, los propietarios de terrenos y los municipios pueden beneficiarse enormemente de este auge: todo esto y más en nuestro análisis en profundidad.

Cuando la luz solar se convierte en un problema y el almacenamiento es la única solución

Alemania ha experimentado un enorme progreso en la expansión de la energía fotovoltaica en los últimos años. Se han instalado millones de sistemas en tejados, espacios abiertos y edificios comerciales, generando tanta electricidad en días soleados que la red apenas puede soportarlo. Lo que durante mucho tiempo se celebró como un éxito de la transición energética se está convirtiendo cada vez más en un problema estructural. Los operadores de la red se ven obligados a limitar la producción de las centrales solares y eólicas con mayor frecuencia, ya sea porque las líneas no pueden absorber la electricidad generada o porque la demanda es insuficiente en los momentos clave. Por lo tanto, el debate sobre la transición energética está pasando de centrarse únicamente en la generación a abordar la distribución temporal y espacial de la energía. Es precisamente aquí donde entra en juego una tecnología que se prevé que se convierta en el componente de infraestructura más importante del sistema eléctrico alemán en los próximos años: el almacenamiento de energía en baterías.

Del problema de la generación al problema de la distribución de la transición energética

La primera fase de la transición energética fue principalmente una fase de expansión. El objetivo era conectar a la red el mayor número posible de centrales eólicas y solares para sustituir los combustibles fósiles y alcanzar los objetivos climáticos. Esta tarea tuvo un éxito considerable, a pesar de las importantes diferencias regionales existentes. Sin embargo, ahora resulta evidente que la capacidad de generación por sí sola no basta para crear un sistema energético estable y económicamente viable. La razón reside en la volatilidad de las energías renovables: el sol y el viento no suministran electricidad cuando se necesita, sino cuando las condiciones meteorológicas lo permiten. Esto crea un desfase temporal entre la generación y el consumo, que antes se compensaba con las centrales eléctricas convencionales. Michael Reichert resume sucintamente este cambio al describir cómo la primera fase de la transición energética se centró en generar la mayor cantidad posible de electricidad renovable, mientras que la fase actual se centra en que la energía esté disponible cuando realmente se necesita, y que esto difícilmente será posible en el futuro sin almacenamiento. Esta valoración coincide con las tendencias actuales de los datos de la red, que muestran que el reto ya no reside en la generación, sino en la distribución y el desplazamiento temporal de la energía.

¿Cuál es la magnitud real de la energía no utilizada?

Para comprender la urgencia de esta situación, conviene analizar las cifras específicas de la denominada gestión de la congestión de la red, que en Alemania describe todas las medidas que adoptan los operadores de la red para responder a las sobrecargas. En 2025, el volumen total de estas medidas ascendió a aproximadamente 30,3 teravatios-hora, manteniéndose prácticamente sin cambios respecto al año anterior. Sin embargo, los costes aumentaron cerca de un cuatro por ciento, hasta alcanzar los 3.100 millones de euros. Resulta especialmente llamativo que las causas de la congestión se estén desplazando cada vez más de las grandes redes de transmisión a las redes de distribución regionales. Mientras que en 2024 aproximadamente una cuarta parte de las medidas de redistribución de energías renovables se debían a la congestión en la red de distribución, en 2025 esta cifra había aumentado hasta cerca de un tercio, e incluso en algunos trimestres llegó a ser casi la mitad. Esto significa que los problemas ya no surgen únicamente a nivel suprarregional, sino cada vez más a nivel local, donde las plantas de energía solar en tejados y terrenos abiertos se conectan directamente a las redes locales. Al mismo tiempo, surge un detalle notable: la compensación financiera por las plantas de energía renovable con producción reducida disminuyó aproximadamente un 22 % en 2025, hasta alcanzar los 433 millones de euros, mientras que los costes generales de la gestión de la congestión de la red aumentaron simultáneamente. El componente de coste más importante no estaba relacionado con las plantas eólicas o solares, sino con las medidas convencionales de redistribución y el mantenimiento de las centrales de reserva, que en conjunto ascendieron a más de 2.000 millones de euros. En general, alrededor del 96,5 % de la electricidad renovable generada se transportó efectivamente a los consumidores en 2025, lo que significa que las reducciones afectaron aproximadamente al 3,5 % de la generación total de energía renovable. Si bien esto pone en perspectiva la percepción pública de un problema de desperdicio masivo, también demuestra que incluso esta proporción relativamente pequeña ya conlleva costes económicos considerables y es probable que aumente aún más con la expansión de las energías renovables si no se toman medidas correctivas.

¿Por qué el almacenamiento está creciendo ahora más rápido que cualquier otra tecnología en el sistema eléctrico?

El mercado alemán de almacenamiento de energía ha experimentado un crecimiento excepcional desde 2025, superando a muchos otros sectores de la industria energética. Tan solo en el primer semestre de 2026, la capacidad instalada de almacenamiento en baterías ascendió a aproximadamente 2483 megavatios, un incremento de cerca de un tercio en comparación con el mismo periodo del año anterior. La capacidad instalada aumentó casi un 76 % durante ese mismo periodo, alcanzando aproximadamente 5642 megavatios-hora. A nivel nacional, alrededor de 2,6 millones de sistemas de almacenamiento en baterías, con una capacidad total de aproximadamente 18,5 gigavatios y una capacidad total de aproximadamente 31,5 gigavatios-hora, están conectados a la red eléctrica. De continuar esta tendencia, la capacidad instalada podría alcanzar aproximadamente los 35 gigavatios-hora a finales de 2026. Cabe destacar un cambio cualitativo: la duración media de almacenamiento de los sistemas recién instalados aumentó de 1,7 a 2,3 horas, lo que significa que los sistemas de almacenamiento de baterías ya no solo proporcionan servicios a corto plazo, como la regulación de frecuencia, sino que asumen cada vez más una verdadera gestión de la carga, es decir, almacenan energía durante varias horas y la reintroducen en la red posteriormente. Esto transforma los sistemas de almacenamiento, que antes eran un producto técnico especializado, en un componente central de la arquitectura del sistema, desacoplando la generación y el consumo a lo largo del tiempo.

La conexión a la red eléctrica como nuevo cuello de botella para la industria del almacenamiento

A pesar del rápido crecimiento, resulta evidente que el verdadero límite ya no es técnico, sino administrativo y de infraestructura. La conexión a la red se ha convertido, con diferencia, en el principal obstáculo para los nuevos proyectos de almacenamiento. A finales del tercer trimestre de 2025, los cuatro operadores del sistema de transmisión alemán habían recibido un total de aproximadamente 717 solicitudes de conexión a la red, con una capacidad acumulada de alrededor de 270 gigavatios, de los cuales 211 gigavatios correspondían a sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala. Esta cifra supera con creces la capacidad instalada real y deja claro que una parte significativa de estas solicitudes representa una cartera de proyectos fantasma, es decir, múltiples solicitudes especulativas que acaparan una valiosa capacidad de procesamiento en los operadores de la red sin que estos proyectos lleguen a implementarse. Para mitigar este problema, los operadores del sistema de transmisión introdujeron un nuevo procedimiento de evaluación de madurez el 1 de abril de 2026. Este procedimiento cambia la asignación de conexiones a la red, pasando del anterior enfoque de "el primero en llegar es el primero en ser atendido" a un sistema que prioriza los proyectos que están realmente listos para su construcción y que cuentan con financiación. En este contexto, la Asociación Alemana de Energía Solar (BSW) aboga por la aceleración y estandarización de los procedimientos de conexión a la red, la habilitación del funcionamiento multiuso de los sistemas de almacenamiento (es decir, su uso simultáneo para diversas aplicaciones) y el uso sistemático del almacenamiento en las medidas de redistribución para evitar la limitación de las energías renovables. A principios de 2026, la capacidad instalada de almacenamiento a gran escala en Alemania ya ascendía a unos 3,7 gigavatios-hora, frente a los 2,3 gigavatios-hora del año anterior. Los analistas consideran que, en función de las condiciones imperantes, es posible añadir entre 15 y más de 70 gigavatios-hora de capacidad en los próximos años.

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La clave de este avance tecnológico reside en la deliberada ruptura con el montaje convencional con abrazaderas, que ha sido el estándar durante décadas. El nuevo sistema de montaje, más rápido y rentable, aborda este problema con un concepto fundamentalmente diferente e inteligente. En lugar de sujetar los módulos en puntos específicos, estos se insertan en un riel de soporte continuo de forma especial y se mantienen firmemente en su lugar. Este diseño garantiza que todas las fuerzas, ya sean cargas estáticas de nieve o cargas dinámicas de viento, se distribuyan uniformemente a lo largo de toda la longitud del marco del módulo.

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Incentivos económicos y el papel de la exención de cargos de red

Un factor clave del actual auge del almacenamiento de energía es una disposición legal que, si bien ha recibido poca atención en el debate público, tiene una considerable importancia económica. Según el artículo 118, párrafo 6, de la Ley Alemana de la Industria Energética (EnWG), las nuevas instalaciones de almacenamiento de electricidad están exentas de las tasas de red durante veinte años, siempre que entren en funcionamiento antes del 4 de agosto de 2029. Esta subvención, de duración limitada, crea un claro incentivo económico para implementar proyectos de almacenamiento lo antes posible, impulsando aún más el auge actual y explicando la elevada demanda, en particular, de grandes proyectos de almacenamiento que dan soporte a la red. Al mismo tiempo, este plazo intensifica la presión sobre los operadores de red para que tramiten las solicitudes de conexión con mayor rapidez, dado que muchos inversores están deseosos de poner en marcha sus proyectos antes de la fecha límite. Para las empresas, los municipios y los propietarios de terrenos, esto se traduce en una oportunidad limitada pero atractiva para beneficiarse de la combinación de subvenciones, la creciente demanda de almacenamiento y el aumento de los ingresos procedentes de servicios auxiliares antes de que se prevea un cambio en el marco regulatorio después de 2029.

¿Qué hace que el almacenamiento sea económicamente atractivo para las empresas y los municipios?

Para usuarios comerciales, municipios y propietarios de terrenos adecuados, este desarrollo abre diversas oportunidades de ingresos que van mucho más allá de la optimización del autoconsumo tradicional. Los sistemas de almacenamiento a gran escala ahora pueden participar en múltiples mercados simultáneamente, como el mercado de equilibrio energético, el comercio intradiario o mediante operaciones de arbitraje, donde la electricidad se compra a bajo precio durante los períodos de alta generación y se vende a un precio más alto durante los períodos de alta demanda. Este uso múltiple, también conocido como operación multiuso, aumenta significativamente la rentabilidad de los proyectos de almacenamiento, pero aún no se ha simplificado de forma consistente mediante regulaciones. Para los propietarios de terrenos, resulta particularmente interesante la coubicación, donde los sistemas de almacenamiento se construyen directamente junto a plantas de energía solar o eólica existentes, beneficiándose así de las conexiones a la red existentes sin tener que someterse a un proceso de conexión completamente nuevo y a menudo prolongado. Para los municipios, los sistemas de almacenamiento que dan soporte a la red ofrecen la oportunidad de aliviar los cuellos de botella locales en la red, aumentar la seguridad del suministro y, al mismo tiempo, generar ingresos mediante la prestación de servicios auxiliares, un área de negocio cada vez más relevante, especialmente para las empresas de servicios públicos municipales.

Por qué los críticos atribuyen erróneamente la carga de costos

En el debate público, los costes de la gestión de la congestión de la red suelen atribuirse exclusivamente a las energías renovables, lo que, tras un análisis más detallado de las cifras, no refleja la realidad. Los aproximadamente 3.100 millones de euros invertidos en la gestión de la congestión de la red en Alemania en 2025 no corresponden a pagos a los operadores de centrales eólicas o solares, sino que consisten principalmente en medidas de redistribución de la energía que afectan a las centrales convencionales, el mantenimiento de las centrales de reserva y la denominada compensación. La compensación financiera por la reducción efectiva de la producción de las centrales de energía renovable representó tan solo unos 433 millones de euros de este total, una disminución significativa con respecto al año anterior. El mayor gasto, superior a los 1.200 millones de euros, correspondió a las medidas de redistribución de la energía convencional, seguido de aproximadamente 1.400 millones de euros para el mantenimiento de las centrales de reserva. Esta distribución demuestra que el verdadero problema no reside en un exceso de energía renovable, sino en una expansión de la red que simplemente no puede seguir el ritmo de crecimiento de las energías renovables. Es precisamente aquí donde entra en juego el argumento a favor del almacenamiento en baterías, ya que puede aliviar los cuellos de botella locales directamente en la fuente y, por lo tanto, reducir la necesidad de costosas medidas de equilibrio a nivel de todo el sistema, en lugar de depender principalmente del costoso uso de las capacidades de reserva convencionales como antes.

Diferencias regionales y distribución desigual de la expansión del almacenamiento

La expansión del almacenamiento de energía en Alemania no es uniforme, sino que presenta diferencias considerables entre los estados federados, lo cual está directamente relacionado con la distribución regional de las centrales solares y eólicas. Las regiones con una densidad fotovoltaica particularmente alta, especialmente en el sur y las zonas rurales, tienden a experimentar las mayores tasas de expansión del almacenamiento, ya que allí la necesidad de aliviar la carga de la red local es mayor. Al mismo tiempo, es evidente que las regiones con estructuras más débiles y redes de distribución menos desarrolladas suelen ser las más afectadas por los cuellos de botella, lo que hace que la necesidad de soluciones de almacenamiento descentralizadas que apoyen la red sea especialmente alta. Esta disparidad regional abre oportunidades para inversiones específicas, especialmente donde los operadores de red buscan activamente soluciones para evitar o, al menos, retrasar costosas medidas de expansión de la red. Por lo tanto, para los inversores y propietarios de terrenos, vale la pena analizar detenidamente la situación de la red regional correspondiente, ya que las perspectivas de conexiones rápidas y sencillas varían considerablemente según la ubicación.

El papel central de los sistemas de almacenamiento a gran escala en comparación con los sistemas de almacenamiento doméstico

Un aspecto clave de los desarrollos actuales se refiere a la distinción entre los pequeños sistemas de almacenamiento residenciales y las grandes instalaciones de almacenamiento que dan soporte a la red. A principios de 2026, las baterías de almacenamiento residenciales, con aproximadamente 20,3 gigavatios-hora de capacidad instalada, aún representaban la mayor parte de la capacidad instalada total. Sin embargo, su contribución a la estabilidad de la red sigue siendo limitada, ya que generalmente no se pueden controlar de forma centralizada y sirven principalmente para optimizar el autoconsumo individual en los hogares. El segmento de crecimiento real, de importancia estratégica para el sistema en su conjunto, consiste, por lo tanto, en sistemas de almacenamiento a gran escala ubicados estratégicamente en nodos de la red o cerca de centrales generadoras, que pueden contribuir activamente a aliviar la congestión de la red. Estos sistemas suelen ser controlables y pueden responder de forma flexible a las señales de los operadores de la red, lo que permite su despliegue precisamente donde se producen los cuellos de botella. El creciente desplazamiento del mercado hacia este segmento demuestra que la industria del almacenamiento está evolucionando de una tecnología puramente para el consumidor final a un componente de infraestructura genuino del sistema energético, que cada vez recibe mayor financiación profesional e institucional.

Los próximos años de la transición energética

El desarrollo del almacenamiento a gran escala en los próximos años dependerá en gran medida de la posibilidad de reducir aún más los obstáculos administrativos para la conexión a la red y de mejorar el marco regulatorio para los múltiples usos de los sistemas de almacenamiento. La cartera de proyectos de almacenamiento a gran escala en Alemania ya ascendía a unos 9,5 gigavatios a finales de 2025, y se espera que una parte considerable de esta se conecte a la red para 2027, siempre que los procedimientos de conexión se aceleren según lo previsto. Al mismo tiempo, la enorme discrepancia entre la capacidad solicitada y la realmente realizada demuestra que no todas las plantas registradas se construyen, lo que añade un grado de incertidumbre a las previsiones. No obstante, la totalidad de los datos disponibles indica claramente que el almacenamiento en baterías se convertirá en una de las áreas de crecimiento más importantes del sector energético alemán en los próximos años, comparable a la importancia que han tenido la energía fotovoltaica y la eólica en las dos últimas décadas. Esto ofrece considerables oportunidades económicas para empresas, municipios e inversores que aborden este desarrollo con anticipación, mientras que esperar demasiado conlleva el riesgo de perder importantes oportunidades regulatorias, como la exención de las tarifas de red hasta 2029. Por lo tanto, la segunda fase de la transición energética comenzó hace tiempo, aunque todavía tiene mucha menos presencia en la percepción pública que la expansión de las centrales solares y eólicas.

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