El tsunami de baterías en Alemania: cómo los sistemas de almacenamiento a gran escala están superando la transición energética
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Publicado el: 18 de febrero de 2026 / Actualizado el: 18 de febrero de 2026 – Autor: Konrad Wolfenstein
El tsunami de baterías en Alemania: cómo los sistemas de almacenamiento a gran escala están superando la transición energética – Imagen: Xpert.Digital
El shock de los 720 gigavatios de capacidad de almacenamiento, 78 GW ya aprobados: por qué la ola de baterías está desbordando la red eléctrica alemana
¿Fin de la "oscura calma"? ¿Qué se consigue realmente con la expansión masiva de las instalaciones de almacenamiento a gran escala?
Colapso del precio de las baterías: el factor subestimado de China en el auge del almacenamiento en Alemania
Durante mucho tiempo, los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala se consideraron una solución de nicho costosa, un complemento atractivo para los días soleados. Pero a la sombra de los prolongados debates sobre las estrategias de las centrales eléctricas y las redes de hidrógeno, se ha desatado una dinámica de mercado disruptiva que ha generado incredulidad y asombro en los ministerios. Las cifras son tan enormes que parecen abstractas: se han presentado solicitudes de conexión a la red para más de 720 gigavatios de capacidad de almacenamiento, lo que equivale a nueve veces la demanda máxima anual total de Alemania.
Lo que presenciamos actualmente no es un aumento gradual impuesto por el gobierno, sino una oleada de inversión impulsada por una lógica brutal de mercado global. Impulsadas por un desplome sin precedentes de los precios de la tecnología de fosfato de hierro y litio (LFP) y un enorme exceso de capacidad en China, las baterías se han convertido repentinamente en la opción más económica para la flexibilidad de la red. Mientras los responsables políticos aún pensaban en plazos de cinco años, los promotores de proyectos e inversores ya calculaban en intervalos de 15 minutos y reconocían las enormes ganancias del arbitraje en el volátil mercado eléctrico.
Pero este auge descontrolado está llevando el sistema al límite. Plantea preguntas fundamentales: ¿Cómo gestionamos una infraestructura para la que apenas hay espacio en la red existente? ¿Cómo evitamos que las "aplicaciones fantasma" especulativas bloqueen conexiones industriales vitales? Y, sobre todo: ¿Puede este aluvión tecnológico cerrar la brecha de la temida "estancamiento", o estamos sujetos a una ilusión colectiva sobre la física del almacenamiento a largo plazo? El siguiente texto analiza la anatomía de este tsunami de baterías, ilumina la tensión entre la impotencia regulatoria y la innovación impulsada por el mercado, y muestra por qué Alemania debe replantearse radicalmente su planificación energética.
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Cuando el mercado calcula más rápido que los planes de la política
El año 2025 reveló una realidad tecnológica que aún no se ha reflejado en los documentos estratégicos del gobierno alemán. Los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala, considerados durante mucho tiempo un componente secundario de la transición energética, se han transformado en tan solo unos trimestres en un elemento de infraestructura de importancia sistémica. El motor de este desarrollo no es la política, sino una lógica económica impulsada por la drástica caída de los costes, la producción en masa global y la creciente necesidad de flexibilidad en el sistema eléctrico. Lo que está surgiendo en Alemania no es un cambio gradual, sino un cambio radical en la arquitectura del suministro energético. Las cifras presentadas por la Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) en noviembre de 2025 hablan por sí solas: se han presentado a los operadores de red solicitudes de conexión a la red para sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala con una capacidad total superior a 720 gigavatios. Esto supone más de dos veces y media la capacidad de generación total instalada de Alemania, de 263 gigavatios. Las conexiones a la red ya comprometidas ascienden a al menos 78 gigavatios. Esta cifra ya supera los escenarios del plan de desarrollo de la red, que proyecta una capacidad de almacenamiento instalada de unos 94 gigavatios para 2045. Por lo tanto, una planificación que se extiende a veinte años hacia el futuro simplemente se ve superada por la realidad de aplicación de 2025.
Esta discrepancia entre la planificación regulatoria y la dinámica del mercado es la base de un debate sobre política energética que va mucho más allá de los detalles técnicos. Plantea preguntas fundamentales sobre la capacidad del Estado alemán para adaptarse a los avances tecnológicos y sobre la arquitectura de un sistema energético que se transforma a una velocidad que ningún escenario previsible podría haber previsto.
El vacío político y su acelerador involuntario
Para comprender el alcance del auge del almacenamiento de energía, es necesario considerar el contexto político en el que se desarrolla. El 15 de septiembre de 2025, la ministra federal de Economía, Katherina Reiche, presentó su informe de seguimiento de la transición energética, elaborado por los institutos BET y EWI. El informe de 259 páginas, titulado "Transición energética. Eficiente. En marcha", analizaba el estado de la transformación y culminaba en un plan de diez puntos que enfatizaba la rentabilidad, la apertura tecnológica y los mecanismos de mercado. Sin embargo, la ausencia más notable en este informe fue una evaluación sustancial del papel del almacenamiento en baterías. El tema se ignoró en gran medida, e incluso en el plan de diez puntos de la ministra se busca en vano una postura estratégica sobre el almacenamiento a gran escala. Esta omisión es notable porque demuestra hasta qué punto la percepción política se había quedado atrás de la realidad tecnológica. Mientras Reiche hablaba de realismo en la planificación y de la sincronización de redes y energías renovables, ya se estaba desarrollando en el mercado un ciclo de inversión que trastocaba todas las suposiciones previas sobre los requisitos de flexibilidad del sistema eléctrico.
La verdadera sorpresa de 2025 reside precisamente en esta brecha. El avance del almacenamiento de baterías a gran escala no se produjo gracias al marco político, sino a pesar de él. No fue impulsado por programas de subsidios ni por una política industrial estratégica, sino por la simple aritmética de la caída de los costos tecnológicos y el aumento del potencial de ingresos en el mercado eléctrico.
La caída de los costos: anatomía de un colapso global de los precios
El núcleo económico del auge del almacenamiento reside en la evolución de los costes. Los precios de las baterías de iones de litio se han desplomado en los últimos años, superando incluso las previsiones más optimistas. Según la encuesta anual de precios de BloombergNEF, el precio medio mundial de los paquetes de baterías descendió a 108 dólares por kilovatio-hora en 2025, lo que supone una disminución del 8 % con respecto al año anterior. En el segmento de almacenamiento estacionario, relevante para las baterías a gran escala, la caída de precios fue aún más drástica: los precios de los paquetes cayeron a 70 dólares por kilovatio-hora, una disminución del 45 % con respecto a 2024. Esto convierte al almacenamiento estacionario en el segmento de baterías más económico en general por primera vez.
A nivel de sistema, los precios de los sistemas de almacenamiento de energía llave en mano cayeron a un promedio de US$117 por kilovatio-hora a nivel mundial, una disminución interanual del 31%, según BNEF. China sigue siendo, con diferencia, el mercado más asequible, con precios promedio de US$73 por kilovatio-hora, mientras que Europa se sitúa en US$177 y Estados Unidos en US$219. Las ventajas de coste de los fabricantes chinos se deben a una combinación de sobrecapacidad en la producción de celdas, una intensa competencia y la transición constante hacia la química del fosfato de hierro y litio (LFP). Las baterías LFP alcanzaron precios promedio por paquete de US$81 por kilovatio-hora en todas las aplicaciones en 2025, en comparación con los US$128 de las variantes de níquel-manganeso-cobalto (NMC), más caras.
En China, el centro mundial de fabricación de baterías, la LFP se ha consolidado como el estándar indiscutible de química. Para 2025, las celdas LFP representaban el 81,2 % del mercado chino de baterías para vehículos eléctricos, un aumento interanual del 52,9 %. Los líderes del mercado, CATL y BYD, están impulsando un ciclo de innovación con inversiones masivas en investigación, automatización y expansión de capacidad, lo que reduce aún más la curva de costos. BNEF pronostica que el costo de los sistemas de almacenamiento de energía llave en mano de cuatro horas podría reducirse a US$41 por kilovatio-hora en China y US$101 en Europa para 2035. Estas cifras marcan la transición de un período en el que el almacenamiento era una tecnología de nicho a uno en el que representa la opción de flexibilidad más atractiva económicamente en el sistema energético.
En Alemania, la disminución de precios también es evidente en el sector del almacenamiento residencial, donde los costes han disminuido de 1277 € por kilovatio-hora en 2013 a una media de 477 € por kilovatio-hora en 2025, lo que supone una disminución del 63 %. Solo entre 2023 y 2025, los precios bajaron alrededor de un 41 %. En el caso de los sistemas de almacenamiento a gran escala, donde los costes de las celdas y de integración del sistema son más significativos que los de instalación para los clientes finales, la tendencia es aún más pronunciada.
720 gigavatios en proyecto: entre la ola de inversión y la inflación de aplicaciones
La magnitud de las solicitudes de conexión a la red exige un análisis matizado. Los 720 gigavatios de capacidad de almacenamiento solicitada superan en nueve veces la carga máxima anual de la red de transmisión, de aproximadamente 80 gigavatios. Si bien esta cifra indica un enorme interés del mercado, debe interpretarse con cautela. La propia Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) enfatiza que representa solo una instantánea en el tiempo. Los operadores de sistemas de transmisión señalan que muchos promotores de proyectos registran sus instalaciones de almacenamiento con varios operadores de red simultáneamente, lo que resulta en una doble contabilización. Es bien sabido en el sector energético que numerosas solicitudes de conexión a la red son esencialmente globos sonda, sin un plan concreto, terrenos asegurados ni una estrategia de financiación.
Precisamente por esta razón, el Ministerio Federal de Economía y Energía reaccionó en diciembre de 2025 y presentó el proyecto de modificación de la Ordenanza de Conexión a la Red de Centrales Eléctricas. Los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala ya no estarán sujetos a la Ordenanza de Conexión a la Red de Centrales Eléctricas y, por lo tanto, no tendrán el mismo derecho automático a la conexión a la red que las centrales eléctricas. El objetivo es prevenir la asignación indebida de la capacidad de conexión a la red y evitar bloqueos que perjudiquen a otros usuarios de la red, como centros de datos, grandes bombas de calor y plantas industriales.
Tim Meyerjürgens, director ejecutivo de TenneT Alemania, resumió sucintamente la tensión: si las instalaciones de almacenamiento cubren toda la capacidad de la red hoy, las centrales eléctricas de gas, las instalaciones industriales y los centros de datos críticos para el sistema se quedarán atrás. Tan solo TenneT había recibido solicitudes de conexión a la red para 181 proyectos a mediados de 2025, 131 de los cuales involucraban sistemas de almacenamiento en baterías. Estas cifras ilustran que el auge del almacenamiento presenta un desafío no solo tecnológico, sino también de infraestructura: las redes son el cuello de botella a través del cual todos los usuarios compiten simultáneamente por el ancho de banda.
Sin embargo, sería un error descartar los 720 gigavatios como una mera cifra fantasma. Incluso si solo se concreta una fracción de estos proyectos, surgirá un panorama de almacenamiento que superará con creces todos los planes anteriores. Los 78 gigavatios ya comprometidos superan por sí solos los escenarios del plan de desarrollo de la red para 2037 y 2045. Según expertos del sector, el verdadero despegue del mercado aún está por llegar.
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La ruptura de la presa regulatoria: estatus privilegiado y su rápida restricción
Un catalizador clave del auge del almacenamiento fue el trato preferencial para los sistemas de almacenamiento a gran escala en la legislación de construcción, aprobada por el Bundestag alemán el 13 de noviembre de 2025. Con la introducción del nuevo artículo 35, párrafo 1, número 11, del Código de Construcción Alemán (BauGB), los sistemas de almacenamiento en baterías con una capacidad de un megavatio-hora o más se clasificaron como proyectos privilegiados en zonas rurales. Esto significa que ya no se requiere un plan de desarrollo para su construcción y que el proceso de aprobación se simplifica considerablemente.
Las implicaciones de esta decisión son difíciles de sobreestimar. Los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala dependen de la proximidad a subestaciones y puntos de conexión a la red, que suelen estar ubicados en zonas rurales. Hasta ahora, no existía una regulación explícita en la legislación urbanística, y el proceso de obtención de permisos parecía un mosaico de autoridades diferentes. El requisito de la denominada "especificidad del sitio" fue interpretado de forma diversa por los distintos organismos, lo que generó una considerable inseguridad jurídica. El nuevo trato preferencial aporta claridad y no exige servicio a la red ni límites específicos de capacidad.
Pero esta claridad duró poco. El 4 de diciembre de 2025, menos de tres semanas después, el Bundestag alemán aprobó la Ley de Aceleración de la Energía Geotérmica, restringiendo significativamente el trato preferencial original. La amplia regulación fue sustituida por tres criterios más estrictos, incluyendo el requisito de acoplamiento espacial con las instalaciones de generación de energía o la infraestructura de la red existentes. Este zigzagueo legislativo en tan solo unas semanas ilustra el dilema fundamental: los responsables políticos intentan regular un proceso de mercado que se acelera a sí mismo, oscilando entre facilitarlo y restringirlo.
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El auge del almacenamiento ya está aquí, pero a menudo se pasa por alto un peligro estratégico
Modelos de negocio en transición: arbitraje, equilibrio de potencia y alivio de la red
El atractivo económico de los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala se basa en un modelo de ingresos cada vez más diversificado. El negocio principal clásico es el arbitraje energético: la electricidad se compra cuando está barata, normalmente al mediodía durante los periodos de alta inyección de energía solar, a precios de entre cero y diez euros por megavatio-hora, y se vende cuando está cara, por ejemplo, al anochecer, a precios superiores a 160 euros por megavatio-hora. Los análisis iniciales indican que la transición a intervalos de 15 minutos en el mercado diario a partir del 1 de octubre de 2025 ha incrementado estos ingresos en aproximadamente un 20 %, ya que ahora se pueden aprovechar con mayor precisión las fluctuaciones de precios a corto plazo.
Además, los sistemas de almacenamiento de baterías proporcionan energía de equilibrio, en particular la reserva de control primaria y secundaria. Durante ciertos períodos de 2025, los precios de la reserva de control primaria alcanzaron valores superiores a 10.000 € semanales por megavatio, diez veces la compensación habitual. Sin embargo, es previsible que los márgenes en el mercado de energía de equilibrio disminuyan a medida que se expandan las capacidades de almacenamiento. Esta tendencia ya se observa en el Reino Unido y se prevé un desarrollo similar en Alemania. Por lo tanto, el futuro reside en la combinación de diversas fuentes de ingresos, como la negociación diaria, la optimización intradiaria, la energía de equilibrio y, cada vez más, los servicios de redespacho.
Un estudio de la consultora Neon Neue Energieökonomik, encargado por Eco Stor, examinó los beneficios de las baterías a gran escala para la red eléctrica y concluyó que los operadores de la red pueden ahorrar de tres a seis euros por kilovatio al año en costes de redespacho mediante la operación de sistemas de almacenamiento en baterías. Actualmente, este ahorro se produce por pura casualidad, ya que las baterías reaccionan a la señal uniforme del precio mayorista y los cuellos de botella de la red permanecen invisibles para ellas. Una señal dinámica de precios de redespacho que refleje la situación de la red regional podría aumentar significativamente este valor añadido. Esto representa un enorme potencial regulatorio sin explotar.
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La base instalada: dónde se encuentra Alemania hoy
Más allá de la cartera de proyectos, vale la pena analizar la capacidad instalada real. A finales de julio de 2025, se instalaron en Alemania más de dos millones de sistemas de almacenamiento en baterías con una capacidad total de aproximadamente 14 gigavatios y una capacidad de almacenamiento de casi 22,5 gigavatios-hora. Entre enero y julio de 2025, se pusieron en servicio más de 318.000 nuevos sistemas. El Foro Económico Internacional de Energías Renovables proyectó alrededor de 550.000 nuevas instalaciones para todo el año 2025, lo que resultaría en un total aproximado de 2,3 millones de sistemas de almacenamiento con una capacidad de 16 gigavatios.
Sin embargo, la infraestructura existente está dominada por sistemas de almacenamiento doméstico, que representan alrededor del 80 % de la capacidad. Las instalaciones de almacenamiento a gran escala con una capacidad de un megavatio o más representaban solo unos 2,35 gigavatios de capacidad y algo menos de 2,9 gigavatios-hora de capacidad de almacenamiento a mediados de 2025. Por lo tanto, el verdadero salto en la escala del almacenamiento a gran escala aún está por llegar. Por ejemplo, EnBW está planeando una instalación de almacenamiento en baterías con una capacidad de 0,4 gigavatios y 0,8 gigavatios-hora en el emplazamiento de la antigua central nuclear de Philippsburg, una instalación que, en teoría, podría abastecer a 100 000 hogares durante un día. El operador del sistema de transmisión, 50Hertz, ya ha asumido compromisos vinculantes para doce gigavatios adicionales de capacidad de almacenamiento para 2029.
El ecosistema está creciendo: coches eléctricos, baterías de segunda vida y carga bidireccional
La dinámica del almacenamiento de energía a gran escala se ve amplificada por dos desarrollos convergentes que están transformando el ecosistema de almacenamiento en su conjunto. En primer lugar, el número de vehículos eléctricos está creciendo, y sus baterías pueden convertirse en recursos de flexibilidad descentralizados mediante la carga bidireccional. Según un estudio de P3 automotive encargado por e-mobil BW, alrededor de 5,2 millones de vehículos y hasta 21,7 millones de vehículos para 2035 serán capaces de carga bidireccional, lo que representa el 65 % del parque total de vehículos eléctricos. LBBW estima que la integración de vehículos eléctricos en el sector energético podría proporcionar una capacidad adicional de 240 gigavatios-hora, casi la misma que todos los demás sistemas de almacenamiento de baterías combinados.
Por otro lado, está surgiendo un mercado en expansión para las baterías de segunda vida, es decir, baterías de vehículos fuera de servicio que, tras su uso en coches eléctricos, aún conservan entre el 70 % y el 80 % de su capacidad original y pueden reutilizarse como sistemas de almacenamiento estacionarios. Según cálculos de EnBW, las baterías recicladas de coches eléctricos podrían cubrir hasta el 35 % de la capacidad total de los sistemas de almacenamiento a gran escala necesarios en Alemania, o hasta el 67 % de su producción energética. Con la decisión de la UE de prohibir la matriculación de nuevos vehículos con motor de combustión a partir de 2035, se espera que a largo plazo se disponga de una capacidad significativa de baterías para su segunda vida.
Estos desarrollos siguen una lógica sistémica: por primera vez, sistemas de almacenamiento grandes y pequeños, así como aplicaciones estacionarias y móviles, se fusionan en un sistema integrado. Las baterías de segunda vida son significativamente más rentables que los sistemas de almacenamiento de nueva producción, lo que posibilita nuevos modelos de negocio y amplía la disponibilidad de soluciones de almacenamiento de energía. La combinación del uso de segunda vida y el posterior reciclaje representa un componente clave de la economía circular de baterías.
Los límites de la batería: períodos oscuros de poco viento y la cuestión del almacenamiento a largo plazo
A pesar de la euforia que rodea el auge del almacenamiento, sería analíticamente irresponsable ignorar las limitaciones estructurales del almacenamiento en baterías. El desafío principal se resume en un término que se ha convertido en una palabra de moda en el debate sobre política energética: "estancamiento oscuro". Se refiere a períodos de varios días o semanas en los que ni el viento sopla ni el sol brilla, y el déficit energético puede alcanzar varios teravatios-hora.
Un análisis del LBBW concluye que se producen períodos de baja generación de energía eólica y solar que duran más de 48 horas aproximadamente dos veces al año. En casos extremos, pueden producirse déficits energéticos de hasta 10,6 teravatios-hora, que no se pueden compensar únicamente con el almacenamiento en baterías. Incluso en escenarios optimistas que combinan todo el almacenamiento en baterías de centrales eléctricas y vehículos eléctricos, así como centrales hidroeléctricas de bombeo, la capacidad total es de poco menos de 600 gigavatios-hora, lo que solo cubriría la demanda energética de medio día.
Esto ilustra la limitación física fundamental de la tecnología de baterías: está diseñada óptimamente para el almacenamiento a corto plazo, de minutos a pocas horas, pero pierde eficiencia con periodos de almacenamiento más largos. Las baterías grandes alcanzan eficiencias de alrededor del 90 %, superando con creces la reconversión de hidrógeno, cuya eficiencia global es de tan solo entre el 20 % y el 25 %. Sin embargo, esta proporción se invierte para periodos de almacenamiento superiores a un día y medio. Aproximadamente el 70 % de la demanda de reserva del sistema eléctrico se produce en periodos de almacenamiento de hasta un día y medio, durante los cuales las baterías son claramente superiores. Solo a partir del tercer día el hidrógeno adquiere ventaja.
Por lo tanto, la combinación tecnológica óptima consiste en la coexistencia de dos sistemas: almacenamiento en baterías para las necesidades de flexibilidad diaria, en particular para aprovechar la energía solar por la noche, e hidrógeno o sus derivados para periodos prolongados de baja producción eólica y solar. Todos los estudios de prestigio, tanto de Fraunhofer ISE como de Agora Energiewende, concluyen que un sistema eléctrico climáticamente neutro no puede funcionar en todo momento sin almacenamiento molecular a largo plazo y generadores gestionables. Un análisis de Eco Stor muestra que incluso 60 gigavatios de almacenamiento a corto plazo instalado pueden reducir la necesidad de energía de respaldo segura entre 15 y 20 gigavatios, y hasta 24 gigavatios con 100 gigavatios. Esto es significativo, pero no elimina la necesidad de capacidades de reserva gestionables para las situaciones de suministro más críticas.
El dominio de China como riesgo estratégico
Un aspecto que a menudo se subestima en el debate alemán es la dimensión geoeconómica del auge de las baterías. La fabricación mundial de baterías está dominada por empresas chinas. CATL y BYD controlan conjuntamente la mayor parte del mercado mundial, y los fabricantes chinos, en conjunto, controlan alrededor del 69 % del mercado mundial de baterías para vehículos eléctricos. China por sí sola puede satisfacer casi la totalidad de la demanda mundial de baterías LFP. La capacidad total de las baterías de los vehículos eléctricos chinos ascendió a 769,7 gigavatios-hora en 2025, un aumento del 40,4 % con respecto al año anterior.
Los bajos precios se deben en parte al exceso de capacidad estructural en la fabricación de celdas en China, lo que genera una intensa competencia de precios. Para los desarrolladores de proyectos alemanes y europeos, estos bajos precios de importación representan una Segena corto plazo, pero un riesgo estratégico a largo plazo. La dependencia de una única región de suministro para una tecnología esencial para el sistema repite un patrón que ha traído a Europa la dolorosa experiencia con los combustibles fósiles. Por lo tanto, establecer una fabricación europea de celdas de batería a escala competitiva sigue siendo una necesidad de política industrial, incluso si no puede alcanzar las ventajas de coste de las importaciones chinas a corto plazo.
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Por qué es necesario repensar fundamentalmente la regulación y la planificación
La principal lección del auge del almacenamiento no es tecnológica, sino institucional. El sistema energético alemán cuenta con instrumentos de planificación, procedimientos de permisos y marcos regulatorios diseñados para un mundo donde las tecnologías se desarrollan a lo largo de décadas y la infraestructura crece a un ritmo manejable. Sin embargo, el mercado del almacenamiento en baterías opera a un ritmo completamente diferente.
Si la carga máxima anual de la red de transmisión es nueve veces menor que el volumen actual de aplicaciones de almacenamiento, esto demuestra que los procedimientos del sistema actual de "primero en llegar, primero en ser atendido" están llegando a sus límites. La Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) ha solicitado procedimientos transparentes de conexión a la red que aborden mejor la escasez actual de la misma. La capacidad de la red se ha convertido en un recurso escaso en alta y media tensión, con baterías a gran escala, centros de datos, grandes bombas de calor y plantas industriales compitiendo por ella.
El plan de desarrollo de la red necesita una actualización fundamental para reflejar la realidad del almacenamiento de energía. Los procesos de aprobación requieren criterios claros para distinguir entre solicitudes especulativas y proyectos serios. La introducción de tasas de registro de 50.000 €, que algunos operadores de red ya están implementando, es un primer paso, pero no sustituye a una reestructuración sistémica. Además, la introducción de señales de precios locales, como los precios dinámicos de redespacho, podría aumentar significativamente el uso del almacenamiento de forma respetuosa con la red y reducir la brecha entre la lógica del mercado y la optimización del sistema.
La revolución de la infraestructura desde abajo: lo que el mercado tiene sobre la política
Lo que el auge del almacenamiento de 2025 reveló principalmente es el poder de la transformación impulsada por el mercado. No fue un programa de subsidios gubernamentales lo que impulsó el éxito de las baterías a gran escala, sino la convergencia de la caída de costos, las economías de escala globales y un diseño del mercado eléctrico que recompensa la creciente volatilidad de los precios. En Alemania, se prevé la instalación de aproximadamente 2,3 millones de sistemas de almacenamiento de baterías con una capacidad superior a 25 gigavatios-hora para finales de 2025. La capacidad de almacenamiento de baterías ha crecido un 150 % desde 2023. Se proyecta que el costo de los sistemas de almacenamiento estacionarios se reduzca a US$101 por kilovatio-hora en Europa para 2035.
Esta revolución de infraestructura se está desarrollando a una velocidad sin precedentes en el sistema de planificación alemán. EnBW está construyendo una batería a gran escala en el emplazamiento de una central nuclear desmantelada. 50Hertz se ha comprometido a proporcionar conexiones para doce gigavatios. Cientos de proyectos están en marcha. Lo que se está creando aquí es nada menos que una nueva capa de infraestructura energética que transformará fundamentalmente la relación entre generación, red y consumo.
La tarea resultante es clara: la regulación, la planificación y la concesión de permisos deben seguir el ritmo de un desarrollo que lleva tiempo en marcha. Esto no significa que el Estado deba retirarse. Al contrario: un marco regulatorio sólido que filtre las solicitudes especulativas, premie la operación respetuosa con la red, promueva el almacenamiento a largo plazo y construya cadenas de valor europeas es más urgente que nunca. El mercado ha demostrado que puede acelerar la transición energética. Si esta aceleración se canaliza de forma ordenada es la cuestión política de este periodo legislativo.
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