Cuatro baterías de cuatro horas ya cuentan con autorización de construcción, mientras nuevos proyectos avanzan en Cantabria, Burgos y Cataluña
El almacenamiento energético español empieza a abandonar el terreno de los anuncios genéricos.
Durante la tercera semana de julio, el Boletín Oficial del Estado publicó resoluciones y nuevos trámites correspondientes a siete instalaciones que suman aproximadamente 258 MW de potencia BESS.
La cifra se ha redondeado mediáticamente hasta los 260 MW, pero el dato más importante no es el volumen total.
Lo relevante es que los expedientes muestran tres tendencias cada vez más claras:
la hibridación de plantas fotovoltaicas existentes;
el predominio creciente de baterías de varias horas;
y el aprovechamiento de conexiones e infraestructuras eléctricas ya construidas.
No obstante, conviene introducir una precisión esencial.
No todos los 260 MW están aprobados para construirse.
Cuatro proyectos situados en Alcalá de Guadaíra ya han recibido autorización administrativa previa y autorización administrativa de construcción. Otros proyectos se encuentran todavía en información pública o tramitando la declaración de utilidad pública.
El almacenamiento avanza, pero continúa existiendo una diferencia enorme entre aparecer en el BOE, estar autorizado, comenzar las obras y entrar en operación comercial.
El núcleo de la noticia: cuatro BESS de cuatro horas en Sevilla
Los expedientes más avanzados corresponden a los módulos de almacenamiento:
Jade;
Artemisa;
SES;
Esmeralda.
Cada uno tendrá 39,6 MW de potencia instalada, 140,42 MWh de capacidad energética y una duración declarada de cuatro horas. Los cuatro sistemas estarán asociados a plantas fotovoltaicas ya operativas de aproximadamente 46 MW situadas en Alcalá de Guadaíra, Sevilla.
En conjunto, estas cuatro instalaciones representan:
158,4 MW de potencia BESS y más de 560 MWh de capacidad energética.
No son baterías diseñadas únicamente para reaccionar durante unos minutos ante una desviación de frecuencia.
Su configuración está claramente orientada a trasladar cantidades relevantes de energía desde las horas solares hacia periodos posteriores.
Cada proyecto podrá almacenar tanto electricidad procedente de la planta fotovoltaica como energía adquirida directamente de la red para gestionarla y entregarla posteriormente. El BOE contempla, por tanto, una operación más flexible que el simple almacenamiento del excedente solar propio.
La conexión existente se convierte en el activo estratégico
La principal ventaja de la hibridación no está únicamente en compartir terreno.
Está en utilizar infraestructuras que ya existen:
líneas de media tensión;
subestaciones;
transformadores;
sistemas de medida;
carreteras y accesos;
y, sobre todo, un punto de conexión concedido.
Las baterías sevillanas se conectarán en paralelo con las plantas fotovoltaicas y utilizarán sus infraestructuras de evacuación hasta las subestaciones existentes.
Esto permite aprovechar mejor una conexión que durante las horas sin sol puede quedar parcialmente infrautilizada.
Una planta fotovoltaica de 46 MW puede acercarse a su máxima producción al mediodía y reducirla prácticamente a cero durante la noche. Sin almacenamiento, la conexión tiene un uso muy desigual.
Con una batería, parte de la energía puede trasladarse temporalmente y utilizar esa misma infraestructura durante más horas.
La batería no crea una nueva conexión.
Aumenta el valor de la conexión existente.
Este punto es especialmente relevante en España, donde obtener nuevo acceso a la red puede convertirse en uno de los mayores obstáculos para cualquier proyecto energético.
Del excedente solar a la energía gestionable
El modelo operativo puede resumirse de forma sencilla.
Durante las horas de elevada producción fotovoltaica, el BESS puede cargar aprovechando:
excedentes de la planta;
precios mayoristas muy bajos;
episodios de precio cero o negativo;
o limitaciones temporales a la evacuación.
Posteriormente, puede descargar cuando:
cae la producción solar;
aumenta la demanda;
mejora el precio de mercado;
o el sistema solicita servicios de flexibilidad.
Esto transforma el perfil de la instalación.
Una planta fotovoltaica convencional entrega energía en función del recurso solar.
Una instalación híbrida puede decidir, dentro de sus límites técnicos y energéticos, cuándo entregar una parte de esa producción.
No convierte la energía renovable en completamente firme.
Pero sí la hace más controlable y valiosa.
Otros 100 MW avanzan, pero todavía no están en el mismo punto
La recopilación incluye otros tres proyectos con una potencia conjunta próxima a los 100 MW.
BESS Camarreal: 49,94 MW en Cantabria
Fotowatio Renewable Ventures ha solicitado la autorización administrativa previa y de construcción de BESS Camarreal, situado en Camargo. La energía se transportaría hasta la subestación de Cacicedo, perteneciente a la red de distribución.
Por ahora, el proyecto se encuentra en información pública.
Esto significa que ha iniciado una fase administrativa relevante, pero todavía no equivale a una autorización definitiva ni a una decisión final de inversión.
Agrupación Maira Gamma: 45 MW en Burgos
Solaria tramita un BESS de 45 MW para hibridarlo con la planta fotovoltaica Agrupación Maira Gamma, de 140,127 MW, situada en Briviesca.
El proyecto aprovechará la subestación Valdetorón y la evacuación existente hacia la red de transporte. Su objetivo declarado es mejorar la gestión de la energía renovable producida por la instalación solar.
Aunque ya cuenta con una evaluación ambiental favorable, la solicitud de autorización previa y de construcción continúa en información pública.
PHFV Castellet: 4,99 MW en Cataluña
La planta de almacenamiento Castellet, en L’Arboç, ya recibió en abril la autorización administrativa previa y de construcción.
El nuevo anuncio publicado en julio corresponde a la solicitud de declaración de utilidad pública de la instalación y de su línea de evacuación.
Su finalidad oficial es gestionar la producción renovable, maximizar su aprovechamiento y contribuir a la flexibilidad del sistema eléctrico.
Una cifra, tres situaciones administrativas distintas
Agrupar todos estos proyectos bajo el titular “España aprueba 260 MW de baterías” resulta atractivo, pero técnicamente no es exacto.
La situación real es:
158,4 MW correspondientes a cuatro instalaciones con autorización administrativa previa y autorización de construcción.
49,94 MW de FRV en información pública.
45 MW de Solaria en información pública.
4,99 MW en Cataluña ya autorizados, pero tramitando ahora su declaración de utilidad pública.
Esta distinción importa porque el pipeline español suele confundirse con la potencia realmente instalada.
Entre el anuncio inicial y la operación comercial todavía deben resolverse cuestiones como:
permisos adicionales;
disponibilidad de equipos;
contratación EPC;
financiación;
modificaciones de subestaciones;
acuerdos de conexión;
pruebas;
y puesta en servicio.
El BOE demuestra que los proyectos avanzan.
No demuestra todavía que todos vayan a construirse.
La tramitación simplificada empieza a tener efectos visibles
Los proyectos sevillanos se han acogido a las medidas introducidas por el Real Decreto 997/2025 para determinadas hibridaciones con almacenamiento.
Las resoluciones señalan que, al cumplir las condiciones previstas, pudieron beneficiarse de un procedimiento simplificado y de la exención de evaluación ambiental aplicable a ciertos módulos instalados junto a plantas existentes.
Este cambio puede ser decisivo.
Una batería instalada dentro del entorno de una planta solar existente suele presentar menos impacto territorial que un nuevo proyecto energético independiente:
reutiliza suelo e infraestructuras;
no necesita una nueva gran línea de evacuación;
aprovecha instalaciones ya evaluadas;
y concentra la actuación en un recinto energético existente.
Reducir los plazos administrativos no elimina la protección ambiental.
Pero evita exigir a determinadas hibridaciones procesos diseñados originalmente para proyectos completamente nuevos.
Cuatro horas empiezan a convertirse en una referencia
Los cuatro proyectos sevillanos están definidos oficialmente como sistemas de cuatro horas.
Esto confirma una evolución del mercado.
Las primeras baterías conectadas a red se orientaban principalmente a servicios de respuesta rápida y podían operar con duraciones relativamente cortas.
Ahora, la abundancia fotovoltaica y la diferencia entre los precios del mediodía y de la noche están aumentando el interés por sistemas capaces de desplazar energía durante varias horas.
Una batería de cuatro horas puede:
absorber un bloque significativo de generación solar;
mantener una descarga durante la punta vespertina;
ofrecer una mayor potencia firme;
y combinar arbitraje con servicios de ajuste.
Pero cuatro horas no deben convertirse en una regla automática.
El diseño óptimo depende del modelo de ingresos.
Un proyecto orientado a frecuencia puede necesitar mucha potencia y menos energía.
Otro destinado a trasladar producción solar puede requerir cuatro, seis o más horas.
La pregunta correcta no es cuál es la batería más grande.
Es qué relación entre MW y MWh maximiza el valor del activo.
Dónde encaja SolaX Power
Para SolaX Power, este nuevo pipeline abre una oportunidad claramente utility-scale.
La plataforma ORI combina un PCS de 2,5 MW con un sistema de baterías de aproximadamente 5,015 MWh en una arquitectura contenerizada con refrigeración líquida.
SolaX plantea configuraciones escalables de 2,5, 5 y 7,5 MW y destaca la preinstalación y el precomisionado en fábrica como herramientas para reducir el trabajo y los plazos en campo.
Sin embargo, para competir en proyectos como los publicados en el BOE no bastará con suministrar contenedores.
El promotor necesita una solución completa que integre:
batería;
PCS;
EMS;
transformación;
refrigeración;
protección contra incendios;
comunicaciones;
control de potencia;
garantías de degradación;
mantenimiento;
y soporte durante la vida útil.
También deberá demostrar que la solución puede coordinarse con la planta fotovoltaica y respetar en todo momento los límites del punto de conexión.
En una instalación híbrida, el EMS es tan importante como la batería.
Debe decidir cuándo cargar y descargar teniendo en cuenta simultáneamente:
la previsión solar;
el estado de carga;
los precios;
las restricciones de red;
la degradación;
y las obligaciones contractuales.
El verdadero producto no es un contenedor de 5 MWh.
Es una planta híbrida controlable.
El reto ya no es presentar proyectos, sino hacerlos bancables
El volumen de expedientes españoles crece rápidamente.
Pero el mercado deberá evitar un nuevo problema: disponer de miles de megavatios en desarrollo que nunca llegan a construirse.
Para superar esa fase, cada proyecto necesita demostrar:
una conexión viable;
una estrategia de ingresos creíble;
costes de inversión controlados;
garantías aceptables para los bancos;
y capacidad real de operar durante veinte años.
El arbitraje por sí solo puede no ser suficiente.
Los ingresos deberán combinar distintas fuentes:
mercado diario e intradiario;
servicios de balance;
reducción de vertidos;
protección del precio de captura solar;
capacidad;
y futuros servicios de estabilidad.
La regulación española todavía debe proporcionar mayor visibilidad sobre varios de estos ingresos.
Sin ella, muchos proyectos técnicamente buenos continuarán teniendo dificultades para alcanzar el cierre financiero.
Del PowerPoint al BOE, y del BOE a la red
La publicación de casi 260 MW de almacenamiento es una buena noticia.
Demuestra que la hibridación está entrando en expedientes reales y que las baterías de cuatro horas empiezan a ocupar un lugar central en la transformación de las plantas solares españolas.
Pero el titular correcto no es que España haya construido 260 MW.
Tampoco que todos estén definitivamente aprobados.
El titular correcto es otro:
España está empezando a convertir sus plantas solares existentes en activos energéticos gestionables.
La primera fase fue instalar generación renovable.
La segunda será almacenar una parte de esa producción.
La tercera consistirá en coordinar baterías, plantas, consumidores y mercados para que la energía llegue cuando realmente tiene valor.
El pipeline ya aparece en el BOE.
Ahora toca convertirlo en infraestructura conectada, financiable y operativa.
