Parques de baterías: qué son, cuánto cuestan y por qué España está a punto de llenarse de ellos

Hay pocas cifras en el sistema eléctrico español tan desproporcionadas como estas dos: a agosto de 2026, España tiene 260,8 MW de baterías conectadas a la red, según los registros de Red Eléctrica. Estados Unidos, 52.000 MW. Doscientas veces más. Y sin embargo, España acumula 24.313 MW de almacenamiento con permisos de acceso concedidos y otros 15.080 MW en tramitación — casi 40 GW en proceso, el doble del objetivo oficial para 2030. El país que menos baterías tiene entre los grandes mercados es también el que más las necesita: solo en 2025 se vertieron 5.414 GWh de electricidad renovable que la red no pudo absorber, más que la demanda anual de toda Extremadura.

Esa tensión entre lo que hay y lo que viene explica lo que llevamos meses viendo en los boletines oficiales: semanas con 17 módulos de baterías publicados en 48 horas y nudos eléctricos, como Don Rodrigo en Sevilla, donde un solo grupo acumula nueve autorizaciones. Esta es la guía completa, construida sobre expedientes oficiales y fuentes verificadas: qué es exactamente un parque de baterías, qué lleva dentro, cuánto cuesta, cuánto ocupa, quién lo fabrica, dónde se instala y qué posición ocupa España en la carrera mundial.

Qué es exactamente un parque de baterías

Un parque de baterías — BESS, por Battery Energy Storage System — es una instalación que no genera nada: absorbe electricidad cuando sobra y la devuelve cuando falta. La desplaza en el tiempo. En la España de 2026 eso tiene un valor muy concreto: el 25 de agosto, el precio mayorista fue de ~3,43 €/MWh a las 14:30 (plena hora solar) y de ~226,83 €/MWh a las 21:30, según datos de OMIE. Comprar al mediodía y vender al anochecer, todos los días: ese es el negocio de base.

Físicamente, un parque se parece más a una subestación que a una fábrica. El expediente de Tesouro Storage (As Pontes, A Coruña), publicado en el BOE, lo describe pieza a pieza: 10 contenedores de baterías, 5 contenedores de inversores (PCS), centro de seccionamiento, sistema de control, protección contra incendios y conexión a la SET Tesouro 33/220 kV. A eso se suman transformadores, refrigeración líquida, el EMS que decide cuándo cargar y descargar, vallado y viales.

Dos números definen cada proyecto, y conviene no confundirlos:

• Los MW (potencia): cuánto puede inyectar o absorber en un instante.
• Los MWh (energía): cuánto almacena en total.

El cociente es la duración. Los expedientes españoles recientes cubren toda la gama: BESS Lagerung (Girona) es una batería de 4 horas (101,8 MW / 407,3 MWh); Tabiella (Asturias) es de 2 horas (100,2 MW), pensada para descargas más cortas y potentes; y BESS Tacoronte (Tenerife) llega a 6 horas (10,4 MW / 42,86 MWh) — en las islas, donde la red es frágil, la duración vale más. "100 MW de baterías" no dice casi nada sin el segundo número.

Y una física ineludible: la batería no devuelve todo lo que recibe. La eficiencia de ida y vuelta (round-trip) de los sistemas actuales va del 93,7% que anuncia Tesla para su Megapack de 4 horas al 89,5% del Sungrow PowerTitan 2.0, aunque medida en el punto de conexión — con transformadores y consumos auxiliares — la flota real estadounidense ronda el 80% según la EIA. Parte de la electricidad que entra, no vuelve a salir.

Qué batería llevan (y en qué se diferencia de la del móvil o el coche)

La química que domina el almacenamiento estacionario es el LFP: litio-ferrofosfato. Según las fuentes del sector, entre el 80% y el 95% de los nuevos despliegues a escala de red son LFP, y los expedientes españoles lo confirman uno tras otro: Tabiella especifica contenedores LFP de Saft, Sanxenxo monta LFP de Sungrow, el contrato de Grenergy con CATL es LFP. El porqué es una lección de ingeniería de compromiso:

En una parcela rústica no importa que la batería pese o abulte: importa que aguante un ciclo diario durante dos décadas sin incendiarse. El LFP es menos denso pero más barato (las celdas LFP promediaron 81 $/kWh en 2025 frente a 128 $/kWh el NMC, según BloombergNEF), soporta muchos más ciclos y entra en fuga térmica a temperaturas más altas. Además, no lleva ni cobalto ni níquel — hierro y fosfato son abundantes — aunque eso no elimina la dependencia exterior: más del 98% del material catódico LFP se produce en China, según la Agencia Internacional de la Energía.

La unidad básica de construcción es el contenedor de 20 pies (~6,1 m), que llega premontado de fábrica con baterías, gestión térmica y seguridad. Hace tres años albergaba unos 3 MWh; los modelos actuales integran entre 5 y 7 MWh, y el Haohan que BYD presentó en septiembre de 2025 mete 10 MWh en ese mismo formato. Cada generación de contenedores necesita menos suelo por MWh.

Dos apuntes más que los expedientes obligan a entender:

• Degradación y "augmentation": los fabricantes garantizan típicamente ≤2% de pérdida de capacidad anual, y la mayoría de los proyectos planifican añadir contenedores entre el año 5 y el 10 para reponer capacidad. La garantía estándar del Megapack es de 15 años, ampliable a 20.
• Lo que viene: el sodio-ion (CATL ya comercializa su segunda generación y ha firmado un pedido de 60 GWh) y las baterías de flujo de vanadio para larga duración (China conectó en enero de 2026 la primera de 200 MW / 1.000 MWh). Hoy, ninguna compite en volumen con el litio.

Cuánto ocupan

Menos de lo que la palabra "parque" sugiere, y los expedientes españoles permiten medirlo con precisión:

• Solórzano (Cantabria, 49,7 MW / 199,5 MWh): la plataforma de baterías ocupa 10.658 m² — poco más de una hectárea.
• Tabiella (Asturias, 100,2 MW): superficie total vallada de 3,48 hectáreas.
• Los dos módulos de El Vendrell (10 MW): 2.480 m² de ocupación declarada.
• La referencia que da AEPIBAL, la patronal del sector: una instalación de 15-16 contenedores — suficiente para asistir a una gran planta fotovoltaica — ocupa no más de 1.000 m², una décima parte de un campo de fútbol.

De los expedientes grandes sale una regla orientativa de 0,2-0,35 hectáreas por cada 10 MW. La comparación con la generación es brutal: una fotovoltaica de 100 MW necesita del orden de 200 hectáreas; un BESS de 100 MW cabe en 2-4. Para el propietario de suelo, la consecuencia es directa: una parcela pequeña pegada a una subestación vale más para baterías que una grande lejos de la red.

Cuánto cuestan: del pack de 70 dólares al parque de 70 millones

Circula la idea de que "las baterías ya cuestan 70 dólares el kWh". Es cierta — y engañosa. BloombergNEF midió en 2025 el pack específico para almacenamiento estacionario en 70 $/kWh (-45% en un año, el segmento más barato de todo el litio). Pero el pack es solo una parte del parque, como el panel lo es de la planta solar. El propio BNEF sitúa el sistema completo llave en mano de 4 horas en 110 $/kWh de media global en 2025 — con enormes diferencias regionales: 73 $/kWh en China, 177 en Europa y 219 en EEUU.

Para España, la referencia de mercado más citada es la de JLL (primer semestre de 2024): un sistema de 4 horas cuesta entre 1.050 y 1.200 miles de euros por MW llave en mano, que bajan a 615-725 k€/MW en configuraciones de 2 horas y a unos 400 k€/MW para 1 hora. El desglose es elocuente: el 53% del coste son las propias baterías, el 38% el EPC (inversores, interconexión y obra civil) y el 9% restante seguros, tasas y desarrollo — sin contar los avales de red de 40.000 €/MW que exige la normativa española.

¿Y los proyectos reales? Los presupuestos publicados en los boletines dibujan la horquilla española con nombres y apellidos:

(Cálculo propio a partir de las cifras publicadas en BOE, DOG y BOC. La escala importa: el proyecto grande e hibridado de Badajoz cuesta menos de la mitad por kWh que el pequeño e insular de Tenerife.)

A eso se suma el mercado de compraventa de proyectos: según la plataforma nTeaser, los derechos de un proyecto español "listo para construir" se pagaron de media a 65.000 €/MW a comienzos de 2026, con máximos por encima de 100.000 €/MW. En términos sencillos: un parque grande de 100 MW / 400 MWh mueve hoy una inversión del orden de 45-70 millones de euros solo en su construcción.

Cómo ganan dinero (y qué ha cambiado en 2026)

Tres patas. La primera, el arbitraje: el diferencial diario del pool — los 3,43 frente a 226,83 €/MWh del 25 de agosto — repetido cada día. La segunda, los servicios de ajuste al operador del sistema: regulación de frecuencia, reservas, gestión de congestiones. El sector lo llama revenue stacking: no vivir de una sola fuente.

La tercera es la novedad que lo cambia todo: el mecanismo de capacidad español, aprobado por Bruselas el 29 de mayo de 2026 con hasta 9.000 millones de euros para 2026-2036, pagará por potencia firme disponible con contratos de hasta 15 años. La primera subasta aún no tiene fecha, y es la pieza que convierte una batería de proyecto financiable "con fe" en activo bancable — como demuestran Reino Unido o Italia.

Mientras tanto, el dinero público ya ha llegado por la vía de las ayudas directas:

• PRTR (fondos europeos vía IDAE): unos 730 M€ en convocatorias de almacenamiento hibridado (150 M€), térmico (30 M€), bombeo (100 M€), I+D e islas.
• PINALM (FEDER): la resolución definitiva asignó 818,3 M€ a 126 proyectos que aportarán 2,2 GW y 9,4 GWh — 69 híbridos, 39 baterías standalone, 15 térmicos y 3 de bombeo — tras recibir 1.750 solicitudes que obligaron a ampliar el presupuesto inicial de 700 M€. Andalucía lidera con 31 proyectos; todo debe estar ejecutado antes del 31 de diciembre de 2029.
• BORALMAC 2: 90 M€ adicionales para ~1 GW de bombeo reversible.

Más de 1.600 millones de euros de apoyo público comprometido — el mayor paquete de la historia del almacenamiento español.

Quién las fabrica: el negocio es chino, la integración también es española

El dominio asiático es abrumador. En celdas, el mercado utility-scale despachó 556,7 GWh en 2025 (+97% interanual) según InfoLink, liderado por CATL, Hithium, EVE Energy, CALB y BYD — todos chinos. En sistemas completos, el ranking de integradores de Wood Mackenzie lo encabezan Sungrow, Tesla, CATL y BYD, con los integradores chinos capturando el 76% del mercado mundial. En 2025, además, hubo relevo en la cima: BYD superó a Tesla como primer proveedor mundial por despliegue (Tesla instaló 46,7 GWh de Megapacks, +49%, y aun así perdió el trono).

En España la cadena ya tiene nombres, contratos y — novedad — fábricas:

• Tesla pone los 104 Megapack 2XL de Lagerung (Girona), la mayor batería autorizada con suministrador conocido.
• Sungrow montó el PowerTitan 2.0 de Sanxenxo — el primer BESS de Galicia — y ha anunciado en La Vall d'Uixó (Castellón) el mayor complejo de baterías proyectado en el país: 171,5 MW / 726,4 MWh.
• CATL suministrará 1,5 GWh a Grenergy: 252 unidades TENER para Oviedo (700 MWh standalone) y Escuderos (Cuenca, 200 MW solares + 680 MWh).
• Hithium pone las celdas de la batería de Statkraft en Tudela — y ha anunciado en Navarra su segunda fábrica fuera de China (la primera en la UE): unos 405 M€ de inversión y producción prevista en 2027.
• Y hay industria española en la electrónica: Power Electronics (Valencia) es uno de los grandes fabricantes mundiales de inversores para almacenamiento, Ingeteam (con producción en Navarra) suministra la conversión y el control de proyectos como el de Statkraft, y la guipuzcoana Jema Energy construyó los integradores de las baterías de Iberdrola en Cuenca.

Otros promotores mueven carteras enteras: ENGIE compró a Rolwind los proyectos de Tarifa (200 MW / 800 MWh, entre los mayores en desarrollo) y Álora (78 MW / 312 MWh), y BNZ despliega 260 MW en diez proyectos entre Andalucía, Extremadura y Murcia.

Dónde se instalan

La localización de un BESS responde a una lógica puramente eléctrica: terreno llano y vallable, y sobre todo conexión a una subestación con capacidad disponible. El caso más gráfico está en Galicia: durante la tramitación de Sanxenxo, el proyecto se trasladó de parcela dentro del mismo entorno para acercarse a la subestación, y su línea de conexión pasó de 1.346 metros a 171 — consta en dos resoluciones del DOG. La batería se mudó para pegarse al nudo. Pocas veces se ve tan claro que, para este negocio, dos parcelas parecidas valen radicalmente distinto según su distancia a la red.

¿Y con qué conviven? Los datos oficiales desmontan la idea de que van "donde hay eólica o biometano". De los 462 proyectos de almacenamiento en tramitación a finales de 2025 (7.614 MW, según el recuento de pv magazine), el 53% son standalone — baterías solas conectadas a la red — y el 47% hibridados, la inmensa mayoría con fotovoltaica. En las ayudas FEDER se repite el patrón: 69 híbridos (predominio solar) frente a 39 standalone. La eólica hibridada existe pero es minoría — Tesouro en Galicia (que por expediente solo puede cargarse con la energía de su parque eólico de 50,4 MW) o el proyecto de Alcocero de Mola en Burgos. ¿Y el biometano? Directamente no: es un gas almacenable que se inyecta en la red gasista cuando se necesita — no genera el problema de intermitencia que las baterías vienen a resolver. De los 29 BESS que UNITNAVE ha fichado en los boletines de agosto, ninguno tiene relación con el biometano.

Los requisitos administrativos son los de cualquier central: Autorización Administrativa Previa, de Construcción y de Explotación, más evaluación ambiental (ordinaria o simplificada) y licencia municipal. El RD 997/2025 ha abierto una vía rápida: los módulos dentro de plantas con DIA aprobada pueden quedar exentos de nueva evaluación — el BESS GES de Alcalá de Guadaíra se autorizó así en unos ocho meses. Cataluña aprobó en junio de 2025 su propio decreto ley para agilizar baterías, con más de 90 proyectos en tramitación. Y los expedientes imponen condiciones concretas: el de Tabiella dimensiona el ruido (86,6 dB en la ventilación de cada contenedor, 95,8 dB en inversores — de ahí las distancias y pantallas) y el campo magnético (11,8 µT máximo, frente al límite de referencia de 100 µT).

Cuántos hay en España — y cuántos vienen

La serie de Red Eléctrica cuenta la historia de un despegue: 28 MW en abril de 2025, 96 MW a cierre de año, 193 MW en abril de 2026 (+589% interanual), 221 MW en mayo y 260,8 MW en agosto. El apagón del 28 de abril de 2025 — la caída súbita de ~15.000 MW que dejó a oscuras la península — partió la historia en dos: en los doce meses siguientes España multiplicó por siete su parque.

Castilla-La Mancha concentraba a finales de 2025 más de la mitad de la potencia nacional (63 de los 96 MW). Las instalaciones de referencia son de Iberdrola: Romeral y Olmedilla (Alarcón, Cuenca), las primeras grandes del país — ~30 MW / 60 MWh cada una, 13 módulos de 4,66 MWh, operativas desde enero de 2026 — y Campo Arañuelo (Cáceres), inaugurada el 27 de mayo de 2026 como la mayor de España: 58 MW / 120 MWh.

Pero lo espectacular no es lo operativo, sino la cola:

• 462 proyectos con 7.614 MW habían iniciado tramitación a finales de 2025 — potencia media de 18 MW y duración media de 3,2 horas; 2.644 MW ya tenían DIA favorable y 483 MW autorización de construcción.
• Solo en el tercer trimestre de 2025 salieron a información pública 64 instalaciones con 3.446,8 MW, cinco veces más que el trimestre anterior.
• Las cifras globales de REE: 24.313 MW con permisos de acceso concedidos y 15.080 MW más pendientes de tramitar.
• El sector espera cerrar 2026 con 500-700 MW conectados y sumar más de 1 GW adicional en 2027.

El destino declarado es el PNIEC: 22,5 GW de almacenamiento en 2030 (12,5 GW diario/semanal + 10 GW estacional, entre baterías, bombeo y termosolar). Hoy el almacenamiento español sigue siendo esencialmente bombeo hidráulico (3,3 GW).

¿Contaminan? ¿Son peligrosas?

La respuesta honesta tiene dos caras. En operación, un BESS no emite nada: ni CO2, ni partículas. Sus impactos operativos son el ruido de refrigeración e inversores — dimensionado y limitado en cada expediente, como se vio en Tabiella — la ocupación de suelo y el riesgo accidental. La mochila ambiental real está en la fabricación: el estudio de referencia en Nature Communications sitúa la huella de una celda LFP entre 54 y 69 kg de CO2 equivalente por kWh (mediana 62), frente a 59-115 del NMC811. Las celdas de un parque de 200 MWh suponen del orden de 11.000-14.000 toneladas de CO2 de mochila inicial — que la batería amortiza después integrando renovable que hoy se tira: solo las dos plantas solares a las que asisten Romeral y Olmedilla evitan 33.000 toneladas al año, según Iberdrola.

¿E incendios? Los ha habido y graves — Moss Landing (California, enero de 2025) destruyó el edificio de la mayor instalación del mundo; antes, Arizona (2019) y la serie coreana de 2018. Dos matices con datos. Primero: la tasa de incidentes cayó un 97-99% por GW instalado entre 2018 y 2025 según la base de datos de EPRI, a medida que las lecciones (separación, ventilación de gases, detección temprana, normativa NFPA 855) entraban en el diseño. Segundo: los expedientes españoles ya lo tratan de frente — el informe ambiental de Arenales BESS (Cáceres, 95 MW / 392,16 MWh) analiza expresamente la fuga térmica con formación de fluoruro de hidrógeno y las medidas de contención, incluidas las aguas de extinción. Al final de la vida útil, el reglamento europeo de baterías (2023/1542) cierra el círculo: declaración de huella de carbono obligatoria para baterías industriales desde el 18 de febrero de 2026, pasaporte digital en 2027 y mínimos de contenido reciclado desde 2031 (6% del litio, 16% del cobalto).

La fricción social, mientras tanto, ya está aquí: en Asturias, con 170 solicitudes de parques presentadas, hay movilización vecinal en zonas rurales como Parres; en Pollença (Mallorca), más de 2.300 firmas contra dos plantas en suelo rústico. El sector se juega en estos años la licencia social del despliegue.

España frente a Europa, EEUU y China

Los números de 2025 dejan la foto nítida. La UE-27 instaló 27,1 GWh de baterías (+45%) y acumula 77,3 GWh; contando Reino Unido y el resto del continente, Europa superó por primera vez los 100 GWh, con el segmento de gran escala ya por encima del residencial. Los mercados que tiraron del año: Alemania (6,6 GWh), Italia (4,9), Bulgaria (2,5) — y España entró en el top 5 de la UE por primera vez. EEUU juega en otra división: instaló 57,6 GWh solo en 2025 (récord), acumula ~165 GWh en todos los segmentos y su flota a escala de red pasó de 43,6 GW a cierre de 2025 a casi 52 GW en junio de 2026. China remata la escala: 74 GW / 168 GWh de "nuevo almacenamiento" ya a cierre de 2024, según su regulador.

¿Por qué España llegó tarde, siendo la segunda potencia renovable de Europa? La explicación del sector es de modelo de negocio: Reino Unido, Italia (cuya subasta MACSE adjudicó 10 GWh con contratos a 15 años) o Bélgica dieron a las baterías ingresos a largo plazo que las hacen financiables; España vivió hasta 2026 solo del arbitraje, volátil y difícil de bancar, con tres años de parálisis regulatoria de fondo. El apagón rompió el bloqueo: en un año llegaron el RD 997/2025, las ayudas y el mecanismo de capacidad. Los hitos internacionales marcan lo que viene: el mayor BESS operativo de Europa (Coalburn, Escocia) alcanzó en agosto de 2026 los 1.000 MW / 2.000 MWh, y en California las baterías cubrieron el 36% de la demanda en la punta de la tarde del 9 de julio de 2026. Ese es el futuro al que España acaba de empezar a correr.

Qué significa para el suelo

Tres lecturas para propietarios y gestores de suelo, que es de lo que va esta casa:

1. La parcela pequeña junto a la subestación es el nuevo activo escaso. Un BESS grande necesita 2-4 hectáreas y capacidad de red, no 200 hectáreas de sol. El caso de Sanxenxo — la batería que se mudó para acortar su línea de 1.346 a 171 metros — es la demostración práctica: la distancia al nudo se paga. Los arrendamientos del sector se firman a 25-40 años, con aval de desmantelamiento.
2. Una fotovoltaica construida es una opción de segunda renta. Casi la mitad de la cartera española es hibridación sobre planta existente: mismo suelo, nuevo proyecto, expediente más rápido.
3. Los expedientes avisan con meses de antelación. Cada BESS pasa por información pública con plazos de alegación de 20-30 días, y publica potencia, presupuesto y — cada vez más — parcelas. Quien vigila los boletines — o el mapa de energía donde vamos fichando cada proyecto con su parcela — sabe antes que nadie dónde va a instalarse el siguiente.

Fuentes

• Red Eléctrica — potencia instalada de almacenamiento · Fundación Renovables — la revolución de las baterías tras el apagón (+589%, 5.414 GWh vertidos) · El Periódico de la Energía — 221 MW (mayo) y 260,8 MW (agosto)
• pv magazine España — 462 proyectos y 7.614 MW en tramitación (dic. 2025) · 24 GW con permisos (feb. 2026) · Energética21 — 64 proyectos y 3.446,8 MW en el 3T 2025 · decreto ley catalán de baterías (jun. 2025)
• Expedientes oficiales: BESS Lagerung — BOE-B-2025-34547 · BESS Solórzano — BOE-B-2026-2875 · DIA de Tabiella — BOE-A-2024-25852 · BESS Sanxenxo — DOG 2/12/2024 y modificación del emplazamiento — DOG 7/8/2024 · Tesouro Storage — BOE-B-2026-13398 · Arenales BESS — BOE-A-2026-11672 · BESS Aurea — BOE-B-2026-23141 · BESS Tacoronte — BOC nº171
• Costes: BloombergNEF — Battery Price Survey 2025 (packs a 108/70 $/kWh) · BNEF/Ember — sistemas llave en mano por región · JLL vía El Periódico de la Energía — CAPEX España y estructura de costes · nTeaser — 65.000 €/MW el proyecto ready-to-build
• Ayudas y regulación: IDAE — resolución definitiva PINALM: 818,3 M€ a 126 proyectos · MITECO — convocatorias PRTR y BORALMAC · la Comisión aprueba el mercado de capacidad español (may. 2026) · Reglamento (UE) 2023/1542 de baterías
• Industria: InfoLink vía ess-news — 556,7 GWh de celdas utility-scale en 2025 · Benchmark Minerals — BYD supera a Tesla; Tesla 46,7 GWh · Wood Mackenzie — ranking de integradores 2026 · Grenergy-CATL, 1,5 GWh para España · Sungrow — hub de La Vall d'Uixó · Statkraft — baterías Hithium e Ingeteam en Tudela · la fábrica de Hithium en Navarra (405 M€) · ENGIE compra Tarifa y Álora a Rolwind · BNZ — 260 MW en España · AEPIBAL vía Repsol — huella de una instalación tipo
• Iberdrola: Romeral y Olmedilla, en marcha (ene. 2026) · Campo Arañuelo, la mayor de España (may. 2026)
• Internacional: SEIA — EEUU instala 57,6 GWh en 2025 y acumula 165 GWh · EIA — 52 GW a mitad de 2026 · SolarPower Europe — European Battery Storage Market Review 2026 · European BESS Index — UE-27, 77,3 GWh · NEA/ess-news — China 74 GW/168 GWh · Terna — primera subasta MACSE · Coalburn, el mayor BESS de Europa · récord de California: 36% de la demanda
• Seguridad y medio ambiente: Nature Communications — huella de carbono de celdas LFP/NMC · informe WECC del incendio de Moss Landing · EPRI — BESS Failure Incident Database · la tasa de incidentes cayó un 97% · IEA — Global Critical Minerals Outlook 2025 · protesta vecinal en Parres (RTPA) · alegaciones en Pollença (Última Hora)

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