La tormenta perfecta para las eléctricas ocurre en España: excedentes solares diurnos, picos nocturnos... y baterías cada vez más baratas

Publicado el 08/05/2025 por Diario Tecnología Artículo original

Durante años, la conversación sobre el futuro de las eléctricas españolas se ha reducido al miedo a dos palabras: “fotovoltaica china”. Paneles suficientemente baratos y razonablemente eficientes.

Pero el arma definitiva no está llegando en contenedores desde Shanghai, sino cada vez con más frecuencia en la furgoneta de un instalador del barrio: paquetes de baterías de litio que permiten reducir la dependencia de la red eléctrica convencional. Cortar el cable. O, al menos, aflojarlo.

El abaratamiento que cambia las reglas

Pasado, presente y futuro del precio del almacenamiento:

• 2015: almacenar un kilovatio-hora costaba más de 1.100 dólares/kWh.
• 2024: según BloombergNEF, el precio medio del pack quedó en 115 dólares/kWh (unos 105 euros/kWh), tras una caída del 20% en el último año.
• 2026-2027: para entonces, la misma consultora estima que se romperá el listón psicológico de los 100 dólares/kWh.

Con estos precios, almacenar energía doméstica cuesta ya menos que el término valle de la tarifa PVPC, que ahora oscila entre 0,11 y 0,13 euros/kWh aproximadamente.

Eso convierte a la batería en el complemento natural de cualquier tejado con paneles y en un enemigo directo de la demanda gestionada por las distribuidoras.

Para entender el impacto de este abaratamiento en las cuentas de las empresas del sector, hay que entender cómo ganan dinero.

Iberdrola. Su EBITDA de 2024, según sus resultados anuales, fue de casi 17.000 millones de euros, desglosados así:

• Redes: 6.423 millones de euros. 38% del total.
• Generación y clientes: 10.425 millones de euros. 62%.
• El 52% de la inversión de Iberdrola va a Redes, su segmento más estable y regulado.

Endesa. Su EBITDA de 2024 alcanzó los 5.300 millones de euros, con una distribución similar:

• Distribución eléctrica: 1.750 millones (aproximadamente 33%).
• El resto proviene principalmente de generación y comercialización.

Naturgy. Con un EBITDA de 5.400 millones en 2024:

• Redes eléctricas y gas: representan aproximadamente el 45% del negocio.
• La empresa ha incrementado su inversión en este segmento en un 15% respecto al año anterior.

Para todas estas empresas, cada kilovatio-hora que no circula por sus redes impacta directamente en su rentabilidad. Hoy, la amenaza es hipotética, pero mañana será aritmética.

Batería y panel: el combo que despega

Según datos de Otovo:

• En 2021, solo el 2% de instalaciones residenciales incluían batería.
• En 2024 esa cifra llegó al 71%.

Y no son solo chalets costeros, los kits híbridos llegan a unifamiliares periféricos y hasta comunidades de vecinos pioneras.

Con subvenciones y tarifa 2.0TD, la amortización baja a entre 6 y 8 años, y la autosuficiencia energética roza el 80% en condiciones óptimas.

La red eléctrica como tubería de electrones empieza a tambalearse. Y no solo por la caída de la demanda gestionada, sino porque el flujo se invierte. En los momentos de sol y baja demanda, miles de hogares están empezando a devolver energía a la red o, simplemente, a no necesitarla.

Para una compañía que invierte miles de millones en infraestructuras de transporte y distribución, eso es un problemón.

Pero el marco regulatorio está empezando a moverse. Y su dirección no está clara.

La CNMC tiene sobre la mesa la nueva metodología de peajes para el período 2026–2031. Entre las opciones en consulta: trasladar parte de los costes fijos de la red al término de potencia, y comenzar a remunerar servicios de flexibilidad, como el almacenamiento o la descarga coordinada de baterías domésticas.

Son dos cambios con consecuencias opuestas:

1. El primero penaliza al autoconsumidor con batería, aunque apenas consuma.
2. El segundo lo premia, si su batería contribuye a equilibrar la red en momentos críticos.

Todo dependerá de cómo se afine el diseño normativo. Y de a quién se escuche más. Pero de momento, el Gobierno ultima la llegada de ayudas para el almacenamiento energético a través de 700 millones de fondos FEDER.

Esta transformación no es un caso aislado. Varias eléctricas europeas y estadounidenses han entendido el mensaje antes que las españolas. Y han empezado a moverse.

• NextEra tiene ya contratados 81 GW de solar con almacenamiento para 2027, con una buena parte detrás del contador. Es decir, en hogares.
• Enel X ha lanzado pilotos de plantas virtuales de potencia (VPPs) en Italia y acuerdos para desplegar baterías reguladas.
• EDF está explorando mercados de flexibilidad en Reino Unido y Francia.

En España, Endesa ha comenzado tímidamente a explorar este terreno con su proyecto Flexiciency en Málaga.

La lógica de fondo es clara: la red seguirá siendo necesaria, pero menos como vía unidireccional y más como plataforma inteligente de intercambio y equilibrio.

Y lo interesante no es tanto el punto exacto en el que estamos, sino la pendiente de la curva. Según la Agencia Internacional de la Energía, para cumplir con los objetivos marcados en la COP28, la capacidad de almacenamiento mundial deberá multiplicarse por seis antes de 2030. De los cuales 1.200 GW deberán venir de baterías.

España, con sus excedentes solares diurnos y picos nocturnos de consumo, es uno de los terrenos más fértiles de Europa para esa transición.

Pese al miedo de estos años a la amenaza que llegaba en barco –placas chinas–, la amenaza real es la que llega en furgoneta. En paquetes de litio, fosfato y hierro que permiten a cada hogar guardar su propia energía.

En ese contexto, el negocio de redes está abocado a una transformación: de facturar kilovatios a ofrecer garantías de continuidad energética. Y ahí está la clave: quien antes se adapte al nuevo modelo no solo resistirá mejor. También podrá liderarlo.

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