almacenamiento energético
Baterías de almacenamiento: claves para elegir la configuración adecuada según normativa y aplicación
Texto:
Maribel Cotolí Cáceres
Ingeniera Industrial de Arram Consultores SL
“El almacenamiento energético mediante baterías se ha consolidado como un componente clave en la transición energética y la gestión de redes eléctricas más flexibles. Sin embargo, no todas las soluciones de almacenamiento son iguales. A la hora de diseñar e implantar una instalación de baterías, existen múltiples factores técnicos y normativos que condicionan su rendimiento, viabilidad económica y prioridad de operación.
Una de las primeras decisiones clave es el tipo de contenedor que albergará las baterías y si éste incluye o no los inversores integrados. Los sistemas de almacenamiento modulares tipo contenedor con inversores integrados presentan la ventaja de ofrecer soluciones compactas, preinstaladas y listas para su conexión, lo que simplifica la logística, el montaje en campo y la integración en proyectos. Esta modalidad, cada vez más popular entre fabricantes líderes, reduce los riesgos técnicos asociados a la interoperabilidad y acorta los plazos de puesta en marcha. Se podría decir, incluso, que es la única opción a elegir en aquellos proyectos con problemas de espacio, sobre todo eligiendo al fabricante adecuado. Sin embargo, su principal inconveniente radica en la posible dependencia tecnológica del fabricante (vendor lock-in), que puede limitar futuras ampliaciones o adaptaciones.
Por el contrario, los sistemas en los que los inversores se ubican fuera del contenedor permiten una mayor versatilidad en el diseño del sistema y una adaptación más fácil a distintas topologías de red o estrategias de operación. Esta alternativa, más abierta, es ideal para proyectos que requieren un alto grado de personalización o para operadores que prefieren mantener el control sobre los distintos elementos del sistema. No obstante, requiere mayor complejidad en la ingeniería y más espacio físico, además de una planificación más cuidadosa para garantizar la compatibilidad entre los distintos equipos. Además, el hecho de que los inversores se sitúen fuera del contenedor de baterías implica que la instalación eléctrica entre ambos elementos debe realizarse en corriente continua (DC), lo que introduce consideraciones técnicas específicas. A diferencia de las conexiones en corriente alterna (AC), propia de plantas de almacenamiento con inversores integrados, las líneas de DC requieren un diseño cuidadoso en cuanto a distancias, secciones de cableado, protección contra sobretensiones y coordinación de equipos de desconexión. Aunque esta configuración ofrece mayor libertad para seleccionar y dimensionar el inversor de forma independiente, también supone una mayor complejidad en campo, tanto en la ingeniería como en la puesta en marcha. Además, la operación en DC entre contenedor e inversor implica una supervisión más estricta de la seguridad eléctrica, especialmente en lo relativo a las corrientes de fuga, el aislamiento y la detección de fallos a tierra.
Otro elemento decisivo es la capacidad temporal del sistema: es decir, cuántas horas puede operar la batería a su potencia nominal. En el contexto regulatorio actual, y bajo el marco del Real Decreto 1183/2020, las instalaciones con al menos 2 horas de almacenamiento comienzan a ser consideradas como gestionables, lo que les otorga ciertas ventajas operativas. Sin embargo, son los sistemas con una duración de 4 horas los que están llamados a tener un papel protagonista. La regulación actual y las futuras subastas contemplan dar prioridad de despacho a las instalaciones hibridadas con almacenamiento que puedan garantizar esta autonomía de 4 horas, consolidando así su atractivo para proyectos renovables con mayor penetración en el mercado.
El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado por el Gobierno en junio, proponía medidas ambiciosas para reforzar esta visión, como la prioridad de despacho para sistemas híbridos, la exención de evaluación ambiental o la declaración de utilidad pública para instalaciones de almacenamiento. No obstante, dicho real decreto-ley no fue convalidado por el Congreso el 22 de julio de 2025, por lo que todas estas medidas han quedado sin efecto y no son actualmente aplicables. La normativa vigente sigue siendo, por tanto, la que se deriva del RD 1183/2020 y de la normativa comunitaria.
Esta capacidad de almacenamiento no solo es relevante desde el punto de vista normativo, sino también técnico y económico. Las baterías de 2 horas pueden ser suficientes para aplicaciones como la regulación de frecuencia o la estabilización de red, pero en escenarios de arbitraje energético, integración de renovables o gestión de picos de demanda, la opción de 4 horas ofrece un margen de operación mucho más amplio y rentable. A pesar de su mayor coste inicial, la tendencia del sector apunta claramente hacia este tipo de soluciones de mayor capacidad.
En relación con la integración del sistema en el entorno energético, existen dos grandes modelos de implantación: el almacenamiento hibridado con instalaciones de generación renovable y el almacenamiento stand-alone o conectado de forma independiente a la red. En el primer caso, el sistema de baterías comparte punto de conexión con una planta fotovoltaica o eólica, y puede alimentarse directamente de la energía generada. Esta configuración, amparada también por el RD 1183/2020, simplifica los trámites administrativos y permite aprovechar al máximo la energía excedentaria, contribuyendo a un mayor grado de autosuficiencia energética. Aunque el RDL 7/2025 iba a reforzar estas ventajas con nuevas medidas de tramitación preferente y simplificación ambiental, su rechazo en el Congreso ha dejado vigente el marco anterior.
Por otro lado, los sistemas stand-alone no dependen de ninguna fuente renovable propia y se conectan directamente a la red. Su principal ventaja es la libertad operativa: permiten cargar y descargar según las condiciones del mercado eléctrico, siendo muy útiles en esquemas de arbitraje, regulación de frecuencia o participación en mercados de capacidad. A pesar de esta flexibilidad, estos sistemas suelen tener menor prioridad de despacho y no cuentan con los beneficios regulatorios que sí se otorgan a las instalaciones híbridas.
En ambos casos, la evolución normativa tanto en España como en la Unión Europea avanza hacia una mayor integración del almacenamiento como actor esencial del sistema eléctrico. La nueva Directiva europea sobre baterías (UE 2023/1542), así como el Reglamento de emergencia sobre aceleración de renovables (UE 2022/2577), refuerzan el papel del almacenamiento como solución prioritaria, al tiempo que establecen requisitos más exigentes en materia de seguridad, trazabilidad, huella de carbono y reciclaje.
En definitiva, la elección entre uno u otro tipo de batería no puede hacerse de forma aislada. Factores como la integración del inversor, la duración del sistema, el tipo de operación (híbrida o independiente), así como el cumplimiento de la normativa vigente, deben formar parte de una estrategia técnica y económica bien alineada con los objetivos del proyecto. Contar con el asesoramiento adecuado y una visión clara del marco regulatorio permitirá a promotores y clientes invertir en soluciones robustas, rentables y preparadas para el futuro energético europeo, por ello, desde ARRAM estamos dispuestos a ayudarte, ya que si algo nos define que es la pasión por lo que hacemos”.
Ciuden completa en Cubillos del Sil la instalación de un sistema pionero de baterías para almacenar energía renovable
La Fundación Ciudad de la Energía ha finalizado con éxito las pruebas de su nuevo sistema de almacenamiento energético, que se empleará para alimentar la producción de hidrógeno verde
La Fundación Ciudad de la Energía (Ciuden), dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha completado con éxito la instalación y las pruebas de funcionamiento de un sistema de almacenamiento energético basado en la tecnología de sodio-azufre (NaS) en el Centro de Desarrollo de Tecnologías de Cubillos del Sil.
Este sistema, capaz de operar a 305 grados centígrados, se ha sometido a un exhaustivo proceso de verificación que ha incluido pruebas en frío —para comprobar el funcionamiento de cada equipo de forma individual, como el calentamiento y control de temperatura— y pruebas en caliente, en las que se evaluó el rendimiento del sistema al completo. El equipo ofrece una potencia nominal máxima de 1.000 kW en carga y 750 kW en descarga, con una capacidad mínima de almacenamiento de 5.800 kWh, cumpliendo los requisitos operativos establecidos en la licitación.
La instalación fue adjudicada a la empresa española CYMI (Control y Montajes Industriales, del grupo COBRA IS) por un importe de 4,84 millones de euros. Las baterías han sido fabricadas por la compañía japonesa NGK, cuyo distribuidor en Europa es la alemana BASF.
El sistema se utilizará junto con otros equipos de almacenamiento para aprovechar la energía generada por una planta solar fotovoltaica de 2,1 MWp y alimentar dos electrolizadores —uno de membrana polimérica (PEM) y otro de alta temperatura con celda de óxidos sólidos (SOEC)— destinados a la producción de hidrógeno verde. La iniciativa permitirá evaluar el rendimiento y la eficiencia de la tecnología, optimizar la gestión energética, mejorar la seguridad de suministro y experimentar con distintos escenarios de uso.
Este proyecto forma parte de la estrategia de descarbonización industrial y cuenta con financiación del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Unión Europea, a través de los fondos Next Generation EU.
El sector fotovoltaico celebra la aprobación del Real decreto “anti apagón” al potenciar el almacenamiento y el autoconsumo
Tras la aprobación del RDL de actualización del sistema eléctrico, la Unión Española Fotovoltaica, que agrupa a la gran mayoría del sector fotovoltaico en España, ha valorado positivamente el texto, señalando que “va a dar una mayor estabilidad, robustez y flexibilidad al sistema eléctrico y permitirá que las energías renovables jueguen un papel importante en ello. Esto nos ofrecerá mayor seguridad de suministro eléctrico e independencia energética y nos hará avanzar en la lucha contra el cambio climático”, según ha comentado su director general, José Donoso. “Será fundamental para completar todo el marco regulatorio y adaptarlo al desarrollo actual de la energía fotovoltaica”, ha añadido.
Estas medidas, conjuntamente con la aprobación por parte de la CNMC de la actualización del PO 7.4, permitirán a la tecnología fotovoltaica contribuir a controlar la tensión de la red, una propuesta que se lleva solicitando desde hace tiempo por parte del sector.
Como el control de tensión tiene un fuerte componente geográfico, la fotovoltaica, como energía muy distribuida por el territorio; está particularmente bien adaptada para aportar este servicio a la red.
A través de la participación en el servicio de control de tensión, la fotovoltaica contribuirá además a reducir los costes de las restricciones técnicas.
En cuanto a las medidas en torno al almacenamiento de energía, UNEF considera que agiliza la tramitación administrativa y actualizan adecuadamente una regulación que no preveía inicialmente esta tecnología, dándole personalidad jurídica.
La nueva regulación desarrollará el desarrollo del almacenamiento “de forma rápida y racional, ya que facilita la hibridación de baterías con plantas ya existentes, permitiendo su desarrollo en el corto plazo contribuyendo a ser una pieza clave en la estabilidad del sistema”.
UNEF considera que la normativa aprobada permite una planificación de redes más dinámica que la anterior organización estática quinquenal, implementando medidas acordes con las circunstancias actuales.
Mejora condiciones para el autoconsumo, a través de la creación del gestor del autoconsumo colectivo y la ampliación del radio en el que se pueden compartir excedentes hasta 5 km.
El desarrollo de la figura del agregador, permitirá además a la demanda situarse en horas de generación solar fotovoltaica.
Destacan además que da importantes pasos hacia la electrificación, lo que va a permitir que la economía española aproveche esta oportunidad que la energía solar fotovoltaica proporciona a España. “Esta regulación nos va a ayudar a protegernos de la incertidumbre internacional en un contexto convulso, apuntalando la seguridad de suministro y la independencia energética de nuestro país, a la vez que damos un paso firme en descarbonización y la lucha contra la emergencia climática” ha concluido Donoso.
UNEF valora también positivamente la adecuación del sistema de hitos a la coyuntura actual, que contribuirá a una mayor seguridad y previsibilidad al sistema.
El nuevo RD “avanza en la construcción de un futuro sólido de crecimiento para nuestro país, nos acerca al cumplimiento del PNIEC y consolida las bases que nos permitirán aprovechar la oportunidad que para la economía española supone la energía fotovoltaica”, ha añadido.
Desde el sector hacen un llamamiento a todos los partidos políticos para que apoyen esta iniciativa en el trámite de convalidación, ya que implementa cambios normativos necesarios para el interés de nuestros ciudadanos y nuestra industria.
Plantas de almacenamiento stand-alone: un nuevo protagonista en la transición energética
Texto:
Ana Guijarro Durán
Ingeniera eléctrica de la Unidad de Energía de Arram Consultores, SL
El almacenamiento de energía se está consolidando como uno de los pilares para la evolución del sistema eléctrico. Hasta hace pocos años, su papel se limitaba casi exclusivamente a complementar instalaciones renovables, principalmente solares o eólicas. Sin embargo, la rápida evolución tecnológica, la reducción de costes y la necesidad creciente de gestionar la variabilidad de la generación han dado paso a una nueva tendencia: las plantas de almacenamiento stand-alone.
Este tipo de instalaciones, compuestas por sistemas de baterías conectados directamente a la red, sin depender de una planta de generación específica, están ganando terreno en los mercados eléctricos más dinámicos. Su objetivo ya no es solo “guardar” energía, sino aportar servicios concretos para mejorar la estabilidad, la eficiencia y la flexibilidad del sistema.
¿Qué es una planta de almacenamiento stand-alone?
Una planta de almacenamiento stand-alone es una infraestructura energética compuesta por baterías de gran capacidad, sistemas de conversión de energía (inversores), transformadores, protecciones eléctricas y una serie de sistemas auxiliares. A diferencia de los proyectos híbridos —donde el almacenamiento está asociado a una fuente renovable como el sol o el viento—, aquí las baterías operan de forma independiente y se conectan directamente al sistema eléctrico.
Estas instalaciones permiten ofrecer una gama diversa de servicios que hasta hace poco estaban reservados a las centrales convencionales. Entre los más relevantes destacan:
- Arbitraje energético: cargar las baterías cuando la electricidad es barata y descargarla cuando es cara.
- Regulación de frecuencia y tensión: para mantener la estabilidad del sistema en tiempo real.
- Control de rampas: suavizar subidas o bajadas bruscas de generación o consumo.
- Black start: capacidad para arrancar secciones del sistema eléctrico tras un apagón generalizado.
- Servicios auxiliares: apoyo al operador del sistema en la operación diaria de la red.
Este enfoque posiciona al almacenamiento como un activo de operación estratégica, con valor propio en el mercado, más allá de su función de respaldo.
Aspectos técnicos del diseño
Aunque el diseño puede variar según el entorno, la normativa o el modelo de negocio, la mayoría de las plantas comparten una arquitectura técnica similar. En el núcleo del sistema están las baterías de ion-litio, con preferencia por la química LFP (litio ferrofosfato) por su mayor estabilidad térmica, durabilidad y menor riesgo de incendio frente a otras opciones como NMC.
En términos de escala, los proyectos pequeños pueden comenzar en torno a los 10 MW / 20 MWh, mientras que las plantas de mayor tamaño superan los 100 MW y varias horas de capacidad de almacenamiento. El ratio energía/potencia (conocido como storage duration) se adapta según el uso previsto: una planta enfocada a regulación de frecuencia puede tener una duración de 1 hora, mientras que una orientada al arbitraje puede requerir 2 o incluso 4 horas de almacenamiento.
La infraestructura se completa con inversores bidireccionales (Power Conversion Systems, PCS), transformadores de media tensión, sistemas de protección y automatización, y plataformas SCADA que permiten supervisar y operar el sistema, así como interactuar con el operador de red.
Principales desafíos técnicos
Uno de los retos más importantes es la gestión térmica. Las baterías deben operar en un rango óptimo de temperatura, habitualmente entre 15 °C y 30 °C, lo que requiere sistemas HVAC bien dimensionados, sobre todo si las unidades están en contenedores cerrados o se ubican en zonas con climas extremos.
La seguridad frente a incendios es otro punto crítico. En este tipo de instalaciones se aplican medidas específicas como compartimentación, detección por sensores de gas o temperatura, y sistemas de extinción con aerosoles o gases inertes. Las normativas más reconocidas, como la NFPA 855 y la UL 9540A, marcan la pauta en muchos mercados.
Desde el punto de vista eléctrico, también hay exigencias relevantes: tiempos de respuesta muy rápidos (inferiores a un segundo en algunos servicios), cumplimiento de parámetros de calidad de potencia, y compatibilidad con los requerimientos del operador del sistema.
Impacto en el sistema eléctrico
El valor de estas plantas va más allá de su capacidad para almacenar energía. En un sistema con creciente participación de fuentes renovables, que son intermitentes por naturaleza, contar con almacenamiento independiente permite amortiguar variaciones, reducir la dependencia de centrales fósiles y evitar inversiones en refuerzo de red.
Además, su capacidad para participar en distintos mercados —energía, capacidad, servicios auxiliares— abre la puerta a modelos de negocio diversificados, donde el almacenamiento deja de ser un coste añadido y pasa a convertirse en una fuente de ingresos.
Conclusión
Las plantas de almacenamiento stand-alone representan una evolución lógica en el camino hacia un sistema eléctrico más limpio, resiliente y eficiente. Aunque su desarrollo implica superar retos técnicos y normativos, su potencial para aportar estabilidad, flexibilidad y valor económico es indiscutible. Con la madurez tecnológica alcanzada y un entorno regulatorio cada vez más receptivo, todo apunta a que este tipo de soluciones jugará un papel central en la transición energética de los próximos años.
Ciuden pone en marcha el sistema de almacenamiento de energía en su planta de Cubillos del Sil
El sistema nBESS de Norvento Enerxía, que está compuesto por baterías de ion-litio, cuenta con una capacidad de 600 kVA y 1.330 kW/h
La Fundación Ciudad de la Energía, Ciuden, pone en marcha su sistema de almacenamiento de energía en sus instalaciones de desarrollo de Tecnologías en Cubillos del Sil gracias a la empresa gallega Norvento Enerxía, quien ha instalado su sistema para almacenar esa energía de forma electroquímica. Se trata de un sistema con una capacidad de 600 kilovoltiamperios, KVA, y 1.330 kilovatios hora, KWh, marcando un importante hito en el proyecto de almacenamiento energético y producción de hidrógeno verde de Ciuden, enmarcado en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia y financiado con los fondos Next Generation de la Unión Europe.
El objetivo es convertirse en un referente en la investigación y validación de tecnologías relacionadas con la generación de hidrógeno verde y el almacenamiento energético. Este sistema permitirá desarrollar y probar soluciones innovadoras que contribuyan a la transición hacia un modelo energético más sostenible y eficiente. De esta forma está un paso más cerca de alcanzar la integración de todas las tecnologías que forman parte del proyecto de producción de hidrógeno verde y almacenamiento energético, que culmina a finales de año y la convierte en una plataforma para la demostración de las tecnologías de descarbonización para las empresas y para la sociedad.
El sistema cuenta con una gran flexibilidad operativa, convirtiéndolo en una herramienta esencial no solo para las pruebas y validaciones de proyectos de generación de hidrógeno verde, sino también para avanzar en la investigación de nuevas aplicaciones relacionadas con la transición energética.
«Desde Norvento creemos que, sin almacenamiento energético, la transición hacia un modelo más sostenible es inviable. Proyectos como el desarrollado con Ciuden son el ejemplo de cómo la innovación puede facilitar soluciones que nos acerquen hacia la meta de construir un planeta más eficiente y comprometido energéticamente», destaca Juan Morilla, director de operaciones de Norvento Enerxía.
“Ciuden tiene el reto de apoyar iniciativas en investigación, desarrollo e innovación relacionadas con la generación de energía renovable, almacenamiento y minimización de posibles efectos adversos al medio ambiente, actuando como impulsor del desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía e hidrógeno renovable. Este sistema de almacenamiento en baterías de ion-litio que acaba de ponerse en marcha nos permitirá realizar la integración en un sistema híbrido y validar su potencial tecnológico”, asegura Javier Quiñones, director ejecutivo de I+D+i de la Fundación Ciudad de la Energía.
Naturgy impulsa un proyecto en Cubillos del Sil para reconvertir baterías de vehículos en sistemas de almacenamiento de energía
Naturgy, a través de Naturgy Innovahub, su vehículo enfocado en la investigación en tecnologías ligadas a la transición energética, y la Fundación Ciudad de la Energía (Ciuden), adscrita al Instituto para la Transición Justa (ITJ) dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), han formalizado un convenio de colaboración para el desarrollo de un proyecto pionero en el campo del almacenamiento energético a partir de baterías de segunda vida procedentes de vehículos eléctricos, lo que supone un hito en la búsqueda de soluciones energéticas sostenibles.
Con este acuerdo de colaboración, Naturgy y Ciuden testarán un novedoso sistema de almacenamiento estacionario a partir de baterías procedentes de vehículos eléctricos, capaz de proveer servicios de soporte a la red eléctrica. Este sistema está formado por tantos módulos de baterías como capacidad de almacenamiento se quiera alcanzar, y se trata de una solución que se podría emplear tanto para dar soporte a la red eléctrica como para el ámbito industrial y residencial asociado a instalaciones de autoconsumo.
Sistemas de almacenamiento
Los sistemas de almacenamiento generados, con mayor potencia y duración que las baterías de vehículos de los que parten, permitirán el almacenamiento de energía tanto en proyectos hibridados con plantas renovables como stand alone. Por tanto, sus aplicaciones pueden ser diversas: gestión de la generación renovable, arbitraje, respaldo en caso de fallas, peak shaving. La capacidad prevista de estos sistemas será de unos 450 kWh, a través de baterías que serán integradas en contenedores estandarizados diseñados para su ubicación en exteriores.
El proyecto, planteado a 2 años y financiado por Naturgy, se desarrollará en las instalaciones del Centro de Desarrollo de Tecnologías de Ciuden en Cubillos del Sil (León), y sumará la participación de la start-up europea Octave, que se encargará de realizar el reacondicionamiento de las baterías, así como de desarrollar e integrar el software de control del sistema de almacenamiento.
Hito para la economía circular
Este proyecto representa un importante hito para la economía circular, ya que busca soluciones energéticas más sostenibles aprovechando recursos existentes, como son las baterías de vehículos eléctricos, prolongando su vida útil y reduciendo el impacto ambiental de su reciclaje.
Jesús Chapado, director de Innovación de Naturgy, ha señalado que la innovación “es la herramienta clave en la búsqueda de soluciones energéticas limpias para el futuro. Además, este proyecto es un claro ejemplo del modelo de innovación de la compañía, diseñado para tejer redes de colaboración con el ecosistema que permitan responder a la complejidad del entorno y resolver los retos de forma ágil y eficaz”.
Por su parte, Javier Quiñones, director del área de I+D+i de Ciuden, ha indicado que esta colaboración público- privada “refuerza las líneas de innovación del Centro enmarcadas en el proyecto de almacenamiento energético. Además, favorece la aplicación directa en el mercado de los resultados obtenidos, siendo de gran utilidad para potenciar el uso de energías renovables y la descarbonización de nuestra economía”.
Energía de Castilla y León 