El almacenamiento energético en España comprende el conjunto de tecnologías, infraestructuras y marcos normativos destinados a captar energía en momentos de excedente de producción o baja demanda para suministrarla al sistema eléctrico cuando la demanda supera a la producción o de acuerdo a los requerimientos del TSO para dar soporte a la estabilidad del sistema eléctrico. En un contexto de creciente presencia de fuentes renovables de carácter variable —fundamentalmente solar fotovoltaica y eólica—, el almacenamiento se ha convertido en un pilar estratégico para garantizar la seguridad del suministro, la estabilidad de la red y el máximo aprovechamiento de los recursos renovables disponibles.

A 31 de diciembre de 2025, la potencia de almacenamiento instalada en España ascendía a 3.427 MW, de los cuales 3.331 MW correspondían a bombeo hidráulico puro (97,2 %) y 96 MW a baterías electroquímicas (2,8 %).

Durante el año 2025, el bombeo hidráulico registró un consumo de bombeo de 9.204 GWh y una turbinación de 5.886 GWh. Estos datos reflejan un aumento del 7,8% en el consumo de bombeo y del 6,2 en la turbinación respecto a 2024.

En el ámbito del almacenamiento distribuido, se instalaron 339 MWh de baterías detrás del contador, lo que supone un incremento interanual del 119 %. El segmento residencial alcanzó 158 MWh instalados, con un crecimiento del 155 % respecto al año anterior, mientras que el segmento comercial e industrial registró 181 MWh y un incremento del 95%.

Contexto La transición energética española se enmarca en los compromisos europeos del Pacto Verde Europeo y el paquete legislativo Fit for 55. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) estableció que, en 2030, el 74% de la generación eléctrica en España deberá proceder de fuentes renovables.

España mantiene una dependencia significativa de combustibles fósiles importados. La Comisión Europea considera el almacenamiento de energía un elemento relevante para garantizar la seguridad y estabilidad del suministro energético. En mayo de 2026, aprobó el mecanismo de capacidad español, dotado con hasta 9 000 millones de euros, con el objetivo de garantizar capacidad suficiente para producir, almacenar o consumir electricidad de manera flexible y que la producción de electricidad satisfaga la demanda prevista.

Marco regulatorio

Estrategia de Almacenamiento Energético

El 9 de febrero de 2021, el Consejo de Ministros aprobó, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), la Estrategia de Almacenamiento Energético, el primer documento de planificación específica en esta materia en España.

La Estrategia establecía como objetivos cuantitativos alcanzar una potencia instalada de almacenamiento de 20 GW en 2030 y 30 GW en 2050, partiendo de los 8,3 GW disponibles en el momento de su aprobación. Para ello, articula 10 líneas de acción y 66 medidas concretas que abarcan el desarrollo tecnológico, la formación, la simplificación administrativa y la financiación pública. La Estrategia reconoce el papel del bombeo hidráulico como tecnología madura y económicamente competitiva, al tiempo que impulsa la diversificación hacia baterías electroquímicas, hidrógeno renovable y otras tecnologías emergentes.

Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC)

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) establece objetivos en materia de almacenamiento que incluyen una capacidad instalada total de 22,5 GW en 2030, desglosados en 2,5 GW adicionales en baterías y 3,5 GW en nuevas centrales de bombeo hidráulico. Asimismo, prevé una capacidad de electrólisis de 12 GW para el hidrógeno renovable en 2030, cifra que los proyectos declarados por el sector privado ya superaban, con 13,3 GW en tramitación.

Otros instrumentos regulatorios El marco normativo del almacenamiento energético en España se completa con una serie de instrumentos legislativos, de planificación y programas de financiación pública: La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico establece el marco general de ordenación de las actividades del sistema eléctrico español. A través de sus sucesivas modificaciones, se fue incorporando progresivamente el reconocimiento expreso del almacenamiento como actividad susceptible de remuneración y de participación en los mercados eléctricos, en transposición de la Directiva europea 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. El Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica, introdujo disposiciones orientadas a facilitar el despliegue de instalaciones de almacenamiento y su hibridación con plantas de generación de energía procedente de fuentes renovables, dotando de mayor seguridad jurídica a este tipo de proyectos. Las instalaciones de almacenamiento pueden participar en el mercado diario y el mercado intradiario, gestionados por el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), así como en los servicios de ajuste del sistema, operados por Red Eléctrica de España en su condición de operador del sistema eléctrico. En el contexto de la creciente incorporación de recursos energéticos distribuidos al sistema eléctrico, la evolución del mercado ha requerido la adaptación de sus mecanismos de participación. Tradicionalmente, estos mercados estaban diseñados para grandes instalaciones de generación, mientras que la expansión del autoconsumo, el almacenamiento distribuido y la gestión activa de la demanda ha introducido nuevos agentes de menor tamaño. Con el objetivo de permitir la participación de estos recursos en los mercados eléctricos, la Directiva europea (UE) 2019/944 introdujo la figura del agregador independiente, concebido como un agente que agrupa múltiples recursos de generación, demanda o almacenamiento para su participación conjunta en el mercado eléctrico. En España, esta figura fue regulada mediante el Real Decreto 88/2026, que establece su marco jurídico y operativo.

Tecnologías Bombeo hidráulico

El bombeo hidráulico reversible es la tecnología de almacenamiento dominante en España, con 3.331 MW instalados (97,2 % del total) a finales de 2025. Su funcionamiento se basa en bombear agua desde un embalse inferior a uno superior durante los periodos de excedente eléctrico o de precios bajos, para turbinarla y generar electricidad cuando la demanda lo requiere. España cuenta con 18 centrales hidroeléctricas de bombeo.

Baterías electroquímicas

Las baterías electroquímicas, conocidas en la industria como BESS (Battery Energy Storage Systems), son la tecnología de almacenamiento de mayor crecimiento relativo en España. En octubre de 2025, España era el segundo país del mundo en proyectos BESS en desarrollo, con 16 GW previstos para 2030, lo que representa el 29% del total mundial.

La tecnología dominante es la de ion-litio (LFP), cuyo coste ha caído aproximadamente un 90% desde 2010, debido principalmente a la caída en el precio de los componentes, lo que ha impulsado su despliegue masivo. Entre las tecnologías emergentes se encuentran las baterías de flujo de vanadio, con mayor capacidad de ciclado y vida útil, aunque aún con costes más elevados. La mayor batería de vanadio de Europa está situada en España y entró en funcionamiento en marzo de 2026 con una capacidad de 8 MWh.

Hidrógeno renovable

El hidrógeno renovable (o «hidrógeno verde»), obtenido mediante electrólisis del agua con electricidad de origen renovable, actúa como vector de almacenamiento de carácter estacional, capaz de retener energía durante semanas o meses. Esta propiedad lo hace idóneo para gestionar la variabilidad renovable a largo plazo y para descarbonizar sectores de difícil electrificación directa, como la química, la siderurgia o el transporte pesado.

Almacenamiento térmico

El almacenamiento de energía en forma de calor está consolidado en las plantas termosolares de concentración (CSP, Concentrating Solar Power). Las sales fundidas permiten retener calor a temperaturas de entre 280 y 390 °C, extendiendo la producción eléctrica varias horas más allá del periodo de irradiación solar. España fue pionera en esta tecnología a escala comercial con instalaciones como Gemasolar (Sevilla) y las plantas Andasol (Granada).

El almacenamiento térmico puede emplearse igualmente en sistemas de calor de proceso industrial y en instalaciones de climatización urbana, contribuyendo a reducir la demanda eléctrica en periodos punta.

Otras tecnologías Almacenamiento por aire comprimido (CAES): compresión de aire en cavidades geológicas —acuíferos salinos o minas agotadas— durante periodos de excedente energético, para su expansión posterior y generación eléctrica. Volantes de inercia (FESS): almacenamiento de energía mecánica en un rotor de alta velocidad, con respuesta ultrarrápida apta para la regulación de frecuencia de la red eléctrica. Supercondensadores: dispositivos de almacenamiento electrostático de carga y descarga en fracciones de segundo, con alta densidad de potencia y ciclos de vida muy elevados. Vehículo a red (V2G): la tecnología Vehicle to Grid permite utilizar las baterías de los vehículos eléctricos como almacenamiento distribuido bidireccional, cediendo energía a la red en periodos de alta demanda.

Distribución territorial La distribución de la potencia instalada de almacenamiento en España muestra una marcada concentración geográfica, determinada principalmente por la localización de los recursos hidráulicos aptos para el bombeo y por los proyectos de baterías vinculados a instalaciones renovables.

A 31 de diciembre de 2025, la Comunidad Valenciana lideraba con 1.512 MW de bombeo (el 44,1% del total nacional), gracias principalmente a la central de Cortes-La Muela. Le seguían Andalucía (585 MW) y Cataluña (440 MW). En materia de baterías, Castilla-La Mancha concentraba más de 63 MW, más de la mitad de la capacidad nacional en esta tecnología, con proyectos hibridados con grandes plantas fotovoltaicas en las provincias de Cuenca y Ciudad Real.

Canarias constituye un caso diferenciado dentro del sistema eléctrico nacional. Al tratarse de un sistema aislado sin conexión física con la península ibérica ni con otros territorios, la isla no puede exportar excedentes renovables ni importar energía de respaldo en momentos de déficit. Esta condición hace del almacenamiento un elemento imprescindible para integrar la generación renovable creciente sin comprometer la estabilidad de la red.

Principales proyectos e instalaciones Nombre Tipo Potencia (MW) Comunidad autónoma Estado Cortes - La Muela Bombeo hidráulico 1. 482 Comunidad Valenciana En operación Villarino Bombeo hidráulico 810 Castilla y León En operación Aguayo I + II Bombeo hidráulico 1. 400 (conjunto) Cantabria Aguayo II en desarrollo Santiago - Sil-Xares Bombeo hidráulico 50 Galicia En operación Andévalo BEES Batería ion-litio 28,78 Andalucía En operación Olmedilla BESS Batería ion-litio 28,78 Castilla - La Mancha En operación Romeral BEES Batería ion-litio 28,78 Castilla - La Mancha En operación Campo Arañuelo III BEES Batería ion-litio 3 Extremadura En operación Elgea - Urkilla BEES Batería ion-litio 5 País Vasco En operación Tabernas I y II BESS Batería ion-litio No disponible Andalucía En construcción (2025-2026) El Escobar BESS Batería ion-litio No disponible Canarias En construcción (2025-2026) Piletas I BESS Batería ion-litio No disponible Canarias En construcción (2025-2026) Vigo BESS (stand-alone) Batería ion-litio No disponible Galicia En construcción (2025-2026) Valle H2 Andalucía Hidrógeno renovable 2. 000 Andalucía En desarrollo

Impacto en el mercado eléctrico La «curva de pato» y la volatilidad de precio