Sumar capacidad de almacenamiento ya no es el desafío principal. El reto consiste en transformar el interés existente en proyectos viables, financiables, integrados a la red y aceptados por los territorios. Esa es la tesis que atraviesa este informe, elaborado por alinnea con el aporte de más de 50 actores de los sectores público y privado, entidades financieras, organizaciones sociales y academia, en un diálogo bajo las reglas de Chatham House y cuatro sesiones de trabajo sobre regulación, tecnología y territorio, y financiación y modelos de negocio. El documento se concibe como base para una acción coordinada del sector y no como un inventario de tecnologías.

El punto de partida es el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima de España, que proyecta cerca de 81 % de generación eléctrica renovable en 2030 y una meta de 22,5 GW de almacenamiento. De ese total, 12,5 GW corresponden a almacenamiento diario y semanal, con 2,23 GW instalados y 10,27 GW pendientes, y 10 GW a almacenamiento estacional por bombeo, con 6,4 GW instalados y 3,6 GW por desarrollar. El apetito inversor es elevado: las solicitudes acumuladas de acceso y conexión pasaron de unos 3 GW en 2023 a 20,9 GW en 2024, 38 GW en 2025 y cerca de 39 GW en junio de 2026, de los cuales 15,6 GW cuentan con permiso y 23,5 GW están en trámite, con 10,3 GW en transmisión y 29 GW en distribución. Sin embargo, la distancia entre solicitudes y proyectos en operación es amplia. A escala europea, un escenario base proyecta más de 120 GW y 360 GWh de almacenamiento a finales de 2030.

Para explicarla, el informe identifica diez grupos de cuellos de botella: acceso limitado a la red y planificación poco dinámica, normativa fragmentada y mal coordinada entre administraciones, mercados que no capturan todo el valor del almacenamiento, barreras para el almacenamiento distribuido y la flexibilidad de la demanda, dependencia de proveedores externos, escasez de especialistas, marcos insuficientes de seguridad y ciberseguridad, madurez desigual de las tecnologías, conflictividad territorial y dificultades de financiación por ingresos inciertos. Frente a ellos, la hoja de ruta se organiza en cuatro áreas, condiciones habilitantes, integración en el sistema, industria y capacidad, y gobernanza y territorio, y en tres horizontes de tiempo: desbloquear en los primeros dos años, escalar entre los dos y cuatro años y transformar a partir del cuarto año.

Cada prioridad se clasifica como alta, media o complementaria, de modo que responsables de política e inversionistas puedan ordenar sus decisiones. Tres propuestas reciben prioridad. La primera es una adaptación fiscal que elimine de forma permanente el impuesto a la generación y ajuste otros tributos para dar estabilidad a los incentivos de flexibilidad. La segunda es un mecanismo de capacidad, de despliegue rápido, que remunere la disponibilidad y distinga firmeza, flexibilidad y duración, compatible con la acumulación de ingresos. La tercera es un marco neutral en tecnología para el almacenamiento de larga duración, con las horas de descarga como criterio principal y ocho horas como referencia inicial. España cuenta con condiciones favorables, entre ellas potencial renovable, metas de electrificación, base industrial e interés inversor, pero el avance exige actuar de forma coordinada sobre redes, regulación, mercados, fiscalidad, financiación, industria, talento, seguridad y gobernanza. Para los profesionales del sector energético colombiano, la lectura aporta una guía concreta sobre barreras regulatorias, señales de mercado y esquemas de financiación, útil para un sistema eléctrico confiable, sostenible y resiliente.

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