Portugal ha sometido a consulta pública su Estrategia Nacional de Almacenamiento de Energía (ENAE), que establece objetivos de 6,9 GW en 2030 y 9,76 GW en 2040. El periodo de participación permanecerá abierto hasta el 16 de septiembre.
El Gobierno quiere preparar el sistema eléctrico para alcanzar una cuota renovable de entre el 82 % y el 85 % en 2030. En 2040, esa proporción aumentaría hasta situarse entre el 89 % y el 91,4 %. El almacenamiento deberá absorber excedentes, cubrir periodos de baja generación y aportar estabilidad a la red.
La consulta pública, coordinada por la Dirección General de Energía y Geología, se apoya en estudios elaborados por INESC TEC, INESC-ID e IN+.
Portugal combinará baterías y bombeo
El Plan de Acción de la ENAE distribuye los objetivos entre baterías de gran escala y centrales hidroeléctricas reversibles.
| Horizonte | Baterías | Bombeo | Total |
| Referencia 2026 | 1,06 GW* | 3,526 GW | 4,586 GW |
| Objetivo 2030 | 3 GW | 3,9 GW | 6,9 GW |
| Objetivo 2040 | 4,5 GW | 5,26 GW | 9,76 GW |
*La cifra de baterías para 2026 incluye alrededor de 1,055 GW y 4 GWh en desarrollo. Al cierre de 2025, Portugal apenas contaba con algo más de 5 MW y 20 MWh de baterías centralizadas en funcionamiento.
Las metas no incorporan las instalaciones situadas behind the meter, la recarga flexible de vehículos eléctricos, las bombas de calor ni el consumo modulable de los electrolizadores. No obstante, la estrategia considera todos estos recursos necesarios para reducir la presión sobre la red.
Baterías de cuatro horas en 2030 y soluciones de mayor duración en 2040
Hasta 2030, Portugal necesitará principalmente potencia de respuesta rápida para cubrir puntas de demanda o caídas breves de producción renovable. Los modelos emplean como referencia baterías con cuatro horas de duración.
El bombeo avanzará más despacio debido a los plazos de autorización y construcción. El principal refuerzo previsto antes de 2030 corresponde a los 300 MW de Alto Lindoso. La potencia hidroeléctrica reversible aumentaría desde 3,526 GW hasta 3,9 GW.
La problemática se basa en que para 2040 los excedentes solares y eólicos podrán prolongarse durante varias horas o días, por lo que los estudios consideran baterías de ocho horas y bombeo con hasta 40 horas de almacenamiento.
El estudio técnico de la ENAE calcula que elevar las baterías desde 0,75 GW hasta 3 GW reduciría las horas con precio cero de 1.333 a 205 en un año hidrológico seco de 2030.
Sin embargo, en 2040 todavía podrían registrarse entre 4.000 y 4.800 horas anuales con precio cero y recortes renovables de entre 7 y 12 TWh. Las baterías desplazan energía dentro del día, pero no pueden trasladar un excedente de primavera hasta una noche de invierno.
Más baterías también reducen los ingresos
El aumento de capacidad provoca que las baterías compitan por las mismas horas de carga y descarga. Como resultado, el diferencial de precios se estrecha y los ingresos por unidad instalada disminuyen.
En el escenario del Plan Nacional de Energía y Clima para 2030, los ingresos operativos modelizados caen desde 72,19 millones de euros por GW hasta 45,18 millones por GW conforme aumenta la capacidad.
El documento sitúa el intervalo más equilibrado en un máximo de 3 GW de baterías bajo el escenario del PNEC. En el escenario conservador, reduce ese umbral a 2,25 GW. Por encima de esos niveles, la mejora en el aprovechamiento solar pierde peso frente a la caída de los márgenes.
Para completar los ingresos, el Gobierno prepara desde junio de 2026 un mecanismo nacional de capacidad. El futuro sistema estará abierto a generación, almacenamiento y flexibilidad de la demanda, con una norma de fiabilidad de 1,46 horas anuales.
Las baterías y el bombeo podrán participar sin discriminación, aunque su remuneración dependerá de la potencia que realmente puedan aportar durante los periodos críticos. La estrategia también contempla ingresos procedentes de los mercados diario e intradiario, los servicios de ajuste y los contratos de largo plazo.
Portugal reformará el acceso a la red
La ENAE propone liberar capacidad reservada por proyectos sin viabilidad, publicar información más detallada por subestación y acelerar las autorizaciones. También plantea permitir conexiones con restricciones para instalaciones autónomas o compartidas de más de 1 MW.
Otra medida será aclarar las tarifas para evitar que el almacenamiento soporte una doble penalización durante la carga y la descarga. Además, Portugal revisará los requisitos técnicos de conexión y facilitará la agregación de pequeñas instalaciones mediante centrales eléctricas virtuales.
La estrategia prevé ensayar nuevos servicios de respuesta rápida de frecuencia, inercia sintética y regulación de tensión. Las baterías con inversores grid-forming podrán contribuir a estabilizar la red, aunque deberán combinarse con compensadores síncronos. Portugal y España tendrán que coordinar estos servicios debido al elevado acoplamiento de sus sistemas eléctricos.
La demanda flexible y el respaldo térmico seguirán siendo necesarios
Los modelos concluyen que desplazar el consumo puede resultar más eficaz que almacenar electricidad. Una carga flexible evita las pérdidas del ciclo de almacenamiento, estimadas en torno al 10 % para las baterías y al 20 % para el bombeo.
La producción de hidrógeno y la recarga inteligente de vehículos eléctricos pueden adaptarse a las horas con mayor generación renovable. Sin embargo, su participación en los mercados todavía es limitada, por lo que Portugal no puede basar toda su planificación en esta flexibilidad.
Para cubrir desfases estacionales, la ENAE propone estudiar hidrógeno almacenado en las cavernas salinas de Carriço y aire comprimido en formaciones geológicas. Estas soluciones presentan eficiencias reducidas, pero pueden conservar energía durante semanas o meses.
La estrategia tampoco descarta mantener centrales de gas como reserva. En el escenario más exigente para 2040, conservar una central equivalente al ciclo combinado de Tapada do Outeiro reduciría un 78 % las horas con cortes de demanda destinada al hidrógeno. Su factor de utilización sería solo del 1,8 %, concentrado en las puntas.
Portugal ha fijado una trayectoria de almacenamiento, pero sus propios estudios advierten de que acumular gigavatios no basta. Los proyectos deberán conectarse a tiempo, recibir ingresos por los servicios prestados y complementarse con demanda flexible, bombeo y capacidad firme.
