Planta fotovoltaica en Frechilla de Almazán (Soria).
Las hibridaciones de plantas fotovoltaicas se han convertido en una de las vías más rápidas para sumar almacenamiento a la red española. Endesa ha empezado a construir sus primeros proyectos de baterías de litio para hibridar plantas fotovoltaicas en la península, tres sistemas con tecnología grid-forming que se instalarán en Ardila, en Fregenal de la Sierra (Badajoz), y en La Vega I y II, en Teba (Málaga).
Los tres proyectos forman parte de la alianza con Masdar, que en 2024 compró el 49 % de un perímetro de activos fotovoltaicos de Endesa. Suman 60,16 MW de potencia y 120,34 MWh de energía, con una inversión conjunta de 25,2 millones de euros, de los que unos 9 millones llegan como ayuda pública, según la compañía. La entrada en operación está prevista para finales de 2027.
Dos horas de almacenamiento junto a plantas que ya vierten a la red
A través de la sociedad Furatena Solar 1, Endesa añadirá 36,10 MW y 72,20 MWh a la planta de 44 MWp que ya opera en Fregenal de la Sierra, repartidos en 12 contenedores de 6,02 MWh. La empresa calcula que esa energía equivale al consumo diario de unos 8.100 hogares. La obra se extenderá hasta el primer trimestre de 2027 y la puesta en servicio y sincronización llegará a finales de ese año.
En Teba, las sociedades Enel Green Power España Solar 1 y Baylio Solar instalarán 12,03 MW y 24,07 MWh en cada una de las dos plantas de La Vega, con cuatro contenedores y cuatro inversores por sistema. Los trabajos empezaron en octubre y Endesa equipara el conjunto al consumo diario de unos 5.400 hogares. La compañía se ha comprometido además a usar componentes de origen europeo en inversores, sistemas auxiliares, comunicaciones e integración.
A partir de los datos de Endesa se puede estimar que el coste medio ronda los 418.880 €/MW y la duración de los tres sistemas es de 2 horas. Por proyecto, Ardila sale a unos 396.000 €/MW y La Vega a unos 453.000 €/MW, una diferencia coherente con el menor tamaño de las plantas de Teba.
Hibridar permite aprovechar el terreno, la subestación y, sobre todo, el punto de conexión que la planta ya tiene concedido, el recurso más escaso del sistema. La batería se coloca detrás de ese mismo acceso, carga a mediodía, cuando los precios del mercado diario se hunden por exceso de fotovoltaica, y descarga al atardecer. EDP sigue un modelo parecido en Las Lomillas, y la alianza entre EDP y Zelestra para más de 1 GWh en baterías apunta en la misma dirección.
Qué aporta el grid-forming a una red con menos inercia
La novedad técnica está en los inversores. La mayoría de las plantas solares y baterías funcionan hoy en modo grid-following: leen la tensión y la frecuencia de la red y se acoplan a ellas, como quien sigue el ritmo de una orquesta. Un inversor grid-forming fija ese ritmo por sí mismo. Se comporta como una fuente de tensión y responde casi al instante cuando la red sufre un golpe, igual que haría el alternador de una central térmica o hidráulica.
Endesa lo describe como inercia sintética. En las centrales convencionales, la inercia es la energía de las enormes masas que giran sincronizadas con la red y que frenan los cambios bruscos de frecuencia durante unos segundos. Con menos turbinas en marcha en las horas solares, esa reserva física se reduce, y una batería con el control adecuado puede imitarla con electrónica. Los proyectos incluyen ensayos en modo grid-forming con el centro CIRCE y el instituto IIT de la Universidad Pontificia Comillas.
El asunto ganó peso tras el apagón del 28 de abril de 2025. El informe final del panel de expertos de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, situó el origen del incidente en el control de tensión, con recomendaciones sobre márgenes de potencia reactiva y equipos dinámicos. Red Eléctrica publicó en noviembre de 2025 una especificación técnica de capacidades grid-forming, basada en la revisión del código europeo de conexión de generadores que ACER remitió a Bruselas, como primera propuesta de requisitos para parques y módulos de almacenamiento. Alemania ha ido más lejos y ya paga por ese servicio en su mercado de inercia.
Las ayudas públicas sostienen la primera ola
Las dos iniciativas llegan con financiación de convocatorias distintas del IDAE. Ardila se financia con la primera convocatoria de almacenamiento hibridado del Plan de Recuperación (PRTR), resuelta en diciembre de 2023 con 150 millones para 36 proyectos que sumaban 904 MW. Según Endesa, el proyecto invierte 14,3 millones, de los que 4,6 millones son ayuda pública. La Vega procede de la primera convocatoria de almacenamiento innovador cofinanciada con fondos FEDER 2021-2027, que en diciembre de 2025 asignó 818 millones a 126 proyectos con 2,2 GW y 9,4 GWh. Para las dos plantas de Teba, la inversión es de 10,9 millones y la ayuda, de 4,4 millones.
La resolución de 2023 fijaba para Ardila una fecha de finalización en abril de 2025. En junio de 2026, el IDAE amplió de oficio hasta el 31 de diciembre de 2028 el plazo de ejecución de los proyectos de esa convocatoria. Lo justificó por los retrasos en permisos, los problemas de suministro de equipos y los nuevos requisitos técnicos de los transformadores, y se apoyó en la Orden TED/1444/2025, que encaja estas ayudas en un esquema europeo que permite ejecutar las obras después de 2026.
En un sistema de dos horas, los ingresos dependen sobre todo del arbitraje en el mercado diario, y de los servicios de ajuste. Una ayuda de entre el 30% y el 40 % de la inversión reduce el capital que hay que recuperar con esos márgenes, todavía volátiles, y explica que los primeros proyectos hibridados de las grandes eléctricas lleguen de la mano de las convocatorias públicas.
Un parque de baterías todavía pequeño frente al objetivo de 2030
Según el boletín mensual de septiembre de 2026 de Red Eléctrica, el sistema peninsular cuenta con 3.638,5 MW de almacenamiento, de los que 3.331 MW son bombeo hidráulico y 307 MW, baterías. A cierre de 2025, el informe del sistema eléctrico de REE contabilizaba 96 MW de baterías en toda España. El crecimiento es rápido, aunque parte de una base mínima y una parte de esa potencia está integrada en redes de distribución y transporte.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima fija 22,5 GW de almacenamiento para 2030, con 12,5 GW de almacenamiento diario y semanal, donde encajan las baterías, y 10 GW estacionales. Según cálculos de Day-Ahead News, la potencia peninsular instalada en septiembre equivale al 16,17 % de esa meta. Los proyectos con ayuda adjudicada en las dos convocatorias suman algo más de 3 GW, en buena parte todavía por construir, de modo que buena parte del objetivo dependerá de inversión sin subvención y de que los servicios de estabilidad acaben teniendo una retribución clara.
