La tormenta mediática que siguió planteó una pregunta legítima para cualquiera que siga la transición energética en Europa: ¿Está la rápida expansión del almacenamiento en baterías haciendo que la red eléctrica sea, en realidad, menos fiable?

Expertos: el riesgo de apagón es "mínimo" o "diminuto"

La respuesta breve, según los expertos en energía y las autoridades de la red que han revisado las evidencias, es no. Múltiples evaluaciones de expertos publicadas tras el debate describen el riesgo de apagón derivado de las baterías como "mínimo" o "diminuto" . Un informe de Euronews que sintetizó estas opiniones señaló que el propio informe del PTE no afirma que las baterías vayan a desestabilizar la red ni expresa explícitamente el temor a apagones .

La conclusión fundamental es que un almacenamiento en baterías gestionado adecuadamente reduce la inestabilidad de la red, no la aumenta. Las baterías pueden absorber el exceso de generación renovable durante los periodos de baja demanda y descargarlo durante los picos de consumo, abordando directamente la intermitencia, un desafío bien conocido de la energía solar y eólica .

Sin embargo, los expertos advierten que el debate ha puesto de manifiesto un problema real y aún no resuelto: el almacenamiento en baterías por sí solo no puede cubrir los períodos prolongados de baja generación renovable, conocidos como "calmas oscuras" o "dark doldrums" —días enteros con poca producción eólica y solar—. Para ello se necesita una combinación de almacenamiento de larga duración, gestión de la demanda, interconexiones y capacidad de generación firme .

Cifras de instalación récord: 2025 y el objetivo para 2030

El debate tiene lugar en un contexto de crecimiento explosivo en el despliegue de baterías:

• Instalaciones en 2025: Europa instaló un récord de 36 GWh de nueva capacidad de almacenamiento en baterías en 2025, un incremento del 48% respecto a 2024, lo que elevó la flota operativa total del continente por encima de los 100 GWh por primera vez . Solo en la UE, las adiciones fueron de 27,1 GWh, situando la capacidad acumulada de la UE en 77,3 GWh, una cifra diez veces superior a la de 2021 .
• Dominio de los proyectos a gran escala: Por primera vez, los proyectos de baterías a gran escala (utility-scale) representaron más de la mitad de las instalaciones anuales, alcanzando los 19 GWh en 2025, frente a los 9,7 GWh de 2024 . Por el contrario, el segmento residencial disminuyó.
• Objetivos para 2030: La UE estima que necesitará 200 GW de capacidad de almacenamiento para 2030, frente a los aproximadamente 55 GW actuales . En junio de 2026, 22 estados miembros de la UE firmaron un acuerdo tripartito, el primero de su tipo, comprometiéndose a añadir entre 30 y 35 GW de nueva capacidad de almacenamiento para 2028 (hasta 45 GW según el texto subyacente) . Esto elevaría la participación del almacenamiento en la demanda máxima de electricidad de aproximadamente el 5% actual al 10% .
• La respuesta de España: Tras el apagón ibérico de abril de 2025, la capacidad de almacenamiento en baterías instalada en España aumentó un 589% en el año siguiente, ya que los reguladores y operadores aceleraron el despliegue de almacenamiento, la participación en el control de tensión y las interconexiones .

Tendencias de costos: el almacenamiento en baterías nunca ha sido tan barato

La caída de los costes es un motor principal del auge y un factor clave en el debate sobre si las baterías pueden desplegarse con la suficiente rapidez:

• Costo nivelado de la electricidad (LCOE): El índice de referencia global de BloombergNEF para un proyecto de almacenamiento en baterías de cuatro horas disminuyó un 27% interanual hasta los 78 $/MWh en 2025, un mínimo histórico desde que BNEF empezó a hacer un seguimiento en 2009 .
• Precios de los paquetes de baterías: Los precios de los paquetes de baterías para almacenamiento estático cayeron a 70 $/kWh, un descenso del 45% respecto a 2024, la mayor caída en un solo año jamás registrada para cualquier caso de uso de baterías de iones de litio .
• Costos a nivel de sistema: Los precios llave en mano de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a gran escala han caído aproximadamente un 70% desde su pico de 2022, alcanzando una media ponderada global de 117 $/kWh en 2025 .
• Previsiones: Para 2035, BNEF pronostica nuevas reducciones del LCOE del 25% para el almacenamiento en baterías, del 30% para la solar y del 23% para la eólica terrestre .

Opinión pública: la ansiedad como telón de fondo

La preocupación ciudadana por los apagones está muy extendida y constituye un contexto importante para el debate. Una encuesta realizada a principios de 2026 reveló que el 52% de los europeos están preocupados por el riesgo de apagones . La preocupación es mayor en España, tras el apagón ibérico de abril de 2025, y menor en Gran Bretaña y Francia .

En Alemania, una encuesta separada reveló que casi la mitad (46%) de los hogares teme un corte de suministro eléctrico de varias horas en su zona en el futuro . Una encuesta de Ipsos concluyó que el 39% de las personas a nivel mundial están preocupadas de que su región sufra un apagón no planificado en los próximos 12 meses .

Cabe señalar que los datos de las encuestas específicamente sobre el conocimiento u opinión pública acerca del almacenamiento en baterías son limitados. La ansiedad parece ser una inquietud general sobre la seguridad energética, más que un veredicto específico sobre la tecnología de las baterías.

La tensión real del debate

El debate sobre el auge del almacenamiento en baterías en Europa no trata realmente de si las baterías causan apagones. La opinión mayoritaria entre los expertos es clara: no lo hacen, y son una herramienta esencial para integrar las energías renovables. La tensión central se da entre desafíos técnicos reales pero solucionables y temores exagerados de apagón .

Los desafíos reales incluyen:

1. Visibilidad de la red: Las instalaciones de baterías pequeñas y descentralizadas pueden ser invisibles e incontrolables para los operadores de la red, lo que crea problemas de coordinación .
2. Normativas del mercado y permisos: Las normas de mercado obsoletas y los lentos procesos de concesión de permisos están frenando el despliegue .
3. El problema de la 'calma oscura': El almacenamiento en baterías, con su duración típica de 1 a 4 horas, no puede cubrir los períodos de varios días con baja generación renovable. Esto requiere almacenamiento de mayor duración, flexibilidad en la demanda y capacidad de generación firme de otras fuentes .

La buena noticia es que la economía se está alineando más rápido de lo que casi nadie esperaba. Con los costes cayendo a un ritmo récord y el impulso político creciendo —incluyendo el primer compromiso de almacenamiento a nivel de toda la UE—, la brecha entre la ambición y la realidad se está reduciendo. El desafío ahora no es si las baterías pueden ayudar a estabilizar las redes europeas, sino si el resto del sistema energético puede ponerse al día.

La tormenta mediática que siguió planteó una pregunta legítima para cualquiera que siga la transición energética en Europa: ¿Está la rápida expansión del almacenamiento en baterías haciendo que la red eléctrica sea, en realidad, menos fiable?

Expertos: el riesgo de apagón es "mínimo" o "diminuto"

La respuesta breve, según los expertos en energía y las autoridades de la red que han revisado las evidencias, es no. Múltiples evaluaciones de expertos publicadas tras el debate describen el riesgo de apagón derivado de las baterías como "mínimo" o "diminuto" . Un informe de Euronews que sintetizó estas opiniones señaló que el propio informe del PTE no afirma que las baterías vayan a desestabilizar la red ni expresa explícitamente el temor a apagones .

La conclusión fundamental es que un almacenamiento en baterías gestionado adecuadamente reduce la inestabilidad de la red, no la aumenta. Las baterías pueden absorber el exceso de generación renovable durante los periodos de baja demanda y descargarlo durante los picos de consumo, abordando directamente la intermitencia, un desafío bien conocido de la energía solar y eólica .

Sin embargo, los expertos advierten que el debate ha puesto de manifiesto un problema real y aún no resuelto: el almacenamiento en baterías por sí solo no puede cubrir los períodos prolongados de baja generación renovable, conocidos como "calmas oscuras" o "dark doldrums" —días enteros con poca producción eólica y solar—. Para ello se necesita una combinación de almacenamiento de larga duración, gestión de la demanda, interconexiones y capacidad de generación firme .

Cifras de instalación récord: 2025 y el objetivo para 2030

El debate tiene lugar en un contexto de crecimiento explosivo en el despliegue de baterías:

• Instalaciones en 2025: Europa instaló un récord de 36 GWh de nueva capacidad de almacenamiento en baterías en 2025, un incremento del 48% respecto a 2024, lo que elevó la flota operativa total del continente por encima de los 100 GWh por primera vez . Solo en la UE, las adiciones fueron de 27,1 GWh, situando la capacidad acumulada de la UE en 77,3 GWh, una cifra diez veces superior a la de 2021 .
• Dominio de los proyectos a gran escala: Por primera vez, los proyectos de baterías a gran escala (utility-scale) representaron más de la mitad de las instalaciones anuales, alcanzando los 19 GWh en 2025, frente a los 9,7 GWh de 2024 . Por el contrario, el segmento residencial disminuyó.
• Objetivos para 2030: La UE estima que necesitará 200 GW de capacidad de almacenamiento para 2030, frente a los aproximadamente 55 GW actuales . En junio de 2026, 22 estados miembros de la UE firmaron un acuerdo tripartito, el primero de su tipo, comprometiéndose a añadir entre 30 y 35 GW de nueva capacidad de almacenamiento para 2028 (hasta 45 GW según el texto subyacente) . Esto elevaría la participación del almacenamiento en la demanda máxima de electricidad de aproximadamente el 5% actual al 10% .
• La respuesta de España: Tras el apagón ibérico de abril de 2025, la capacidad de almacenamiento en baterías instalada en España aumentó un 589% en el año siguiente, ya que los reguladores y operadores aceleraron el despliegue de almacenamiento, la participación en el control de tensión y las interconexiones .

Tendencias de costos: el almacenamiento en baterías nunca ha sido tan barato

La caída de los costes es un motor principal del auge y un factor clave en el debate sobre si las baterías pueden desplegarse con la suficiente rapidez:

• Costo nivelado de la electricidad (LCOE): El índice de referencia global de BloombergNEF para un proyecto de almacenamiento en baterías de cuatro horas disminuyó un 27% interanual hasta los 78 $/MWh en 2025, un mínimo histórico desde que BNEF empezó a hacer un seguimiento en 2009 .
• Precios de los paquetes de baterías: Los precios de los paquetes de baterías para almacenamiento estático cayeron a 70 $/kWh, un descenso del 45% respecto a 2024, la mayor caída en un solo año jamás registrada para cualquier caso de uso de baterías de iones de litio .
• Costos a nivel de sistema: Los precios llave en mano de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a gran escala han caído aproximadamente un 70% desde su pico de 2022, alcanzando una media ponderada global de 117 $/kWh en 2025 .
• Previsiones: Para 2035, BNEF pronostica nuevas reducciones del LCOE del 25% para el almacenamiento en baterías, del 30% para la solar y del 23% para la eólica terrestre .

Opinión pública: la ansiedad como telón de fondo

La preocupación ciudadana por los apagones está muy extendida y constituye un contexto importante para el debate. Una encuesta realizada a principios de 2026 reveló que el 52% de los europeos están preocupados por el riesgo de apagones . La preocupación es mayor en España, tras el apagón ibérico de abril de 2025, y menor en Gran Bretaña y Francia .

En Alemania, una encuesta separada reveló que casi la mitad (46%) de los hogares teme un corte de suministro eléctrico de varias horas en su zona en el futuro . Una encuesta de Ipsos concluyó que el 39% de las personas a nivel mundial están preocupadas de que su región sufra un apagón no planificado en los próximos 12 meses .

Cabe señalar que los datos de las encuestas específicamente sobre el conocimiento u opinión pública acerca del almacenamiento en baterías son limitados. La ansiedad parece ser una inquietud general sobre la seguridad energética, más que un veredicto específico sobre la tecnología de las baterías.

La tensión real del debate

El debate sobre el auge del almacenamiento en baterías en Europa no trata realmente de si las baterías causan apagones. La opinión mayoritaria entre los expertos es clara: no lo hacen, y son una herramienta esencial para integrar las energías renovables. La tensión central se da entre desafíos técnicos reales pero solucionables y temores exagerados de apagón .

Los desafíos reales incluyen:

1. Visibilidad de la red: Las instalaciones de baterías pequeñas y descentralizadas pueden ser invisibles e incontrolables para los operadores de la red, lo que crea problemas de coordinación .
2. Normativas del mercado y permisos: Las normas de mercado obsoletas y los lentos procesos de concesión de permisos están frenando el despliegue .
3. El problema de la 'calma oscura': El almacenamiento en baterías, con su duración típica de 1 a 4 horas, no puede cubrir los períodos de varios días con baja generación renovable. Esto requiere almacenamiento de mayor duración, flexibilidad en la demanda y capacidad de generación firme de otras fuentes .

La buena noticia es que la economía se está alineando más rápido de lo que casi nadie esperaba. Con los costes cayendo a un ritmo récord y el impulso político creciendo —incluyendo el primer compromiso de almacenamiento a nivel de toda la UE—, la brecha entre la ambición y la realidad se está reduciendo. El desafío ahora no es si las baterías pueden ayudar a estabilizar las redes europeas, sino si el resto del sistema energético puede ponerse al día.