Lo que la expansión del almacenamiento en China anticipa para el resto del mundo

Por Marcos Avalos | Director de Proyectos Estratégicos, Tuvansa

Buena parte de la conversación sobre transición energética sigue midiéndose en megawatts instalados. Es una métrica incompleta. Un parque solar que produce a su máxima capacidad al mediodía no resuelve por sí solo la demanda de las siete de la tarde, y una red que no puede mover esa energía en el tiempo termina desperdiciándola. El cuello de botella dejó de ser la generación: hoy es la flexibilidad. Y la flexibilidad, cada vez más, se llama almacenamiento en baterías.

China ofrece el mejor laboratorio disponible para observar cómo se resuelve ese problema a escala industrial. Cuatro dimensiones bastan para entender su expansión: el ritmo de crecimiento, el viraje regulatorio, el papel de las baterías dentro del sistema y los modelos de ingreso que las hacen viables.

La expansión del almacenamiento de energía en baterías en China.

Las cuatro apuntan en la misma dirección. El crecimiento tiene destino: una meta de 300 GW a 2030 inscrita en el 15° Plan Quinquenal, sostenida por costos a la baja. Ese despliegue viene acompañado de un cambio regulatorio de fondo, que sustituye los mandatos de coubicación por mecanismos de mercado: el Documento 114 establece tarifas de capacidad para el almacenamiento independiente y las reformas provinciales abren espacio para que estos activos participen por derecho propio.

En operación, las baterías funcionan como multiherramientas que aportan flexibilidad y estabilidad al sistema. Y en lo económico, se sostienen sobre ingresos apilados: arbitraje de energía, pagos por capacidad y servicios auxiliares.

Ese viraje del mandato al mercado no es un matiz administrativo, y hay evidencia dura para sostenerlo. De acuerdo con el análisis de Ember sobre datos del Consejo de Electricidad de China, durante 2025 los proyectos de almacenamiento independiente realizaron en promedio cien ciclos más al año que las baterías coubicadas con generación renovable. La misma tecnología, instalada en el mismo país, trabajando a ritmos marcadamente distintos.

La explicación es de diseño institucional, no de ingeniería. Los sistemas coubicados nacieron en su mayoría de un requisito obligatorio, y las empresas los trataron en consecuencia: como un costo de entrada para poder construir el parque renovable, no como un activo destinado a operar. Los proyectos independientes, en cambio, tienen un papel definido en el mercado eléctrico y responden a señales de precio y a mecanismos de ingreso que premian el uso frecuente. A eso se suman restricciones técnicas y operativas que dificultan el despacho eficiente de las baterías coubicadas; el gobierno chino está impulsando su conversión a esquemas independientes, pero no siempre es técnicamente viable y suele ser caro.

De ahí que el dato más relevante no sea la meta de 300 GW, sino los 23 TWh adicionales que podrían desplazarse durante 2025 con solo optimizar lo ya instalado. Buena parte de ese potencial ocioso está precisamente en la flota que se construyó para cumplir una norma. La lección es incómoda y útil: una regulación mal diseñada no impide que se instale capacidad, pero garantiza que trabaje a media máquina.

Para quienes desarrollamos proyectos de infraestructura, la implicación es directa. Un sistema de almacenamiento no debe concebirse como una obra que se entrega y se olvida, sino como un activo con un modelo de ingresos que hay que diseñar desde la factibilidad. Eso obliga a hacer diligencia regulatoria antes que ingeniería de detalle, a dimensionar por caso de uso y no por capacidad nominal, y a construir el caso de negocio sobre los flujos que el marco local realmente permite cobrar. Corregirlo después, como muestra la experiencia china, es mucho más costoso que preverlo.

China no es un modelo replicable tal cual, pero sí es un adelanto de las preguntas que todos los mercados tendrán que responder. La primera no es cuántas baterías instalar, sino qué se les va a pagar por hacer. Quien resuelva esa pregunta primero, construirá con ventaja.

Iberdrola mantiene una perspectiva positiva para el cierre de 2026, respaldada por el buen desempeño de sus negocios de redes eléctricas en Estados Unidos, Reino Unido y Brasil, así como por el aumento de la generación en España. La dirección de la compañía revisó en Bilbao el avance de sus principales proyectos estratégicos y confirmó la fortaleza de sus perspectivas financieras.

En Reino Unido, Iberdrola avanza con nuevas líneas de transmisión submarinas dentro del marco regulatorio 2026-2031, que contempla inversiones por 15.000 millones de euros, después de integrar su distribuidora del Noroeste de Inglaterra. En Estados Unidos, continúa el despliegue de capital en redes de transporte y distribución y destaca la puesta en operación de su parque eólico marino en Massachusetts, con una inversión de 4.000 millones de euros.

La compañía también sigue de cerca las autorizaciones para adquirir Caruna, distribuidora eléctrica de Finlandia, en una operación valorada en aproximadamente 5.000 millones de euros. Con esta estrategia, Iberdrola refuerza su apuesta por activos regulados y generación renovable de gran escala en mercados internacionales.