Arabia Saudí incorporó 12,5 GWh de almacenamiento a gran escala durante junio de 2026 y concentró el 37% de los 33,5 GWh conectados globalmente en el mes, por encima de los 10,1 GWh de China, equivalentes al 30%, y muy lejos de los 2,4 GWh registrados en Europa, que representaron el 7%.
El salto saudí estuvo impulsado por cinco megaproyectos de aproximadamente 500 MW y 2,5 GWh cada uno que entraron en operación casi simultáneamente. Aun así, el dato excede una anomalía estadística mensual: las instalaciones fueron contratadas en febrero de 2025 y comenzaron a operar en junio de 2026, un período de apenas 16 meses.
“Hay bastante efecto ‘foto del mes’: entraron casi a la vez cinco megaproyectos y eso dispara junio. Pero reducirlo solo a eso sería quedarse corto”, explicó Alejandro Diego Rosell, consultor de energía, en conversación con Energía Estratégica.
La velocidad de ejecución responde a una combinación de expansión renovable, necesidad creciente de flexibilidad y un esquema institucional capaz de reducir tiempos de contratación y desarrollo.
“Arabia Saudí está ingresando muchísima solar, tiene una red que necesita flexibilidad y, sobre todo, tiene algo que en energía vale casi tanto como el dinero: capacidad de decidir, contratar y ejecutar muy rápido”, señaló Rosell.
El especialista consideró que el volumen registrado en junio fue excepcional, aunque lo vinculó con una estrategia energética sostenida y no exclusivamente con la coincidencia temporal de los proyectos.
“Así que junio es excepcional, pero detrás sí hay una estrategia bastante estructural”, agregó.
Contratos, escala y una planificación nacional detrás de los BESS
El desarrollo del almacenamiento forma parte de Vision 2030 y del National Renewable Energy Program (NREP), ambos bajo la supervisión del Ministerio de Energía, dentro de una hoja de ruta que busca elevar la participación renovable hasta aproximadamente el 50% de la generación eléctrica hacia 2030.
En paralelo, Arabia Saudí apunta a disponer de hasta 48 GWh de almacenamiento para ese año, mientras que en febrero de 2025 el Gobierno ya informaba que había licitado proyectos por alrededor de 26 GWh.
La estrategia ubica a los BESS como infraestructura destinada a acompañar la expansión solar y eólica y aportar flexibilidad al sistema eléctrico, más allá de su desarrollo como activos puramente comerciales.
Saudi Power Procurement Company (SPPC), también denominada Principal Buyer, ocupa un rol central en este esquema mediante la contratación de almacenamiento utility-scale.
La compañía utiliza el modelo Independent Storage Provider (ISP), estructurado bajo esquemas Build-Own-Operate (BOO). El adjudicatario constituye una sociedad de propósito específico que firma un Storage Services Agreement con SPPC.
Este diseño establece contratos de largo plazo para remunerar disponibilidad y servicios de almacenamiento, en contraste con mercados donde los ingresos dependen principalmente del arbitraje, los servicios auxiliares o la exposición al mercado spot.
La primera ronda contempla 2 GW distribuidos en cuatro proyectos de 500 MW, mientras que en abril de 2026 SPPC lanzó una segunda fase por 3 GW / 12 GWh, repartida en seis instalaciones de cuatro horas de duración.
El mercado saudí avanza así desde BESS asociados a centrales renovables hacia sistemas independientes contratados específicamente para prestar servicios al sistema eléctrico.
La propia naturaleza modular de la tecnología permite también acortar los plazos constructivos cuando las condiciones previas están resueltas.
“Porque un BESS es mucho más modular que una central convencional y, si tienes financiación, terreno, conexión y permisos resueltos, puedes industrializar muchísimo el proceso”, explicó Rosell.
El especialista destacó que buena parte de los componentes se suministra con un elevado grado de prefabricación, lo que desplaza los principales obstáculos hacia etapas anteriores a la instalación.
“Contenedores, inversores, transformadores… buena parte llega prácticamente ‘prefabricada’. El cuello de botella muchas veces no es poner las baterías, sino todo lo que ocurre antes”, sostuvo.
Arabia Saudí reduce parte de esas fricciones mediante proyectos de gran escala, un comprador centralizado y una menor fragmentación administrativa.
“Y ahí Arabia Saudí juega con ventaja: grandes proyectos, un comprador centralizado y menos fragmentación administrativa”, afirmó Rosell.
El despliegue cuenta además con un marco técnico específico. Saudi Electricity Regulatory Authority (SERA) regula el sector, mientras Saudi Electricity Company (SEC) dispone de estándares de conexión, guías técnicas, procedimientos de inspección y protocolos de ensayo para BESS.
El Saudi Arabian Grid Code complementa estas disposiciones con requisitos sobre conexión, planificación, operación, despacho, medición e intercambio de información en la red de transmisión. Su versión publicada por Saudi National Grid fue actualizada en mayo de 2026.
Europa: el problema no es la tecnología
La diferencia frente a Europa fue considerable durante junio. Mientras Arabia Saudí incorporó 12,5 GWh y China 10,1 GWh, el continente europeo sumó 2,4 GWh, alrededor de una quinta parte del volumen saudí.
Para Rosell, el desfase no está relacionado con una falta de tecnología disponible, sino con tiempos administrativos, acceso a red y estructuras de remuneración todavía heterogéneas.
“Europa no tiene un problema tecnológico. Tiene un problema de velocidad y, en algunos países, todavía de modelo de negocio”, advirtió.
La necesidad de almacenamiento aumenta al mismo ritmo que la penetración solar y eólica, porque el sistema requiere más capacidad de desplazamiento de energía, regulación, balance y gestión de congestiones.
Según los datos aportados, las necesidades de flexibilidad de la Unión Europea podrían alcanzar 288 TWh en 2030.
Permisos, conexiones, fiscalidad y distintos diseños de mercado continúan condicionando la bancabilidad y el ritmo de nuevos proyectos.
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“Hay permisos, conexiones, fiscalidad, mercados distintos y señales de precio que no siempre remuneran todos los servicios que una batería presta a la red”, explicó Rosell.
El consultor identificó tres prioridades regulatorias para acelerar el despliegue europeo.
“Yo aceleraría tres cosas: conexión a red, mercados de capacidad/flexibilidad y posibilidad real de hacer revenue stacking”, afirmó.
El revenue stacking permite que una batería combine diferentes fuentes de ingresos por los distintos servicios que aporta al sistema, en lugar de depender de un único mercado o mecanismo de pago.
“Es decir, que una batería pueda cobrar por arbitraje, balance, capacidad, congestión y otros servicios sin encontrarse una barrera regulatoria distinta en cada esquina”, detalló Rosell.
La regulación europea avanza progresivamente hacia ese reconocimiento múltiple de servicios, aunque el ritmo sigue siendo desigual entre los diferentes países.
Ese contraste adquiere mayor relevancia porque el incremento de la generación renovable eleva simultáneamente la necesidad de almacenamiento, mientras los tiempos de acceso a red pueden retrasar proyectos incluso más que su construcción.
“En otros mercados puedes tardar más esperando conexión que construyendo la propia batería”, ejemplificó Rosell.
China cede un mes, pero no el liderazgo
El registro saudí de junio interrumpió temporalmente el liderazgo mensual de China, pero no modificó la posición estructural del gigante asiático dentro del mercado global de almacenamiento.
“No. Ni de lejos. Un mes no hace tendencia”, respondió Rosell al ser consultado sobre una posible pérdida del liderazgo chino.
China cerró 2025 con 136 GW / 351 GWh de nueva capacidad de almacenamiento energético instalada, luego de registrar un crecimiento interanual del 84%, y superó los 140 GW al término del primer trimestre de 2026.
Los proyectos de más de 100 MW representan el 72% de la capacidad instalada, mientras los sistemas de cuatro horas o más alcanzan el 27,6%. A su vez, el almacenamiento independiente ya supone el 51,2% del volumen acumulado.
“China sigue teniendo una combinación difícil de replicar: enorme mercado eléctrico, fabricación doméstica de baterías, costes muy bajos y una barbaridad de renovables nuevas que necesitan flexibilidad”, destacó Rosell.
El marco regulatorio chino también está atravesando una evolución significativa. Desde las primeras políticas de New Energy Storage de 2021 y 2022, el país avanzó hacia una mayor participación del almacenamiento independiente en el mercado eléctrico y en el despacho.
En 2024, los sistemas fueron reconocidos formalmente como new-type market entities, lo que fortaleció su capacidad para participar en mercados de energía y servicios auxiliares.
El modelo continúa desplazándose hacia una estructura donde un BESS puede obtener ingresos mediante el mercado spot, arbitraje entre períodos valle y punta, servicios auxiliares, capacidad y otras prestaciones de flexibilidad, aunque las reglas concretas siguen dependiendo en buena medida de cada provincia.
Este cambio reduce progresivamente la dependencia de los requisitos obligatorios de almacenamiento que algunas jurisdicciones aplicaban a nuevos proyectos solares y eólicos.
La reforma de los precios de la electricidad renovable impulsada en 2025 reforzó esa transición al promover una mayor participación de la generación renovable en el mercado y una formación de precios determinada cada vez más por transacciones comerciales.
Durante 2026, la política avanzó además hacia mecanismos capaces de reflejar el valor del almacenamiento en energía, regulación, capacidad y otros servicios, incluidos pagos por capacidad para sistemas independientes conectados a red.
China busca así transformar al BESS desde un recurso asociado principalmente a la integración de renovables hacia un activo independiente capaz de monetizar la flexibilidad que aporta al sistema.
Frente a esa evolución, Arabia Saudí desarrolla un esquema distinto: contratación centralizada y acuerdos de largo plazo destinados a desplegar rápidamente infraestructura nacional de almacenamiento.
Ambos mercados convergen en la necesidad de sumar BESS a gran escala, pero lo hacen con modelos diferentes. China profundiza la participación en mercados eléctricos y la diversificación de ingresos, mientras Arabia Saudí prioriza contratos estables y planificación centralizada.
El marco chino también incorporó exigencias crecientes de seguridad para diseño, construcción, puesta en marcha, conexión, operación, mantenimiento, monitorización y respuesta ante emergencias.
En 2025 se reforzaron específicamente los requisitos para sistemas electroquímicos de almacenamiento y, desde julio de 2026, se encuentra vigente el estándar nacional GB/T 46957-2025, enfocado en las condiciones generales de seguridad para instalaciones conectadas a la red.
La magnitud del mercado chino acompaña además una expansión global acelerada. Según los datos citados por Rosell, durante 2025 se instalaron 108 GW de baterías en el mundo, un 40% más que el año anterior.
El salto registrado por Arabia Saudí en junio muestra, por tanto, un cambio de escala en el negocio global del almacenamiento más que un relevo estructural en el liderazgo del sector.
Los proyectos dejan de analizarse únicamente en MW y empiezan a desplegarse en bloques de varios GWh, acompañando sistemas eléctricos que incorporan cada vez más generación renovable y necesitan mayores recursos de flexibilidad.
Arabia Saudí demostró que 12,5 GWh pueden pasar de contratación a operación en unos 16 meses, mientras China mantiene una base superior a 140 GW y continúa ampliando los mecanismos para monetizar el valor de las baterías.
Europa enfrenta una presión diferente: acortar los tiempos regulatorios y de conexión, armonizar señales económicas y permitir que los BESS capturen ingresos por todos los servicios que ofrecen al sistema.
La competencia global por el almacenamiento empieza así a depender tanto del volumen instalado como de la capacidad de cada mercado para contratar, financiar, conectar y remunerar nuevos activos con rapidez.