Proyecto de almacenamiento de energía en baterías de Galp en Alcoutim: de los 5 MW pioneros con Powin a los 79 MW ibéricos con Sungrow
Lo que Galp plantó como semilla en el Algarve con Powin en febrero de 2024 ha crecido en apenas dieciocho meses hasta convertirse en la mayor apuesta ibérica de almacenamiento solar del momento. El litio apenas acaba de calentarse.
La semilla: un anuncio discreto en Alcoutim, febrero de 2024
Cuando Galp publicó el 6 de febrero de 2024 el acuerdo con Powin LLC para instalar un sistema BESS de 5 MW/20 MWh en uno de sus parques solares de Alcoutim, la nota de prensa tenía la apariencia de un paso táctico menor. Sin embargo, el lenguaje interno era rotundo: era «el primer paso» de Galp para la hibridación de su cartera solar en Iberia, una cartera que en ese momento rozaba ya los 1,5 GW en operación. El municipio de Alcoutim, al noreste del Algarve y colindante con la provincia de Huelva, no era una elección arbitraria. Galp operaba allí cuatro plantas fotovoltaicas sobre 250 hectáreas con una capacidad combinada de 144 MW, su primer gran proyecto solar en Portugal, cuya construcción comenzó en 2021 y arrancó generación en 2022. El clúster producía ya suficiente energía para abastecer a 80.000 hogares y evitar 75.000 toneladas de CO₂ al año. Instalar las primeras baterías ahí no era accidental: era el laboratorio ibérico más grande con el que contaba la empresa.
Para Powin, la operación tenía una dimensión igualmente estratégica. La empresa de Oregón —especializada en integración de sistemas de almacenamiento a gran escala— no tenía hasta ese momento ningún proyecto en Europa. Alcoutim sería su debut en el continente, un mercado que Powin identificaba como prioritario para su expansión internacional. La asociación con una compañía del tamaño de Galp le confería una referencia de enorme valor en el ecosistema energético europeo. El tercer actor en la ecuación fue Hitachi Energy, responsable del sistema de conversión de potencia (PCS), que actuó como proveedor del puente entre las baterías de corriente continua y la red de alterna.
Abril de 2025: la puesta en marcha y el primer electrón
El 11 de abril de 2025, Galp y Powin anunciaron conjuntamente que el sistema había completado su puesta en marcha (commissioning) y que ya estaba inyectando los primeros electrones almacenados a la red eléctrica portuguesa. El comunicado oficial fue tajante al señalar el doble hito: primer sistema de almacenamiento a escala comercial de Galp, y primer proyecto de Powin en Europa. Las baterías, con una potencia de 5 MW y una capacidad de 20 MWh, podían inyectar a la red a máxima potencia durante cuatro horas seguidas. Georgios Papadimitriou, vicepresidente ejecutivo de Renovables en Galp, describió la operación como un salto cualitativo en la curva de aprendizaje: «gestionamos sistemas energéticos complejos y ofrecemos una nueva gama de servicios mientras contribuimos a un sistema energético estable y sostenible».
El momento del anuncio, apenas dos semanas antes del histórico apagón ibérico del 28 de abril de 2025, resultó involuntariamente premonitorio. Ese día, una sobretensión originada en el suroeste peninsular —agravada por la falta de inercia eléctrica de las renovables— desencadenó la desconexión en cascada de más de 15 GW de generación, dejando sin suministro a más de 50 millones de personas. El informe final de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, concluyó que la energía solar y los sistemas BESS pueden mejorar la estabilidad de red si se les dota del marco regulatorio adecuado, y llamó explícitamente a acelerar la integración de inversores grid-forming en la Península Ibérica. La cronología es elocuente: Galp estaba construyendo en ese momento exactamente la infraestructura que los reguladores europeos iban a reclamar.
La tecnología Powin Centipede Stack750: el primer ladrillo del almacenamiento ibérico de Galp
El sistema desplegado en Alcoutim utilizó la plataforma Powin Centipede Stack750, un diseño modular que Powin lanzó en 2021 y que representa su apuesta por maximizar la densidad energética y reducir los tiempos de instalación en campo. Cada segmento del Stack750 almacena hasta 750 kWh de corriente continua, con una capacidad máxima de 250 MWh por acre en instalación completa. La química celular es LFP (litio-ferrofosfato), fabricada por CATL y EVE según la especificación técnica pública, con una tensión DC de entre 1.210 y 1.491 V y una eficiencia de ciclo de ida y vuelta (round-trip efficiency) del 93% al 95% según la duración de descarga configurada. El ciclo de vida garantizado es de 7.300 ciclos con una profundidad de descarga del 100%, sobre una vida de calendario de 20 años.
El diseño incorpora desde fábrica sistemas integrados de gestión térmica (HVAC redundante y de campo reemplazable), detección de hidrógeno con ventilación activa y pasiva a prueba de fallos, y supresión de incendios con paneles de detección direccionable, detectores de humo y calor, y rociadores activados por calor. El software embebido —Stack OS y Stack OS+— cubre BMS, EMS, gestión de parques solares y controles ambientales, con interfaz de comunicaciones Modbus TCP (MESA/Sunspec) y REST API. El PCS lo aportó Hitachi Energy, empresa hija tecnológica de ABB y Hitachi con raíces en Suiza y Japón, reconocida en el mercado europeo por sus convertidores de potencia para aplicaciones grid.
El giro inesperado: Powin entra en concurso de acreedores
Lo que en abril de 2025 parecía el inicio de una asociación duradera para la expansión del almacenamiento en Europa se torció apenas dos meses después. En junio de 2025, Powin LLC presentó un expediente de quiebra (Chapter 11) ante el Tribunal de Nueva Jersey, con una deuda estimada de más de 300 millones de dólares. La empresa citó las condiciones macroeconómicas adversas —especialmente los aranceles a componentes LFP importados de China durante la segunda administración Trump— y la cancelación de dos grandes contratos que dejaron su modelo de negocio de instalación sin base suficiente. La parte de servicios de monitorización fue escindida como nueva entidad independiente, Powin Project LLC, para preservar la continuidad operativa de los más de 2 GW de BESS ya desplegados en campo que dependen de la plataforma StackOS.
Para Galp, el concurso de su primer proveedor de almacenamiento llegó en un momento en que el sistema de Alcoutim ya estaba en plena operación. Pero la señal era clara: dependía de un único integrador extranjero en quiebra para su infraestructura pionera. La decisión que siguió fue rápida y reveladora de la madurez estratégica de la compañía.
Julio de 2025: el salto cuántico con Sungrow y los 74 MW
El 30 de julio de 2025, apenas catorce meses después del primer anuncio con Powin, Galp comunicó el inicio de la construcción de cinco nuevos sistemas BESS con una capacidad total de 74 MW/147 MWh, en España y Portugal, con tecnología de Sungrow. La escala del movimiento era de otro orden de magnitud: lo que empezó como un piloto de 5 MW se multiplicaba por quince en una sola decisión de inversión. El proyecto consolidó a Galp como uno de los mayores operadores de almacenamiento de electricidad renovable de la Península Ibérica, con una capacidad total de 79 MW/158 MWh al sumar el sistema operativo de Alcoutim.
La distribución geográfica cubre dos grandes nudos del portafolio solar de Galp. En Portugal, cuatro sistemas integrados en los parques solares del clúster de Alcoutim suman 60,5 MW/120,4 MWh, ampliando la huella de almacenamiento sobre los mismos activos donde arrancó el proyecto con Powin. En España, Galp instala un sistema de 14 MW/28 MWh en el parque fotovoltaico de Manzanares, en Castilla-La Mancha, un proyecto donde Galp Energía España ostenta una participación del 75,01%. La gestión operativa de todos los sistemas recae en el Centro de Control de Galp, una plataforma de despacho certificada tanto por REN (operador de red portugués) como por REE (Red Eléctrica de España), que centraliza la gestión en tiempo real de parques fotovoltaicos, unidades de almacenamiento y consumo industrial. Según la información disponible, Galp ya estaba prestando servicios ancilares mFRR (reserva de restauración de frecuencia manual) y aFRR (reserva automática) además de regulación de tensión con el sistema de 5 MW.
Sungrow PowerTitan 2.0: arquitectura AC Block y tecnología grid-forming
La plataforma elegida para la expansión es el Sungrow PowerTitan 2.0, un sistema de almacenamiento a escala de red que Sungrow presentó en Europa a partir de 2023 y que representa una ruptura arquitectónica respecto a las soluciones de la generación anterior. La innovación central es el concepto AC Block: una batería de 5 MWh y un sistema de conversión de potencia (PCS) de 2,5 MW están integrados físicamente en un único contenedor estándar de 20 pies. Esto elimina la separación tradicional entre el bloque de baterías DC y el inversor AC, con la consiguiente reducción de cableado, espacio físico y tiempo de puesta en marcha. Un proyecto de 100 MWh requiere únicamente 1.200 metros cuadrados de superficie. La eficiencia de ciclo de ida y vuelta es del 89,5% gracias a la tecnología Cell-to-Grid (C2G), que simplifica las conversiones DC/AC.
Pero la diferencia más relevante para Galp —y para el sistema eléctrico ibérico— es la inclusión de la tecnología Stem-Cell Grid-Forming de Sungrow. Esta funcionalidad transforma el BESS de un activo pasivo, que simplemente responde a las señales de la red (grid-following), en un agente activo que establece sus propias referencias de tensión y frecuencia (grid-forming). En la práctica, el sistema es capaz de proporcionar inercia sintética —simulando el efecto estabilizador de las masas giratorias de los generadores síncronos convencionales—, regulación de frecuencia de respuesta rápida (FFR), reserva de restauración de frecuencia manual y automática (mFRR y aFRR), regulación de tensión, supresión de oscilaciones de banda ancha (desde 0,15 Hz hasta 2,5 kHz), y arranque autónomo en negro (black start) a escala de gigavatio.
Qué es grid-forming y por qué Galp la usa
La tecnología grid-forming no es un diferencial técnico menor: es la respuesta de la industria a uno de los dilemas estructurales de la transición energética. A medida que las plantas solares y eólicas con inversores grid-following desplazan a las centrales térmicas e hidroeléctricas, el sistema eléctrico pierde inercia mecánica. Esa inercia era el colchón natural que aportaba estabilidad ante variaciones súbitas de generación o demanda: las masas girantes de los generadores síncronos absorbían y cedían energía cinética en los instantes críticos, amortiguando los desvíos de frecuencia antes de que los sistemas de control pudieran actuar.
Los inversores convencionales grid-following necesitan una red preexistente con tensión y frecuencia estables para poder operar; se acoplan a ella como seguidores pasivos. Los inversores grid-forming, en cambio, son capaces de generar ellos mismos la referencia de tensión y frecuencia, actuando como fuentes independientes y, en casos extremos, como los únicos sostenes de un segmento de red. Cuando un BESS con inversores grid-forming detecta una desviación de frecuencia, inyecta o absorbe potencia activa en milisegundos —antes de que cualquier sistema de regulación secundaria entre en acción—, replicando la inercia sintética de un generador síncrono. La investigación académica es consistente en este punto: los BESS grid-forming superan a los grid-following en la contención de frecuencia de redes de baja inercia, exactamente el escenario que caracteriza a la red ibérica en condiciones de alta penetración solar.
En el contexto posterior al apagón del 28 de abril de 2025, en el que la falta de inercia fue identificada como uno de los factores agravantes del colapso peninsular, el hecho de que Galp haya especificado expresamente inversores grid-forming en sus 74 MW de nueva capacidad es significativo desde el punto de vista regulatorio y comercial. Los sistemas con esta capacidad pueden acceder a mercados ancilares de mayor valor —inercia sintética, black start, FFR— que los BESS convencionales no pueden proveer, lo que mejora directamente la rentabilidad del proyecto más allá de la simple arbitraje energético solar/nocturno.
Diferencias técnicas entre Powin Centipede Stack750 y Sungrow PowerTitan 2.0
Aunque ambas plataformas comparten la química LFP y el propósito de hibridación solar, representan filosofías de diseño distintas.
La diferencia más práctica es la modularidad de instalación: el Centipede Stack750 es un sistema distribuido que requiere integración de campo entre el bloque de baterías DC, el PCS externo y el transformador; el PowerTitan 2.0 llega como un bloque AC autónomo listo para conectar, lo que reduce los plazos de comisionado y los costes de ingeniería de campo. Para una empresa que planea desplegar cinco sistemas simultáneos en dos países, ese factor importa tanto como la eficiencia nominal.
Financiación europea: REPowerEU y el componente C21 en Portugal
Los proyectos Sungrow están parcialmente financiados por el Plan de Recuperación y Resiliencia a través del Componente C21 – REPowerEU de Portugal, un instrumento de 100 millones de euros (115,6 millones de dólares) destinado específicamente a sistemas de almacenamiento de electricidad vinculados a plantas renovables existentes. El Componente C21 del PRR portugués tiene como objetivo acelerar la independencia energética del país, reducir la dependencia de combustibles fósiles y aumentar la flexibilidad operativa de la red eléctrica de servicio público (RESP). Las ayudas alcanzan hasta el 20% de los costes elegibles, con un máximo de 30 millones de euros por proyecto, y exigen que el sistema de almacenamiento absorba al menos el 75% de la energía generada por la instalación renovable asociada. Los proyectos deben iniciar ejecución en un plazo máximo de seis meses desde la aceptación y completarse en un máximo de 24 meses adicionales.
En España, el marco de referencia es el Componente 31 (REPowerEU) del Plan de Recuperación español, con una dotación de 6.916 millones de euros orientada a la descarbonización industrial, el despliegue de renovables y el refuerzo de la cadena de valor de tecnologías de almacenamiento. Adicionalmente, en diciembre de 2025 el MITECO asignó 818,3 millones de euros a 126 proyectos de almacenamiento en el marco del programa PINALM (FEDER 2021-2027), con predominio de los proyectos de almacenamiento hibridado con solar fotovoltaica, exactamente el modelo que Galp está replicando en Manzanares. El proyecto de Galp en España también encaja en una convocatoria del programa MOVES Proyectos Singulares II del IDAE, a través de la cual Galp recibió una ayuda de 585.237 euros para conectar puntos de recarga y almacenamiento BESS con el mercado OMIE. Ese proyecto constituyó el primer ensayo en España que integraba recarga y BESS para ofrecer servicios de flexibilidad de la demanda.
Estrategia corporativa: de petrolera a operador ibérico de energía solar con almacenamiento
Galp lleva más de una década en una transformación profunda que ha acelerado visiblemente desde 2020. La compañía, históricamente un referente del sector oil & gas en Portugal y uno de los operadores más grandes de la refinería ibérica, ha construido una cartera renovable que a principios de 2026 alcanzaba los 1,7 GW de capacidad solar instalada en España y Portugal. A esa base se suman más de 350 MW de proyectos solares y de baterías en construcción con entrada en operación prevista para finales de 2026. En abril de 2026, Galp dio un paso adicional con la compra de 351 MW de activos eólicos onshore en operación en España a los fondos Helia (Plenium Partners / Bankinter Investment) por aproximadamente 320 millones de euros, una operación que eleva la capacidad renovable instalada a 2 GW y equilibra una cartera hasta entonces dominada por la solar. La ratio de inversión fijada para 2025-2026 es de hasta 0,8 mil millones de euros anuales.
La estrategia de almacenamiento se mueve sobre este fondo. El objetivo declarado no es simplemente añadir MWh de baterías a la cartera, sino transformar la naturaleza de los activos solares: pasar de simples generadores precio-tomadores en mercado spot a activos con capacidad de despacho flexible y oferta de servicios ancilares de alto valor. En ese modelo, un parque solar hibridado con BESS grid-forming puede participar en los mercados de frecuencia y tensión, comprometerse en PPAs de energía firme —como el primer PPA híbrido solar-almacenamiento firmado por Zelestra y EDP en el mercado ibérico precisamente en julio de 2025— y reducir la penalización por curtailment que afecta a los grandes parques sin capacidad de gestión de excedentes.
Proyección: la rampa de almacenamiento ibérico apenas empieza
El recorrido acumulado —5 MW con Powin en febrero 2024, puesta en marcha en abril 2025, 74 MW nuevos con Sungrow en julio 2025— describe una curva de aprendizaje extraordinariamente comprimida. Galp ha pasado de no tener ninguna batería operativa a anunciar 79 MW en dieciocho meses, y ha cambiado de proveedor en mitad del proceso sin perder el ritmo, lo que sugiere que la arquitectura de decisión interna prioriza la capacidad de ejecución sobre la fidelidad a un solo suministrador.
Portugal acaba de abrir en marzo de 2026 una nueva convocatoria de 60,25 millones de euros para almacenamiento vinculado a renovables, dentro de la misma componente C21 del PRR, con baremos técnicos que exigen potencia mínima de 1 MVA, duración mínima de descarga de dos horas y conexión aguas arriba del contador. El propio Sungrow lanzó en febrero de 2026 el PowerTitan 3.0, un sistema refrigerado por líquido con células de silicio carburo (SiC) que eleva la eficiencia del PCS al 99,3% y permite configuraciones de hasta 7,2 MW/28,5 MWh por bloque en cuatro horas, abriendo la puerta a sistemas de duración de descarga de entre dos y ocho horas que encajan con las necesidades de los mercados ancilares europeos. La infraestructura está disponible. El marco regulatorio se está ajustando. Y Galp, con su centro de control bilingüe aprobado por REN y REE, tiene la posición de partida para escalar.
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