Los mapas de capacidad han hecho sonar las alarmas en el sector de almacenamiento español. El panorama que revelaron muestra que, precisamente en las zonas donde las baterías podrían aportar el mayor valor al sistema eléctrico, existen graves limitaciones en la red.
La prioridad ahora es desbloquear la figura de la demanda flexible , una regulación en revisión por la CNMC , cuya resolución final se espera para finales de 2025, tras la consulta pública lanzada a principios de año.
La confirmación de estas restricciones complica la viabilidad financiera de los proyectos autónomos , cuyo despliegue se retrasa a pesar de la continua caída del gasto de capital en baterías. «La demanda de almacenamiento se consideraba un consumo continuo, y eso no tiene sentido», advierte Chema Zabala López , director general de Alantra Energy Transition .
En declaraciones a Strategic Energy Europe, explica que la ausencia de demanda flexible limita la conexión de nuevos sistemas BESS y reduce la visibilidad para inversores y entidades financieras. «Con demanda flexible, las baterías podrían operar de forma anticíclica y aliviar la carga de la red en los momentos más críticos», añade, confirmando que se espera que la CNMC presente actualizaciones sobre la resolución final sobre demanda flexible en los sistemas eléctricos, que actualmente se encuentra en trámite para su aplicación práctica. Esto se espera para finales de 2025, tras la consulta pública iniciada a principios de este año.
Mientras se desarrollan las redes, los proyectos ubicados en zonas críticas necesitarán reevaluar su viabilidad y, de ser necesario, reubicarse para poder avanzar.
¿Qué pasa con la rentabilidad de las baterías?
Además de la definición de la CNMC, en términos regulatorios aún está pendiente el mecanismo de capacidad, actualmente en el Consejo de Estado.
Aunque no es un esquema diseñado exclusivamente para el almacenamiento, Zabala considera que “puede enviar una señal a los financistas para que entren con más confianza en el desarrollo del proyecto”.
El desafío inmediato, sin embargo, radica en la financiación . «Muchos patrocinadores están desarrollando proyectos casi en su totalidad con capital propio, pero esto no es sostenible para todos», advierte Zabala.
La condición para permitir la financiación de proyectos será la aparición de PPA híbridos y acuerdos de compra específicos para empresas independientes , que puedan garantizar ingresos estables y reducir la percepción de riesgo.
Paralelamente, Zabala señala que los ingresos de BESS se basan en dos pilares principales. «El arbitraje es, sin duda, estructural en el sistema», afirma, aunque reconoce que es probable que la rentabilidad se modere a medida que el gasto de capital siga disminuyendo.
La otra fuente de ingresos proviene de los mercados de equilibrio , que actualmente movilizan alrededor de 1,5 GW , con la posibilidad de aumentar a 2 GW . Sin embargo, advierte: «Cuando veamos 3-4 GW de almacenamiento conectados, esos ingresos empezarán a canibalizarse».
Hacia el final de la década, las expectativas se centrarán en las subastas de flexibilidad , destinadas a consolidar nuevas fuentes de ingresos regulados.
En cuanto a la cartera de proyectos, Zabala recuerda que ya existen más de 60 GW de aplicaciones de acceso a la red para almacenamiento, casi la mitad en modo autónomo . Sin embargo, advierte que no todos tendrán éxito: «De cada 100 proyectos que garantizan el acceso y la conexión, entre 25 y 35 se construyen». En este contexto, destaca la importancia de priorizar los nodos con valor de ubicación , donde las baterías pueden aportar un mayor beneficio al sistema.
En cuanto a los objetivos del PNIEC , Zabala es categórico: “Creemos que no es un plan realista para tomar como referencia para 2030”. Si bien el plan oficial fija una meta de 12 GW , Alantra proyecta que el rango más alcanzable será de 5 a 6 GW para finales de la década.
El potencial es claro, pero dependerá de que la regulación, la financiación y la red avancen al mismo ritmo.
