La transición energética en España avanza a toda velocidad. En apenas unos años, el país se ha llenado de paneles solares y aerogeneradores, liderando en Europa la incorporación de energías limpias. Pero este éxito tiene su cara B: el sistema eléctrico español no fue diseñado para gestionar tanta energía renovable sin respaldo firme. El pasado 28 de abril lo dejó claro. En plena tarde de primavera, con el sol brillando y el viento soplando, parte del país se quedó sin luz. No fue un sabotaje ni un fallo técnico puntual: fue un aviso.

Aunque no se tienen detalles de lo que ocurrió ese día, algunos expertos apuntan a que fue consecuencia directa de un sistema saturado de generación renovable en un momento de baja generación síncrona tradicional —es decir, sin el “peso” eléctrico que aportan las grandes centrales convencionales—. La red, tal como está concebida, necesita estabilidad, y esa estabilidad la dan tecnologías capaces de mantener el equilibrio del sistema en milisegundos. Sin ese respaldo, el exceso de energía verde puede volverse un problema. Por eso, más que culpar a las renovables, el apagón señala una deuda estructural: no hemos acompañado la revolución renovable con la infraestructura necesaria. Las baterías, los compensadores síncronos y otras tecnologías de flexibilidad ya no son una opción futurista, sino un pilar urgente para que la transición energética no se convierta en un riesgo para la seguridad del suministro.

¿Qué son las baterías eléctricas y cómo funcionan?

Las baterías eléctricas almacenan energía para liberarla posteriormente cuando se necesita. Las más comunes en la actualidad son las de ion-litio, aunque también existen tecnologías emergentes como las baterías de flujo, sodio o de segunda vida procedentes de vehículos eléctricos. Sus aplicaciones van desde el autoconsumo doméstico hasta instalaciones a gran escala (utility-scale), pasando por sistemas de respaldo para redes eléctricas o centros de datos.

Más allá de almacenar energía, las baterías pueden operar como activos clave del sistema eléctrico. Entre sus servicios destacan el arbitraje energético (comprar barato y vender caro), la prestación de servicios de balance y reserva, y la participación en mercados de capacidad.

En España, ya se contempla su acceso a mercados como el diario, intradiario o de servicios de ajuste, aunque aún con ciertas limitaciones prácticas.

Regulación y barreras técnicas y legales

Muchas de esas limitaciones, sin embargo, tienen su raíz en un marco regulatorio que todavía no ha evolucionado al ritmo que exige la transición energética.

A día de hoy, persisten obstáculos como:

• Falta de una figura jurídica propia para las baterías: actualmente se les considera generadores o consumidores, lo que implica doble peaje y costes que desincentivan su desarrollo.
• Retrasos en la retribución de servicios: aún no hay mecanismos estables para remunerar servicios como el balance de red o la capacidad de respuesta rápida, que sí se valoran en otros mercados.

Hasta hace un año, existía una tercera barrera adicional: problemas de conexión a red. Caracterizado por prioridad a renovables, lentitud administrativa, y falta de visión sistémica que integre almacenamiento en la planificación de la red. Sin embargo, algo empieza a moverse…

Hibridación

La hibridación de instalaciones energéticas se está convirtiendo en el eje sobre el que los reguladores quieren empezar a construir un marco normativo más coherente y funcional. Este enfoque —que combina generación renovable y almacenamiento en un mismo punto de conexión— está en el centro del Proyecto de Real Decreto que modifica el RD 413/2014, actualmente en fase de tramitación. La propuesta no solo reconoce el valor estratégico de las plantas híbridas, sino que les otorga prioridad de acceso a la red frente a proyectos que operan únicamente con renovables o solo con baterías. Es un primer paso relevante hacia un modelo más flexible, eficiente y resiliente.

Aún queda mucho por hacer, pero este proyecto señala por dónde va el camino. Un aviso para los desarrolladores: la hibridación empieza a tomar protagonismo en la regulación energética.

El despliegue de baterías a gran escala no solo transforma el sistema eléctrico por dentro, sino que también tendrá efectos visibles para el consumidor. Al permitir una mayor integración de renovables y reducir los vertidos de energía limpia, las baterías pueden contribuir a abaratar los precios en horas punta y a reducir la volatilidad del mercado eléctrico. Además, en un futuro no tan lejano, podrían facilitar modelos de autoconsumo más avanzados, donde hogares, comunidades energéticas o empresas optimicen su consumo con sistemas de almacenamiento propios. En este nuevo ecosistema, el consumidor dejará de ser un actor pasivo para convertirse en parte activa de la estabilidad y eficiencia del sistema.

Para adaptarse a la rápida evolución del panorama energético, Haya Energy Solutions ofrece ahora un servicio de valorización que ofrece un análisis integral — económico, técnico y regulatorio — para ayudarte a identificar el máximo potencial de tu proyecto. A través de nuestras herramientas propietarias, CHEF y RINGO, proyectamos curvas horarias de precios futuros y optimizamos el uso de la batería según diferentes escenarios de valorización (servicios de red, mercado de capacidad, SRAD, entre otros). Adaptamos cada estudio a las características específicas del cliente, ya sea para sistemas stand-alone o híbridos, asegurando decisiones informadas y rentables.

Para que su despliegue sea una realidad para todos los usuarios, será fundamental el desarrollo de modelos híbridos bien diseñados, sistemas de gestión inteligente y plataformas de agregación que permitan coordinar miles de pequeñas unidades de almacenamiento. El futuro del sistema eléctrico español no será solo más renovable, será más flexible, descentralizado e inteligente. Y las baterías estarán en el centro de esa transformación.

A grandes rasgos, los agregadores —entidades que agrupan múltiples recursos energéticos distribuidos (incluyendo baterías)— transformarán el mercado eléctrico español al aportar flexibilidad, optimizar el uso de la capacidad de almacenamiento y reforzar la integración de renovables. Gracias a los agregadores, las baterías podrán participar de forma coordinada en mercados mayoristas, de ajuste y servicios auxiliares, reduciendo el “curtailment” de energía limpia y suavizando la volatilidad de precios. Esto conllevará una competencia más intensa en subastas de capacidad y reservas, mayor eficiencia en el balance oferta-demanda y un reparto distinto de beneficios entre productores, consumidores y operadores de red. No obstante, su impacto real dependerá de la madurez regulatoria (directiva 2019/944), de la interoperabilidad de sistemas y de incentivos específicos en cada país, así como de la evolución de los costes de las baterías.

Perspectivas de futuro

El PNIEC 2023-2030 establece objetivos ambiciosos en cuanto a capacidad instalada de baterías. Con una meta de 22 GW de almacenamiento para 2030, de los cuales se estima que 9 GW sean de baterías; se busca flexibilizar la red para gestionar altos niveles de solar y eólica, reducir vertidos de renovables, especialmente en primavera, y, apoyar a zonas no peninsulares y autoconsumo.

En términos regulatorios, está sobre la mesa que el nuevo marco de subastas de capacidad (previsto para 2025-2026) incluya explícitamente al almacenamiento, aunque aún no está definido.

Además, se espera que tecnologías más innovadoras como el hidrógeno verde, los sistemas híbridos y las baterías de segunda vida complementen esta evolución. Así, la innovación será clave para reducir costes, aumentar la eficiencia y lograr una verdadera electrificación sostenible.

España avanza hacia un sistema eléctrico más limpio, pero también más complejo. Las baterías se presentan como un elemento central para dotar de flexibilidad y firmeza a la red. Aunque todavía quedan retos por superar, su papel será decisivo en la descarbonización del sistema energético y en la construcción de un modelo más seguro, eficiente y resiliente.

Paloma Hepburn Jiménez & Diego Marroquín