Revista Energética. Mayo 2026

Refuerzo de las redes eléctricas mediante almacenamiento con baterías de corta y larga duración (BESS y LDES): retos regulatorios en España Es la hora del almacenamiento energético en todo el mundo y, en particular, en España, por la necesidad de complementar a las energías renovables debido a su intermitencia, en la medida en que se incrementa la potencia instalada, básicamente solar y eólica. A ello contribuyen la reducción de los costes de capital de las baterías, la gratuidad de las fuentes de energía primaria y, principalmente, la elevada disponibilidad de recursos solares y eólicos en determinados territorios. JOSÉ M.ª GARCÍA BERNARDO VOCAL DE LAS COMISIONES DE ENERGÍA Y MAMB DEL COLEGIO OFICIAL DE INGENIEROS INDUSTRIALES DE MADRID. A sí lo están entendiendo algunos paí- ses que se sitúan a la vanguardia de estas instalaciones, como China, Es- tados Unidos, Alemania, Reino Unido o Italia. En 2024, la demanda mundial de bate- rías de iones de litio se situó en 1.545 GWh (+29%), de los cuales 1.051 GWh correspon- dieron a vehículos eléctricos y 370 GWh a sistemas de almacenamiento estacionario (datos de la IEA). Encontrar paralelismos con la situación actual de España resulta complejo. Quizá California y Texas, por su mix energético y demanda diaria y estacional, puedan pro- porcionar algunas enseñanzas. Sin embar- go, existen diferencias importantes debido a la gran disponibilidad de interconexiones eléctricas externas en estos estados y a su re- glamentación avanzada. No ocurre lo mismo en la península ibérica, que se complemen- ta con Portugal, pero mantiene todavía una limitada capacidad de interconexión con Francia y, en menor medida, con Marruecos. En España, el PNIEC 2030 establece unas previsiones de 22,5 GW de almacenamiento, desglosados en 12,5 GW de almacenamien- to diario y semanal y 10 GW de almacena- miento estacional, a conseguir mediante baterías, plantas termoeléctricas o centrales hidroeléctricas de bombeo. En la actualidad se cuenta con 5,4 GW de hidro-bombeo y otros 6 GW adicionales que previsiblemente no se materializarán antes de 2030. En cuanto a la cartera de proyec- tos de baterías, actualmente solo están en operación 0,3 GW, aunque los proyectos con permisos de acceso y puntos de conexión superarían las previsiones del PNIEC 2030. Algunos de ellos disponen incluso de ayudas gubernamentales. Dado que los plazos de construcción son inferiores a dos años, no parece existir un obstáculo técnico para su puesta en marcha antes de esa fecha, siempre que se resuelvan a tiempo las consideraciones financieras, jurídicas y regulatorias que se comentan a continuación. Estabilidad financiera y seguridad jurídica Otro de los desafíos identificados por los inversores en España es el desarrollo pen- diente de determinados marcos regulatorios para la retribución de los mercados de capa- cidad en el mercado eléctrico. En el mercado diario ya se están produ- ciendo saturaciones de oferta renovable en los horarios de mayor abundancia, lo que origina reducciones importantes en la retri- bución, precios negativos e incluso vertidos de energía. Sin embargo, esta no es la única fuente de ingresos, ya que las instalaciones pueden acudir también a los mercados de ajuste, complementando así sus expectati- vas de rentabilidad, para lo que resulta nece- saria una normativa clara y estable. Las baterías constituyen un complemento idóneo para las energías renovables, ya que permiten valorizar la energía almacenándola en momentos de abundancia y ofertándola posteriormente al mercado, compitiendo con tecnologías fósiles o con centrales hi- droeléctricas de bombeo. Por otro lado, mediante el nuevo procedi- miento de operación P.O. 7.4, las baterías ya pueden participar en el control dinámico de tensión y frecuencia, incluso con tiempos de respuesta inferiores a los de las tecnologías síncronas. De este modo, pueden recibir in- gresos adicionales dada su capacidad de reserva de potencia. Como es previsible, el crecimiento de las instalaciones de baterías tenderá a encon- trar límites de rentabilidad, ya que estas instalaciones competirán entre sí cuando desplacen por coste a las tecnologías fósiles e hidroeléctricas. Entre las diferentes modalidades destacan las baterías aisladas (BESS) y las instalacio- nes hibridadas con plantas solares fotovol- taicas y/o eólicas. Todas ellas, al demandar energía a bajo precio y suministrarla en mo- mentos de precios elevados, contribuirán progresivamente a aplanar la curva de de- manda (curva del pato), aunque ello reduci- rá también el diferencial de precios. Por esta razón, resulta importante prepa- rarse mediante equipos de ingeniería capa- ces de realizar previsiones fiables para par- ticipar en los mercados de ajuste y obtener ingresos adicionales por otros conceptos. Como suele ocurrir en sectores emergentes, los primeros actores en participar dispon- drán de mayores oportunidades de retorno. En la situación actual no se han producido todavía los incrementos de demanda previs- tos en el PNIEC 2030 que permitirían corro- borar plenamente este efecto. Finalmente, otroelementoquealteraelmer- cado es la autogeneración y el autoconsumo. En España ya existen instalaciones de menos de 100 kW que suman un total de 9,5 GW. No obstante, todavía no se dispone de manera masiva de baterías ‘detrás del contador’. En países como Alemania, con una mayor implantación de instalaciones solares de au- toconsumo y baterías asociadas, ya se regis- almacenamiento energético 116 ENERGÉTICA XXI · 256 · MAY 26