La publicación de los mapas de capacidad ha encendido las alarmas en el sector del almacenamiento en España. La foto que dejaron en el sistema eléctrico muestra que, precisamente en las zonas donde más valor podrían aportar las baterías, existen fuertes limitaciones de red.

La urgencia pasa ahora por destrabar la figura de la demanda flexible, una regulación en revisión por la CNMC cuya resolución definitiva se espera hacia fines de 2025, tras la consulta pública iniciada a principios de año.

La confirmación de estas restricciones complica la bancabilidad de los proyectos stand-alone, que ven cómo se retrasa su despliegue a pesar de la continua baja del CAPEX de baterías. “Las demandas de almacenamiento se consideraban como un consumo 24/7, y eso no tiene sentido”, advierte Chema Zabala López, Managing Director de Alantra Energy Transition.

En diálogo con Strategic Energy Europe, explica que la falta de demanda flexible limita la conexión de nuevos BESS y resta visibilidad a inversores y financiadores. 

“Con demanda flexible, las baterías podrían operar de forma contracíclica y aliviar la red en los momentos más críticos”, añade y confirma que esperan novedades de la CNMC sobre la resolución definitiva para la demanda flexible en los sistemas eléctricos, actualmente en fase de tramitación para su aplicación práctica. Se espera hacia fines de 2025, tras la consulta pública iniciada a principios de año. 

Mientras se desarrollan las redes, los proyectos que están ubicados en las zonas críticas deberán volver a evaluar su viabilidad y si es necesario reubicar para ponerlos en marcha. 

¿Qué ocurre con la rentabilidad de las baterías? 

Además de la definición de la CNMC, en el plano regulatorio también se sigue esperando el mecanismo de capacidad, que ahora está en el Consejo de Estado.

Aunque no se trata de un esquema exclusivo para almacenamiento, el analista considera que “sí puede dar una señal a los financiadores para entrar más confiados en el desarrollo de proyectos”.

El reto inmediato, no obstante, está en la financiación. “Muchos sponsors están yendo con el desarrollo de los proyectos casi a equity, pero esto no es sostenible para todo el mundo”, alerta Zabala.

La condición para habilitar el project finance será la aparición de PPAs híbridos y contratos de offtake específicos para stand-alone, que garanticen ingresos estables y reduzcan la percepción de riesgo.

En paralelo, Zabala detalla que los ingresos de los BESS descansan en dos ejes principales. “La parte del arbitraje sí que es estructural en el sistema”, asegura, aunque reconoce que las rentabilidades tenderán a moderarse con el abaratamiento del CAPEX.

El otro ingreso proviene de los mercados de ajuste, que hoy movilizan alrededor de 1,5 GW con posibilidad de crecer a 2 GW. Pero advierte: “Cuando veamos conectados 3–4 GW de almacenamiento, se van a empezar a canibalizar esos ingresos”.

Hacia finales de la década, las expectativas se trasladan a las subastas de flexibilidad, llamadas a consolidar nuevas fuentes de ingresos regulados.

En cuanto a la cartera, Zabala recuerda que ya existen más de 60 GW de solicitudes de acceso a red para almacenamiento, con cerca de la mitad en modalidad stand-alone. Pero advierte que no todos prosperarán: “De cada 100 proyectos que consiguen acceso y conexión, acaban construyéndose entre 25 y 35”. En este contexto, subraya la importancia de priorizar los nodos con valor locacional, donde las baterías pueden generar un mayor beneficio al sistema.

Respecto a los objetivos del PNIEC, Zabala es categórico: “Nosotros creemos que no es un plan realista para tomarlo como referencia a 2030”. Mientras el plan oficial fija una meta de 12 GW, Alantra proyecta que el rango más alcanzable se sitúa entre 5 y 6 GW a final de la década.

El potencial es evidente, pero dependerá de que la regulación, financiación y red avancen al mismo ritmo.