El nuevo régimen de acceso flexible para las instalaciones de almacenamiento podría reducir hasta un 10% los ingresos de las baterías en España. El marco regulatorio entrará en vigor el próximo 1 de septiembre y afectará especialmente a los proyectos independientes que necesitan cargar electricidad desde la red.
Las simulaciones elaboradas por Re-Twin Energy advierten de que las restricciones pueden coincidir con las horas más rentables para comprar energía. Esto limitaría la capacidad de los sistemas de almacenamiento para adquirir electricidad a precios bajos y venderla posteriormente cuando aumente su valor.
El acceso flexible limitará las horas de carga
La nueva regulación establece que las solicitudes de demanda de los sistemas de almacenamiento con baterías, conocidos como BESS, serán evaluadas bajo un régimen de acceso flexible. En consecuencia, las instalaciones podrían tener restricciones para cargar electricidad desde la red durante determinadas horas.
El denominado Tipo 0 establece un patrón horario fijo. En el escenario analizado, las baterías no podrían cargar entre las 08:00 y las 10:59 horas ni entre las 18:00 y las 23:59 horas. Esto representa nueve horas diarias sin acceso a electricidad procedente de la red.
Para los promotores, el problema aparece cuando esas restricciones coinciden con periodos estratégicos para el arbitraje energético. El modelo de negocio consiste, en parte, en comprar electricidad cuando resulta barata y venderla cuando los precios son más altos.
Los ingresos podrían caer entre un 4% y un 10%
El análisis de Re-Twin Energy calcula que el impacto del Tipo 0 podría situarse entre un 4% y un 10% de los ingresos. La reducción dependerá de la duración de la batería, su estrategia de operación y los mercados eléctricos en los que participe.
En los sistemas con dos horas de almacenamiento, la caída estimada alcanza un 5% cuando participan en los mercados diario, intradiario y de regulación secundaria automática, conocido como aFRR. En algunos escenarios con baterías de cuatro horas, la reducción llega al 7%.
Sin embargo, el perjuicio no será igual para todos los proyectos. El estudio señala que no existe un descuento fijo y que cada instalación deberá analizarse individualmente.
Además, si muchas baterías concentran sus compras en las mismas franjas disponibles, podría aumentar el precio de la electricidad durante esas horas. Esto estrecharía aún más la diferencia entre el coste de cargar el sistema y el precio obtenido al vender posteriormente la energía.
Las plantas híbridas tendrán menor impacto
Las instalaciones que combinan energía fotovoltaica y almacenamiento podrían afrontar mejor las restricciones. En estos proyectos, una parte de la electricidad utilizada para cargar las baterías procede directamente de la planta renovable, sin depender completamente de la red.
En una simulación con 50 megavatios de generación fotovoltaica y una batería de la misma potencia, la caída de la tasa interna de retorno se situó entre cero y cuatro puntos porcentuales. El resultado varía según la duración del almacenamiento y los mercados en los que participa la instalación.
Tres modalidades de acceso flexible
El nuevo marco contempla tres tipos de acceso flexible. Además del Tipo 0, basado en restricciones horarias fijas, el Tipo 1 permitirá a la distribuidora ordenar la desconexión completa de la batería. Durante ese periodo, la instalación no podrá cargar ni descargar electricidad.
El Tipo 2 aplicará límites dinámicos de potencia mediante instrucciones comunicadas el día anterior o en tiempo real. Cuando existe aviso con un día de antelación, los operadores disponen de mayor margen para reorganizar la carga. En estos escenarios, las simulaciones calculan una disminución aproximada de entre el 0% y el 1% de los ingresos.
Aplicación progresiva del nuevo régimen
El marco regulatorio comenzará a aplicarse el 1 de septiembre de 2026. No obstante, la implementación de sus diferentes modalidades será progresiva.
Los accesos Tipo 0 y Tipo 1 podrán solicitarse aproximadamente desde marzo de 2027. El Tipo 2 se activará gradualmente durante ese mismo año, según cada empresa distribuidora, y deberá estar disponible como máximo el 1 de enero de 2028.
Fuentes del sector consideran que las restricciones pueden comprometer la viabilidad de algunos proyectos, especialmente los de menor tamaño. Mantener un acceso firme evitaría las limitaciones horarias, pero obligaría a asumir determinados peajes y cargos.
El nuevo régimen introduce así una variable decisiva para el almacenamiento energético: la disponibilidad real de la red. A partir de ahora, la rentabilidad de una batería no dependerá únicamente de su potencia, duración y estrategia comercial, sino también de las horas en las que pueda cargar electricidad.