Cobra por estar en reserva

El megavatio más barato de la red española es el que acuerdas no usar. Esa es la premisa poco glamurosa que hay detrás de un producto del que casi nadie habla fuera de la sala de control, y que ahora paga lo suficiente como para poner una batería en un balance.

El producto se llama SRAD —servicio de respuesta activa de la demanda—. Es un servicio de reserva terciaria: el operador de la red te paga por estar listo para recortar tu consumo con poco margen de aviso, y te vuelve a pagar en las raras ocasiones en que realmente te lo pide. Durante años se quedó en un segundo plano, una herramienta de nicho para grandes consumidores. Para 2026 se ha redibujado de forma que queda al alcance de un público mucho más amplio, y los ingresos que ofrece son de los que hacen que una batería tras el contador se pague sola en apenas unos años.

Ese cambio, y otros dos que lo acompañan, fueron el tema del último webinar de almacenamiento de RENMAD de 2025, donde una abogada especializada en regulación, el director de la asociación española de almacenamiento y un consultor de mercado repasaron lo que cambió en un otoño legislativo movido. La versión corta: las reglas mejoraron, luego empeoraron brevemente, y las cuentas empiezan a cuadrar.

El cheque por estar disponible

Empecemos por el cheque, porque es la parte que sorprende a la gente. Hasta este año el SRAD te pedía mucho: un único punto de conexión de al menos un megavatio, disposición a reducir el consumo durante tres horas, quince minutos de preaviso y un contrato anual.

Para 2026 todos esos umbrales bajaron. El punto de conexión mínimo cae a 100 kilovatios, siempre que se agrupen varios hasta alcanzar un megavatio de capacidad ofertada. El tiempo de mantenimiento exigido baja de tres horas a dos. El preaviso se reduce a 12,5 minutos. Y el contrato pasa de anual a semestral, así que ya no te la juegas a un año completo cada vez.

"Esta es una de las herramientas que en la asociación consideramos clave para impulsar el desarrollo de los sistemas de baterías tras el contador ligados a la demanda", dijo Raúl García Posada, director de ASEALEN, la asociación española de almacenamiento de energía. Su idea es que el producto se está reconfigurando deliberadamente para atraer flexibilidad del lado de la demanda al mercado, y una batería es la forma más limpia de aportarla.

Los números explican el entusiasmo. La capacidad asignada pasó de unos 497 megavatios de tamaño de prueba en el primer año a 1.700 megavatios para el primer semestre de 2026. Los precios de asignación se han mantenido en una banda de entre 50 y 65 euros por megavatio y hora, aproximadamente. Multiplica eso y solo el pago por disponibilidad —el dinero por el simple hecho de estar listo, antes de una sola activación— ronda los 200.000 a 300.000 euros por megavatio y año.

Compáralo con el coste del activo. "Con una inversión que debería situarse por debajo de los 500.000 euros por megavatio, deberías poder amortizar una instalación de almacenamiento en dos, tres, cuatro años como mucho", dijo García Posada, "y a partir de ahí es enteramente tuya para usarla". Las activaciones han sido rarísimas —una en 2023, cuatro en 2024, ninguna hasta ahora en 2025—, lo que significa que la batería pasa casi todo su tiempo libre para perseguir otros ingresos.

No es una alarma de incendios

La preocupación natural es que esto sea un seguro contra catástrofes: un mecanismo que te paga por estar parado a la espera de una emergencia que llega una vez por década. El webinar fue tajante en que no lo es.

"Nuestra visión es que esto no es un mecanismo de capacidad, no es algo que quizá nunca se use", dijo Javier Revuelta, senior principal de la consultora AFRY. "Es un servicio terciario. Si participas, te pueden llamar, y te pueden llamar varias veces al año". La red, explicó, recurrirá al SRAD siempre que sea simplemente la opción más barata o más rápida que la reserva terciaria convencional, no solo cuando estén a punto de irse las luces. El enfoque de los periódicos —"estuvimos al borde del colapso"— malinterpreta lo que es una herramienta rutinaria de eficiencia.

Hay un matiz que conviene entender, y García Posada lo detalló en respuesta a una pregunta del público. No puedes hacer trampas con el servicio moviendo tus propios electrones. Si te dicen que reduzcas tu consumo de la red, no puedes poner discretamente tu solar de tejado a rendir más, ni descargar una batería que ya estabas descargando, y llamar a eso una reducción. Las reglas exigen que la activación recorte de verdad el consumo de la red. Usada con honestidad, sin embargo, una batería es justo el activo que hace posible un recorte limpio y controlado: doce minutos son demasiado poco tiempo para apagar con calma un horno o una bomba, pero una batería puede absorber eso por ti.

Un paso adelante, dos atrás

Mientras se endulzaba el SRAD, el marco normativo para construir baterías recibió un arreglo largamente esperado, y luego un tropiezo accidental en la misma temporada.

El arreglo llegó con el Real Decreto 997/2025, publicado en noviembre. Su medida estrella desbloquea la hibridación, la práctica de acoplar una batería a una planta solar o eólica ya existente. La antigua norma trataba la potencia instalada de una planta híbrida como la simple suma de sus partes, lo que significaba que añadir una batería podía hacer que un proyecto superara la línea de los 50 megavatios que decide si lo autoriza un gobierno autonómico o el ministerio nacional, mandando de vuelta al inicio de la cola a un proyecto a medio terminar.

"Esta era una medida que se estaba demandando muchísimo", dijo Lidia Fernández, senior associate del bufete Watson Farley & Williams. El decreto añade un matiz crucial: cuando una planta híbrida comparte un elemento común —un inversor o un transformador—, la potencia instalada queda limitada por ese componente compartido y más restrictivo, en lugar de por la suma bruta. El decreto también exime al almacenamiento hibridado dentro de un emplazamiento ya evaluado de un nuevo estudio de impacto ambiental, y promete una tramitación administrativa más rápida. Fernández tuvo cuidado de no exagerar la aceleración: "No nos engañemos pensando que ahora tramitar una batería va a llevar la mitad de tiempo, porque por desgracia no es tan automático".

Luego llegó el gol en propia puerta. El mismo decreto había ordenado el artículo 23 bis, que regula las garantías del lado de la demanda, para corregir incoherencias en torno al almacenamiento. "Y hace diez días", dijo Fernández, "nos encontramos con que la Ley de Movilidad Sostenible" —a través de una enmienda que arrastraba una versión desactualizada del mismo artículo— "lo revirtió. Así que ahora estamos de vuelta con la redacción original, y esos cambios ya no están en vigor". El sector, señaló con ironía, dio "un paso adelante y dos atrás". Nadie cree que fuera deliberado; se lee como un error de redacción en el ajetreo de leyes que se solapan, y se espera un arreglo. Pero capta la textura del momento: el progreso llega más rápido de lo que la maquinaria legislativa puede seguir sin liarse.

Treinta y cinco gigavatios, casi ninguno real

Todo esto importa por una brecha llamativa. Según las cuentas del operador de la red, unos 35 gigavatios de baterías se encuentran en algún punto del proceso de acceso y conexión: alrededor de 15 con acceso concedido, otros 20 aún solicitándolo. ¿Conectados y en marcha? Casi nada.

"Tenemos algo así como veinte megavatios conectados, prácticamente cero", dijo Revuelta. El cuello de botella ha sido la tramitación, no las ganas. Espera que la primera ola real supere la aprobación ambiental en el primer semestre de 2026, con quizá medio gigavatio a algo menos de un gigavatio realmente construido para final de año. Después de años de papeleo, por fin se va a verter el hormigón, pero por los pelos.

La razón de que se haya construido tan poco no es solo la burocracia; son las dudas sobre si las cuentas cuadran. Una batería de cuatro horas hoy podría, en teoría, obtener unos 200.000 y pico a 300.000 euros por megavatio de margen bruto entre el arbitraje del mercado diario y los servicios de balance de la red. Pero esas cifras asumen "previsión perfecta", advirtió Revuelta, un techo teórico que ningún operador alcanzará jamás, porque nadie sabe de antemano cuándo va a fallar una térmica o cuándo una previsión eólica va a errar. Peor aún, se espera que los ingresos de balance más jugosos se canibalicen rápido: los volúmenes son pequeños y los precios se disparan, así que un puñado de nuevos proveedores puede aplanar los retornos. Pregunta a tres consultores si una batería es bancable, dijo, y obtendrás tres respuestas.

El complemento a la bancabilidad

Y ahí es donde entra el tercer pilar: el largamente retrasado mercado de capacidad de España, un mecanismo de unos nueve mil millones de euros que la Comisión Europea ya ha autorizado. Su cometido no es hacer ricas a las baterías. Es hacerlas financiables.

El mecanismo funciona por comparación. El operador de la red decide cuánta capacidad firme necesita —del orden de 47 a 50 gigavatios para principios de la década de 2030— y luego celebra subastas que enfrentan a las plantas existentes con las nuevas en función de cuánto dinero público necesita cada una para ser viable. Un ciclo combinado de gas parado podría pedir alrededor de 25.000 euros por megavatio y año solo para cubrir sus costes fijos. Una batería podría necesitar, pongamos, 18.000 euros por megavatio y año de "missing money" para que su modelo financiero cuadre. Cuando la batería es la forma más barata de mantener las luces encendidas, la subasta elige la batería.

Esa franja garantizada de ingresos es lo que desbloquea la deuda. "Un banco puede decir: puedo prestar, porque ahora hay ingresos garantizados", explicó Revuelta. Los promotores sopesan dos caminos: quedarse con cada euro del incierto potencial merchant, o ceder parte de él mediante un acuerdo de tolling a cambio de la visibilidad que atrae deuda barata y una rentabilidad exigida menor. El pago por capacidad inclina esa cuenta hacia "construir".

La lectura de AFRY es cautelosamente optimista: en torno a cinco gigavatios de baterías para final de la década, quizá más, a partir de una mezcla de proyectos merchant, subvencionados y ganadores del mercado de capacidad. Mucho más que eso y los ingresos por arbitraje se canibalizan y las cuentas dejan de cuadrar; mucho menos y la cola sigue siendo una cola. Las propias subastas serán dinámicas: subastas principales con un horizonte de cinco años, activadas siempre que la expectativa de pérdida de carga se desvíe por encima del nuevo estándar de fiabilidad de 1,5 horas, con subastas de ajuste más cortas entre medias.

Por qué 2026 es el año

Junta las tres piezas y el momento es la historia. El SRAD se amplía y se abre a jugadores más pequeños. El arreglo de la hibridación despeja un camino a través de la tramitación, dejando aparte los bandazos legislativos. Y el mercado de capacidad —del que se habla desde hace dos años, siempre "el próximo trimestre"— por fin llega para respaldar los proyectos que salen a cuenta en todo menos en la última línea.

Nada de esto convierte a una batería en una apuesta segura. Los ingresos merchant son inciertos, el marco normativo está disperso entre demasiadas leyes que se solapan, y la cola de conexión sigue siendo en su mayoría papel. Pero por primera vez la pila de ingresos tiene tres patas en lugar de una, y la primera de ellas te paga por no hacer absolutamente nada. En una red que se esfuerza por absorber sus propias renovables, cobrar por estar en reserva puede acabar siendo el negocio más fiable del edificio.

Estos temas —SRAD, RD 997 y el mercado de capacidad— recorren la agenda de RENMAD Almacenamiento en Sevilla, los días 17 y 18 de marzo. Mira la grabación completa del webinar para ver los ejemplos trabajados que hay detrás de las cifras anteriores.