El doble peaje del almacenamiento

Una batería hace una sola cosa: toma energía de la red y, horas después, la devuelve. El código de red español ve dos cosas. Para la ventanilla de conexión, una instalación de almacenamiento es un generador cuando descarga y un consumidor cuando carga, y tiene que superar ambas puertas antes de instalar una sola celda. Ese matiz contable es la razón por la que una batería en configuración standalone deposita dos conjuntos de garantías financieras, se enfrenta a dos concursos de capacidad y puede ser rechazada por partida doble.

Ese era el rompecabezas que el webinar de RENMAD atrapó al vuelo, la mismísima mañana en que España publicó un borrador de decreto sobre conexiones de almacenamiento. Medio año después, los borradores se han convertido en ley. Una resolución del 1 de diciembre de 2025 fija las reglas técnicas de cómo la demanda y el almacenamiento acceden a la red de transporte; un real decreto de medidas urgentes aterrizó en noviembre. Y en abril de 2026 la CNMC, el regulador energético español, integró los dispersos mapas de capacidad en una única plataforma pública que ahora actualiza cada mes. Así que la pregunta ha cambiado. Las reglas están publicadas y los mapas están en marcha. ¿Alguien arregló el doble cobro — y dónde puede conectarse realmente una batería?

Dos sombreros, dos facturas

Silvia Encinas, Directora de Crecimiento Estratégico de Renovables en España en EDP, expuso la mecánica con la paciencia de quien ha rellenado la documentación. Sobre el papel, señaló, una planta de almacenamiento capaz de verter energía de vuelta a la red se trata como generación. En la práctica, la circular le dice al distribuidor que la evalúe dos veces. "La evaluación de la capacidad de acceso para este tipo de instalaciones tiene que hacerse con un carácter dual", dijo, "aplicando los criterios tanto de su condición de demanda como de su condición de generación".

El problema es que las dos evaluaciones rara vez coinciden. Un distribuidor a menudo miraba un nudo, encontraba hueco en el lado de generación — ese dato ya existía — y dejaba pasar la batería como generador. Después comprobaba el lado de consumo y se echaba atrás. "Tienes capacidad para comportarte como generador, pero no para tomar de la red", recuerda Encinas que le decían. Para una batería standalone esa respuesta no sirve de nada. No es un generador neto; cargar es todo el objetivo. Así que el proyecto quedaba en el limbo, a la espera de las tantas veces prometidas reglas de acceso flexible.

El carácter dual no es solo una molestia de calendario. Lleva un precio. Para solicitar acceso como generador, dijo Encinas, un promotor deposita 40.000 euros por megavatio; "como consumidor, 20.000 euros adicionales". Sesenta mil euros por megavatio antes de que se conceda un solo permiso, frente a los cuarenta de una central eléctrica sin más o los veinte de una fábrica sin más. La batería, por ser ambas cosas, paga la suma de las partes.

Bloqueada a la ida y a la vuelta

El peaje no se detiene en las garantías. España ha empezado a celebrar concursos de capacidad — subastas competitivas por el derecho a conectarse en nudos congestionados — y también aquí la batería lleva ambos sombreros. Un proyecto de almacenamiento, advirtió Encinas, "podría plantarse en un nudo que esté bloqueado por partida doble: bloqueado para un concurso de capacidad de generación, y bloqueado para un concurso de capacidad de demanda". Pierde cualquiera de las dos loterías y la puerta se cierra.

Los concursos tienen su propia historia de colas atascadas. Para generación, apuntó Encinas, se han reservado más de 350 nudos desde 2020 y no se ha celebrado ni una sola subasta — "alrededor de 150 gigavatios bloqueados ahí", capacidad que existe sobre el papel pero que no puede adjudicarse porque el mecanismo para adjudicarla nunca llegó a funcionar. El primer lote de concursos de demanda ya se ha abierto, en ocho nudos de transporte, y los promotores no ven la lógica detrás de la elección. "No conseguimos entender cuál fue el criterio para seleccionar esos nudos", dijo. Su petición era modesta y reveladora: un calendario. Dar a los proyectos visibilidad sobre qué nudos se subastarán y cuándo, para que un promotor pueda juzgar si merece la pena madurar un proyecto siquiera.

La hambruna en la red

¿Por qué muerde todo esto ahora? Porque todo el mundo quiere el mismo cable. Marta Castro Pérez, responsable de regulación en Aelec, la asociación cuyos miembros operan más del 80% de la distribución en España, aportó los números. Al cierre de 2024 sus empresas acumulaban en torno a 67 gigavatios de solicitudes de acceso, casi 19 de ellos de nueva industria. Solo en el primer semestre de 2025 llegaron otros 27 gigavatios — y 14 de ellos hubo que rechazarlos por falta de capacidad.

"Esto nos da una idea del hambre que hay por conectarse", dijo Castro, y la palabra — hambruna — recorrió toda la sesión. La red, argumentó, sencillamente no puede absorber la electrificación que se ofrece "a menos que optimicemos su uso, por un lado, y a menos que crezca la capacidad para sostenerla, por otro". El acceso, añadió, no debe convertirse en "una barrera para el despliegue de la nueva demanda". Ahí está la oportunidad enterrada en el problema: los gigavatios rechazados no son proyectos muertos, sino fábricas, centros de datos y puntos de recarga haciendo cola por una conexión que España quiere que tengan.

La receta de Castro eran tres palabras que repetía como un estribillo: regulación, inversión, planificación — más procedimientos de operación. La flexibilidad puede meter más demanda en los cables existentes, pero solo si a los distribuidores se les entregan las herramientas que los operadores de transporte ya tienen, desde la inversión anticipatoria — construir la línea antes de que aparezca la demanda — hasta el control en tiempo real. "Si quieres flexibilidad, también tienes que adaptar la red", dijo, "y eso es inversión". Su advertencia llevaba fecha límite: el nuevo marco de retribución previsto para la semana siguiente, en su lectura, "desincentiva la inversión en lugar de fomentarla" — la señal equivocada en el momento equivocado.

Qué se supone que desbloquea el acceso flexible

El arreglo que todo el mundo lleva esperando es el acceso flexible: conexiones que aceptan ser vertidas en las peores horas de la red a cambio de entrar en una red que no tiene sitio para un megavatio firme más. Alicia Carrasco, cofundadora y directora ejecutiva de entra — la asociación española de agregación y flexibilidad — y consejera delegada de Olivo Energy, ha visto cómo otros países llegaban antes. "Las conexiones flexibles en otros países ya son una realidad", dijo. "Es además un mandato de la Unión Europea". España reconoce tres modalidades: tipo 0, que solo consume en dos ventanas de valle; tipo 1, que acepta la desconexión sin compensación pero puede funcionar un estimado 90% del tiempo; y tipo 2, la opción plenamente flexible — que, señaló con cierta frustración, se ha dejado para la red de transporte y se ha mantenido fuera de la distribución, justo donde la mayor parte de la nueva demanda quiere situarse.

La preocupación de Carrasco es que la reforma, con toda su ambición, deja dinero sobre la mesa. Los nuevos mapas de capacidad son un paso genuino — por primera vez los promotores pueden ver qué subestaciones tienen hueco. Pero reclamó salvaguardas: las reglas no piden ninguna prueba de que un proyecto sea maduro, de modo que un especulador puede apropiarse de un nudo y sentarse sobre él mientras un proyecto real espera detrás. "En ningún momento se le exige al proyecto tener una madurez", dijo, "un grado de preparación que no le quite esa capacidad disponible a un proyecto más maduro". Su remedio: pruebas de madurez, caducidad estricta de los permisos ociosos y una vía rápida para los proyectos de valor estratégico para el país. El acceso flexible, argumentó, también debería llegar a los hogares corrientes con un coche eléctrico o una batería — dejar que los hogares marquen parte de su carga como flexible, como ya hacen los países nórdicos y Alemania — en lugar de seguir siendo una herramienta solo para las instalaciones industriales.

¿Lo arreglaron las nuevas reglas?

Este es el marcador ahora que la tinta se ha secado. La resolución de diciembre de 2025 hace lo que el panel esperaba en el frente de la flexibilidad: mueve el acceso flexible de ser algo secundario al centro del sistema, y trata explícitamente el almacenamiento en modo demanda como una conexión flexible en lugar de firme. Eso importa más de lo que suena. Como argumentó Castro en el webinar, una batería es flexible por naturaleza, así que concederle capacidad firme escasa significaba que estaba "acaparando capacidad que necesitan otros sectores económicos" que no tienen esa flexibilidad. Encauzar el almacenamiento a través del acceso flexible libera capacidad firme para las fábricas que de verdad la necesitan.

Lo que las nuevas reglas no hacen es retirar el doble cobro. El carácter dual — generador y consumidor, dos garantías, dos concursos — está incrustado en cómo España define una planta de almacenamiento, y nada en el texto de diciembre reescribe esa definición. Carrasco señaló un nuevo aguijón en el último decreto: los proyectos de demanda y almacenamiento tienen ahora que depositar una garantía de 40 euros por kilovatio ante la autoridad autonómica antes siquiera de saber si hay hueco en la red. "Si todavía no sabes si vas a tener el espacio en la red", dijo, "eso es muy limitante". Pagar para averiguarlo es el viejo problema del doble cómputo con ropa nueva.

¿Y los mapas? Son la victoria más clara. Desde abril de 2026 la CNMC publica una única plataforma, actualizada mensualmente, que muestra la capacidad disponible en cada nudo por encima de 1 kV. El titular que produjo es aleccionador: el 83,4% de los nudos de distribución están saturados. Leído de una manera, confirma la hambruna. Leído de otra, es la hoja de ruta que a los distribuidores les faltaba — la prueba de exactamente dónde hay que reforzar los cables y dónde una conexión flexible aún podría colarse. Castro llamó a esa visibilidad una hoja de ruta "de hacia dónde deben ir las inversiones", algo que el sector sencillamente no tenía antes.

Así que el almacenamiento en España entra en 2026 cargando con un peso más ligero y otro más pesado a la vez. La puerta del acceso flexible que se pasó dieciocho meses esperando está por fin abierta, y los mapas le dicen a qué nudos merece la pena llamar. Pero la batería sigue llevando dos sombreros en la ventanilla de conexión, y sigue pagando por ambos. La reforma le enseñó a la red a ver dónde está la capacidad. Todavía tiene que enseñarle que una sola máquina, haciendo un solo trabajo, debería pagar una sola vez.

¿Quieres las palabras de los propios reguladores sobre el acceso firme frente al flexible, los concursos de capacidad y qué presentar antes de las fechas límite de 2026? Mira el webinar completo de RENMAD, "La CNMC cambia las reglas: cómo asegurar acceso a red en la nueva era de distribución", con Aelec, EDP y entra. Y la conversación continúa en persona en RENMAD Almacenamiento en Sevilla los días 17 y 18 de marzo, el evento de referencia de España para el almacenamiento de energía.