El nuevo decreto anticrisis introduce una vía para que los BESS sustituyan reserva fósil, reduzcan deslastres y refuercen la seguridad de suministro en los sistemas eléctricos aislados
El Congreso ha convalidado el Real Decreto-ley 18/2026 por 175 votos a favor, 33 en contra y 140 abstenciones. La norma seguirá además su tramitación como proyecto de ley urgente, lo que permitirá introducir modificaciones, pero mantiene desde ahora plenamente vigentes sus medidas energéticas.
El titular político habla de ayudas fiscales y de la eliminación progresiva del impuesto a la generación. Sin embargo, para el sector eléctrico, la novedad estructural está en otro punto: España empieza a reconocer expresamente que las baterías pueden asumir funciones de seguridad del sistema que hasta ahora recaían principalmente sobre centrales térmicas en funcionamiento.
No se trata simplemente de almacenar excedentes solares. Se trata de utilizar BESS como infraestructura operativa para mantener el equilibrio instantáneo entre generación y demanda.
De almacenar energía a garantizar la estabilidad
En los sistemas eléctricos aislados, una parte de la generación convencional debe permanecer conectada y parcialmente cargada para disponer de reserva rodante.
Esa reserva permite responder rápidamente ante la pérdida inesperada de una central, una variación brusca de demanda o una caída de generación renovable. El problema es que mantener grupos térmicos sincronizados implica consumo de combustible, emisiones, costes de operación y una menor penetración efectiva de renovables.
El nuevo decreto crea una categoría específica de medidas de emergencia para que esa función pueda ser proporcionada mediante baterías cuando el operador del sistema detecte una falta de reserva que pueda obligar a activar planes de deslastre de demanda.
El cambio conceptual es importante:
la batería deja de considerarse únicamente un activo de arbitraje y pasa a reconocerse como un recurso de seguridad de suministro.
Un BESS correctamente dimensionado puede inyectar potencia en milisegundos, estabilizar frecuencia, absorber desviaciones, proporcionar regulación y reducir la necesidad de mantener generación fósil operando a carga parcial.
La prioridad ya no es solo la capacidad en MWh
El decreto obliga a que cada propuesta esté respaldada por un informe del operador del sistema. Ese informe deberá definir, como mínimo:
el dimensionamiento del almacenamiento;
la capacidad de regulación dentro de su rango operativo;
los requisitos técnicos de conexión;
los modos de control;
las funcionalidades necesarias para garantizar la operación segura del sistema aislado.
Esto confirma algo que el mercado todavía tiende a simplificar: un BESS destinado a servicios de red no se selecciona únicamente por su capacidad energética.
Para sustituir reserva rodante deben evaluarse conjuntamente:
Potencia. Capacidad para responder ante la pérdida del mayor grupo de generación considerado en el criterio de contingencia.
Energía. Tiempo durante el cual el sistema puede mantener la respuesta hasta que entren otros recursos o se recupere el equilibrio.
Velocidad de respuesta. Tiempo de activación del PCS y capacidad de seguimiento de consignas.
Estado de carga. Margen operativo permanente para poder cargar o descargar según las necesidades del sistema.
Sobrecarga y potencia dinámica. Capacidad del inversor para soportar transitorios sin degradar la seguridad ni la vida útil.
Control. Integración con el operador del sistema, EMS, SCADA, protecciones y consignas de frecuencia y tensión.
Disponibilidad. Arquitectura modular, redundancia, mantenimiento y gestión térmica que permitan garantizar el servicio comprometido.
Por tanto, el valor del proyecto no dependerá exclusivamente del coste por kWh instalado, sino de su capacidad para prestar una función crítica con disponibilidad verificable.
Hasta el 25% de la inversión reconocida
La norma permite reconocer como repercusión económica hasta un máximo del 25% del coste total previsto de la inversión. La comunidad o ciudad autónoma deberá garantizar el 75% restante mediante recursos propios o ayudas públicas europeas.
No es una convocatoria general para cualquier proyecto de almacenamiento. La medida queda limitada a sistemas eléctricos aislados donde exista una necesidad operativa identificada y donde las baterías sean la alternativa de menor coste para proporcionar esa reserva.
Pero abre una referencia regulatoria relevante: el sistema eléctrico puede remunerar o apoyar una batería no solo por la energía que compra y vende, sino por el problema operativo que resuelve.
Esa evolución es esencial para mejorar la bancabilidad del almacenamiento.
Menos combustible y más renovables realmente integradas
La propia exposición de motivos relaciona el almacenamiento con tres objetivos estratégicos:
reforzar la resiliencia del sistema;
maximizar la integración de generación renovable;
reducir la dependencia de combustibles expuestos a la volatilidad internacional.
En un sistema aislado, aumentar la potencia fotovoltaica instalada no garantiza por sí mismo una reducción equivalente del consumo fósil.
Sin almacenamiento y control, los grupos convencionales deben mantenerse conectados para aportar reserva, estabilidad y respuesta ante contingencias. Esto puede obligar a limitar generación renovable incluso cuando existe recurso solar disponible.
La incorporación de BESS permite reducir ese mínimo técnico térmico, absorber excedentes renovables y liberar potencia rápidamente ante una incidencia.
El resultado potencial es doble:
más energía renovable aprovechada y menos generación fósil mantenida únicamente por razones de seguridad.
La conexión con el futuro mecanismo de capacidad
El decreto también señala que el desarrollo del almacenamiento dependerá de la implantación del mecanismo de capacidad, destinado a garantizar que exista suficiente capacidad para producir, almacenar o consumir electricidad de manera flexible cuando el sistema la necesite. La exposición de motivos indica que la Comisión Europea ya ha autorizado su puesta en marcha en España, aunque todavía deben completarse reformas regulatorias antes de su activación efectiva.
Este será probablemente el paso decisivo para el mercado peninsular.
Los ingresos de un BESS no pueden depender únicamente del arbitraje diario entre horas baratas y caras. A medida que aumenta el número de baterías, esa diferencia de precios puede reducirse y aumentar la volatilidad de los ingresos.
Un modelo sostenible deberá combinar distintas fuentes:
arbitraje energético;
servicios de balance;
regulación de frecuencia;
control de tensión;
gestión de congestiones;
capacidad firme;
respaldo de instalaciones industriales;
optimización del autoconsumo y reducción de picos.
La combinación de servicios convierte al BESS en una plataforma energética flexible, no en una simple batería que carga al mediodía y descarga por la noche.
La reducción fiscal mejora la generación, pero no sustituye una regulación para el almacenamiento
El decreto también reduce progresivamente el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica.
En 2026 se mantiene formalmente el tipo del 7%, pero se reduce la base imponible en un 30% para la energía del tercer trimestre y en un 40% para la del cuarto trimestre. Esto equivale, como cálculo aproximado sobre los ingresos de cada trimestre, a tipos efectivos del 4,9% y del 4,2%, respectivamente. En 2027 el tipo será del 3,5% y desde 2028 quedará en el 0%.
La medida mejora la rentabilidad de la generación y de los proyectos renovables hibridados, pero no debe confundirse con un incentivo específico al almacenamiento.
Para acelerar realmente los BESS siguen siendo necesarias reglas claras sobre:
acceso y conexión;
tratamiento de la energía cargada y descargada;
participación en mercados de balance;
compatibilidad entre distintas fuentes de ingresos;
funcionamiento del mecanismo de capacidad;
permisos y plazos administrativos;
remuneración de servicios técnicos locales.
Un precedente limitado, pero estratégico
El decreto no crea todavía un mercado nacional de reserva rodante mediante baterías. Tampoco garantiza automáticamente ayudas para proyectos C&I, plantas híbridas o almacenamiento independiente en la Península.
Su aplicación directa está restringida a situaciones concretas en sistemas eléctricos no peninsulares.
Pero el precedente es importante.
España reconoce jurídicamente que una batería puede:
evitar deslastres de demanda;
sustituir reserva proporcionada por generación fósil;
reforzar la seguridad de suministro;
facilitar una mayor penetración renovable;
reducir la dependencia energética exterior.
Ese reconocimiento cambia la narrativa del almacenamiento.
El debate ya no consiste en decidir si España necesita baterías. La cuestión es qué servicios deben prestar, cómo deben dimensionarse y cómo se remunerará el valor que aportan al sistema.
La transición energética no se resolverá instalando únicamente más megavatios renovables. Necesita potencia flexible, control digital y capacidad de respuesta disponible en el momento exacto en que la red la demanda.
Y esa función empieza a tener un nombre cada vez más claro: BESS.
