El Gobierno ha abierto la tramitación del proyecto de real decreto que modifica el marco eléctrico de los territorios no peninsulares. La reforma pretende modificar el despacho de producción en Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla, donde la generación térmica sigue teniendo un peso muy superior al de la Península y donde cada avance en almacenamiento puede traducirse en menos costes, menos emisiones y menor dependencia exterior.
La modificación actualiza el Real Decreto 738/2015, la norma que regula la actividad de producción eléctrica y el despacho en los sistemas no peninsulares. El cambio más relevante es la entrada formal del almacenamiento en ese despacho. Hasta ahora, las baterías no tenían un encaje operativo y económico completo en estos sistemas. Con la reforma, podrán participar como activos con reglas propias.
Joan Groizard, secretario de Estado de Energía, ha descrito el movimiento como una pequeña revolución regulatoria para las islas. Por primera vez se introduce una lógica de competencia en la que el almacenamiento podrá desplazar a la opción térmica más cara y contaminante cuando ofrezca mejores condiciones para el sistema.
Por qué las islas necesitan una regla distinta
Los territorios no peninsulares tienen una regulación específica porque sus sistemas eléctricos son más pequeños, más aislados y menos mallados que el sistema peninsular. Esa singularidad obliga a operar con criterios de seguridad más estrictos y con mayor dependencia de generación convencional.
La Península ha avanzado con mucha más intensidad en integración renovable. El propio proyecto de real decreto recuerda que el sistema peninsular alcanzó una cuota renovable del 56% en 2025, mientras que los sistemas no peninsulares siguen arrastrando una mayor dependencia de grupos convencionales basados en combustibles fósiles.
Ese desfase tiene consecuencias. Integrar renovables en una isla no consiste solo en instalar más megavatios solares o eólicos. Hace falta flexibilidad para absorber esa producción, evitar vertidos y cubrir las horas en las que la demanda sube principalmente por estacionalidad, un factor muy relevante en las islas.
Un ejemplo reciente está en Baleares, donde las baterías de la subestación de Sant Antoni, junto al enlace Mallorca-Ibiza, buscan precisamente dar respuesta a un sistema marcado por fuertes picos estacionales de demanda. En verano, cuando el consumo eléctrico aumenta por la presión turística, el almacenamiento permite aprovechar mejor la interconexión y reducir la necesidad de generación térmica local.
Las nuevas categorías. Almacenamiento stand-alone e hibridado
El proyecto introduce dos nuevas categorías dentro del marco del RD 738/2015.
La primera es la categoría C, destinada a instalaciones de almacenamiento stand alone, es decir, baterías que no forman parte de una instalación híbrida.
La segunda es la categoría D, que agrupa almacenamiento hibridado. Esta categoría se divide a su vez en dos subgrupos. La D0 incluye almacenamiento asociado a instalaciones de categoría A, como generación gestionable o térmica. La D1 incluye almacenamiento hibridado con instalaciones de categoría B, donde se sitúan renovables no gestionables y cogeneraciones de menor potencia.
Esta clasificación define cómo se despacha, cómo se liquida y qué señal económica recibe cada activo.
Cómo participarán las baterías en el despacho
Las instalaciones de almacenamiento stand-alone podrán ser despachadas al precio que oferten sus titulares. En otras palabras, una batería podrá presentar su propio precio de descarga para entrar en la programación del sistema.
Esto cambia la dinámica del despacho en las islas. Si una batería cargada puede cubrir una necesidad del sistema a menor coste que un grupo fósil, el operador tendrá una alternativa económica y operativa distinta a arrancar generación térmica.
En el caso del almacenamiento hibridado, el tratamiento dependerá del tipo de instalación con la que se combine. Si la batería está asociada a generación gestionable, cada módulo se despachará de forma independiente según su categoría. Si está asociada a renovables no gestionables, el conjunto tendrá un tratamiento similar al de una instalación de categoría B, con una señal específica vinculada al hueco térmico.
El incentivo del hueco térmico
Uno de los puntos más interesantes del texto está en la liquidación del almacenamiento hibridado con renovables. El proyecto establece que estas baterías podrán comprar energía al 25% del precio de venta y venderla con una señal vinculada al hueco térmico.
Esta norma intenta orientar la batería hacia las horas en las que más valor aporta. Se busca que el almacenamiento inyecte energía cuando desplaza generación térmica cara o contaminante.
El hueco térmico mide, de forma simplificada, el espacio que queda por cubrir una vez descontada la generación renovable prevista. Cuando ese hueco es mayor, la batería aporta más valor al sistema. La regulación introduce así una señal para que su operación coincida con los momentos de mayor necesidad.
Las renovables insulares dejan de mirar solo al precio diario peninsular
La segunda pata de la reforma afecta a la retribución de la generación renovable en los territorios no peninsulares.
Hasta ahora, la señal de precio que recibían estas instalaciones estaba muy ligada al mercado diario peninsular, con un apuntamiento específico por territorio. El problema es que la Península vive cada vez más horas con precios muy bajos, cero o negativos, especialmente en momentos de elevada producción renovable.
Ese precio peninsular no siempre refleja la realidad de una isla, donde el mix de generación, los costes marginales y la necesidad de desplazar generación térmica son muy distintos. Por eso, aplicar mecánicamente esa señal podía penalizar a renovables situadas en sistemas donde su aportación sí tiene un valor operativo elevado.
La reforma modifica la fórmula del precio horario de venta de energía en el despacho no peninsular. En lugar de depender de una referencia diaria más expuesta a episodios de precios cero o negativos, incorporará el precio medio del mercado diario peninsular del último año móvil por meses completos.
El objetivo es reducir el arrastre de precios coyunturales peninsulares sobre sistemas que tienen necesidades estructurales diferentes.
Qué gana el sistema
La reforma busca tres efectos principales.
El primero es económico. Si el almacenamiento entra en el despacho y puede competir con generación fósil, el sistema dispone de una herramienta para reducir el coste de cobertura en determinadas horas.
El segundo es ambiental. Cada MWh descargado por una batería en lugar de activar generación térmica reduce consumo de combustible y emisiones asociadas.
El tercero es operativo. Las baterías aportan flexibilidad en sistemas pequeños, donde los errores de previsión, los vertidos renovables o la necesidad de reserva tienen un impacto proporcionalmente mayor.
En territorios aislados, la flexibilidad tiene más valor que en sistemas continentales más grandes. Una batería bien ubicada puede evitar arranques, suavizar rampas, absorber excedentes renovables y mejorar la seguridad del suministro.
Qué cambia para los operadores
Los titulares de instalaciones de almacenamiento deberán inscribir nuevos datos técnicos relevantes para el despacho. Entre ellos, potencia máxima y mínima de carga y descarga, horas de carga y descarga a potencia máxima y rendimiento energético.
La norma también obliga al operador del sistema a adaptar sus procesos. El despacho semanal, diario e intradiario deberá incorporar las instalaciones de almacenamiento y sus ofertas de carga y descarga. Además, el operador tendrá que calcular y publicar nuevos indicadores, como el apuntamiento horario del hueco térmico y el coste medio marginal horario de generación de cada sistema aislado.
La reforma reescribe parte de la operativa con la que las baterías entran en la programación real del sistema.
Más control sobre cobertura, pruebas y combustibles
El proyecto también introduce cambios adicionales en el funcionamiento de los sistemas no peninsulares.
El operador del sistema deberá remitir cada año un informe de cobertura con horizonte de cinco años, desagregando reservas de regulación y teniendo en cuenta redes existentes, redes planificadas e implantación prevista de generación y bombeos.
También se refuerza el régimen de pruebas de rendimiento de los grupos de generación. Si los titulares no remiten las actas finales en plazo, podrá iniciarse el procedimiento de revocación del régimen retributivo adicional, salvo causa justificada.
En combustibles, se abre la puerta a excepciones al sistema de subastas cuando exista un mercado de referencia líquido y competitivo. El propio texto cita como ejemplo el aprovisionamiento de gas natural en Baleares, donde el mercado ya puede ofrecer condiciones suficientes de competencia sin necesidad de una subasta específica.
Autoconsumo con compensación en las islas
La reforma incorpora además la liquidación del autoconsumo con compensación simplificada en los territorios no peninsulares.
Este punto es menos vistoso que la entrada de baterías, pero encaja en la misma lógica de actualización regulatoria. Si los sistemas insulares quieren integrar más recursos distribuidos, la liquidación de excedentes y costes de ajuste debe adaptarse al funcionamiento particular de esos despachos.
El texto prevé que la energía excedentaria de autoconsumo pague los costes de los servicios de ajuste de operación del sistema, con una fórmula específica para estos territorios.
Un cambio pequeño en tamaño, grande en diseño
La reforma no crea por sí sola una ola inmediata de baterías en Canarias, Baleares, Ceuta o Melilla. Todavía falta completar la tramitación, recibir alegaciones, aprobar el texto definitivo y adaptar procedimientos de operación. El plazo para alegaciones a la propuesta de Real Decreto finaliza el próximo 4 de septiembre
Pero el cambio sí altera el diseño de mercado. El almacenamiento deja de ser un activo externo al despacho y empieza a tener una función económica explícita dentro de los sistemas aislados.
Para las islas, esto puede abrir una etapa distinta. Menos dependencia de combustibles fósiles, mejor aprovechamiento renovable y una señal más coherente para inversiones en flexibilidad.
La clave estará en los detalles. Precio de descarga, reglas de carga, tratamiento de hibridaciones, límites del apuntamiento del hueco térmico y metodología de liquidación. En esos parámetros se decidirá si la reforma se queda en un ajuste técnico o si realmente cambia el funcionamiento diario de los sistemas eléctricos no peninsulares.
