¿Una zona gris? ¿Cuántas hay? ¿Qué se sabe de ellas?
Según Red Eléctrica, a fecha 31/01/2026 había 96 MW de potencia instalada de BESS en el sistema eléctrico puesta en servicio, según el informe de Acceso y conexión de enero de 2026.
De los 96MW, 72 MW están conectadas en la Red de Transporte y 24 MW están conectadas en la Red de Distribución. Su distribución por CCAA es la siguiente:
Sin embargo, a la misma fecha, solo 29MW están dados de alta como BESS dentro de una Unidad de Programación para participar en mercados SPOT gestionados a través de OMIE y en los servicios de ajuste del TSO.
A fecha 31/01/2026, las UPs que incluyen almacenamiento son las siguientes:
- 3 plantas hibridas PV+BESS: 10.5MW de BESS
- 1 planta hibrida Eolica+BESS: 5 MW de BESS
- 5 BESS stand-alone. Un total de 13.5MW de BESS
Cada una de ellas tiene diferentes estrategias: las baterías stand-alone participan haciendo arbitraje entre mercados, las unidades híbridas haciendo shifting de su generación para mejorar el revenue-stack y casi todas proveen servicios de balance, como aFRR y/o mFRR.
Si visualizamos el programa P48 de “Baterías” (indicadores 2143 y 2154 de ESIOS) de Red Eléctrica, obtenemos el perfil de carga y descarga de la figura inferior. Este programa, recordemos, incluye la carga de las baterías stand-alone y de las BESS ubicadas dentro de las hibridaciones.
Sin embargo, en la descarga únicamente recoge la parte proveniente de las BESS stand-alone. La generación proveniente de las hibridaciones, considerando la venta de BESS y su activo principal en conjunto, como una hibridación, están recogidas en el indicador 2131.
En carga, que como hemos dicho contiene las baterías de las hibridaciones, vemos como apenas llega en punta a 16.8 MW en su máximo momento.
Podríamos achacar esto a que no todas las baterías cargan en el mismo momento, y que realmente todos los 96 MW sí que están considerados en esos indicadores. Sin embargo, si analizamos el volumen del P48 diario, vemos que tampoco concuerda con toda la potencia/almacenamiento en baterías que dice Red Eléctrica estar conectadas a red.
¿Dónde están los +70 MW restantes? ¿Qué sabemos de ellos?
La normativa europea recoge en su Directiva 2019/944 en qué condiciones los DSOs y TSOs podrán disponer de almacenamiento en propiedad. En concreto, el artículo 36 lo específica para los DSOs y el artículo 54 para los TSOs. Sin embargo, estos artículos no han sido traspuestos a la normativa nacional en su totalidad.
A nivel nacional, la Ley 24/2013 recoge cuándo las redes de transporte y distribución pueden incluir almacenamiento. Este aspecto fue introducido en la Ley en el año 2021, es decir, hace relativamente poco.
Qué permite la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico
La Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, permite que tanto la red de transporte como la red de distribución incorporen instalaciones de almacenamiento como parte de sus propios activos, siempre que esas instalaciones estén plenamente integradas en la red y se utilicen para garantizar un funcionamiento seguro y fiable. La clave está en que ese almacenamiento no puede destinarse, al menos en teoría, ni al balance del sistema ni a la gestión de congestiones.
Esta posibilidad aparece recogida expresamente en la propia Ley 24/2013. En el caso de la red de transporte, en su artículo 34. En el caso de la red de distribución, en su artículo 38. En ambos preceptos, la lógica es muy parecida: determinadas baterías pueden considerarse un elemento más de la red, del mismo modo que lo son una línea, un transformador o ciertos equipos de compensación, siempre que su función principal sea reforzar la seguridad y la fiabilidad del suministro.
Qué dicen exactamente los artículos 34 y 38
El artículo 34 de la Ley 24/2013 establece que también podrán considerarse elementos constitutivos de la red de transporte los componentes plenamente integrados, incluidas las instalaciones de almacenamiento, cuando se utilicen para garantizar un funcionamiento seguro y fiable de la red de transporte y no con fines de balance o de gestión de congestiones.
Por su parte, el artículo 38 de la Ley 24/2013 aplica un criterio equivalente a la red de distribución. Es decir, admite que existan componentes plenamente integrados en esa red, incluidas baterías, siempre que su finalidad sea asegurar el funcionamiento seguro y fiable del sistema y no participar en funciones que la propia ley separa de esa categoría, como el balance o la gestión de congestiones.
¿Existe duda interpretativa dentro de la Ley 24/2013?
Ahora bien, aquí aparece una cuestión relevante de interpretación de la Ley 24/2013. ¿Dónde acaba exactamente la idea de “garantizar un funcionamiento seguro y fiable” y dónde empieza una actuación que, en la práctica, se parece al balance o a la resolución de restricciones técnicas?
Por ejemplo, una batería que corrige tensión de forma local o que evita sobrecargas en una red débil puede encajar, desde una lectura amplia de la Ley 24/2013, como un activo de red plenamente integrado. Pero también puede interpretarse como una herramienta de flexibilidad operativa. Ahí es donde aparece la zona gris.
Cómo encajan estas BESS en distribución
En el caso de los distribuidores, estas BESS suelen instalarse como activos propios de la compañía distribuidora. Es decir, no funcionan como una instalación independiente que compite en mercado, sino como un elemento integrado en la red, igual que podría serlo un transformador de baja tensión, una línea de distribución o un sistema de compensación.
Desde la óptica de la Ley 24/2013, la justificación jurídica de estas instalaciones se apoyaría en el artículo 38, en la medida en que se presentan como infraestructuras necesarias para mantener la seguridad y la fiabilidad del suministro dentro de la propia red de distribución.
BESS en transporte
En el caso del transportista, la lógica es parecida. Las baterías se ubican normalmente dentro de infraestructuras propias de la red de transporte, como una subestación de alta tensión de Red Eléctrica, y su justificación también se apoya en esa función de refuerzo técnico de la red.
Aquí la cobertura normativa vendría del artículo 34 de la Ley 24/2013, que reconoce como elementos constitutivos de la red de transporte a aquellos componentes plenamente integrados, incluidas las instalaciones de almacenamiento, siempre que respondan a esa finalidad de seguridad y fiabilidad y no se utilicen para balance o congestión.
Conclusión práctica de la Ley 24/2013
A partir de ahí, puede entenderse que la Ley 24/2013 da cobertura a este tipo de baterías cuando su objetivo es asegurar el suministro en zonas donde la red, por sí sola, tendría dificultades para hacerlo de forma eficiente.
En la práctica, esto significa que, si en una zona rural reforzar la red con una nueva línea resulta más costoso que instalar una batería cerca de los puntos de consumo, el distribuidor puede optar por la batería como solución técnicamente válida y económicamente más eficiente. Bajo esta lectura, la batería no se concebiría como un activo de mercado, sino como una infraestructura de red admitida por la Ley 24/2013.
Implicaciones para los DSO
Bajo esta interpretación de la Ley 24/2013, los distribuidores instalan y gestionan estas BESS como infraestructuras propias, destinadas a prestar servicios internos a su red, especialmente en entornos de baja tensión o en zonas con mayores limitaciones de suministro.
La cuestión de fondo sigue siendo si, en algunos casos, esa utilización encaja de manera indiscutible en el concepto de funcionamiento “seguro y fiable” que emplea la ley, o si en realidad se acerca a funciones de flexibilidad que el marco jurídico no termina de delimitar del todo.
BESS como elemento de la DISTRIBUCIÓN
Pero, si un DSO utiliza su BESS, por ejemplo, para cargar esas BESS por la noche o durante el día cuando la línea de BT está “poco cargada,” y en los momentos de alta demanda, como primera hora del día o última hora del dia, proveer energía sin comprometer la seguridad del suministro sobrecargando algún tramo de línea o transformador, ¿es garantizar el suministro? ¿O es provisión de flexibilidad?
En los ejemplos conocidos y que veremos a continuación, muchas de estas BESS están en zonas muy rurales:
Algunos ejemplos conocidos que actualmente están en servicio
1. BESS San Vicente del Monte
Pueblo de 170 habitantes en Cantabria. Es una BESS de 0.25 MW || 0.23 MWh, propiedad de VIESGO distribucion (grupo EDP). Está localizada en un pueblo que se hizo famoso porque el apagón del 28 de abril no tuvo efecto gracias a esta BESS. VIESGO hizo promoción de ello en prensa, alegando que esta BESS tuvo bastante que ver en ello.
2. BESS Valcarlos
Pueblo de 300 habitantes, en Navarra, a 1km de la frontera con Francia. Esta BESS tiene especificaciones de 1.2 MW || 4 MWh y pertenece a i-DE (Iberdrola distribución). Según i-DE, le ayuda en la garantía de suministro de este punto de la red. Tras la implantación se mejoró el TIEPI y el NIEPI de la zona.
3. BESS Caravaca de la Cruz
Murcia. Sirve para adaptar la tensión en la línea de 20kV de Achivel, que es una línea muy larga y tiene algunas plantas de FV. Sin ella, antes de su instalación se superaban los 22kV a menudo. Con especificaciones de 1.25MW || 3 MWh, desde 2018, corrige la tensión todos los días. También mejoró el TIEPI local.
4. BESS “StoRE” en La Aldea de San Nicolas
Gran Canaria. Es una BESS de ion-Li de 1 MW || 3 MWh y presta diferentes servicios: gestionar la demanda, proporcionar inercia y potencia activa al sistema, regular la tensión y participar en la regulación secundaria.
Estos datos solo se conocen porque las distribuidoras propias lo han anunciado en algún medio. FUTURED hace seguimiento de algunos de estos pilotos. Pero no hay un registro o un seguimiento de estos proyectos, como los puede haber en los activos de terceros, por ejemplo, un Productor independiente de Energia (IPP) que da servicios a la red.
Lo que no queda claro es si los clientes que están en estas líneas de distribucion conocerán el concepto de flexibilidad local, ya que en estos casos se podría decir que el propio DSO ya lo implementa allá donde lo necesita.
BESS como elemento del TRANSPORTE
En el caso de las baterías para el TSO, los datos conocidos son aún menores. Apenas se han dado a conocer proyectos de instalación de baterías como elemento propio del transporte.
El único ejemplo claro es el sistema BESS que Red Eléctrica instaló durante el 2025 en la subestación de Mercadal de 132kV en Menorca y que se esperaba que se conectara principios de 2026.
El caso de Mercadal en Menorca
Según Red Eléctrica, citado textualmente:
Este sistema de baterías se configura como un elemento plenamente integrado en la red de transporte. Son esenciales para maximizar la aportación de los enlaces del sistema eléctrico balear interconectado y con ello mejoran también la seguridad de suministro del sistema balear. Las baterías aumentan el intercambio de energía del enlace Menorca-Mallorca y entre la península y Mallorca. Son BESS de 50 MW (2×25 MW) de potencia y 37,5 MWh (2×18,75 MWh) de capacidad energética, que lo convertirán en el mayor sistema SATA (Storage as Transmission Asset).
¿Cuál es el siguiente paso?
El debate se centra en si merece la pena, desde el punto de visto macro, meter estas BESS de la DSO como elemento de la distribución, o las baterías que opera el TSO como elemento propio del transporte, en el mismo saco que las BESS que tiene un agente cualquiera para participar en los distintos mercados.
¿Debería haber un registro de todos estos activos? ¿Merece la pena considerar las BESS que están integradas en la distribución y/o el transporte del mismo modo que las BESS que participan activamente en los mercados?
Reconocimientos
Gracias a Ander Zubiria Gomez y a Inés Gomez-Arriola por sus aportaciones, sin las cuales este artículo hubiera sido imposible de redactar.
