El informe, recientemente presentado en la sede del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), ha sido elaborado por Samsø y la Universidad Pontificia Comillas, La Universitat Politécnica de València y cuenta con la colaboración de entidades como la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL), Octopus Energy y PIMEC. También han participado como colaboradores empresas destacadas del sector como Circutor, Riello, BeePlanet, Cegasa, Sonnen, TAB y Ampere Energy.
Hace seis años, cuando se abrió el nuevo marco normativo en materia de autoconsumo, nadie hubiese pensado que en 2025 tendríamos más de 8 GW instalados en autoconsumo. Aunque la transición energética en España ha logrado importantes avances, su consolidación requiere integrar de forma decidida el almacenamiento energético, un elemento esencial para maximizar el aprovechamiento de las energías renovables y garantizar que sus beneficios lleguen efectivamente a los consumidores. De lo contrario los desequilibrios horarios en precios persistirán y se dificultará el cumplimiento de los objetivos del PNIEC, tanto en penetración renovable como en equidad económica para hogares e industrias.
En este contexto, el reciente RDL 7/2025, pendiente de convalidación a la fecha de redacción del presente documento, ha supuesto importantes avances significativos para el almacenamiento, tanto stand alone como hibridado, en ámbitos como la simplificación administrativa, la prioridad de despacho o cálculo de potencia instalada.
No obstante, ha quedado pendiente un elemento clave de la Directiva (UE) 2024/1711, que actualiza la Directiva 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, que introduce el nuevo artículo 10 bis, que reconoce de forma explícita el almacenamiento —vinculado o no a generación— como fuente válida de energía para el "consumo de energía compartida".
Durante su intervención, el socio fundador de Samsø, Joan Herrera destacó "el momento clave" que vive el sector del almacenamiento. "Hace 6 años el nuevo marco normativo en autoconsumo abrió la puerta a que hoy tengamos 8 GW de autoconsumo instalado, pero en 2025 toca abrir un nuevo escenario que permita una amplia penetración del almacenamiento distribuido", uno que permitirá a la ciudadanía, comercio y PYMES "abaratar sus facturas y hacer que el sistema eléctrico funcione mejor y sea más económico”.
Beneficios del almacenamiento distribuido
Los representantes de la Universidad de Comillas presentes en el acto fueron los encargados de ilustrar el contenido técnico del informe, que analiza los efectos que tendría un escenario de despliegue masivo del almacenamiento distribuido en el sistema eléctrico español.
El escenario de referencia, considerado central, se alinea estrechamente con las proyecciones del PNIEC, siendo los escenarios más ambiciosos todavía más positivos para el sistema. En este escenario, se han considerado para 2030 un despliegue de baterías de 5 GW (centralizadas) y 1,4 GW (distribuidas) junto con una repuesta de la demanda residencial y comercial del 20%. Se obtendrían los siguientes beneficios:
Para el sistema, de 1447 millones de euros al año (31,7%), cuantificados en ahorros en anualidades de CAPEX de tecnologías de punta (turbinas de gas en ciclo abierto) y en costes variables del sistema: combustible, arranque/parada, O&M, emisiones y menores vertidos. Con estos datos la flexibilidad introducida en el caso de referencia produce un ahorro de 6797,1M€ para los consumidores en el sistema eléctrico a nivel mayorista.
Para la red de distribución, de 375 millones de euros al año (77%), cuantificados en ahorros en anualidades de CAPEX y O&M de las nuevas infraestructuras en redes de distribución. Estas infraestructuras serían necesarias para cubrir el incremento de previsto de la demanda pico, alrededor de un 18,5%, que se espera debido al crecimiento en la demanda máxima de energía. Este incremento daría lugar a inversiones significativas para reforzar las redes de distribución y permitir la conexión de estas nuevas demandas y de la nueva potencia instalada de generación distribuida (487,5M€/año). Tanto las baterías distribuidas como la respuesta de la demanda contribuyen significativamente a reducir la demanda pico.
La sesión continuó con la exposición de una propuesta fiscal a cargo de la abogada especializada en el sector eléctrico y miembro de la Asociación Española de Derecho de la Energía (Aeden) Isabel Bassas, y una propuesta normativa sobre almacenamiento distribuido, presentada por el abogado experto en energía y socio en Samsø, Jorge Andrey. Más adelante, el profesor de la Universidad Politécnica de Valencia, David Ribó, abordó el tema de la flexibilidad energética como elemento clave para lograr un sistema más eficiente y resiliente.
Una hoja de ruta para la transición energética
En definitiva, EBAFLEX se reafirma como un documento estratégico que no solo analiza la situación actual del almacenamiento energético, sino que propone medidas concretas para acelerar su despliegue en el sistema eléctrico español. Con un enfoque colaborativo y multidisciplinar, el informe sienta las bases para un modelo más descentralizado, flexible y sostenible. Estas son sus propuestas clave:
La inversión en baterías que se plantea es para resolver un problema que se ha creado desde 2019 por hacer las cosas con mala planificación. En 2019 se pagaron 200 millones en restricciones técnicas, y en 2024 2.000 millones, es decir se ha multiplicado por 10 el gasto. El integrar fotovoltaica masivamente,e incluso eólica sin gestión de tensión y frecuencia y sin planificación territorial ha llevado a este sobrecoste que año tras año se ha ido incrementando. Todas las plantas fotovoltaicas y parques eólicos deben incorporar sistemas de gestión de tensión y frecuencia, bien sea con baterías, volantes de inercia, etc... Ahora se pretende poner un parche en las redes, pero el problema debe resolverse en la base, que son las plantas de generación.
