España aprobó recientemente el Real Decreto-ley 7/2026 , una normativa que busca agilizar el desarrollo de proyectos renovables y ordenar el acceso a red, en un contexto de creciente presión sobre la infraestructura eléctrica y necesidad de acelerar la transición energética.

En este escenario, el sector comienza a analizar su impacto real, especialmente en almacenamiento, donde persisten dudas sobre su efecto en la viabilidad económica de los proyectos.

Andrés Pinilla Antón, BESS Sales Director EU&LATAM de Risen Energy, señaló: “No mejora la bancabilidad porque no hay como tal una fuente adicional de ingresos, pero sí da más certidumbre, mayor previsibilidad en el acceso y conexión y un marco más favorable para el autoconsumo y la electrificación”.

En este marco, el ejecutivo identifica tres ejes principales en los que avanza la normativa: la agilización del permitting a través de las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), una mayor transparencia en la capacidad de red y un endurecimiento frente al uso especulativo de los puntos de acceso.

Sin embargo, Pinilla Antón apuntó: “Es cierto que baja el riesgo administrativo, pero no se ha quitado el riesgo de mercado. Todavía nos tenemos que fiar de un mercado que se va construyendo día a día, y eso implica incertidumbre”.

En este punto, el mercado de capacidad aparece como el elemento clave que aún falta para completar la ecuación económica del almacenamiento. A pesar de haber sido anunciado y esperado por el sector, su implementación sigue pendiente, lo que limita la generación de ingresos estables para este tipo de activos.

“Para que un proyecto sea bancable tiene que haber certidumbre en los ingresos. A día de hoy, las únicas dos vías son que haya una contraparte que tenga un tolling o un esquema de pagos recurrentes”, sostuvo el ejecutivo.

La ausencia de este mercado estructurado obliga a los desarrolladores a apoyarse en ingresos variables, provenientes de servicios de ajuste o arbitraje energético, lo que incrementa la exposición al riesgo y dificulta el cierre financiero. En este contexto, el avance regulatorio en acceso y tramitación queda desacoplado de la realidad económica de los proyectos.

En el ámbito comercial e industrial, persisten ciertas limitaciones regulatorias que condicionan el despliegue. En particular, el esquema actual de compensación de excedentes introduce rigideces al no contemplar adecuadamente el rol de las baterías. Según explica el ejecutivo, el límite de potencia para inyección a red puede restringir la optimización de sistemas híbridos, aun cuando la capacidad de exportación efectiva no se vea incrementada.

Esto impide, por ejemplo, sobredimensionar instalaciones renovables junto con almacenamiento manteniendo un mismo punto de conexión, lo que limita la eficiencia técnica y económica de los proyectos.

Pinilla Antón planteó que el real decreto “no mueve la aguja” sobre los modelos de negocio del almacenamiento. No obstante, apuntó que el verdadero cambio proviene de una actualización regulatoria previa.

“Con el cambio del procedimiento de operación 9.2, la demanda puede participar en servicios de ajuste, secundaria, terciaria e intradiarios, y ahí sí cambia el modelo de negocio de las baterías. No solo se centra en arbitrajes o peak shaving, sino que puede participar en servicios hacia la red que las hace realmente rentables”, explicó.

Acceso, ZAR y red: avances con límites

Uno de los instrumentos centrales del nuevo decreto son las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), diseñadas para simplificar procesos en áreas con menor sensibilidad ambiental y, en teoría, reducir los plazos administrativos de los proyectos.

En este sentido, el marco habilita esquemas más ágiles de tramitación, permitiendo, por ejemplo, evitar ciertos procedimientos ambientales o unificar autorizaciones, lo que representa un avance en términos de desarrollo.

“Para mí no tiene mucho sentido. En muchos casos sí se acortan los tiempos de permitting, pero no de forma automática. Puedes quitar la Declaración de Impacto Ambiental o hacer la Autorización Administrativa Previa y de Construcción juntas, pero nada dice del acceso a la red o la disponibilidad de las conexiones”, advirtió el ejecutivo, quien remarcó que estos avances dependen en gran medida de su implementación a nivel autonómico.

Incluso dentro de estos esquemas, el control ambiental no desaparece completamente, ya que los organismos competentes pueden mantener revisiones previas y condicionar el avance de los proyectos.

En este contexto, el foco vuelve a trasladarse hacia el verdadero cuello de botella del sistema: la red eléctrica. A pesar de los avances en permitting, la disponibilidad de capacidad y la saturación en determinados nodos continúan siendo el principal condicionante para el desarrollo de nuevos proyectos. Cabe recordar que los mapas de capacidad de la red de distribución tienen un 83,4% de los nodos saturados.

“Se deberían hacer las gestiones para que en estas zonas de aceleración renovable se permita medir demanda, pero sobre todo almacenamiento mediante conexiones de acceso flexible para aliviar esa congestión del nudo, aunque tengas que aceptar limitaciones operativas en cuanto al número de horas, similar a lo que la CNMC dijo en su día de los accesos flexibles.Creo que están allanando el campo para que se pueda participar en este sentido”, analizó el referente de Risen Energy.

“El almacenamiento ya no es considerado un punto de conexión firme de demanda, sino que se ve desde un acceso flexible. Y esto es relevante porque reconoce regulatoriamente que las baterías son flexibles y permiten valorar su conexión, no como demanda rígida y firme sino como algo modulable”, concluyó.

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