Marco regulatorio para baterías (BESS) y fotovoltaica en España — Guía 2025

Precios negativos y régimen retributivo de las renovables

El auge de la generación solar fotovoltaica ha convertido los episodios de precio negativo en un fenómeno estructural en España. En 2024 se acumularon más de 761 horas con precio cero o negativo en el mercado diario gestionado por OMIE, y en la primavera de 2025 se contabilizaron 404 horas con precio negativo, un 72 % más que en Alemania en el mismo periodo. Este escenario afecta de forma diferenciada a las instalaciones según el régimen retributivo al que estén acogidas. El Periódico de la Energía — Primas renovables y precios negativos

RECORE (antiguo régimen especial, RD 413/2014). Las instalaciones de fuentes renovables, cogeneración y residuos acogidas al Régimen Retributivo Específico recibían una retribución a la inversión (Ri) y una retribución a la operación (Ro) que complementaban el precio de mercado. Sin embargo, el mecanismo de cómputo de horas equivalentes de funcionamiento les penalizaba por producir durante horas con precios negativos o cero, muchas veces por circunstancias ajenas a su control —plantas con diseño antiguo que no pueden despachar o reducir producción con rapidez. El Real Decreto 917/2025, de 15 de octubre, ha corregido esta asimetría BOE — Real Decreto 917/2025, de 15 de octubre (RECORE y precios negativos): a partir del 1 de enero de 2024 (con efecto retroactivo), las horas en las que el precio del mercado diario es negativo durante seis o más horas consecutivas no minorarán el cómputo de horas equivalentes de funcionamiento máximo. Así, la retribución a la inversión (Ri) queda protegida cuando el precio negativo tiene carácter prolongado y sistémico, mientras que la retribución a la operación (Ro) no resulta afectada por estos ajustes de horas equivalentes. Además, el decreto habilita la integración de sistemas de almacenamiento en instalaciones acogidas al RECORE, permitiendo que las baterías formen parte del cálculo retributivo.

REER (nuevo régimen, RD 960/2020). Las instalaciones adjudicatarias de las subastas renovables del REER reciben una retribución basada en el precio de adjudicación (precio de contrato) y la diferencia neta respecto al precio de mercado la liquida OMIE. Cuando el precio de mercado es negativo, la liquidación en principio supone que el generador recibe el diferencial entre el precio de adjudicación y el precio (negativo) de mercado; sin embargo, los contratos de nueva generación incorporan suelos a 0 €/MWh y límites al número de horas negativas computables en la liquidación mensual o trimestral. La asimetría entre contratos antiguos (RECORE) y nuevos (REER) explica la enorme presión sobre las carteras de activos existentes. Las instalaciones sin régimen retributivo regulado —mercado libre o PPA— asumen íntegramente el precio de mercado, incluidos los valores negativos. El nuevo Real Decreto 917/2025 contiene además un mecanismo automático de compensación de ingresos para ajustes regulatorios, con plena conformidad técnica exigida a partir de junio de 2026. BOE — Real Decreto 917/2025, de 15 de octubre (RECORE y precios negativos) El Periódico de la Energía — Primas renovables y precios negativos

Vertidos renovables (curtailment) y obligaciones de flexibilidad

El curtailment —denominado en España vertido o restricción técnica— es la reducción forzada de la generación renovable ordenada por Red Eléctrica de España (Redeia) en su función de operador del sistema. En 2024, el porcentaje de energía perdida por restricciones técnicas fue del 1,6 % del total generado, pero la tasa se disparó al 6,5 % a lo largo de ese mismo año según datos agregados, y en el verano de 2025 alcanzó picos del 11 % mensual, el nivel más alto registrado desde la integración masiva de energía solar. El coste de las restricciones técnicas para el sistema se elevó a 3.770 millones de euros en 2025, un 49 % más que en 2024. Red Eléctrica (Redeia) — Informe del Sistema Eléctrico 2025

Marco normativo del curtailment. Los operadores de instalaciones renovables están obligados a cumplir las instrucciones de despacho de Redeia en virtud del artículo 7 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, y de los Procedimientos de Operación (PO) publicados por el operador del sistema. A diferencia del marco alemán (Redispatch 2.0), España no dispone aún de un mecanismo sistemático y transparente de compensación económica por los vertidos en la mayoría de las instalaciones de régimen ordinario: las restricciones en la fase de resolución técnica de la restricción sí generan compensación cuando se activan ofertas de los mercados de ajuste, pero la energía reducida en la fase 1 de resolución no es retribuida. Sin embargo, el Real Decreto 917/2025 establece que los vertidos forzados ordenados por Redeia tampoco minorarán las horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones RECORE, equiparando el tratamiento de los vertidos técnicos al de los precios negativos sistémicos. BOE — Real Decreto 917/2025, de 15 de octubre (RECORE y precios negativos)

Obligación de flexibilidad y almacenamiento. El Real Decreto-ley 7/2025 (parcialmente reincorporado como RD 997/2025) declara los sistemas de almacenamiento electrodoméstico de utilidad pública y encomienda a Redeia el análisis de los sistemas de estabilización síncrona y asíncrona en un plazo de tres meses. RD 997/2025 exige, además, que las instalaciones de generación y almacenamiento de gran escala cumplan obligaciones de monitorización remota y oscilografía con sincronización temporal dentro de un plazo de seis meses. La CNMC debe informar sobre el cumplimiento del control de tensión en el mismo plazo. España no ha desarrollado todavía un marco equivalente al Redispatch 2.0 alemán con compensación estructurada por nodo, aunque el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) tiene abierto el diseño del nuevo mercado de flexibilidad en el contexto de la implementación del Reglamento (UE) 2024/1747. CNMC — Circular 1/2024 (acceso y conexión a redes) OMIE — Mercado eléctrico ibérico (MIBEL)

Peajes de red para instalaciones de almacenamiento

La problemática de los peajes de acceso para las baterías constituye uno de los debates más relevantes de la regulación española en 2024-2025. El almacenamiento carga energía de la red (actuando como consumidor) y la devuelve posteriormente (actuando como generador), lo que plantea la cuestión de si debe pagar peajes en ambas transacciones —doble imposición— o únicamente por una de ellas. CNMC — Circular 1/2024 (acceso y conexión a redes)

Situación vigente bajo Circular 3/2020. La Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC, establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. En su redacción actual, las baterías conectadas a la red de transporte o distribución están exentas del pago de peajes por la energía reinyectada a la red: el cargo se aplica únicamente a la energía consumida en la fase de carga. Esto supone una exención parcial que evita la doble imposición en la vertiente de salida, pero no elimina el coste del peaje de entrada (carga). La Circular 1/2025, de 28 de enero, ha introducido modificaciones en la Circular 3/2020 BOE — Circular 1/2025 CNMC (modificación Circular 3/2020 peajes), aunque los aspectos estructurales de la doble imposición permanecen pendientes de resolución definitiva hasta el próximo periodo regulatorio.

Reforma 2026-2031. La CNMC ha iniciado una consulta pública para revisar en profundidad el tratamiento tarifario del almacenamiento de cara al nuevo periodo regulatorio 2026-2031. Los ejes del debate incluyen: eliminación completa de la doble imposición sobre la energía almacenada y posteriormente reinyectada; revisión de los periodos tarifarios horarios para mejorar las señales de precio al almacenamiento; y alineación con las disposiciones del Reglamento (UE) 2024/1747, que obliga a los Estados miembros a garantizar que los sistemas de almacenamiento no sufran doble carga de peajes por la misma unidad de energía. La Resolución de la CNMC de 4 de diciembre de 2024 fijó los valores de peajes vigentes desde el 1 de enero de 2025 BOE — Resolución CNMC 4 dic 2024 (peajes 2025). La Circular 1/2024 de la CNMC regula, por su parte, el acceso y la conexión a las redes de transporte y distribución para instalaciones de demanda y almacenamiento, introduciendo la categoría de acceso flexible para baterías en zonas congestionadas donde no hay capacidad firme disponible Strategic Energy Europe — Nuevas normas acceso red BESS (Circular 1/2024). Las grandes instalaciones de consumo en tensiones superiores a 1 kV ven caducar su permiso de acceso si no formalizan contrato de acceso para al menos el 50 % de la capacidad concedida en un plazo de cinco años. CNMC — Circular 1/2024 (acceso y conexión a redes) BOE — Resolución CNMC 4 dic 2024 (peajes 2025)

Mercados accesibles para una batería en España

Una instalación de almacenamiento electrodoméstico (BESS) en España puede participar en una pluralidad de mercados dentro del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), gestionado conjuntamente por OMIE (segmento spot) y OMIP (segmento de futuros), así como en los servicios de ajuste operados por Redeia como operador del sistema. La combinación de ingresos por arbitraje, servicios de sistema y —en el futuro próximo— mercado de capacidad, es la que determina la viabilidad económica de los proyectos de almacenamiento. Red Eléctrica (Redeia) — Informe del Sistema Eléctrico 2025 OMIE — Mercado eléctrico ibérico (MIBEL)

Mercado diario (Day-Ahead) — OMIE. El mercado diario se cierra a las 12:00 h CET del día anterior con bloques horarios para las 24 horas siguientes, bajo acoplamiento de mercados europeos (SDAC). Las baterías pueden presentar tanto ofertas de compra (carga) como de venta (descarga), capturando el diferencial de precios entre las horas de menor y mayor precio. El precio de compensación es marginal (pay-as-cleared).

Mercados intradiarios — OMIE. OMIE gestiona tres subastas intradiarias de ajuste (IDA 1, IDA 2, IDA 3) con liquidación progresiva desde las 15:00 hasta las 22:00 h CET del día D-1, y un mercado intradiario continuo (IDC) que opera en tiempo casi real con productos de 15 minutos y liquidación pay-as-bid. La participación de las baterías en el IDC es especialmente valiosa para el arbitraje de corto plazo y la gestión de desviaciones. El volumen negociado en los mercados intradiarios representó aproximadamente el 16,5 % del total de energía comercializada en OMIE en 2024, con tendencia al alza por el crecimiento de la variabilidad renovable. OMIE — Mercado eléctrico ibérico (MIBEL)

Servicios de ajuste y regulación — Redeia. Redeia opera los servicios de ajuste del sistema: regulación secundaria (aFRR), con bloques de 15 minutos y potencia mínima de 1 MW, activación plena en 5 minutos y liquidación de capacidad pay-as-bid a través de la plataforma europea PICASSO (operativa en España desde 2025); regulación terciaria (mFRR), con productos de 15 minutos y activación en 15 minutos a través de la plataforma MARI; y gestión de restricciones técnicas en tiempo real. Los imbalances se liquidan al precio del mercado diario (no hay premio por desviación favorable). Las baterías deben precalificarse ante Redeia para acceder a los mercados de regulación, acreditando potencia nominal, tiempos de respuesta y disponibilidad. Red Eléctrica (Redeia) — Informe del Sistema Eléctrico 2025

Mercado de capacidad — en desarrollo. España está creando un mecanismo retributivo de capacidad (MRC) para garantizar la cobertura de la demanda en periodos de tensión del sistema. El mecanismo, dotado de un presupuesto de hasta 9.000 millones de euros, retribuirá en euros por MW y año a instalaciones de generación existentes (siempre que no superen el umbral de emisiones de 550 g CO₂/kWh) y nuevas inversiones en renovables, almacenamiento y gestión de la demanda. Las subastas se estructuran en tres modalidades: primaria (vigencia 1-15 años según tecnología), de ajuste (12 meses, solo instalaciones en servicio) y transitoria (hasta el inicio del periodo de la primaria). Redeia determinará la capacidad firme requerida con un horizonte de cinco años. La Comisión Europea aprobó el mecanismo desde el punto de vista de las ayudas de Estado, desbloqueando la convocatoria de las primeras subastas previstas para 2026. El Periódico de la Energía — Mercado de capacidad en España

Futuros — OMIP (MIBEL). OMIP gestiona el segmento de derivados (futuros base, punta y horas concretas) para la cobertura de precio a largo plazo. Los operadores de baterías con contratos PPA bilaterales pueden utilizar los productos de OMIP para cubrir riesgo de precio en horizontes de hasta tres años. OMIE — Mercado eléctrico ibérico (MIBEL)