El RD 88/2026 abre la puerta al agregador independiente, pero la resiliencia del sistema se juega en dos frentes: hibridar los parques renovables ya instalados y multiplicar el almacenamiento detrás del contador industrial.
Artículo de opinión de Iván Olivares, CEO de Vector Energy. Publicado en la revista “Energía” n.152 de El Economista, 30 abril 2026.
Se cumple un año del apagón ibérico del 28 de abril de 2025. El debate público sigue anclado en dos ejes: más generación firme y más red de transporte. Son discusiones legítimas, pero eluden el diagnóstico. Lo que se rompió aquel lunes no fue solo capacidad de generar o transportar electrones; fue capacidad de almacenar y responder en milisegundos cuando el sistema perdió sincronía. Y esa capacidad, en un mix con más del 65 % renovable y radiales cada vez más saturados, no puede seguir descansando en un puñado de centrales síncronas y en las interconexiones con Francia.
España ha hecho los deberes en potencia renovable: cerramos 2025 por encima de 45 GW solares y 32 GW eólicos instalados. El problema es que hemos construido generación sin la contrapartida de almacenamiento que la hace gestionable. El resultado son dos disfunciones: renovable vertida a cero euros al mediodía —por encima de 3 TWh en 2025 según estimaciones sectoriales— y huecos al anochecer que se tapan con gas caro. El sobrecoste de restricciones técnicas superó los 1.400 millones de euros el año pasado. Es un impuesto que paga el consumidor por no haber desplegado almacenamiento al ritmo de la generación.
Hibridar el parque renovable ya instalado
El primer frente, y el más urgente, es añadir BESS a los parques solares y eólicos existentes. Hablamos de activos ya construidos, con su punto de conexión y sus permisos: co-ubicar una batería aprovecha infraestructura hundida y transforma un generador intermitente en un recurso parcialmente despachable. La ratio razonable en fotovoltaica peninsular se sitúa en 1 MW / 2 MWh por cada 4-5 MWp instalados. Eso permite trasladar producción a horas punta —donde el precio puede multiplicarse por cinco—, reducir vertidos y capturar ingresos por servicios de ajuste.
La economía ha dejado de ser un obstáculo. El precio de los módulos LFP ha caído un 40 % en dos años y hoy se sitúa por debajo de 120 €/kWh a nivel sistema. Con el arbitraje medio del pool español en 2025 y los ingresos esperables de secundaria y terciaria, los payback de hibridación se mueven en la franja de 5-7 años. Lo que sigue frenando el despliegue son los plazos administrativos y la falta de claridad regulatoria sobre cómo tratar el acceso híbrido: dos fricciones que llevan tres años pendientes de resolverse y que no pueden seguir ahí.
El almacenamiento detrás del contador industrial
El segundo frente es el almacenamiento distribuido en cliente industrial: baterías de entre 200 kW y 5 MW instaladas detrás del contador de fábricas, polígonos y centros logísticos. España tiene más de 28.000 suministros industriales con potencia superior a 450 kW. Cada uno es un nodo potencial de flexibilidad al que hoy el sistema no llega.
En marzo se publicó el Real Decreto 88/2026, que transpone la figura del agregador independiente y desbloquea la participación de recursos distribuidos en los mercados de ajuste. Ahora una batería de 1 MW en una planta industrial puede —sin que el comercializador sea el intermediario obligado— ofrecer regulación secundaria, terciaria y respuesta rápida de frecuencia. Si solo un 5 % del parque industrial español instala almacenamiento propio, hablamos de 3-5 GW adicionales de capacidad dispatchable, conectada en baja y media tensión, con tiempos de respuesta inferiores a 500 milisegundos.
Tres funciones que ningún ciclo combinado puede replicar
Ambos frentes —hibridación utility-scale y BESS detrás del contador— aportan al sistema tres capacidades hoy infraprovistas. Primero, respuesta rápida de frecuencia: una batería de litio responde en decenas de milisegundos, dos órdenes de magnitud más rápido que la inercia síncrona convencional. En un sistema con menos turbinas girando, esa velocidad no es un lujo: es la diferencia entre un hueco de tensión recuperable y un cero. Segundo, arranque en isla y reposición: miles de nodos capaces de operar aislados durante horas aceleran la recuperación de días a horas. Tercero, descongestión local: absorber excedentes donde hoy se vierten y entregarlos horas después alivia la red sin necesidad de nuevas líneas que tardan una década en construirse.
El regulador ha cumplido; toca ejecutar
El RD 88/2026 resuelve la parte normativa del recurso distribuido. El precio de las baterías hace el resto. Lo que sigue faltando es capacidad de ejecución: ingeniería eléctrica cualificada, integradores que entiendan tanto el lado del cliente como el lado de red, y una cadena industrial capaz de sostener operación y mantenimiento quince años. Como fabricante español de inversores y BESS lo vemos cada semana: proyectos con cotizaciones que oscilan un 60 % entre proveedores y plazos de entre seis y dieciocho meses. El mercado necesita consolidarse en torno a actores con capacidad industrial real y compromiso local.
Tres cosas deberían pasar antes del próximo 28A. Primera, que Red Eléctrica y la CNMC publiquen los requisitos técnicos y garantías exigibles al agregador independiente —sin reglas operativas, el RD 88/2026 se queda en titular—. Segunda, que se desbloqueen los procedimientos de hibridación con criterios claros y plazos cortos, el mayor despliegue de BESS a coste cero incremental de red está ahí. Tercera, que las grandes empresas industriales incorporen el almacenamiento a sus planes de inversión como hicieron con la fotovoltaica hace cinco años.
El apagón costó entre 400 y 800 millones de euros en pérdidas directas. Invertir una parte de esa cifra en almacenamiento —hibridado en el parque renovable y distribuido detrás del contador— es, literalmente, rentable. Un año después, la pregunta no es si España necesita más capacidad de almacenar; es cuánto tiempo más podemos permitirnos no hacerlo.
Iván Olivares, CEO de Vector Energy