España ya no necesita que le expliquen por qué necesita almacenamiento. Los precios negativos durante las horas solares, el aumento de los vertidos renovables y la creciente volatilidad del mercado eléctrico han convertido las baterías en una pieza imprescindible del nuevo sistema energético.
Pero el sector está entrando ahora en una fase mucho más exigente.
La carrera ya no consiste únicamente en obtener permisos, reservar puntos de conexión o anunciar grandes carteras de proyectos. El verdadero reto es convertir esos megavatios sobre el papel en instalaciones construibles, rentables y, sobre todo, financiables.
Del entusiasmo por los permisos a la realidad de los proyectos
España cuenta actualmente con unos 210 MW de baterías en funcionamiento. Frente a esta cifra todavía reducida, existen aproximadamente 26 GW de proyectos con acceso concedido y otros 14 GW pendientes de resolución.
En total, la cartera potencial alcanza los 40 GW.
La diferencia entre la capacidad operativa y la capacidad en tramitación refleja el enorme interés despertado por el almacenamiento, pero también anticipa una selección inevitable.
No todos esos proyectos llegarán a construirse.
Tener un permiso de acceso no garantiza disponer de financiación, un contrato de construcción viable, una estrategia de ingresos robusta ni una conexión suficientemente competitiva. Tampoco garantiza que la batería haya sido correctamente dimensionada o que sus costes de degradación y reposición hayan sido incorporados de forma realista al modelo financiero.
La verdadera cartera española de BESS no estará formada por todos los proyectos que tienen permisos, sino por aquellos capaces de demostrar que pueden generar ingresos suficientes durante toda su vida útil.
Los spreads confirman la oportunidad, pero no garantizan la rentabilidad
La rentabilidad de una batería no depende principalmente del precio medio de la electricidad, sino de la diferencia entre las horas baratas y las horas caras.
Durante junio, los spreads diarios del mercado español superaron los 120 €/MWh para determinadas ventanas de una y dos horas. Son niveles comparables a los observados durante la crisis energética de 2021 y 2022, aunque producidos ahora por una dinámica diferente: abundancia solar durante el día y precios elevados en las horas posteriores a la puesta de sol.
Tomando como referencia un ciclo diario durante los últimos doce meses, AleaSoft estima que una batería de dos horas habría obtenido aproximadamente 68.000 euros por MW de margen bruto anual mediante arbitraje. Una batería de cuatro horas habría alcanzado alrededor de 123.900 euros por MW.
Las cifras son atractivas, pero deben interpretarse con prudencia.
Se trata de márgenes brutos obtenidos únicamente en el mercado mayorista. No descuentan necesariamente todos los costes asociados a pérdidas energéticas, degradación, operación y mantenimiento, seguros, optimización, financiación o futuras ampliaciones de capacidad.
Además, los spreads actuales no permanecerán necesariamente constantes. A medida que entren más baterías, parte de la diferencia entre precios bajos y altos podría comprimirse.
El arbitraje constituye una oportunidad, pero difícilmente debería ser la única columna sobre la que se sostenga un proyecto durante quince o veinte años.
El BESS bancable tendrá múltiples fuentes de ingresos
Una batería puede operar simultáneamente en distintos mercados: diario, intradiario, regulación secundaria y terciaria, restricciones técnicas, servicios de respuesta de la demanda y, previsiblemente, futuros mecanismos de capacidad.
Esta combinación permite aumentar y diversificar los ingresos, pero también hace mucho más compleja la operación.
Una batería no puede reservar toda su capacidad para todos los mercados al mismo tiempo. Cada decisión implica un coste de oportunidad. Participar en un servicio puede impedir aprovechar otro, y cada ciclo adicional afecta a la degradación y a la vida útil del activo.
Por tanto, el valor del proyecto no dependerá únicamente del hardware instalado. Dependerá cada vez más de la calidad del sistema de gestión energética, de las previsiones de mercado y de la capacidad del optimizador para decidir cuándo cargar, descargar o reservar potencia.
La ventaja competitiva estará en coordinar tres variables:
Ingresos, disponibilidad y degradación.
Maximizar el ingreso de hoy deteriorando excesivamente la batería puede reducir el valor del proyecto mañana. Una estrategia verdaderamente óptima debe calcular el ingreso neto por ciclo, no solamente el precio de venta de la electricidad.
La financiación será la frontera entre los proyectos reales y los proyectos de PowerPoint
Los bancos no financian permisos ni previsiones optimistas. Financian flujos de caja razonablemente previsibles.
Por eso, los proyectos puramente merchant —expuestos completamente a la evolución futura de los mercados— encuentran mayores dificultades para conseguir deuda y suelen necesitar más capital propio.
Según las referencias recogidas por AleaSoft, los tolling agreements en España podrían situarse orientativamente entre 70.000 y 100.000 euros por MW y año, con duraciones próximas a diez o doce años. No obstante, el propio análisis advierte de que el mercado español todavía es emergente y que estas cifras no pueden considerarse estándares consolidados.
En proyectos con una estructura contractual financiable, el coste total de la deuda se estima aproximadamente entre el 4% y el 5%. El apalancamiento podría alcanzar el 60%-66% cuando existan contratos de ingresos o mecanismos de capacidad que reduzcan el riesgo.
En proyectos completamente merchant, el apalancamiento podría quedar limitado aproximadamente al 45%-55%.
La diferencia es decisiva.
Contratar una parte de los ingresos mediante tolling agreements, suelos de precio, PPA híbridos o mecanismos de capacidad puede reducir ligeramente el potencial de beneficio en escenarios excepcionalmente favorables, pero también puede hacer posible la financiación del proyecto.
La bancabilidad no consiste en maximizar el mejor escenario. Consiste en demostrar que el proyecto puede pagar su deuda incluso cuando el mercado no se comporta como esperaba el promotor.
La hibridación cambiará también los PPA solares
La expansión de las baterías permitirá transformar los contratos fotovoltaicos tradicionales.
Una planta solar ya no tendrá que vender toda su producción cuando se genera. Podrá almacenar una parte de la energía durante las horas de precios bajos o negativos y entregarla posteriormente en las horas de mayor valor.
Esto permitirá reducir la canibalización solar, disminuir los vertidos y ofrecer perfiles de suministro más próximos a la demanda real del comprador. Los PPA serán más complejos, pero también potencialmente más valiosos para productores, consumidores y financiadores.
La batería dejará de ser un accesorio añadido a la planta fotovoltaica. Pasará a formar parte del diseño económico y operativo del proyecto desde su origen.
Detrás del contador puede estar una de las oportunidades más sólidas
Para la industria y los grandes consumidores, el almacenamiento puede ofrecer una estructura de ingresos y ahorros más diversificada que el arbitraje puro.
Un BESS puede almacenar excedentes fotovoltaicos, cargar durante las horas baratas, descargar cuando la electricidad es más cara, reducir los picos de potencia y aportar flexibilidad mediante servicios como la respuesta activa de la demanda.
En un caso analizado por AleaSoft, un consumidor industrial con autoconsumo fotovoltaico incorporó una batería de 50 MW y 200 MWh. El autoconsumo aumentó del 39% al 52%, la energía tomada de la red se redujo un 21% y el coste energético neto disminuyó aproximadamente un 20%. El periodo de retorno estimado fue cercano a seis años.
Este tipo de proyecto cuenta con una ventaja importante: parte del retorno no depende de vender electricidad al mercado, sino de reducir costes que el consumidor ya está pagando.
Peak shaving, autoconsumo, arbitraje tarifario y servicios a la red pueden combinarse para crear una propuesta más resistente frente a la evolución futura de los spreads.
De vender baterías a diseñar activos energéticos
Para fabricantes e integradores como SolaX Power, este cambio de etapa supone también una evolución comercial.
El mercado dejará de valorar exclusivamente el precio por kWh instalado. Los clientes, inversores y financiadores exigirán conocer la eficiencia del sistema, sus garantías, la degradación prevista, la disponibilidad, la seguridad, la capacidad de ampliación y la compatibilidad con plataformas de gestión energética y agregadores.
La batería más barata no será necesariamente la que produzca el menor coste total.
El sistema ganador será aquel que combine equipos fiables, control inteligente, garantías bancables, mantenimiento adecuado y una estrategia de operación adaptada al perfil real del cliente.
La conclusión: los permisos abren la puerta, pero la bancabilidad decide quién entra
España tiene suficientes proyectos de almacenamiento sobre el papel. Lo que todavía necesita son proyectos capaces de superar el análisis técnico, financiero y contractual.
Los spreads actuales confirman que existe una oportunidad. Los precios negativos confirman que el sistema necesita flexibilidad. Los vertidos renovables confirman que almacenar energía será cada vez más importante.
Pero ninguna de estas señales garantiza por sí sola la financiación.
La próxima batalla del almacenamiento no se librará únicamente en los puntos de conexión ni en las subastas de equipos. Se librará en los modelos financieros, en los contratos de ingresos, en las garantías técnicas y en los algoritmos que optimicen cada ciclo.
Porque, en la nueva fase del mercado, un permiso puede crear una expectativa, pero solo un proyecto bancable crea una batería real.
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