Durante meses hemos hablado de precios negativos, exceso de solar, curtailment y rampas de precio cada vez más pronunciadas.
Pero al final hay una pregunta mucho más importante:
¿cuánto dinero puede capturar realmente una batería?
Alemania empieza a ofrecer una respuesta interesante.
El último BESS Index de Enervis estima que un sistema standalone de referencia de 1 MW / 2 MWh habría generado unos ingresos medios ligeramente superiores a 12.900 €/MW al mes durante los últimos doce meses.
Eso equivale a aproximadamente:
155.000 €/MW al año.
No estamos hablando de EBITDA ni de rentabilidad neta del proyecto. Son ingresos modelizados disponibles en los mercados considerados antes de CAPEX, OPEX, degradación, financiación, impuestos y otros costes.
Pero precisamente por eso el dato es interesante.
Empieza a poner una cifra comparable al valor que la flexibilidad puede capturar en un mercado eléctrico europeo real.
Julio: casi 17.000 €/MW en un solo mes
Según Enervis, en julio un BESS habría obtenido aproximadamente 16.950 €/MW, alrededor de un 40% más que en julio de 2025.
Y ni siquiera fue el mejor mes del periodo.
Entre los últimos trece meses analizados, los ingresos mensuales oscilaron entre unos 5.700 €/MW en diciembre de 2025 y 18.900 €/MW en septiembre de 2025.
Esa variabilidad nos dice algo importante:
el negocio del almacenamiento no depende de un precio eléctrico medio elevado. Depende de las diferencias de valor entre momentos y mercados.
Y ahí está probablemente la clave del BESS.
Solar barata al mediodía. Electricidad cara por la tarde.
Enervis identifica precisamente esa dinámica durante el verano alemán.
Una elevada generación fotovoltaica lleva los precios hacia cero durante determinadas horas.
Después, cuando cae la producción solar y aumenta la necesidad de generación convencional, aparecen precios considerablemente más altos durante la tarde y noche.
El gas también ha contribuido a elevar esos precios vespertinos.
La batería se coloca exactamente entre esos dos mundos.
Carga cuando la electricidad tiene poco valor.
Descarga cuando vuelve a tenerlo.
Parece sencillo.
Pero el verdadero business case empieza cuando añadimos algo más.
La batería no juega en un solo mercado
El modelo de Enervis no supone que la batería viva únicamente del mercado diario.
Considera una batería de 1 MW / 2 MWh, limitada a 1,5 ciclos diarios, con 90% de profundidad de descarga, 97% de disponibilidad técnica y 87% de eficiencia round-trip.
Y optimiza su participación entre:
mercado intradiario + FCR + aFRR.
Esto cambia completamente la manera de entender el almacenamiento.
El BESS deja de ser una simple operación:
comprar barato → vender caro.
Pasa a convertirse en un activo flexible que puede decidir continuamente dónde tiene mayor valor utilizar su potencia y su energía.
Ese concepto tiene nombre:
revenue stacking.
Y probablemente será uno de los factores decisivos para la rentabilidad de las baterías europeas.
Entonces, ¿los precios negativos son imprescindibles?
No.
Y esta es quizá la conclusión más importante.
En julio hubo menos episodios extremos que en meses anteriores y los spreads del mercado diario se redujeron alrededor de un 20% frente a junio.
Aun así, los ingresos estimados permanecieron elevados gracias a la volatilidad intradiaria y a los mercados de balance.
Esto desmonta una simplificación que aparece continuamente cuando hablamos de almacenamiento:
“Las baterías solo funcionan económicamente cuando hay precios negativos.”
No exactamente.
Los precios negativos son una oportunidad excelente de carga.
Pero lo que necesita una batería es algo más general:
diferencias de precio + necesidades de flexibilidad + acceso a diferentes mercados.
Y aquí España resulta especialmente interesante
España está desarrollando algunos de los ingredientes que hacen posible ese business case.
Una penetración fotovoltaica creciente.
Horas centrales con precios muy bajos o negativos.
Rampas importantes al desaparecer el sol.
Mercados intradiarios cada vez más dinámicos.
Necesidad creciente de servicios de ajuste.
Y una red que debe gestionar cada vez más generación basada en electrónica de potencia.
Eso no significa que podamos trasladar directamente los 155.000 €/MW de Alemania a España.
Sería incorrecto.
Cada mercado tiene reglas, profundidad, competencia, costes y mecanismos de remuneración diferentes.
Pero sí podemos trasladar la lógica.
Y esa lógica es probablemente más importante que la cifra.
El EMS empieza a valer casi tanto como la batería
Aquí aparece una segunda consecuencia.
Si un BESS participa simultáneamente en diferentes mercados, la pregunta deja de ser únicamente:
¿qué batería compro?
Empieza a ser:
¿cómo decido qué debe hacer cada MWh de esa batería en cada momento?
Una batería cargando para arbitraje no puede utilizar simultáneamente toda esa capacidad para otro servicio.
Cada decisión tiene un coste de oportunidad.
Por eso, cuanto más sofisticado sea el mercado, mayor será el valor del EMS y de la estrategia de optimización.
Para fabricantes como SolaX Power, esto cambia la conversación comercial.
En residencial y pequeño C&I seguirá siendo fundamental maximizar autoconsumo y desplazar consumo.
Pero en C&I avanzado y utility-scale, el producto empieza a ser:
BESS + PCS + EMS + acceso a mercados.
No simplemente una caja llena de celdas.
Pero hay un riesgo que no debemos ignorar
Sería peligroso interpretar los 155.000 €/MW como una renta permanente.
Enervis reconoce varios riesgos: más baterías entrando en el mercado, mayor competencia, cambios regulatorios y posible canibalización de algunos ingresos. Su propia previsión para 2026 se sitúa alrededor de 151.500 €/MW, ligeramente por debajo de lo capturado durante los últimos doce meses.
Es lógico.
Cuantas más baterías intenten comprar en las mismas horas baratas y vender en las mismas horas caras, más tenderán a reducir esos spreads.
Paradójicamente, el éxito del almacenamiento puede destruir una parte de sus propios ingresos.
Por eso el futuro probablemente no estará en apostar por un único mercado.
Estará en apilar servicios y adaptarse continuamente.
La cifra importante no son los 155.000 euros
Es lo que representan.
Alemania está empezando a demostrar que la volatilidad creada por un sistema eléctrico con grandes cantidades de renovables puede convertirse en una fuente cuantificable de ingresos para el almacenamiento.
Solar abundante.
Precios cercanos a cero.
Rampas vespertinas.
Intradiario.
Servicios de balance.
Y una batería capaz de moverse entre todos ellos.
Quizá esa sea la verdadera transformación del mercado BESS.
Durante años hemos preguntado:
¿cuánto cuesta almacenar un MWh?
La siguiente pregunta puede ser bastante más interesante:
¿cuánto valor puede capturar un MWh flexible?
