El gran reto del almacenamiento ya no es demostrar que puede generar ingresos. Es conseguir que esos ingresos sean suficientemente previsibles para que un banco esté dispuesto a financiarlos.
Hay un dato que resume perfectamente la paradoja del mercado español.
Según una simulación presentada por S&P Global Energy en un webinar organizado por AleaSoft Energy Forecasting, una batería de cuatro horas operada de forma óptima en España habría podido generar en 2025 cerca de 700.000 dólares por MW al año.
En Gran Bretaña, menos de 200.000 dólares/MW.
A primera vista parecería evidente dónde resulta más atractivo invertir.
Pero ocurre exactamente lo contrario: los proyectos BESS stand-alone españoles siguen teniendo importantes dificultades de bancabilidad.
Mucho ingreso no significa ingreso financiable
La explicación está en cómo se generan esos 700.000 dólares.
Una parte importante procede actualmente de los servicios de ajuste, donde los ingresos pueden ser extraordinariamente elevados pero también extraordinariamente concentrados.
Según S&P Global Energy, aproximadamente:
el 10% de los días genera el 60% de los ingresos anuales.
Eso cambia completamente la fotografía financiera.
Una batería puede presentar un EBITDA teórico magnífico y, al mismo tiempo, resultar difícil de financiar si el banco no puede estimar razonablemente qué parte de esos ingresos seguirá existiendo durante los próximos diez o quince años.
Y aparece además un segundo problema.
Los servicios de ajuste son un mercado limitado.
Cuantas más baterías entren en España, mayor será la competencia por esos ingresos. S&P Global Energy advierte precisamente de que la incorporación de nueva capacidad podría reducir significativamente los ingresos obtenidos en estos mercados.
Por tanto, extrapolar los actuales ingresos de balancing durante toda la vida de una batería sería una hipótesis muy agresiva.
Aquí empieza la verdadera carrera del almacenamiento
Europa instalará más de 30 GW de baterías en 2026, según S&P Global Energy.
Pero los mercados europeos están evolucionando de formas muy diferentes.
Italia adjudicó en su primera subasta MACSE 10 GWh de almacenamiento con contratos de 15 años.
Polonia ha adjudicado baterías con contratos de hasta 17 años mediante su mercado de capacidad.
En Alemania, con una exposición merchant mucho mayor, están creciendo los tolling agreements, contratos mediante los cuales un optimizador paga una cantidad fija por disponer del derecho a operar la batería durante varios años.
El principio económico detrás de todos estos modelos es similar:
renunciar a parte del upside potencial a cambio de obtener previsibilidad.
Y esa previsibilidad permite incorporar deuda.
España acaba de mover una pieza fundamental
El mercado español tiene ahora una nueva herramienta.
La Orden TED/966/2026, publicada el 17 de septiembre, crea el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular.
Para las nuevas instalaciones de almacenamiento pueden existir contratos de hasta 15 años.
S&P Global Energy considera precisamente este mercado de capacidad como uno de los factores con mayor impacto potencial sobre la bancabilidad de las baterías españolas.
Pero todavía queda una cuestión decisiva:
cómo se diseñará realmente.
Los coeficientes de firmeza, el calendario de las subastas y las condiciones de participación determinarán cuánto valor termina capturando el almacenamiento frente a otras tecnologías capaces de aportar capacidad.
Por eso sería demasiado pronto para concluir que el mercado de capacidad ha resuelto ya la financiación del BESS español.
Ha creado una herramienta.
Ahora importa su diseño.
El futuro probablemente no será merchant o contratado
Probablemente será ambas cosas.
AleaSoft plantea que un proyecto financiable deberá combinar:
Los primeros pueden proceder del mercado de capacidad, tolling agreements u otros contratos con optimizadores.
Los segundos vendrán del arbitraje diario e intradiario y de los diferentes mercados de flexibilidad y servicios de ajuste.
El objetivo no será eliminar el merchant.
Será reducir el riesgo suficiente para que los financiadores puedan aceptarlo.
Podríamos resumirlo así:
Capacity / Tolling → suelo de ingresos
Arbitraje DA + ID → upside estructural
Balancing services → ingresos adicionales
Optimización → captura dinámica del valor disponible
Y hay otro dato especialmente interesante
España tiene actualmente alrededor del 7% de la capacidad europea de baterías con contratos firmados.
Reino Unido concentra el 33%, Polonia el 17% y Alemania el 15%.
Además, la capacidad europea contratada —principalmente mediante acuerdos de optimización y tolling— casi se cuadruplicó durante 2025 y en los primeros ocho meses de 2026 ya alcanzaba niveles similares a los de los PPA.
Esto apunta a una evolución importante.
Después de años hablando de cuánto cuesta una batería, empieza a importar tanto o más:
qué contrato hay detrás de ella.
Para C&I BESS la ecuación puede ser todavía más interesante
Y aquí aparece una diferencia fundamental respecto a los grandes proyectos stand-alone.
Una batería industrial detrás del contador puede combinar ingresos de mercado con ahorros que no dependen directamente del mercado merchant:
Eso convierte el BESS en algo más que un activo destinado a comprar y vender electricidad.
Se convierte en una herramienta de gestión energética y gestión del riesgo.
Para fabricantes e integradores como SolaX Power, esta evolución también cambia el discurso comercial.
La pregunta dejará progresivamente de ser:
“¿Cuánto cuesta la batería?”
para convertirse en:
“¿Qué combinación de ahorros, ingresos y servicios puede generar esta batería durante los próximos quince años?”
España tiene una oportunidad extraordinaria
Tenemos solar abundante.
Tenemos volatilidad.
Tenemos spreads.
Tenemos congestión de red.
Tenemos vertidos renovables crecientes.
Y estamos construyendo finalmente mecanismos que pueden aportar ingresos adicionales al almacenamiento.
Según los datos presentados por S&P Global Energy, el problema español no parece ser la capacidad de las baterías para generar valor.
El problema es transformar ese valor potencial en un flujo de caja suficientemente diversificado, previsible y financiable.
Esa será probablemente una de las grandes batallas del BESS español durante los próximos años.
Porque en almacenamiento:
rentabilidad y bancabilidad no son lo mismo.
Y posiblemente ganarán los proyectos capaces de conseguir ambas.
Fuente principal: AleaSoft Energy Forecasting, La previsibilidad de ingresos decidirá el despliegue de baterías: contratos, riesgo merchant y mercado de capacidad, 25 de septiembre de 2026, basado en la presentación de S&P Global Energy en el webinar de AleaSoft del 17 de septiembre.
