El análisis de Deloitte y AleaSoft revela cómo los contratos de tolling y los PPA híbridos están transformando la financiación del almacenamiento energético. Pero detrás de esta evolución aparece una cuestión todavía más importante: ¿quién garantiza que la flexibilidad contratada estará realmente disponible?
Una batería puede cambiar la financiación de una planta solar
El pasado 15 de octubre de 2026, Deloitte y AleaSoft Energy Forecasting analizaron, durante el webinar número 70 de AleaSoft, la evolución de los contratos de almacenamiento energético y su impacto sobre la financiación de proyectos renovables.
Las conclusiones, recogidas posteriormente por El Periódico de la Energía, muestran hasta qué punto está cambiando el modelo de negocio de las baterías.
Uno de los ejemplos presentados resulta especialmente significativo.
Deloitte comparó diferentes estructuras comerciales para una instalación fotovoltaica de 140 MWp asociada a un sistema de almacenamiento de 100 MW y cuatro horas de duración.
En el escenario merchant, financiado íntegramente con capital propio, el proyecto necesitaba 142 millones de euros de equity y alcanzaba una rentabilidad del 10,2 %.
Al incorporar un contrato de tolling a diez años, las necesidades de equity descendían hasta 86 millones de euros, con una rentabilidad del 10,0 %.
Una reducción del 39,4 % en el capital propio necesario, manteniendo una rentabilidad prácticamente equivalente.
Conviene interpretar correctamente el resultado: no significa que el proyecto cueste un 39,4 % menos, ni que genere necesariamente más beneficios. Significa que la previsibilidad contractual de los ingresos permite estructurar su financiación de forma diferente y recurrir a deuda en condiciones que pueden resultar más favorables.
Este ejemplo ilustra una transformación fundamental.
Las baterías están dejando de valorarse únicamente por los ingresos que pueden generar en el mercado eléctrico para empezar a valorarse también por su capacidad de respaldar compromisos contractuales financiables.
Del arbitraje energético a los ingresos contratados
Tradicionalmente, buena parte del atractivo económico de un BESS se ha asociado al arbitraje energético.
La lógica parece sencilla: cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando su precio aumenta.
Sin embargo, la rentabilidad real depende de factores mucho más complejos: evolución horaria de precios, eficiencia, degradación, costes operativos, restricciones de conexión, competencia entre baterías y disponibilidad de otros mercados.
Además, existe una paradoja.
Cuantas más baterías participan en el arbitraje, mayor puede ser su contribución a reducir precisamente los diferenciales de precios de los que dependen sus ingresos.
La rentabilidad merchant puede seguir siendo atractiva, pero su incertidumbre dificulta el cálculo de la deuda que una entidad financiera está dispuesta a conceder.
Aquí aparecen nuevas estructuras comerciales.
Los tolling agreements permiten que un tercero obtenga derechos de operación sobre el almacenamiento a cambio de una remuneración contratada. Los acuerdos de revenue sharing reparten los ingresos entre propietario y operador y pueden incorporar un mínimo garantizado. Los PPA híbridos combinan generación renovable y almacenamiento para ofrecer un perfil de entrega con mayor valor.
También comienzan a adquirir relevancia los modelos de Storage as a Service, en los que el cliente remunera el acceso a determinadas prestaciones del almacenamiento sin necesariamente adquirir la instalación.
Estos contratos no eliminan los riesgos. Los redistribuyen.
El propietario puede reducir su exposición a los precios del mercado, pero continúa enfrentándose a riesgos de disponibilidad, degradación, rendimiento y contraparte.
La novedad es que parte de la incertidumbre comercial puede transformarse en obligaciones contractuales cuantificables y, en determinadas circunstancias, financiables.
El PPA híbrido: vender electricidad cuando aporta más valor
La creciente penetración fotovoltaica está modificando la estructura de precios de los mercados eléctricos europeos.
La abundancia de producción durante las horas solares presiona a la baja los precios capturados por las instalaciones fotovoltaicas, mientras que otras franjas horarias pueden mantener un valor significativamente superior.
Una batería permite modificar el perfil temporal de entrega de la generación.
Deloitte ilustró esta posibilidad con escenarios de PPA híbridos entre 32 y 41 €/MWh, frente a referencias de PPA solares tipo swap situadas entre 22 y 25 €/MWh.
En su caso de estudio, el precio necesario para alcanzar una rentabilidad comparable a la de los otros escenarios se aproximaba a 40 €/MWh.
No se trata de un umbral universal de rentabilidad. Depende de las características del proyecto, del dimensionamiento de la batería, de las condiciones contractuales y de las hipótesis financieras.
La enseñanza es otra.
El almacenamiento permite transformar no solo cuándo se vende la electricidad, sino también qué producto energético se ofrece al comprador.
Un PPA híbrido puede aportar mayor control sobre el perfil de suministro, reducir determinados riesgos de desajuste y facilitar productos adaptados a necesidades concretas del consumidor.
Pero esas ventajas requieren disponer realmente de la energía comprometida.
Y esa disponibilidad ya no es únicamente una cuestión comercial.
Es un problema de ingeniería.
La cuestión que sigue abierta: ¿quién garantiza la flexibilidad?
Los modelos financieros pueden proyectar ingresos durante diez o quince años. Los contratos pueden distribuir riesgos y establecer remuneraciones relativamente estables.
Pero una batería es un activo físico cuyo comportamiento cambia a lo largo del tiempo.
Su capacidad utilizable disminuye con la degradación. Su eficiencia depende de las condiciones operativas. La potencia disponible puede verse limitada por factores térmicos, eléctricos o de mantenimiento.
Además, diferentes estrategias comerciales pueden exigir perfiles de utilización muy distintos.
Una batería optimizada para arbitraje diario no necesariamente experimentará la misma degradación que otra destinada a servicios de ajuste, regulación de frecuencia o compromisos prolongados de disponibilidad.
Esto obliga a conectar tres modelos que con demasiada frecuencia se analizan por separado:
El modelo energético, que determina cuándo y para qué debe utilizarse la batería.
El modelo tecnológico, que establece qué prestaciones puede mantener realmente durante su vida útil.
El modelo financiero, que calcula qué ingresos pueden respaldar la inversión y su financiación.
Si estos tres modelos no son coherentes, un proyecto puede parecer rentable sobre el papel y enfrentarse posteriormente a incumplimientos, penalizaciones o inversiones de reposición superiores a las previstas.
Por eso, la siguiente fase de madurez del sector BESS debería avanzar hacia garantías de rendimiento vinculadas a perfiles de operación verificables, y no únicamente a especificaciones nominales de catálogo.
La trazabilidad de las consignas de operación, el seguimiento del estado de salud de las baterías, la medición de disponibilidad y la planificación de reposiciones adquieren así una dimensión financiera.
La tecnología se convierte en parte de la estructura de confianza del proyecto.
SolaX Power: del almacenamiento energético a la flexibilidad contractual
Este cambio representa una oportunidad para fabricantes como SolaX Power, cuya oferta de almacenamiento abarca distintas escalas de aplicación.
En el segmento comercial e industrial, AELIO combina integración fotovoltaica y almacenamiento mediante una arquitectura híbrida, mientras que TRENE permite configurar instalaciones de almacenamiento acopladas en corriente alterna, adecuadas, entre otras aplicaciones, para autoconsumo industrial, gestión de demanda y servicios de flexibilidad.
En proyectos de mayor escala, ORI incorpora arquitecturas modulares con sistemas de conversión de potencia y almacenamiento en contenedores, incluyendo configuraciones de 2,5 MW y aproximadamente 5 MWh.
Estas soluciones pueden responder a diferentes necesidades del mercado.
AELIO permite acercar la gestión flexible de energía a instalaciones comerciales e industriales con generación fotovoltaica.
TRENE ofrece una plataforma para desarrollar servicios de almacenamiento, optimización de consumos, desplazamiento energético y posibles modelos de ingresos compartidos.
ORI abre oportunidades en aplicaciones utility-scale, proyectos fotovoltaicos híbridos y estructuras comerciales de mayor dimensión, incluidos modelos de tolling cuando las características del proyecto y sus contratos lo permitan.
Sin embargo, el verdadero salto comercial no consiste simplemente en disponer de una gama de productos para cada escala.
Consiste en poder demostrar, de forma verificable, que las prestaciones de esos sistemas son compatibles con las obligaciones económicas que el cliente pretende contratar.
Un promotor no necesita únicamente conocer la capacidad nominal de una batería.
Necesita saber cuánta energía útil podrá entregar después de varios años, bajo qué condiciones, con qué disponibilidad, qué costes de mantenimiento deberá afrontar y qué garantías contractuales respaldarán esas previsiones.
Una entidad financiera necesita transformar esas respuestas técnicas en hipótesis contrastables de ingresos, gastos y riesgos.
Y un operador necesita disponer de interfaces de control, medición y supervisión que permitan ejecutar la estrategia comercial sin comprometer las limitaciones físicas del almacenamiento.
Aquí aparece una posible línea de evolución para el sector: BESS diseñados no solamente para almacenar energía, sino también para respaldar contratos de flexibilidad a largo plazo.
No se trata de afirmar que todos los fabricantes dispongan actualmente de las mismas garantías contractuales o certificaciones, sino de identificar hacia dónde podrían evolucionar sus propuestas de valor.
La financiación también necesita inteligencia operativa
AleaSoft destaca acertadamente que estimar los ingresos de una batería exige simular su funcionamiento sobre previsiones horarias de precios a largo plazo.
Multiplicar un diferencial medio de precios por un número fijo de ciclos diarios no reproduce adecuadamente las decisiones reales de operación.
La batería dispone de una cantidad limitada de energía, debe respetar restricciones técnicas y tiene que decidir continuamente entre oportunidades de ingresos alternativas.
Esta necesidad de simulación introduce otra oportunidad tecnológica: conectar las herramientas de previsión del mercado con los sistemas de gestión energética, la evolución real del activo y los compromisos contractuales.
Un sistema avanzado de gestión energética debería ser capaz de evaluar no solamente qué despacho maximiza el ingreso inmediato, sino también cómo afecta esa decisión a la capacidad futura, a los compromisos de disponibilidad y al valor económico total de la instalación.
La optimización deja de ser exclusivamente energética.
Pasa a ser una optimización conjunta de ingresos, degradación, disponibilidad y obligaciones contractuales.
El mercado necesitará previsiones fiables, operadores especializados, fabricantes capaces de acreditar prestaciones y contratos que distribuyan los riesgos de forma transparente.
Ninguno de estos elementos sustituye a los demás.
Del BESS como producto al almacenamiento como servicio
La evolución contractual analizada por Deloitte y AleaSoft permite anticipar una transformación más amplia.
En un modelo tradicional, el fabricante suministra una batería y el propietario asume gran parte de las decisiones relativas a su explotación comercial.
En modelos más avanzados, el cliente puede contratar capacidad disponible, reducción de demanda punta, desplazamiento de energía, respaldo operativo o participación en determinados servicios de flexibilidad.
La batería sigue siendo el activo físico fundamental, pero el producto comercial pasa a ser una prestación energética.
Esta evolución podría favorecer nuevas alianzas entre fabricantes de almacenamiento, empresas de servicios energéticos, comercializadoras, agregadores, optimizadores y entidades financieras.
Para SolaX Power, una posible oportunidad consistiría en desarrollar propuestas integradas en las que el equipamiento, el sistema de gestión y los compromisos de rendimiento formen parte de una oferta comercial coherente.
La clave no sería sustituir a los operadores de mercado o a los asesores financieros, sino proporcionarles una infraestructura tecnológica capaz de respaldar sus contratos.
Conclusión: la cuarta dimensión del almacenamiento
Durante años, el almacenamiento energético se ha evaluado principalmente a través de tres parámetros: potencia, capacidad y coste.
El desarrollo de nuevos contratos incorpora una cuarta dimensión:
La capacidad de transformar la flexibilidad física de una batería en ingresos previsibles y financiables.
El análisis de Deloitte y AleaSoft demuestra, mediante sus escenarios, que la estructura contractual puede modificar sustancialmente las necesidades de capital de un proyecto.
Pero también abre una cuestión estratégica para toda la industria.
Si los bancos empiezan a financiar compromisos de flexibilidad a largo plazo, los fabricantes deberán proporcionar evidencias técnicas suficientemente robustas para sostenerlos.
El futuro del almacenamiento no dependerá únicamente de instalar más MWh.
Dependerá también de quién sea capaz de convertir esos MWh en prestaciones fiables, medibles y económicamente defendibles.
La próxima ventaja competitiva en el mercado BESS podría no estar solamente en el precio de la batería, sino en la confianza que su tecnología sea capaz de generar durante toda la vida del contrato.
Y esa es una oportunidad que fabricantes como SolaX Power deberían considerar en su estrategia de desarrollo de producto y posicionamiento comercial.
Fuentes y referencias
Nota editorial: las cifras financieras proceden del caso difundido por Deloitte y AleaSoft. Las propuestas sobre el posicionamiento de SolaX Power y la evolución hacia garantías de flexibilidad financiable constituyen un análisis estratégico propio, no conclusiones atribuidas a Deloitte o AleaSoft.
