La expansión renovable en España abrió nuevas oportunidades comerciales para el almacenamiento, pero también introdujo una contradicción en los modelos financieros de los proyectos: los mismos diferenciales de precios que favorecieron el arbitraje eléctrico no podían garantizarse durante los 15 o 20 años considerados en las inversiones BESS.
Según los datos aportados por AleaSoft Energy Forecasting, el spread intradiario de una hora promedió aproximadamente 114 €/MWh durante 2026 hasta agosto, con un incremento hasta los 148 €/MWh en julio y niveles cercanos a 193 €/MWh en agosto.
La amplitud de estas diferencias reforzó el atractivo económico de las baterías, aunque su rentabilidad futura quedó vinculada a la evolución del parque renovable, la demanda y la incorporación de nuevos sistemas de almacenamiento.
El contexto energético también reflejó una necesidad creciente de flexibilidad.
Según Red Eléctrica, las renovables aportaron el 53,6% de la generación española en agosto, con 13.640 GWh y un crecimiento interanual del 11%. Durante ese mes, el sistema integró 954 GWh mediante almacenamiento en baterías y bombeo hidráulico, mientras la demanda eléctrica acumuló un aumento del 2,8% durante los primeros ocho meses del año.
La evolución del mercado abrió así una oportunidad que excedió la compra y venta de electricidad entre distintas franjas horarias. En diálogo con Energía Estratégica, Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft Energy Forecasting, identificó cuatro fuentes de ingresos para los BESS: arbitraje en mercados diario e intradiario, servicios de ajuste, mercado de capacidad y contratos capaces de estabilizar parte de la facturación.
"La volatilidad que hoy consideramos un problema es también la señal económica que permitirá desarrollar la flexibilidad que necesita el sistema eléctrico del futuro", sostuvo el ejecutivo.
Del arbitraje a cuatro fuentes de ingresos: cómo cambia el negocio de las baterías
El crecimiento del almacenamiento introdujo nuevas exigencias para los promotores. Además de identificar oportunidades de compraventa de energía, los proyectos debieron evaluar su participación en servicios vinculados al equilibrio del sistema, las condiciones de remuneración por potencia disponible y la posibilidad de asegurar ingresos mediante acuerdos comerciales.
Los servicios de ajuste adquirieron especial relevancia en un sistema que necesitó gestionar una participación creciente de generación variable. Según las cifras difundidas por Red Eléctrica, entre enero y septiembre de 2026 las generadoras obtuvieron 3906 millones de euros por servicios de ajuste y regulación, un volumen correspondiente al conjunto de tecnologías participantes y no exclusivamente al almacenamiento.
Para los BESS, el acceso efectivo a estos mercados depende de los requisitos técnicos de cada servicio y de la capacidad de los operadores para adaptar sus estrategias a las necesidades del sistema. Esta diversificación también introdujo decisiones económicas sobre dónde utilizar la energía almacenada, durante cuánto tiempo comprometer potencia y qué oportunidades priorizar en cada jornada.
En ese escenario, Delgado Rigal destacó una diferencia fundamental respecto de las tecnologías renovables convencionales:
"Una batería tiene una ventaja enorme: puede modificar continuamente su estrategia y buscar el mercado que remunere mejor su flexibilidad. Pero precisamente esa opcionalidad hace que su modelización sea bastante más compleja que la de una planta fotovoltaica o eólica", explicó.
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La optimización de estos activos incorporó variables técnicas que podían alterar sustancialmente los resultados financieros.
La degradación, la eficiencia, el número de ciclos y la estrategia de operación debían analizarse junto con las expectativas de precios y remuneraciones, dado que una mayor utilización no implicaba necesariamente una mejora proporcional del rendimiento económico.
A ello se añadió la competencia futura entre baterías. De acuerdo con las cifras expuestas por AleaSoft, España contabilizaba alrededor de 260 MW de almacenamiento electroquímico operativo en agosto de 2026, frente a más de 40 GW de proyectos con permisos de acceso y conexión concedidos o en tramitación. Aunque esa cartera no representaba capacidad que necesariamente llegaría a construirse, su magnitud anticipó un escenario donde las estrategias comerciales tendrían que considerar la entrada progresiva de nuevos competidores.
La evolución de los spreads también dependía de ese despliegue. Una mayor capacidad de almacenamiento permitiría absorber excedentes renovables y trasladar generación hacia las horas de mayor demanda, pero ese mismo proceso podría reducir parte de las diferencias de precios aprovechadas por el arbitraje.
"El reto no es demostrar que una batería puede ganar dinero. El reto es demostrar que puede generar suficientes ingresos en distintos escenarios durante toda la vida del proyecto", advirtió Delgado Rigal.
El mercado de capacidad y los contratos completan la ecuación financiera
La necesidad de sostener ingresos a largo plazo ganó un nuevo instrumento regulatorio con la aprobación de la Orden TED/966/2026, que creó el mercado de capacidad español en septiembre. El mecanismo incorporó subastas para remunerar potencia firme y abrió la participación a generación, almacenamiento y demanda, mediante un esquema competitivo de pago según oferta (pay-as-bid).
Para las nuevas inversiones, la normativa contempló períodos de prestación de hasta 15 años, mientras que la remuneración se vinculó a los MW de potencia firme reconocidos y al precio adjudicado en cada convocatoria. El diseño permitió incorporar una fuente de ingresos diferente de la compraventa de electricidad, aunque su valor económico dependió de las condiciones particulares de cada subasta.
Uno de los elementos pendientes de definición fue el coeficiente de firmeza o derating, utilizado para determinar qué proporción de la potencia nominal de cada instalación podía reconocerse como aportación efectiva a la seguridad de suministro. Este parámetro resultó especialmente importante para los sistemas BESS, ya que condicionaría la cantidad de potencia que podrían ofertar y, en consecuencia, los ingresos potenciales por capacidad.
Sobre la incorporación de este mecanismo al modelo financiero, Delgado Rigal señaló: "Para una batería esto es especialmente interesante porque introduce una fuente de ingresos distinta y menos correlacionada con el arbitraje".
Sin embargo, la aprobación normativa no resolvió por sí sola las incertidumbres comerciales. Los coeficientes definitivos, el calendario de las primeras subastas y los precios de adjudicación continuaron siendo variables necesarias para dimensionar el aporte del mecanismo a la financiación de nuevas instalaciones.
En paralelo, los contratos de largo plazo, incluidos los esquemas de remuneración pactada por el uso o disponibilidad del almacenamiento, ofrecieron otra alternativa para reducir la exposición a las fluctuaciones del mercado. Su incorporación podía aportar mayor previsibilidad a los flujos de caja, aunque también implicaba negociar el reparto de riesgos y oportunidades entre propietarios, operadores y contrapartes comerciales.
La combinación de estas herramientas modificó las exigencias de financiación. Los promotores necesitaron construir escenarios que contemplaran cambios en los precios eléctricos, las condiciones de los servicios de ajuste, los ingresos adjudicados por capacidad y el rendimiento técnico de las baterías a lo largo de su vida útil.
En consecuencia, la competitividad del almacenamiento español comenzó a depender tanto de la inversión inicial como de la estructura comercial diseñada para recuperar ese capital. La volatilidad ofreció oportunidades inmediatas, pero la posibilidad de convertirlas en proyectos financiables quedó condicionada por la diversificación de ingresos, la evolución del mercado y la capacidad de sostener resultados en escenarios menos favorables.