Baterías en España: altos ingresos pero baja bancabilidad sin contratos

España encabeza los ingresos por almacenamiento en Europa, pero con matices

El despliegue del almacenamiento con baterías en Europa avanza a ritmos muy distintos según el país, y la clave no está solo en el potencial de ingresos, sino en su previsibilidad. Así lo puso de manifiesto Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, durante el webinar número 69 de AleaSoft Energy Forecasting, celebrado el 17 de septiembre, en el que se analizaron los modelos de remuneración del almacenamiento en distintos mercados europeos.

Según las estimaciones presentadas, Europa instalará en 2026 más de 30 GW de baterías, casi duplicando el ritmo de instalación respecto a años anteriores. Este crecimiento está impulsado por la volatilidad de precios en los mercados eléctricos y por la presión a la baja sobre los ingresos de la energía fotovoltaica, que empuja a promotores y utilities a buscar en el almacenamiento una vía de rentabilidad complementaria.

El contraste español: ingresos altos, financiación difícil

El caso de España resulta paradójico. Según la simulación de operación óptima realizada por S&P Global Energy, una batería de cuatro horas habría obtenido en España cerca de 700.000 dólares por MW al año en 2025, muy por encima de los menos de 200.000 dólares registrados en Gran Bretaña. La mayor parte de esos ingresos procede de los servicios de ajuste, un mercado de tamaño limitado y muy concentrado: según Berg, alrededor del 10% de los días del año genera el 60% de los ingresos anuales totales.

Esta concentración extrema convierte el negocio en algo volátil y difícil de anticipar. Además, la previsible incorporación de nuevas baterías al sistema aumentará la competencia en los servicios de ajuste, lo que podría reducir de forma significativa los ingresos que hoy percibe cada instalación.

Por este motivo, S&P Global Energy identifica la baja bancabilidad de los proyectos de almacenamiento independientes (stand-alone) como uno de los principales desafíos del mercado español. Mientras no exista un mercado de capacidad operativo, estos proyectos dependerán del arbitraje de energía y de los servicios de ajuste, sin contar con la prioridad de despacho que sí tienen los proyectos híbridos con renovables.

Durante la mesa de análisis del webinar se señaló que algunos bancos españoles ya financian baterías en países que cuentan con contratos y pagos por capacidad, mientras que en España son principalmente las utilities las que están instalando baterías junto a sus plantas fotovoltaicas con recursos propios, sin depender de financiación externa específica para el almacenamiento.

Los modelos de otros países: subastas, tolling y mercados de capacidad

El contraste con otros mercados europeos es claro. Según los datos de S&P Global Energy, el porcentaje de capacidad de baterías front-of-the-meter prevista entre 2025 y 2030 que procederá de subastas, licitaciones o programas públicos de apoyo varía enormemente: supera el 90% en Bulgaria, ronda el 85% en Polonia y supera el 70% en Italia y Francia. En el extremo opuesto, Bélgica y Reino Unido se sitúan por debajo del 50%, y Alemania, con menos del 20%, es el mercado europeo con mayor peso del riesgo merchant.

Italia celebró en septiembre de 2025 su primera subasta MACSE, adjudicando 10 GWh de almacenamiento con contratos de 15 años. Polonia, por su parte, ha llegado a adjudicar contratos de hasta 17 años en su mercado de capacidad. Bulgaria, gracias a subvenciones de hasta el 50% de la inversión financiadas con fondos europeos, se convertirá en 2026 en el quinto mercado mundial por nueva capacidad de baterías instalada.

En Alemania, donde el mercado de capacidad aún no ha recibido la aprobación de la Comisión Europea, se han popularizado los tolling agreements: contratos en los que un optimizador paga una cantidad fija por el derecho a operar la batería, generalmente durante un periodo de cinco a diez años. Este modelo permite a los proyectos asumir más deuda, a cambio de renunciar a una parte de los ingresos potenciales del mercado.

Auge de los contratos privados y papel del autoconsumo

La actividad de contratación privada crece con fuerza en toda Europa. Según S&P Global Energy, la capacidad de baterías con contratos firmados —principalmente acuerdos de optimización y tolling— casi se cuadruplicó en 2025 respecto al año anterior, y en los primeros ocho meses de 2026 ya alcanza niveles similares a los de los PPA tradicionales. Reino Unido concentra el 33% de esta capacidad contratada en Europa, seguido de Polonia con el 17% y Alemania con el 15%. España representa únicamente el 7% del total.

Durante el webinar también se abordó cómo la volatilidad de los mercados eléctricos está reforzando el interés de la industria electrointensiva por herramientas de gestión de riesgo. Las coberturas a distintos horizontes temporales, combinadas con el autoconsumo y el almacenamiento con baterías, permiten a los grandes consumidores reducir su exposición a las fluctuaciones del mercado y ganar previsibilidad en sus costes energéticos.

Para el conjunto del mercado español, S&P Global Energy sitúa el pico de instalaciones front-of-the-meter en 2027 y 2028, aunque advierte de que el ritmo posterior dependerá en gran medida de la visibilidad de ingresos que finalmente aporte el desarrollo del mercado de capacidad español, todavía pendiente de implementación.