Permitir la carga desde la red elevaría un 43% los ingresos de una batería hibridada con renovables

La aprobación por parte de la Comisión Europea del mecanismo de capacidad español llega en un momento especialmente relevante para el almacenamiento energético en España. El esquema, dotado con 9.000 millones de euros, reconoce el papel de los recursos capaces de aportar firmeza, flexibilidad y disponibilidad cuando el sistema lo necesita. Para las baterías, supone un cambio importante. Su valor ya no puede medirse solo por la diferencia entre las horas baratas y las horas caras del mercado, sino por su capacidad para aportar flexibilidad, mejorar la integración renovable y contribuir a la seguridad de suministro.

El despliegue del almacenamiento en España ha ganado ritmo en el último año. En junio de 2025, la potencia instalada de baterías apenas alcanzaba los 38,2 MW, mientras que un año después se sitúa ya en torno a los 222 MW de BESS. De esta capacidad, 205,7 MW corresponden a baterías hibridadas con instalaciones renovables, lo que refleja el peso que está adquiriendo este modelo en el desarrollo del almacenamiento, según datos de REE. Si se mantiene esta evolución, España podría cerrar 2026 con una potencia instalada de entre 400 y 600 MW.

El mercado de capacidad puede convertirse en una fuente adicional de ingresos para este tipo de activos, con un peso estimado de entre el 15% y el 20% de la estructura total de ingresos de una batería. Aun así, para entender bien la rentabilidad del almacenamiento no basta con mirar a este nuevo mecanismo. También es necesario analizar qué ocurre en el mercado diario, en los servicios de ajuste, en los intradiarios y en el resto de señales que condicionan la operación real de una batería.

Una herramienta distinta

Con ese objetivo, desde UNEF hemos desarrollado el BESS INDEX, una herramienta de seguimiento que permite estimar la evolución de los ingresos de distintas configuraciones de almacenamiento en España a través de modelos de optimización que simulan la participación en distintos mercados eléctricos. El análisis compara proyectos híbridos de fotovoltaica con batería y proyectos BESS stand-alone, incorporando diferentes escenarios de operación.

Los datos del primer trimestre de 2026 muestran el impacto que puede tener la carga desde la red en los proyectos híbridos. En el escenario analizado, una planta fotovoltaica de 50 MW combinada con una batería de 50 MW y cuatro horas de almacenamiento generaría unos ingresos de 35.183 €/MW entre enero y marzo si solo pudiera cargarse con energía de la propia planta. En cambio, si se permite la carga desde la red, los ingresos aumentarían hasta 50.188 €/MW, lo que supone un 43% más.

Este resultado no debe interpretarse como una cifra fija para todos los proyectos. La rentabilidad dependerá de la ubicación, de la estrategia de operación, de los mercados en los que participe el activo y de las condiciones regulatorias aplicables. Pero sí permite extraer una lectura relevante para el sector. Limitar la carga de las baterías exclusivamente a la planta renovable puede reducir de forma significativa su capacidad para capturar valor y prestar servicios al sistema.

Las baterías stand-alone también empiezan a mostrar una propuesta económica relevante. En el caso de una batería independiente de 50 MW y cuatro horas de duración, los ingresos alcanzarían 40.524 €/MW durante el primer trimestre de 2026. Esta cifra se sitúa por encima del modelo híbrido sin carga de red, aunque por debajo del escenario híbrido que sí permite cargar desde la red.

Distintas fuentes de ingresos

La comparativa con 2025 apunta en la misma dirección. Considerando mercado diario y regulación secundaria, los proyectos híbridos sin carga de red registraron ingresos de 238.041 €/MW, mientras que aquellos con carga de red alcanzaron los 258.695 €/MW. En el caso de los sistemas stand-alone, los ingresos fueron de 160.000 €/MW.

Estos datos reflejan que el valor del almacenamiento no depende de una única fuente de ingresos. Las baterías pueden aportar arbitraje, servicios de ajuste, disponibilidad y flexibilidad operativa, pero para hacerlo necesitan un marco que les permita participar de forma eficiente en los mercados y operar de acuerdo con las necesidades reales del sistema eléctrico.

El almacenamiento con baterías será una de las piezas clave de la próxima etapa de la transición energética. Permite aprovechar mejor la generación renovable, desplazar energía hacia las horas en las que más se necesita, reducir vertidos y aportar flexibilidad. En este contexto, el mecanismo de capacidad puede reforzar el papel de estos activos, siempre que su diseño reconozca adecuadamente la contribución del almacenamiento a la seguridad de suministro.

España tampoco puede permitirse desaprovechar la rápida evolución tecnológica de las baterías. El aumento de la densidad energética y la mejora de los sistemas hacen posible avanzar hacia proyectos de mayor duración, pasando de configuraciones de dos a cuatro horas, o de cuatro a seis horas. Para que esa evolución llegue al sistema eléctrico, la regulación debe evitar barreras que limiten el desarrollo técnico de los proyectos o encarezcan innecesariamente las inversiones.

El reto ahora es que estas señales se traduzcan en proyectos reales. Para conseguirlo, harán falta reglas claras de acceso y conexión, una participación efectiva del almacenamiento en los mercados eléctricos y un marco regulatorio que reconozca todo el valor que las baterías aportan al sistema.

Borja Dalmau es director de almacenamiento de UNEF.