Revista Energética. Abril 2026

A GRAN ESCALA de la incertidumbre de ingresos totales, y la dificultad de financiación bancaria, se pue- de decir que en 2026 los números ya posibi- litan tomar decisiones de inversión incluso en modalidad ‘full merchant’ sin garantía de ingresos de ninguna contraparte; lógica- mente todo depende de las proyecciones de ingresos de cada cual y la rentabilidad objetivo. ¿Entonces, se van a instalar todos los pro- yectos de baterías y bombeos en desarrollo? Evidentemente no, y aún quedan trabas que solventar; tanto técnicas y administrativas para llegar al RtB real, como financieras para convencer al capital de lanzarse a construir los proyectos que sí hayan llegado al ansia- do estado de RtB. Pero están madurando los ‘tolling’, ‘Day-Ahead Swap’, o PPAs híbridos para baterías, que posibilitarán más deuda a costa de sacrificar ingresos. Y es que en España cuando nos ponemos con algo, nos ponemos todos, y a toda má- quina. El pipeline de proyectos de baterías es enorme, con más de 20GW en distintas fases de tramitación, de los que unos 10GW ya tienen concedido el acceso a la red. Y si en abril de 2026 contamos con una instala- ción de unos 100MW, el sector espera cerrar el año con cerca de 500 a 700 MW, en el que sería el año del despegue de las baterías a escala; y más de 1GW adicional en el año 2027. En cuanto a los bombeos hidráulicos re- versibles, España dispone de más de 6GW de bombeos puros (en ciclo cerrado) y mix- tos (conectando embalses con aportación natural). Y existe un elevado pipeline de pro- yectos potenciales, con algunos proyectos mixtos en construcción, y numerosos pro- yectos mixtos y puros cerca de poder tomar decisión de inversión. ¿Por qué se invierte en almacenamiento, y bajo qué modalidad de negocio? Existen actualmente varias posibilidades de inversión para los almacenamientos en baterías: 1) ‘stand-alone’, 2) híbridas con ac- tivos existentes, 3) híbridas con activos futu- ros. A su vez, la hibridación puede ser antes de los inversores, y cargando únicamente de la planta solar para desplazar las horas de recurso hacia horas más caras; o bien con posibilidad de carga de la red, lo cual aporta algo mayor Capex pero también sustancial mayor ingreso por poder aprovechar horas nocturnas baratas con descarga en el pico de precios de la mañana. Lógicamente todas las modalidades de in- versión se basan en un retorno económico y una TIR objetivo. Pero hay diferentes casuís- ticas y tesis de inversión, especialmente con las hibridaciones. Muchos inversores se centran ahora en ‘salvar’ proyectos solares operativos malo- grados, o posibilitar construcción de solares en RtB. Y es que una hibridación, especial- mente con conexión de demanda, presenta típicamente una correlación negativa con los ingresos solares que aporta valor al con- junto: en años de ingreso solar bajo, la ba- tería generará más ingreso y puede mejorar una financiación existente. También es un claro caso de hibridación un proyecto solar con elevado ‘curtailment’ técnico, que la batería puede aprovechar generando más ingreso que una stand-alone. Aunque cabe matizar que, contrariamente a un sentimiento popular de que ‘la hibri- dación permite vender energía solar en las horas punta’, una batería no debe entender- se como tal; dicho ingreso de venta debería conceptualmente asignarse al margen que generará la batería, detrayendo el coste de carga de la planta solar valorado con un precio de transferencia a la planta solar igual al precio de mercado de la hora co- rrespondiente. En otras palabras, el dinero generado por la batería debe atribuirse a la propia batería para analizar su rentabilidad específica; otra cuestión es que un activo hibridado (¡o un operador de estas tecnolo- gías en emplazamientos diferentes!) es más resiliente a los posibles futuros que quien no está diversificado. ¿Cuántas baterías y bombeos se instalarán? ¿Necesitan subvención? Esta es la pregunta del millón. Porque no es tanto si vendrán o no, que la respuesta es in- equívocamente que sí, sino cuántas podrán instalarse hasta su propia canibalización. Y es que según nuestros análisis, los ingresos por arbitraje en Mercado Diario permanece- rán sólidos durante muchos años, pero los procedentes de Servicios de Ajuste, hoy muy relevantes y necesarios para alcanzar la TIR objetivo, es previsible que se canibalicen an- tes de 2030. Entre tanto, el Mercado de Capacidad pre- visto para finales de 2026 ayudará a financiar los proyectos maduros, tanto baterías como bombeos, ya sea desplazando ciclos combi- nados como solventando los riesgos futuros de cobertura identificados en el ERAA 2025 europeo para los sistemas ibéricos de aquí a 2035. Y esperamos upsides potenciales del veni- deromercado de control de tensión local, así como de posibles pagos por necesidades de flexibilidad adicional según la metodología propuesta por ACER. El almacenamiento también podrá contri- buir a algunas de las recomendaciones ‘an- ti-apagón’, si bien sus potenciales servicios de control de red estarían aún por monetizar. Así pues, manos a la obra, que los primeros en conectar almacenamientos previsible- mente los rentabilizarán; y quien llegue tar- de…en unos años hablamos tras re-evaluar los LCOS y el caso de inversión ◉ Figura 2 – Precios medios de mercado. Nota: Datos de ESIOS hasta 12/04/2026 y análisis de AFRY. WP corresponde al precio spot del Mercado Diario. Inferred Market Curtailment corresponde a la estimación de AFRY de recurso renovable ofertado y no casado en Mercado Diario. almacenamiento energético 57 ENERGÉTICA XXI · 255 · ABR 26