La rentabilidad de las baterías pasa por la hibridación, la agregación y la financiación inteligente

<p><img alt="" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2026/05/6a0e5ccfd9d6f6ec599b6ee7.jpg" /></p><p>Las cuentas del <a href="https://elperiodicodelaenergia.com/almacenamiento">almacenamiento</a> energético en España ya empiezan a cuadrar, pero no de cualquier manera ni para todos los proyectos. Esa es la principal conclusión de la tercera mesa redonda del Foro de Almacenamiento Energético de El Periódico de la Energía, titulada “Las cuentas de las <a href="https://elperiodicodelaenergia.com/search?term=bater%C3%ADas">baterías</a>: rentabilidad y financiación en el mercado español”, moderada por Borja Dalmau, director de Almacenamiento de UNEF.</p>
<p>El debate, celebrado en la Torre EY con lleno absoluto, reunió a expertos de primer nivel para despejar la gran pregunta del sector: ¿cuándo y cómo son rentables las baterías?</p>
<p></p><h3>Hibridación, la llave de la rentabilidad</h3>
<p>El consenso inicial fue unánime. Para Antonio Delgado, CEO de Aleasoft, el mensaje es claro: “Un megavatio hora fotovoltaico está depreciado; pero un megavatio hora con almacenamiento vale muchísimo más”. En su intervención, Delgado cuantificó el impacto: “una hibridación de fotovoltaica con batería puede subir los ingresos un 40%”, logrando rentabilidades en torno al 10%, si bien matizó que depende de la duración del sistema. “La batería, cuanto más grande, puede trabajar en servicios de ajuste con más flexibilidad”, añadió, destacando la ventaja de los sistemas de mayor capacidad.</p>
<p>Manel Sanmartí, CEO de Bamboo Energy, fue más allá: “¿Puede la flexibilidad distribuida competir con los grandes proyectos? Sí, evidentemente”. Sanmartí defendió el valor de las baterías <em>behind the meter</em> y la agregación. “Una planta virtual de energía que integre muchos pequeños activos puede participar en mercados de ajuste y ofrecer servicios como <em>peak shaving</em> (evitar penalizaciones por exceso de potencia) o arbitraje energético”, explicó.</p>
<p>Gonzalo Ubieto (en imagen), director de Ventas y Marketing de Ampere Energy, subrayó que un megavatio hora gestionado detrás del contador de un cliente industrial puede generar entre 30.000 y 40.000 euros anuales solo por arbitraje. “Con eso, el payback para quien invierta en CAPEX es de cinco o seis años. Si sumamos peak shaving y maximización de autoconsumo, los retornos son aún más atractivos”, aseguró.</p>
<p><img alt=" /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Por su parte, Martim Vaz Pinto, director comercial Iberia de Entrix, puso el foco en los proyectos &lt;em&gt;standalone&lt;/em&gt;. “Un proyecto de 50 MW y 4 horas de duración puede tener rentabilidad de doble dígito”, afirmó. &quot;El mercado de capacidad va a ayudar mucho en la vía de ingresos y también a hacer la financiación más competitiva. Muchos proyectos pueden llegar a rentabilidades del 20%”.&lt;/p&gt;
&lt;h3&gt;Financiación: el gran desafío, pero con soluciones sobre la mesa&lt;/h3&gt;
&lt;p&gt;Si la rentabilidad técnica parece factible, el acceso a financiación sigue siendo un escollo relevante. Fernando Gamboa (en imagen), director general de Imagar Solutions en representación del consorcio Battman Storage (Elecnor, Imagar y Gotion High-Tech), subrayó la importancia de la bancabilidad. “Una alianza entre un gran tecnólogo (Gotion, con 43 GW operados en el mundo), un gran EPC como Elecnor y un software específico da seguridad a los bancos. En España tenemos 3 GW previstos para los próximos tres años”, reveló.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;&lt;img src=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2026/05/6a0e5ea63ab50150c1c68dfa.jpg" /></p><p>Por su parte, Martim Vaz Pinto, director comercial Iberia de Entrix, puso el foco en los proyectos <em>standalone</em>. “Un proyecto de 50 MW y 4 horas de duración puede tener rentabilidad de doble dígito”, afirmó. &quot;El mercado de capacidad va a ayudar mucho en la vía de ingresos y también a hacer la financiación más competitiva. Muchos proyectos pueden llegar a rentabilidades del 20%”.</p>
<h3>Financiación: el gran desafío, pero con soluciones sobre la mesa</h3>
<p>Si la rentabilidad técnica parece factible, el acceso a financiación sigue siendo un escollo relevante. Fernando Gamboa (en imagen), director general de Imagar Solutions en representación del consorcio Battman Storage (Elecnor, Imagar y Gotion High-Tech), subrayó la importancia de la bancabilidad. “Una alianza entre un gran tecnólogo (Gotion, con 43 GW operados en el mundo), un gran EPC como Elecnor y un software específico da seguridad a los bancos. En España tenemos 3 GW previstos para los próximos tres años”, reveló.</p>
<p><img alt=" /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Martim Vaz Pinto añadió que la complejidad técnica de las baterías exige gestión por inteligencia artificial. “En mercados como Alemania o Reino Unido, los bancos ya se sienten cómodos con estructuras que garantizan ingresos mínimos o cubren los peores escenarios de precios. En España estamos viendo creciente interés de 'offtakers' por PPAs con batería y 'tolling agreements' (alquiler del activo a un gestor especializado)”, explicó.&lt;/p&gt;
&lt;h3&gt;Las cuentas salen, pero con gestión experta&lt;/h3&gt;
&lt;p&gt;La mesa concluyó que el almacenamiento en España es rentable, especialmente si se hibrida, se agrega y se gestiona con plataformas avanzadas. La esperada llegada del mercado de capacidad (prevista para finales de 2026) no solo mejorará los ingresos, sino que abaratará la financiación, permitiendo rentabilidades de hasta el 20% en proyectos bien dimensionados. Como resumió Antonio Delgado: “El sector necesita demostrar los ingresos. Y esos ingresos ya existen”. El reto ahora es escalarlos.&lt;/p&gt;
&lt;h3&gt;Floors y tolling agreements como recetas para mitigar el riesgo de las baterías&lt;/h3&gt;
&lt;p&gt;Poco antes de la mesa redonda, Ignacio Cobo (Senior Principal de AFRY) puso el foco en los riesgos del mercado. Advirtió que los servicios de ajuste, que hoy pueden suponer entre el 30% y el 50% de los márgenes de una batería, se canibalizarán en cuanto entren masivamente nuevas instalaciones, algo que calcula entre 2030 y 2032. Para mitigar esa incertidumbre y facilitar la financiación, Cobo presentó tres vías: el modelo Merchant (el que más le gusta por su flexibilidad), los contratos con suelo de ingresos garantizados (floors) y los tolling agreements (alquiler del activo a un gestor especializado). Estas dos últimas estructuras, habituales en Reino Unido y Alemania, ya han encontrado sus primeros casos en España y son las que más tranquilidad aportan a la banca.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;&lt;img src=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2026/05/6a0e5ef76bae3f2955de6e2d.jpg" /></p><p>Martim Vaz Pinto añadió que la complejidad técnica de las baterías exige gestión por inteligencia artificial. “En mercados como Alemania o Reino Unido, los bancos ya se sienten cómodos con estructuras que garantizan ingresos mínimos o cubren los peores escenarios de precios. En España estamos viendo creciente interés de 'offtakers' por PPAs con batería y 'tolling agreements' (alquiler del activo a un gestor especializado)”, explicó.</p>
<h3>Las cuentas salen, pero con gestión experta</h3>
<p>La mesa concluyó que el almacenamiento en España es rentable, especialmente si se hibrida, se agrega y se gestiona con plataformas avanzadas. La esperada llegada del mercado de capacidad (prevista para finales de 2026) no solo mejorará los ingresos, sino que abaratará la financiación, permitiendo rentabilidades de hasta el 20% en proyectos bien dimensionados. Como resumió Antonio Delgado: “El sector necesita demostrar los ingresos. Y esos ingresos ya existen”. El reto ahora es escalarlos.</p>
<h3>Floors y tolling agreements como recetas para mitigar el riesgo de las baterías</h3>
<p>Poco antes de la mesa redonda, Ignacio Cobo (Senior Principal de AFRY) puso el foco en los riesgos del mercado. Advirtió que los servicios de ajuste, que hoy pueden suponer entre el 30% y el 50% de los márgenes de una batería, se canibalizarán en cuanto entren masivamente nuevas instalaciones, algo que calcula entre 2030 y 2032. Para mitigar esa incertidumbre y facilitar la financiación, Cobo presentó tres vías: el modelo Merchant (el que más le gusta por su flexibilidad), los contratos con suelo de ingresos garantizados (floors) y los tolling agreements (alquiler del activo a un gestor especializado). Estas dos últimas estructuras, habituales en Reino Unido y Alemania, ya han encontrado sus primeros casos en España y son las que más tranquilidad aportan a la banca.</p>
<p><img alt="Imagen: AFRY /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;img src=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2026/05/6a0ec186076b0ef4aa41fa6c.png" /></p><p><img alt="&quot;Se" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2026/05/6a0ec1d9076b0ef4aa41fa6d.png" /></p><h3>La asignatura pendiente del código de red</h3>
<p>Xabier Barón, COO de SiG, comparó el desarrollo de un proyecto de baterías con criar un purasangre. Advirtió de que el código de red, esa validación técnica final que asegura el control de tensión, frecuencia y respuesta ante huecos, se analiza siempre al final, cuando los problemas son más costosos. Solo la mitad de los proyectos lo anticipan. En clave positiva comentó que el Real Decreto 88/2026 ya exige su cumplimiento al almacenamiento, y antes de fin de año llegará una nueva versión europea del código de red.</p>