La financiación del almacenamiento en España: entre el merchant y los ingresos contratados
La financiación del almacenamiento en España: entre el merchant y los ingresos contratados
Artículo publicado en Capital Privado
El mercado europeo de baterías está entrando en una fase de bancabilidad creciente, aunque heterogénea. En el primer trimestre de 2026, Modo Energy registró más de 50 operaciones de financiación de sistemas BESS y proyectos híbridos en 19 países, por un total de 11 GW, un 50% más que en el trimestre anterior. El volumen de deuda también se acelera (3.100 millones de euros en el primer trimestre frente a 6.100 millones en todo 2025), acompañado de una ampliación de la base de prestamistas.
En paralelo, SolarPower Europe señala que el despliegue de baterías alcanzó un récord en 2025, con 27,1 GWh instalados (+45% interanual). Aun así, será necesario acelerar el crecimiento para cumplir los objetivos de 2030 y cubrir las necesidades de flexibilidad del sistema eléctrico.
En este contexto, España presenta fundamentos atractivos: recurso solar competitivo, creciente canibalización de precios en horas solares y una decidida apuesta regulatoria por el almacenamiento.
En diciembre de 2025, el MITECO asignó más de 800 millones de euros a 126 proyectos, con predominio del almacenamiento stand alone (31%) y de soluciones hibridadas (55%), con el objetivo de impulsar 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad adicional. El Real Decreto-ley 7/2025 reforzó el encaje del almacenamiento, reconociendo su utilidad pública y simplificando el desarrollo de instalaciones híbridas, incluyendo, entre otros, la exención de ciertos trámites de evaluación ambiental.
Sin embargo, el principal reto sigue siendo la visibilidad de ingresos. La gran pregunta sigue vigente: ¿es financiable un BESS merchant puro? Técnicamente lo es, pero con limitaciones claras. Muchas operaciones mantienen perfiles de riesgo cercanos al corporativo o mayor peso de equity, al depender los ingresos de múltiples mercados —arbitraje, servicios de ajuste, balancing o capacidad— cuya evolución es compleja a largo plazo.
Además, se anticipa una compresión de los ingresos por servicios de ajuste en los próximos años por la entrada de nueva capacidad, el aumento de competencia, y la limitada profundidad actual de estos mercados auxiliares.
A ello se suma la incertidumbre sobre el mercado de capacidad. Aunque la Comisión Europea aprobó muy recientemente el mecanismo español, dotado con 900 millones de euros anuales durante diez años, su desarrollo en detalle sigue pendiente. Estos ingresos, a los que los BESS podrán acceder por adjudicación en procesos competitivos, deberían mejorar la financiabilidad, pero no serán una solución definitiva siendo necesarias igualmente estrategias de revenue stacking.
En este contexto, para proyectos BESS stand alone, la estructura que está ganando mayor tracción es el Tolling Agreement. Este tipo de contrato traslada una parte significativa del riesgo de mercado al utility, trader o agregador encargado de optimizar la batería, a cambio de una remuneración fija o parcialmente indexada para el activo. El uso de acuerdos de tolling ha crecido notablemente en Europa en los últimos años: según Modo Energy, en 2025 se firmaron al menos 19 contratos de este tipo.
En España, 2026 ha marcado un hito con el anuncio por parte de Grenergy de los primeros acuerdos de tolling a largo plazo (10 y 12 años) para proyectos de baterías de gran escala: el sistema independiente "Oviedo" (600 MWh) y el híbrido "Escuderos" (680 MWh). Las utilities involucradas, con rating de grado de inversión según la compañía, permanecen confidenciales.
En proyectos hibridados, especialmente solar + BESS, la lógica financiera difiere parcialmente. En estos casos, el almacenamiento no solo captura spreads o presta servicios de red, sino que también mejora el perfil de entrega de la planta renovable, reduce vertidos y puede incrementar el valor de un PPA.
Un ejemplo relevante es el acuerdo firmado a mediados de 2025 entre Zelestra y EDP, que supuso el primer PPA híbrido a gran escala en España, combinando 170 MW de solar fotovoltaica con 400 MWh de almacenamiento en Extremadura. Más recientemente, en abril de 2026, ambas compañías firmaron un segundo PPA para hibridar una planta solar en operación desde 2023 (50 MW) con 160 MWh adicionales de almacenamiento, evidenciando que estas estructuras son aplicables también a activos ya operativos, incluso cuando cuentan con PPAs preexistentes, aunque sea necesaria su renegociación.
En definitiva, la financiación del almacenamiento en España evoluciona hacia esquemas con mayor estabilidad de ingresos —tolling en stand alone y PPAs en soluciones hibridadas— que deberán complementarse con los futuros mecanismos de capacidad una vez que estos se definan en toda su extensión.