Los spreads de 2026 refuerzan el atractivo del almacenamiento
AleaSoft señala que el mercado eléctrico español ofrece señales favorables para el desarrollo de las baterías. Según la empresa, el promedio mensual del spread intradiario de una hora pasó de 61,90 €/MWh en enero de 2026 a 195,29 €/MWh en agosto y alcanzó 215,37 €/MWh en septiembre, un incremento del 10 % respecto al mes anterior.
La evolución de este indicador refleja, según AleaSoft, las oportunidades que ofrecen las diferencias entre los precios horarios de la electricidad. La creciente penetración fotovoltaica reduce los precios durante las horas centrales del día, mientras que por la tarde y por la noche, cuando disminuye la generación solar, los precios pueden alcanzar niveles muy superiores. Esta estructura permite a las baterías almacenar electricidad en las horas de menor precio y desplazar su venta a las de mayor precio.
Sin embargo, AleaSoft advierte de que el spread intradiario representa una oportunidad teórica de arbitraje, no un ingreso garantizado. La energía efectivamente desplazada, la duración de la batería, su eficiencia, su degradación y las restricciones operativas determinan cuánto valor puede capturar cada instalación. Además, la empresa apunta a un factor cada vez más relevante en las previsiones de ingresos: las propias baterías contribuirán a reducir los diferenciales de precios de los que depende su rentabilidad.
La canibalización transformará los spreads del futuro
AleaSoft explica que la incorporación de nuevas baterías al sistema eléctrico modificará progresivamente la estructura horaria de los precios. Cuando las baterías cargan durante las horas de menor precio, incrementan la demanda de electricidad en esos periodos; cuando descargan durante las horas de precios más elevados, aumentan la oferta disponible. Ambos comportamientos tienden a reducir la diferencia entre los precios máximos y mínimos. Este proceso, conocido como canibalización del almacenamiento, puede intensificarse a medida que aumente la capacidad instalada de BESS.
El desarrollo del almacenamiento en España ya muestra señales de aceleración, según la empresa. El 30 de diciembre de 2025, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico dio a conocer el resultado de la convocatoria de ayudas a proyectos de inversión en almacenamiento, cofinanciada con fondos FEDER 2021‑2027. El proceso supuso la selección de 126 proyectos que, una vez ejecutados, aportarán 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad. AleaSoft precisa que las cifras incluyen distintas tecnologías y reflejan la magnitud del desarrollo previsto, pero no representan capacidad ya instalada.
A medida que esos proyectos y otros entren en operación, las oportunidades de arbitraje evolucionarán. AleaSoft señala que la magnitud del cambio dependerá de la potencia y la duración de las baterías, su estrategia de funcionamiento y la evolución simultánea de la generación renovable, la demanda y otras fuentes de flexibilidad.
Por ello, la empresa considera necesario analizar distintos escenarios de penetración del almacenamiento. Escenarios hipotéticos de 10, 20 o 30 GWh de baterías, junto con hipótesis coherentes sobre potencia instalada y operación, permiten estudiar cómo podrían cambiar los precios horarios y los ingresos disponibles.
AleaSoft puntualiza que la canibalización no implica necesariamente que los spreads vayan a desaparecer. La creciente participación renovable, la electrificación de la demanda y la evolución del parque de generación pueden seguir generando volatilidad y nuevas oportunidades para el almacenamiento. La cuestión, según la empresa, es determinar qué parte de los spreads permanecerá disponible después de incorporar el efecto del propio almacenamiento sobre el mercado. El spread que hace atractiva una batería en 2026 no será necesariamente el que determine su rentabilidad en 2035.
El escenario prudente será determinante para la financiación
AleaSoft indica que esta transformación tiene consecuencias directas para la financiación de proyectos BESS. Un proyecto puede presentar una rentabilidad atractiva utilizando las diferencias de precios observadas en 2026 y, sin embargo, registrar ingresos esperados mucho menores al incorporar escenarios de mayor penetración del almacenamiento.
Para las entidades financieras, sostiene la empresa, la cuestión fundamental no es cuánto puede ganar una batería en un año especialmente favorable, sino qué ingresos podrá generar durante el periodo de amortización de la deuda, también en condiciones de mercado adversas. Esto exige ir más allá de las estimaciones basadas en spreads históricos o en la extrapolación de los ingresos actuales.
AleaSoft afirma que los análisis de financiación necesitan previsiones horarias de precios del mercado eléctrico a largo plazo, coherentes con distintos escenarios de evolución del sistema. Estas previsiones deben incorporar el crecimiento de las renovables y del almacenamiento, así como los cambios previstos en la demanda, las interconexiones y las tecnologías de generación. A partir de esas curvas se puede simular la operación de las baterías y estimar sus ingresos año a año, teniendo en cuenta sus características técnicas y las distintas oportunidades de mercado.
El análisis debe trasladarse después al modelo financiero para evaluar, según AleaSoft, la capacidad del proyecto de generar flujos de caja suficientes para atender el servicio de la deuda y cumplir las ratios de cobertura exigidas por los financiadores.
La empresa señala que el riesgo es especialmente relevante en los proyectos con una exposición elevada a ingresos merchant. Los contratos de tolling o los acuerdos que aseguran parte de los ingresos pueden reducir esa exposición, pero la valoración de los ingresos no contratados sigue requiriendo escenarios de mercado sólidos.
AleaSoft añade que también es necesario considerar la evolución de los ingresos de los servicios de ajuste y otros mecanismos de flexibilidad. Estas fuentes pueden complementar el arbitraje, aunque están sujetas a sus propias dinámicas competitivas.
En este contexto, concluye la empresa, la bancabilidad no depende de demostrar que una batería será rentable en el escenario más favorable, sino de acreditar que podrá sostener sus compromisos financieros en escenarios prudentes.
La hibridación fotovoltaica necesita un análisis específico
AleaSoft advierte de que la canibalización del almacenamiento también afectará a los proyectos de baterías hibridadas con instalaciones fotovoltaicas, aunque su exposición a los precios será distinta de la de una batería stand‑alone.
En una planta fotovoltaica, la batería puede almacenar parte de la energía producida durante las horas de precios reducidos y desplazar su venta a periodos de mayor valor. De esta forma, puede mejorar el precio capturado por el conjunto de la instalación y reducir los vertidos en determinadas condiciones, según la empresa. No obstante, las oportunidades de ingreso dependen del perfil horario de generación renovable, de las características del punto de conexión y de las posibilidades de carga y descarga.
AleaSoft explica que una batería hibridada puede estar condicionada por la disponibilidad de energía fotovoltaica y por las restricciones de evacuación compartida, mientras que una batería stand‑alone puede contar con una flexibilidad operativa diferente para aprovechar las oportunidades de mercado. Estas diferencias hacen necesario evaluar conjuntamente la generación renovable, los precios horarios futuros y la operación del almacenamiento.
Asimismo, señala la empresa, el dimensionamiento óptimo de la batería, tanto en potencia como en capacidad energética, debe responder a una perspectiva de largo plazo. Una configuración que maximice los ingresos con los spreads actuales no tiene por qué ser la más rentable cuando cambie la estructura de precios.
Por tanto, AleaSoft sostiene que la valoración económica de una hibridación no debería limitarse a cuantificar los ingresos adicionales que ofrece el almacenamiento en las condiciones actuales, sino que debería considerar cómo evolucionará su contribución al valor del proyecto durante toda su vida útil.
Los spreads de 2035 serán decisivos para la financiación
AleaSoft afirma que los spreads de 2026 están impulsando el interés por el almacenamiento, pero que los de 2035 serán decisivos para financiar muchos de los proyectos que se desarrollan hoy. La diferencia entre una batería rentable sobre el papel y un proyecto capaz de obtener financiación estará cada vez más vinculada a la capacidad de demostrar qué ingresos permanecerán disponibles cuando el almacenamiento alcance una penetración mucho mayor.
El mercado eléctrico necesita más baterías, según AleaSoft, pero su financiación exige comprender cómo funcionará cuando estén operativas. Las curvas horarias de precios de los mercados eléctricos a largo plazo adquieren así un papel fundamental: permiten analizar la evolución de los spreads, estudiar distintos escenarios de penetración del almacenamiento y evaluar la resistencia de los proyectos ante condiciones de mercado menos favorables.
Sin embargo, la empresa considera que disponer de una previsión central no es suficiente. Para valorar adecuadamente los riesgos, afirma, se necesitan escenarios alternativos, metodologías consistentes e hipótesis trazables que permitan entender el origen de los ingresos previstos y su sensibilidad ante los principales factores del mercado.
AleaSoft destaca que este enfoque es especialmente importante cuando los resultados se utilizan en procesos de inversión y financiación, en los que desarrolladores, asesores técnicos, inversores y entidades financieras necesitan trabajar sobre una base de previsiones coherente y contrastable.
Las curvas horarias de largo plazo permitirán identificar los proyectos financiables
El crecimiento del almacenamiento introduce, según AleaSoft, un nuevo desafío para desarrolladores, inversores y financiadores: anticipar cómo evolucionará un mercado en el que las propias baterías transformarán las oportunidades de ingreso.
En este ámbito, AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, proporciona curvas de precios de los mercados eléctricos con granularidad horaria y horizontes de hasta 40 años, que permiten analizar distintos escenarios de evolución de los mercados.
Por su parte, AleaStorage utiliza estas previsiones para evaluar los ingresos de proyectos de baterías stand‑alone y de almacenamiento hibridado con renovables, optimizar su dimensionamiento y analizar diferentes estrategias de operación a lo largo de la vida útil de las instalaciones.
AleaSoft señala que la combinación de previsiones de mercado, análisis de escenarios y simulaciones de operación permite construir estimaciones de ingresos consistentes y evaluar su evolución, aportando una base técnica para la toma de decisiones de inversión y financiación.