El precio de dormir tranquilo

Hay mañanas en las que el sector se pone de acuerdo demasiado pronto. El 29 de septiembre, en la Torre PwC de Madrid, el debate sobre si el almacenamiento en baterías es buen negocio en España quedó zanjado en la primera conversación del día. Óscar Barrero, socio responsable de Energía y Utilities de PwC España, estrenó la serie RENMAD Talks que ATA Insights organiza junto a la firma con una frase sin matices: «es el momento con mayúsculas». Su compañero Fernando Sánchez Vicente, socio de Deals y M&A de Energía, puso las cifras: cinco o seis operaciones asesoradas que suman unos 300 MW vendidos, otros 750 MW en proceso y, en todas ellas, «entre 12 y veinte ofertas no vinculantes firmes, sólidas», de compradores dispuestos a llevarse los proyectos. Para quien invierta en 2026 o 2027, añadió, el payback (lo que se tarda en recuperar la inversión) ronda los cuatro o cinco años.

Rentable, sí. ¿Bancable? Ahí empezó la mañana de verdad, y el propio Sánchez Vicente adelantó la tarifa: con un tolling a diez años, un proyecto puede aspirar a un apalancamiento del 50 al 60 %; en merchant puro, vendiendo a precio de mercado, «a día de hoy la banca no está preparada para financiar». Las cuatro horas siguientes fueron una negociación pública sobre esa distancia.

La fiebre compradora toca techo

El primer aviso llegó del mercado secundario. Carmen Izquierdo, consejera delegada de nTeaser, gestiona en su plataforma la venta de unas 200 carteras en Europa, de las que más de 10 GW están en España, y ha analizado unas 1.500 ofertas, entre cierres, ofertas vinculantes, no vinculantes y expresiones de interés. Los proyectos de baterías standalone (sin planta solar o eólica al lado) más maduros cobran primas de más de 100.000 €/MW frente al resto, y cuatro factores mueven el precio: el plazo hasta la entrada en operación, la conexión simétrica (poder inyectar a la red tanto como se toma de ella), el tamaño, que a partir de unos 20 MW empieza a ser razonable, y las cuatro horas de duración. Y un recado para quien tenga proyectos que vender: «esta subida de precios empieza a tocar techo». Los datos del verano ya dibujan una curva plana, porque todo el mundo empieza a descontar que los spreads, la diferencia entre la hora barata en que la batería carga y la cara en que descarga, se irán comprimiendo.

Márgenes a dieta

El panel «Márgenes a dieta», que moderó la propia Izquierdo, puso cifras a ese descuento. La cartera de proyectos apunta a unos 14 GW de almacenamiento en 2030 y ninguno de los cinco ponentes se acercó a esa cifra. Melisa Gómez, responsable de Mercado Eléctrico de ATA Renewables, calcula entre 9 y 9,5 GW; Gerardo Fernández, socio de Baringa, unos 9; Pablo Martínez, responsable de Iberia de Modo Energy, unos 3 GW standalone y 5 hibridados. María Pérez Medel, responsable de Proyectos de Baterías de Naturgy, se quedó en cinco o seis, con Luis Palacios, fundador y consejero delegado de Dos Grados, más cerca de ella que del resto. «El apetito inversor de 2026 se llama spread», resumió Pérez Medel, pero desarrollar es muy duro y hace falta financiación. Fernández le puso calorías a la dieta: por cada gigavatio de baterías por encima de esos 9, el spread que se captura en el mercado diario se erosiona entre dos y tres euros por megavatio hora.

Martínez, cuyos clientes financian activos con las curvas de Modo, se encargó de quitarle al público la comodidad de las previsiones: «cuando uno hace un ejercicio de forecast, eso está fundamentalmente mal», sobre todo si se confunde la curva del modelo con la realidad. Palacios fue más lejos: «todos los proyectos son merchant. Todos, con o sin cobertura». Martínez lo resumió en lenguaje de mesa de trading: «si invierto en una batería me pongo largo en volatilidad». Para un accionista, eso es una tesis de inversión. Para el departamento de riesgos de un banco, un quebradero de cabeza con fecha de vencimiento.

Sabemos la música, no la letra

La red de seguridad que el sector esperaba tiene nombre: el mercado de capacidad, la primera fuente de ingresos regulada y, en teoría, bancable para el almacenamiento. Barrero lo resumió con la frase de la mañana: «sabemos la música, pero no conocemos la letra». Faltan los parámetros que deciden el valor: la potencia firme que pedirá Red Eléctrica como operador del sistema, la punta de demanda que dará por buena, los factores de derating que recortan lo que computa cada megavatio y la duración de los contratos.

Barrero hizo la cuenta en voz alta. Con una subasta hipotética a 30.000 o 40.000 €/MW al año, un derating del 20 al 30 % y un contrato que no sea muy largo, a una batería le pagarían en total «cien mil euros mega o una cosa así»: entre un 15 y un 20 % de la inversión. «Podrá mejorar a lo mejor algo el apalancamiento, pero no va a ser el maná». Sánchez Vicente añadió que el accionista no lo ha metido en su caso base y lo trata como un extra. Melisa Gómez, a la vista de los países vecinos, estima que la capacidad podría aportar entre un 20 y un 25 % de los ingresos de una batería: buena noticia para la bancabilidad, aunque no su pilar principal.

La Orden TED/966/2026, que crea el mecanismo, se publicó en el BOE el 17 de septiembre, doce días antes del encuentro, y la convocatoria de la primera subasta está todavía por fijar. Mientras llega la letra, la bancabilidad hay que buscarla por otro camino.

Dormir tranquilo tiene peaje

Ese camino ocupó la última gran mesa del día, «El peaje de la tranquilidad», con quienes firman los cheques. María Cuadrado, responsable global de estrategia y desarrollo de BESS de ContourGlobal, lo planteó sin rodeos: España ya tiene un mercado líquido y profundo donde las baterías obtienen buenas rentabilidades, «pero rentabilidad, como sabemos, no significa bancabilidad». Hacen falta compradores dispuestos a firmar estructuras que conviertan esa rentabilidad en algo que un banco pueda contar, y empiezan a aparecer: lo que hace un año solo se veía en Italia o Reino Unido ya está llegando aquí.

Miguel Ángel Amores, responsable de Energías Renovables de Triodos Bank, tradujo al idioma del banco. La deuda se dimensiona con el ratio de cobertura del servicio de la deuda: el flujo de caja del proyecto, ingresos menos gastos, frente al capital más intereses que toca pagar cada año. Para la parte contratada de un PPA híbrido, Triodos trabaja con ratios de 1,15 o 1,20; para la solar vendida a mercado, de 1,45 o 1,50; para los ingresos de arbitraje de la batería, por prudencia, de 1,80 o 1,85, y eso sobre los escenarios bajos de los asesores de mercado. Dicho en cristiano: la misma batería, con o sin contrato, sostiene cantidades de deuda muy distintas.

Ahí entran el tolling, por el que el propietario cede la operación de la batería a un tercero a cambio de un pago fijo durante un plazo pactado (el peaje del título), y su pariente más flexible, el suelo o floor, que garantiza un mínimo y reparte lo que venga por encima. Jaime Gorjón, director sénior de PPAs utility scale de EDP, explicó cómo lo calcula quien lo ofrece: si espera sacar 100 en el plazo acordado, ofrece 40 de suelo. Lo que de verdad se negocia es el reparto del upside: cuanto más cede el promotor, más alto el suelo. Amores puso la vara del banco: ese suelo tiene que bastar, por sí solo, para devolver la deuda con un ratio de 1,0, como si por encima no hubiera nada.

El plazo es la otra letra pequeña. Los contratos se firman hoy a siete, diez o doce años, y Cuadrado recordó que la batería vive veinte o más. Gabriel Deniz, executive director de Sustainability & Low Carbon Advisory en BBVA CIB, dejó claro que la tecnología no asusta: su banco ha financiado más de 7 GW de baterías en los últimos veinticuatro meses, sobre todo fuera de España, en Estados Unidos, Chile, Italia y Reino Unido. Lo crítico, insistió, son los ingresos contratados.

Juan Álvarez, senior solution manager de Envision y moderador de la mesa, lo llevó al terreno de la hipoteca. Pedir un préstamo para una casa con una nómina detrás es una cosa; otra muy distinta es presentarse en el banco y decir: «dame cien mil euros que quiero hacer trading, que me apetece». Mientras la banca termina de llegar, contó, en algunos casos son los propios fabricantes los que tienden el puente, con pagos aplazados hasta que se cierra la financiación.

Entre medias, la mesa «Del vaivén al aplomo», moderada por Raúl García, de ASEALEN, con Jon Ander López (Jema Energy), Pablo Tena (Rolls-Royce) y Juan Carlos González (ProyectaPV), recordó que la batería puede ofrecer más servicios a la red de los que hoy se le pagan, como el grid forming, que sostiene la tensión y la frecuencia como lo haría una central convencional. Sobre cuándo llegarán esos ingresos, González admitió que, después de tantos años, es «casi cuestión de fe». Y David Santiago, de CATL, cerró la jornada con su apuesta por las baterías de iones de sodio para almacenamiento a gran escala.

Entre el precio y el valor

Si el contrato decide cuánta deuda cabe, la calidad del proyecto decide cuánto vale. Ese fue el terreno de One Hub Energy, patrocinador de la jornada, que trajo la mirada de quien tiene que valorar los riesgos de una batería antes de comprometer capital. Eduardo Aguilar, su consejero delegado, y Juan José Cano, responsable de Operaciones, presentaron un caso real, anonimizado, en el que una estrategia de M&A bien guiada añadía cerca de un 32 % a la valoración de la transacción. Y pusieron precio a la espera: en otro proyecto, cada mes de retraso en llegar al RTB (ready to build, listo para construir) costaba entre 3.000 y 4.000 euros por megavatio de valor. Una batería llega a la mesa del comprador y del banco tan bien como se haya preparado.

Horas antes, en la mesa de márgenes, María Pérez Medel había puesto el contrapunto que ordena todo lo anterior. Se declaró «una loca del almacenamiento» y confesó que cada vez que oye hablar de tollings y suelos se pone nerviosa: «no me ates el almacenamiento». Su receta es repartir: estabilidad a nivel de cartera y oportunidad en la operación de mercado. Y una advertencia para quien solo piensa en el cierre: «no pensemos solo en el embarazo, pensemos que al niño hay que alimentarle durante 18 años, o 38, hasta que se va de casa».

Cuánto vale una noche tranquila

Si tienes una batería en cartera, la pregunta ya no es si gana dinero. Es qué parte de ese rendimiento cedes para conseguir deuda, a quién y durante cuánto tiempo. La primera financiación sin recurso de una batería standalone en España, los 100 millones que Grenergy cerró en julio con Santander y SMBC para su proyecto de Oviedo, se apoyó precisamente en un tolling a diez años, y tiene toda la pinta de ser la primera de una serie. Deniz contó que en el último año, y sobre todo en los últimos seis meses, llaman a la puerta del banco más proyectos «con cara y ojos»; Amores espera que, con experiencia, la banca se vuelva más flexible e incluso alargue plazos.

Quien sepa estructurar esa cesión (un suelo que pague la deuda por sí solo, un contrato más corto que la vida del activo, el mercado de capacidad como complemento) podrá apalancar más y quedarse con la parte buena del vaivén. El consejo de Deniz fue hablar con el banco aunque todavía no haya tolling ni PPA: «cuando ya empiezas a llamar a la puerta, empieza la pelota a rodar».

Que la batería da dinero ya no lo discute nadie. Lo que se negocia ahora, contrato a contrato, es cuánto cuesta dormir tranquilo con ella.

Ponentes de RENMAD Talks BESS, 29 de septiembre de 2026, Torre PwC, Madrid, organizado por ATA Insights junto a PwC España: Óscar Barrero y Fernando Sánchez Vicente, PwC España; Carmen Izquierdo, nTeaser; Melisa Gómez, ATA Renewables; Gerardo Fernández, Baringa; Luis Palacios, Dos Grados; Pablo Martínez, Modo Energy; María Pérez Medel, Naturgy; Jon Ander López, Jema Energy; Pablo Tena, Rolls-Royce; Juan Carlos González, ProyectaPV; Raúl García, ASEALEN; Eduardo Aguilar y Juan José Cano, One Hub Energy; Gabriel Deniz, BBVA; María Cuadrado, ContourGlobal; Jaime Gorjón, EDP; Miguel Ángel Amores, Triodos Bank; Juan Álvarez, Envision; David Santiago, CATL. Patrocinador: One Hub Energy. La próxima RENMAD Talks: Autoconsumo Industrial y C&I, 10 de noviembre de 2026.