La batería se hace trader

El muro de ceros

En 2025 el mercado eléctrico español hizo algo que apenas había hecho antes: empezó a regalar la electricidad y, después, a cobrarte por producirla. El precio del mercado diario cayó por debajo de cero durante 527 horas a lo largo del año. Suma las horas que casaron exactamente a cero y llegas a 743, alrededor del 8,5 % del calendario. La mayoría cayeron en mitad del día, cuando el sol está más alto y todas las plantas solares de la península venden el mismo megavatio en el mismo momento.

Durante una década la historia de la solar ibérica fue de triunfo. España y Portugal alcanzaron la paridad de red hacia 2017-2018, entre los primeros rincones de Europa capaces de financiar renovables nuevas sin subvención pública. Vinieron después las subastas y los proyectos merchant. España tiene hoy alrededor de cuatro veces la potencia solar instalada que tenía en 2019, y el pipeline apunta a volver a duplicarla para 2030. Los paneles hicieron su trabajo. El problema es que lo hacen todos a la vez.

Esa es la pregunta incómoda que RENMAD le puso a tres especialistas en un webinar este otoño, celebrado en la antesala de RENMAD Invest: ¿son los precios cero un chubasco pasajero o el clima nuevo? La respuesta, en líneas generales, fue: el clima, al menos hasta el final de la década. Pero dentro había otra más interesante, sobre cómo se gana dinero cuando la mercancía que vendes vale a veces menos que nada.

La demanda que nunca llegó

Gonzalo Cantabrana, que califica infraestructuras y project finance en S&P Global, abrió con la aritmética de oferta y demanda que un analista de crédito no puede esquivar, porque es la que repaga la deuda.

La oferta ha salido disparada. La demanda no. El consumo eléctrico español tocó techo en 2018 y desde entonces ha ido a la baja; incluso un 2024 normalizado quedó bastante por debajo de 2019, frente a un plan nacional que había apuntado un crecimiento de la demanda del 3,2 % anual. En su lugar cayó en torno a un 1,3 %. Las esperanzas de siempre para el rebote —industria y hogares electrificados, coche eléctrico, economía del hidrógeno, datacenters— siguen desplazándose a la derecha. Los datacenters en España consumieron alrededor de 1 GW en 2024, aproximadamente el 2,5 % de la demanda; ni siquiera duplicarlo para 2030 reescribe el cuadro.

«Más allá de 2030, en torno a 2030, muchas cosas deberían cambiar a nivel económico», dijo Cantabrana, señalando la economía del hidrógeno y los datacenters como candidatos. «Pero lo que esto anticipa es presión sobre los precios, particularmente hasta alrededor de 2028». El trabajo de break-even de su casa, de abril, situaba una cifra teórica de 41 €/MWh para un PPA a diez años de una planta nueva. El problema es que los precios de captura solares se modelizan muy por debajo: los 10 a 20 €/MWh que inquietaron al público. Como él lo planteó, una vez que estás ahí abajo, «10 frente a 20 marca una diferencia importante» para una planta nueva, y las plantas más antiguas, construidas con costes de capital más altos, lo notan más.

El verano deja de ser terreno seguro

Rodrigo García, director de operaciones en Optimize Energy, cogió las medias anuales y bajó a las horas, que es donde vive de verdad el daño.

El recuento de precios negativos cuenta la aceleración: de unas 200-240 horas en 2024 a 527 en 2025, y más profundas: España empezó a ver precios de menos 15 €. Los traders que antes ofertaban a números ligeramente negativos se han movido a otros marcadamente negativos, porque tienen PPAs u obligaciones de entrega que les fuerzan a vender. Los recortes suman a la herida: los vertidos fotovoltaicos no remunerados se dispararon hacia los 800 GWh al año y, mientras la cifra nacional se mueve en torno al 3-7 %, hay nudos concretos de la red que ya van al 40-46 %.

Lo más llamativo fue el corrimiento estacional. El tercer trimestre solía ser terreno seguro para la captura solar; ya no. «Antes se daba por hecho que el Q3 ya era un trimestre malo», dijo García. «Pero lo que hemos visto este año es que este problema se ha extendido también a los meses de verano». Sus números fueron secos: agosto capturó el 47 % del precio medio este año, frente al 72 % del año anterior. Y con 6-7 GW de solar aterrizando cada año sobre una demanda plana, añadió, «esto debería ir a peor».

Su solución es la que busca todo el mundo, baterías, pero con un matiz. Solo un puñado está operando en España: la unidad standalone de Abadiño, de Iberdrola, y algunas hibridaciones sueltas. Y sin embargo las pocas que existen ya están haciendo cosas. Abadiño está habilitada para ofertar en regulación secundaria y los servicios de ajuste, argumentó García, son donde las baterías se van a ganar el sueldo. La pega es que quien las financia tiene que aprender un oficio nuevo. «Antes sabían que tenían el mercado diario, y era prácticamente un P por Q y no hacía falta nada más», dijo. «Ahora la vía de ingresos va a ser mucho más amplia».

Dónde está la magia

Esa vía de ingresos más amplia era el asunto que venía a explicar Jesús Mora, senior business developer en Enspired, y su forma de plantearlo es la que merece la pena quedarse.

Una planta solar vende una previsión en el mercado diario y luego la corrige, comprando y vendiendo en las sesiones intradiarias a medida que cambia el pronóstico. A veces esas correcciones cuestan dinero; a veces lo dan. Añade una batería y el activo entero cambia de carácter. «Al tener una batería en nuestro activo, lo convertimos inmediatamente de un activo de producción fija en uno flexible», dijo Mora. «Y esa flexibilidad puede monetizarse si se hace bien».

La cuestión no es simplemente absorber energía barata y venderla más tarde, aunque una batería también haga eso. Es operar los diferenciales. Una batería en regulación secundaria reserva una banda de capacidad, cobra un pago fijo en euros por megavatio solo por estar disponible, y luego juega con el margen que le queda. En el ejemplo de un día que enseñó Mora, una batería de 10 MW y dos horas movió en el mercado casi cuatro veces más energía de la que entregó físicamente, unas 2.359 transacciones, para un 30-50 % más de ingresos de los que daría el movimiento de energía por sí solo. «Lo que importa no es si el precio es menos 100 o 100», dijo. «Lo que importa es que haya diferenciales de precio»: que ese menos 100 pueda irse a menos 50, que ese 80 pueda irse a 100. «Aquí es donde ocurre la magia, o lo que antes he llamado la monetización de la flexibilidad. Y sin tener un proyecto hibridado, una planta renovable, es imposible hacerlo».

Hazlo bien y además proteges el activo. Un ciclado cuidadoso mantiene baja la degradación de la batería y estira un proyecto modelizado a 15-16 años más allá de los 20. Nada de esto se hace a mano. Necesita trading algorítmico, una máquina que pondere a la vez precios, ciclos y profundidad de descarga, que es precisamente la destreza que escasea y precisamente por lo que, con tan pocas baterías vivas, el diferenciador es el optimizador y no el hardware.

La prima del dictador

Si el argumento a favor de la flexibilidad se apoya en la volatilidad, 2026 ha sido generoso. Un repunte del gas provocado por la guerra en Irán ha vuelto a sacudir los precios: mala noticia para los hogares, pero materia prima de la que se alimenta un operador de almacenamiento. Mora lo señaló él mismo, apuntando a lo frágiles que son los equilibrios ordenaditos de las consultoras: «Dentro de cinco años, algún dictador loco por ahí empieza una guerra y golpea los precios del gas, y los precios se disparan, o se rompe una cadena de suministro. Cada cierto tiempo hay una disrupción que lo cambia todo».

Ese es el dilema real del inversor, y el panel no lo maquilló. Los proyectos merchant, los que no tienen contratos, se enfrentan a una volatilidad que «lleva a acreedores y financiadores a dar menos financiación, o financiación más cara», dijo Cantabrana. Los PPAs que antes corrían diez años se agrupan ahora entre dos y cinco. Las horas a precio cero hacen la solar más difícil de bancar. La pregunta recurrente del público —¿de verdad los precios de captura van a estar en 10 €?— no obtuvo un desmentido cómodo, solo el recordatorio de que una proyección no es una predicción, y que se construye sobre treinta o cuarenta hipótesis, cualquiera de las cuales puede mover la línea.

Hay también una preocupación por la canibalización, la experiencia británica de un mercado de servicios de ajuste inundado de baterías. La respuesta del panel fue que España tiene 15 MW instalados y se está agobiando por un problema que necesita gigavatios; y que una batería bien diseñada se mueve entre mercados a medida que se saturan, apoyándose ahora en los servicios de ajuste y más adelante en el arbitraje intradiario de energía. «Si pierden algo en servicios de balance, seguramente lo ganarán en arbitraje», dijo García. El activo se adapta. Lo que no cambia es la dirección de la marcha: las plantas que prosperen serán las que sepan operar.

Lo que queda en pie

El viejo argumentario de las renovables vendía certidumbre: entra sol, sale subvención, y una tarifa que respalda el préstamo. El mercado que lo ha sustituido vende lo contrario. Premia al operador capaz de convertir un bloque fijo de solar en algo que lee los diferenciales y se mueve. Los recortes y el «impuesto al sol» cuentan la historia del mismo mercado desde el lado de la red; esto es el lado financiero, y su lección es más estrecha y más afilada. En un mundo de tardes a precio cero, el panel ha dejado de ser la parte interesante de la planta. Lo es la mesa de operaciones.

La sesión completa, con las tres presentaciones y el turno de preguntas del público, está disponible bajo demanda en ATA Insights. RENMAD Invest, la jornada para la que están hechas estas preguntas, se celebra en Madrid el 27 de enero.