España construye baterías para un mercado que no puedes ver

Durante la mayor parte del siglo pasado, el mediodía era la hora más cara en España: demanda máxima, precio máximo. La solar lo invirtió. En un día despejado de 2026, el precio mayorista a las 14:00 está habitualmente cerca de cero, a veces negativo: el país genera más energía de la que puede consumir mientras el sol está en plena potencia.

Los intervalos de precio cercano a cero han pasado de unos pocos cientos al mes en 2024 a más de mil en 2025 y también a principios de 2026. El excedente del mediodía es ya estructural. La respuesta obvia es el almacenamiento —cargar la energía barata del mediodía y venderla en el pico vespertino— y las baterías están llegando a gran velocidad. Pero cuando uno busca lo que realmente ganan esas baterías, los datos hacen algo extraño: se oscurecen.

Cuatro preguntas sobre el excedente y las baterías

1. ¿Qué magnitud tiene el excedente solar del mediodía, y sigue creciendo?
2. ¿Cuánta energía solar se recorta al mediodía — y por qué?
3. ¿Cargan realmente las baterías en las horas baratas y venden en el pico — y resulta rentable?
4. Si las baterías están escalando, ¿por qué no podemos ver lo que ganan?

Lo que la red recorta al mediodía

Antes del almacenamiento, el sistema disponía de una sola herramienta para el excedente solar: apagarlo. La forma de ese vertimiento explica todo sobre por qué llegaron las baterías.

Entre 2024 y 2026, la red recortó 3,9 TWh de solar por restricciones técnicas —la red físicamente incapaz de absorberla— y el 82% de ese recorte se concentra entre las 10:00 y las 16:00, con el máximo justo a las 13:00. (Existe un flujo separado y mayor de redespacho económico, pero ese es el mercado reequilibrándose por precio, no un vertimiento.) La parte impuesta por la red es el dato más duro, y recae exactamente en las horas del mediodía donde el precio ya ha colapsado.

Lo que se puede ver: cargar el valle, vender el pico

La respuesta de una batería es desplazar en el tiempo esa energía del mediodía: comprarla cuando nadie la quiere y venderla cuando todos la necesitan. REE mide a toda la flota haciendo exactamente eso, en tiempo real.

Entre octubre de 2025 y marzo de 2026, las baterías españolas cargaron 5,4 GWh y descargaron 4,6 GWh, y el perfil diario es de manual: un profundo valle de carga durante el excedente solar del mediodía y el descenso previo al amanecer, seguido de un 69% de toda la descarga inyectada en el pico vespertino de las 18:00 a las 21:00, siguiendo la curva de precios casi con exactitud. Esta es toda la promesa del almacenamiento en red resumida en el perfil de un solo día: absorber el excedente y liberarlo en la escasez. Es medido, no modelado. Lo que no puede decirte es qué unidades intervinieron ni cuánto cobraron.

Y es rentable — pero es la fuente de ingresos minoritaria

El arbitraje es rentable, y no solo para una unidad. Todas las baterías independientes en los datos compran barato y venden caro.

Genera, Ignis, Iberdrola y EDP capturan todos un diferencial positivo —de €36 a €97/MWh— cargando a €18–40 y descargando a €54–116. UPXEN por sí sola generó unos €66.000 de margen bruto de arbitraje en cuatro meses con 5 MW. Dinero real.

Pero es la mitad menor de la historia, y los datos engañan sutilmente aquí. Acopla una batería a una planta solar y el beneficio adicional del arbitraje casi desaparece: la conexión a red de la planta ya está saturada por sus propios paneles, así que no hay margen para vender encima la energía almacenada. El arbitraje de energía es simplemente lo que los datos públicos permiten tasar. No es ahí donde las baterías ganan su dinero.

Dónde está el dinero de verdad — y el día que se apagó

Donde las baterías realmente ganan es en la reserva: cobrar por mantener capacidad disponible para el equilibrio segundo a segundo de la red. En España, eso es la banda de regulación secundaria (aFRR). Y es exactamente donde el registro público se interrumpe.

Hasta noviembre de 2024, REE publicaba las asignaciones de banda secundaria por unidad —hasta 229 unidades en un solo mes, las barras grises. Luego, el 20 de noviembre de 2024, la reforma del aFRR en España trasladó la notificación de por unidad a por proveedor de servicios de balance; el acoplamiento completo con la plataforma europea PICASSO siguió el 17 de junio de 2025. La serie por unidad se interrumpe en seco. La solar no fue excluida del mercado —plantas como Valdesolar llevaban tiempo prestando banda—, simplemente desapareció la granularidad.

El momento es la clave del relato. La línea azul representa la flota de almacenamiento en red, y 17 de sus unidades entraron en servicio después del corte. La tecnología diseñada precisamente para el mercado de reserva escaló hacia un mercado que, en los datos públicos, acababa de oscurecerse.

¿Qué tamaño tiene el punto ciego? España mantiene alrededor de 1.200 MW de banda secundaria ascendente durante las 24 horas, pagados a unos €27/MW por hora —del orden de €200 millones al año. Frente a eso, el margen de arbitraje total que sí podemos medir —todas las baterías independientes, en su conjunto— suma unos pocos cientos de miles de euros. Por megavatio, mantener banda vale varias veces lo que gana el desplazamiento de energía. El mercado que determina si una batería se amortiza es a la vez el mayor y el que ya no se notifica unidad por unidad: podemos estimarlo, pero no asignarlo a una máquina.

Un boom que no se puede auditar

El excedente solar del mediodía tiene un destino obvio: cargar una batería cuando la energía no vale nada y vender cuando llega el pico vespertino. La flota independiente ya lo hace, con rentabilidad: un ciclo de compraventa de €40 a €87 que se puede ver y tasar. Y la flota está escalando rápido.

Pero el arbitraje de energía es la mitad menor de la historia. Las baterías ganan principalmente manteniendo reserva —banda de regulación secundaria— y el 20 de noviembre de 2024 ese mercado pasó a notificación por participante, justo cuando comenzó el boom. El resultado es un despliegue de almacenamiento cuyo ingreso principal es, por diseño regulatorio, no observable por unidad. Podemos ver llegar las baterías; podemos tasar la parte que apenas importa; y la parte que sí importa, los datos públicos ya no nos dejan verla.

Y no es solo una peculiaridad española. También revisamos ENTSO-E, la plataforma de transparencia europea: su flujo de datos por unidad de generación excluye las baterías de menos de aproximadamente 100 MW, su tipo agregado de «almacenamiento de energía» está incompleto para España, y sus datos de balance se publican por zona. Ninguna fuente pública —nacional ni europea— resuelve el rendimiento de una batería individual. Para saber si una batería española se amortiza hoy, necesitas el contador del propio operador.