Una planta fotovoltaica produce justo cuando todas las demás también producen. Por eso cobra cada vez menos por su energía. Una batería no cambia cuándo sale el sol, pero sí cuándo se vende lo que produce.
El problema: el sol vale poco
En 2024 la inversión en fotovoltaica en España prácticamente se paralizó. La causa no fue técnica: fue el precio. Con tanta potencia solar instalada, las horas centrales del día se llenan de oferta y el precio del mercado diario cae a cero o muy cerca.
Los datos de mercado de 2024 que recopilamos en BK lo resumen bien:
- 26 % de las horas del año con precio inferior a 10 €/MWh.
- 68 % de los días con una diferencia de más de 50 €/MWh entre horas del mismo día.
- 25 % de los días con precios por encima de 90 €/MWh.
Para una planta solar, el resultado es un precio medio capturado en torno a 35 €/MWh en 2024, con dos meses completos por debajo de 10 €/MWh capturados en los que produjo casi el 20 % de su energía anual. A eso se suman los vertidos (curtailment): energía que la planta podría producir pero que la red no acepta.
El problema no es que falte energía. Es que sobra a mediodía y falta a las ocho de la tarde.
El día sigue teniendo horas caras. El 23 de septiembre de 2026, por ejemplo, el mercado diario marcó 15 €/MWh a las 13:00 y 263,9 €/MWh a las 20:00.
- Cargar
- 13:00–15:00
- Descargar
- 20:00–22:00
- Spread capturable
- 232 €/MWh
Qué hace una batería de 2 horas
Una batería junto a la planta —en el mismo punto de conexión— guarda parte de la producción de mediodía y la vierte a la red en las horas de mayor precio. Con una duración de 2 horas (por ejemplo, 1 MW y 2 MWh) cubre la punta de la tarde, que es donde está la mayor parte del valor.
- Sube el precio capturado: la energía se vende a precio de tarde, no de mediodía.
- Reduce los vertidos: lo que la red no acepta a mediodía se guarda en lugar de perderse.
- Añade un ciclo nocturno: la batería también puede cargar en las horas baratas de la noche y descargar en la punta de la mañana.
- Reduce la volatilidad: la planta depende menos del precio de las horas solares.
Todo ello sin pedir nueva capacidad de acceso: la planta y la batería comparten la evacuación que ya tenía concedida.
Los números
Simulamos el efecto de añadir un sistema de 2 horas a una planta fotovoltaica con los precios reales de cada año, solo con arbitraje y ciclo nocturno: sin servicios de ajuste ni capacidad. La facturación adicional crece cada año, a medida que aumentan las diferencias de precio y aparecen los ceros en OMIE.
En rentabilidad, el ejemplo que usamos en nuestros estudios de 2024 es claro. Con los precios de ese año, una planta solar sin batería se quedaba en una TIR del 1–2 %. La misma planta hibridada, con una inversión mayor, subía al 3–5 % sobre ese capital. Con ingresos por capacidad, el rango estimado pasaba al 5–12 %.
Cifras orientativas. Proceden de estudios de BK Energies de 2024 para plantas FV de pequeño tamaño (del orden de 1 MWp) y un sistema de 2 horas. Cada planta tiene su perfil de producción, su punto de conexión y sus costes; antes de invertir hay que hacer el estudio del caso concreto.
¿Cuánto cuesta?
En nuestros rangos de 2024–2025, la instalación del almacenamiento y las modificaciones técnicas se movían entre 0,22 y 0,30 €/Wh, con un coste por Wh que baja al crecer el sistema. A eso se suman el permitting para pasar de FV a FV + baterías (15.000–30.000 € por planta, según tamaño) y un aval de 20.000 €/MWh, recuperable tras la construcción. Los precios de equipos cambian rápido: pídenos una cifra actualizada.
El mecanismo de capacidad
La tercera fuente de ingresos es la que más puede mover la rentabilidad: cobrar por tener potencia firme disponible cuando el sistema la necesita. En otros mercados europeos ya funciona. En Alemania, en septiembre de 2024, la combinación de distintos mercados de servicios llegó a pagar hasta 19.000 €/MW en un solo mes.
En España, el mecanismo de capacidad sigue su tramitación y su calendario depende de la aprobación definitiva y de las subastas que se convoquen. Lo que sí sabemos es cómo suelen funcionar estos mercados: los primeros activos operativos capturan los mejores precios. Tener la planta hibridada y en marcha antes de la primera subasta es la mejor posición.
La regulación ya acompaña
El gran freno para hibridar plantas con retribución regulada era perder parte de esos ingresos al almacenar. El RD 917/2025 lo resuelve: desde el 1 de enero de 2026 la planta cobra por toda la energía que genera, aunque una parte vaya a la batería, y mantiene sus permisos de acceso y conexión.
Cómo se hace
- Estudio. Producción real de la planta, curva de precios, vertidos y límites del punto de conexión. De ahí salen la potencia y la duración de la batería.
- Tramitación. Solicitud de hibridación, punto de consumo, DIA simplificada, avales y licencias. En plantas en operación, revisión del uso del suelo.
- Ejecución. Ingeniería, suministro, instalación y puesta en marcha, con el EMS y el controlador de planta (PPC) integrados.
- Operación. El EMS decide cada día cuándo cargar y cuándo vender, con previsión de precios y producción, y opción de operar en manual.
Mira un ejemplo real: la hibridación de 5 MWh en Ocaña (Toledo). O revisa cómo planteamos la hibridación FV + BESS.