Desde hace unos años, la velocidad a la que se está produciendo la transición energética en el mundo está superando todas las expectativas: La capacidad de la electricidad solar acumulada alcanzó en 2024 un nuevo récord histórico con 2,2 teravatios, según el informe «Global Market Outlook for Solar Power 2024-2028» de SolarPower Europe.
Y según el laboratorio de ideas británico Ember en su «Global Electricity Review 2024», ese mismo año la energía solar ya suponía el siete por ciento del mix eléctrico global. En los mercados solares maduros, este veloz crecimiento ha generado inconvenientes estructurales en el sistema energético: redes sobrecargadas y precios negativos en las bolsas de electricidad debido a los picos de generación en momentos de poco consumo y a la falta de posibilidades de almacenarla.
"En Alemania, en el año 2024, el 20 por ciento de las horas entre las 12:00 y las 14:00 fueron negativas, es decir, que uno de cada cinco kilovatios hora (kWh) de electricidad generada se vendió a precio negativo en las bolsas de electricidad", explicó en la Intersolar Europe Conference 2025 Kai Becker, Chief Development Officer del suministrador de energía Energy2Market.
Esta situación del mercado afecta a la rentabilidad de los proyectos solares y eólicos y económicamente es una cuestión delicada, ya que esta electricidad barata renovable no se aprovecha totalmente. Por eso, la conclusión en Intersolar Europe 2025 fue que lo urgente ahora es pensar sistémicamente y fomentar la integración. Entre otras cosas, esto se puede conseguir con las centrales híbridas, ya que la combinación de generación y almacenamiento de electricidad garantiza un aprovechamiento óptimo de las centrales solares y de baterías. De esta forma la electricidad generada en las horas en las que los precios en las bolsas de electricidad son negativos puede almacenarse y ofrecerse en otro momento en que pueda generar beneficios.
Proyectos híbridos en Europa: Reino Unido como pionero
Si observamos la evolución de la situación en Europa, vemos que las centrales híbridas han cobrado importancia en los últimos años: en torno a un cinco por ciento de toda la capacidad de almacenamiento en baterías añadida desde 2015 corresponde a sistemas combinados de fotovoltaica y acumuladores (PV+BESS). Y en esto el Reino Unido ha sido pionero: con un 62 por ciento de toda la capacidad PV+BESS, los británicos han demostrado que con medidas políticas dirigidas, unas condiciones marco favorables para la economía de mercado y grandes proyectos ambiciosos se puede acelerar la expansión de las centrales híbridas.
La implantación de instrumentos de ayuda, como el mercado de capacidad o el sistema de contratos por diferencia (CfD), la agilización de los procedimientos de aprobación y unas reformas regulatorias que mejoran la integración de los acumuladores de baterías han creado en este país un entorno favorable a la innovación.
En comparación con esto, en la UE la proporción de proyectos fotovoltaicos híbridos es bastante menor: en Suecia son el 10 por ciento; en Italia, el 8 por ciento; en Alemania y Bulgaria, el 6 por ciento y en Dinamarca, el 5 por ciento. El resto de los 27 países de la UE y Suiza, solo llegan, entre todos, al tres por ciento. Estas cifras ponen de manifiesto lo desaprovechado que está el potencial de los sistemas energéticos híbridos en gran parte de Europa, tal y como se desprende del informe «Embracing the Benefits of Hybrid PV Systems» de SolarPower Europe.
La pregunta del millón: ¿Se podrían cargar las baterías con electricidad de la red?
Un factor determinante para la lentitud de este avance en muchos países son las trabas regulatorias que no permiten aprovechar todo el potencial de los proyectos híbridos, sobre todo el tema de si los acumuladores de baterías podrían absorber también electricidad de la red.
A diferencia de los acumuladores aislados (stand-alone), en muchos países europeos no se permite este uso en las centrales híbridas PV+BESS. Y esto tiene consecuencias directas para la rentabilidad, ya que el hecho de no poder aprovechar la posibilidad de almacenar electricidad barata de la red para venderla en otro momento que pueda generar beneficios impide aprovechar modelos comerciales fundamentales, como el arbitraje.
El motivo de estas restricciones son las condiciones de las subvenciones, como las retribuciones por alimentar la red o las ayudas a la inversión, que especifican que los acumuladores solo se pueden cargar con electricidad renovable. Pero mientras no exista un método para diferenciar durante el proceso de carga entre la electricidad gris de la red y la electricidad verde de una central de energía renovable, la posibilidad de recargarse desde la red queda fácticamente excluida para las instalaciones subvencionadas, a pesar de que técnicamente hace ya mucho tiempo que hay disponibles sistemas de rastreo.
En esto los expertos son unánimes: el uso flexible del acumulador de baterías, incluida la posibilidad de cargarse con electricidad de la red, no solo mejoraría bastante la rentabilidad de las centrales híbridas, sino que también aportaría la tan necesaria capacidad de estabilización de la red. En Intersolar Europe 2025 se presentaron las primeras propuestas para dar una solución a estos problemas.
Arbitraje energético: la venta de electricidad como modelo comercial
Justo en eso se basa un modelo comercial muy prometedor para centrales PV+BESS: el arbitraje energético. El acumulador de baterías puede acumular y desacumular de forma flexible electricidad de la central de energía renovable y de la red, y el hecho de poder alternar entre estos modos operativos permite la compraventa de electricidad en la bolsa de electricidad para obtener beneficios.
Como los acumuladores de baterías son cada vez más baratos y los márgenes en el mercado eléctrico cada vez mayores, esta opción de hacer negocio con el arbitraje es la más prometedora económicamente. Aunque esto también plantea grandes retos a los desarrolladores de proyectos: al depender de las impredecibles dinámicas del mercado y de los precios, solo se pueden simular modelos de rendimientos capaces de grandes solicitaciones, por lo que bancos y financieras aún son muy precavidos a la hora de financiar centrales híbridas cuyos beneficios proceden exclusivamente en la venta directa de electricidad mediante negocios de arbitraje.
Servicios de gestión de red: un nuevo mercado para las centrales híbridas
Con la creciente desconexión de las centrales de energías fósiles, las renovables, y también la fotovoltaica, tienen que asumir cada vez más funciones de estabilización de la red. Aquí de lo que se trata en primer lugar es de proporcionar reserva momentánea y energía de regulación, regular la energía reactiva, tensión y frecuencia de la red y permitir el arranque autónomo.
Gracias a la capacidad de reacción variable de las baterías, las centrales híbridas con PV+BESS pueden sustituir la inercia sistémica que antes proporcionaban los generadores síncronos de las centrales de energías fósiles. Actualmente, en países europeos como Alemania o España se están introduciendo mercados para servicios de gestión de la red, con licitaciones incluidas. Se espera que esto dé un fuerte impulso a las centrales híbridas, ya que su plan de negocio sumaría una fuente de ingresos constante y calculable. Entre los mercados en los que la creación de un mercado de servicios de gestión de la red ha fomentado mucho la construcción de centrales híbridas están, por ejemplo, Estados Unidos o Gran Bretaña.
En Intersolar Europe 2025 se presentaron también las últimas soluciones de software que hacen posible una alternancia económicamente optimizada entre venta directa, arbitraje energético y servicios de gestión de red, todo ello complementado con novedosos inversores con tecnología formadora de red que mejoran aún más la integración en la red.
Las dificultades regulatorias frenan el progreso
A pesar de sus visibles ventajas, las centrales híbridas siguen encontrándose con muchas trabas regulatorias. Muchos países no tienen mecanismos de ayudas específicas ni retribuciones por alimentar la red que hagan económicamente atractiva la combinación de generación y almacenamiento. Tampoco los procedimientos de aprobación suelen estar diseñados para facilitar el proceso de ampliar las centrales existentes con un acumulador o capacidad de generación adicional.
Además, en algunos países los peajes de acceso duplicados, es decir, el cobro de tasas por cargar el acumulador y también por descargarlo, afectan considerablemente a su rentabilidad. Otra cosa que también habría que afrontar y que afecta al potencial de las centrales híbridas es la revisión del sistema de garantía de origen (GO). Una garantía de origen certifica de qué fuente procede la electricidad. Por ahora los acumuladores de energía de centrales híbridas no pueden cargarse con electricidad de la red si la electricidad renovable generada en la instalación a la que están conectados se vende con GO.
En el futuro, habrá soluciones precisas de medición y compensación que permitirán diferenciar entre electricidad gris y verde en el volumen de electricidad almacenada. Esto, a su vez, permitiría introducir contratos de compraventa de electricidad (PPA) de tipo «baseload» y «pay-as-produced», un paso importante para abrir nuevos modelos comerciales para PV+BESS y ofrecer a la industria soluciones de suministro de electricidad renovable personalizadas y basadas en el consumo.
Como feria especializada de la industria solar líder en el mundo, Intersolar Europe es un reflejo del veloz crecimiento que está viviendo el sector solar. Bajo el lema «Connecting Solar Business», los líderes del mercado mundial presentan sus novedades en productos y las actuales tendencias y modelos comerciales en el campo de instalaciones híbridas, acumuladores de baterías y tecnología solar, tanto para fabricantes, proveedores y distribuidores como para instaladores, prestadores de servicios, desarrolladores de proyectos, planificadores y startups.
La próxima edición de Intersolar Europe volverá a la Messe München (Múnich, Alemania) del 23 al 25 de junio de 2026 en el marco de The smarter E Europe, la mayor alianza de ferias del sector energético de Europa.
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