El punto de partida es el proyecto de Real Decreto que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) sometió a audiencia pública el pasado 27 de agosto, con nuevas condiciones energéticas, ambientales y de soberanía digital para los centros de datos de al menos 1 MW de potencia de acceso.
Entre otras exigencias, el texto plantea que estas instalaciones cubran como mínimo el 80% de su consumo con nueva generación renovable y correlación horaria, mediante autoconsumo o contratos de suministro. Los PPAs deberán extenderse durante al menos diez años, identificar las instalaciones vinculadas y detallar también el almacenamiento asociado cuando forme parte del esquema.
Ese diseño puede alterar una de las variables más difíciles de resolver para los BESS en España: cómo asegurar ingresos durante suficientes años como para conseguir financiación.
Para Ignacio López Martín, partner e inversor de Vida Sustainable Ventures y partner y managing director de Capflex Energía, el desafío no está únicamente en llevar una batería hasta RTB, sino en demostrar qué caja podrá sostener la inversión una vez construida.
“Si tienes un proyecto de baterías RTB, sabes a qué horas carga y descarga, está asociado a generación y tienes un PPA con un precio determinado firmado por una contraparte bancable, puedes construir un modelo financiero”, explica.
La barrera no es tanto tecnológica como económica. En un activo puramente merchant, la rentabilidad depende de los diferenciales entre horas de carga y descarga, de los mercados en los que participe y de cómo evolucionen los servicios de flexibilidad. Además, una entrada masiva de almacenamiento terminará modificando las propias curvas sobre las que hoy se calculan esos retornos.
Un contrato de largo plazo no elimina esa exposición, pero puede aportar una base de ingresos más estable sobre la que estructurar deuda.
Una demanda 24/7 que puede multiplicarse por seis
La magnitud de esa oportunidad cambia cuando se mira el crecimiento esperado de los centros de datos.
A cierre de 2025, España contaba con 439 MW de potencia IT instalada en centros de datos comerciales, frente a 355 MW un año antes. SpainDC proyecta que esa capacidad podría alcanzar 2.537 MW en 2030, casi seis veces el nivel actual, y movilizar hasta 66.900 millones de euros de inversión directa e indirecta durante el periodo.
El salto no se concentra además en un único polo. Madrid continúa siendo el mercado más desarrollado, mientras Aragón gana peso en proyectos hyperscale y Cataluña mantiene un fuerte posicionamiento en colocación y nuevas cargas vinculadas a inteligencia artificial. Sólo durante los últimos meses se anunciaron iniciativas como un campus de hasta 150 MW en Aragón impulsado por Krolmap, junto con nuevos desarrollos en Madrid, Alicante, Toledo y Cataluña.
Ese crecimiento convierte el perfil horario de consumo en una cuestión central. Un centro de datos mantiene una demanda elevada prácticamente durante las 24 horas, mientras la producción renovable cambia según la hora y el recurso disponible. La fotovoltaica concentra su generación durante el día y la eólica tampoco ofrece una curva constante.
Es precisamente en esa diferencia donde López Martín sitúa al almacenamiento.
“Para que un centro de datos, que tiene un consumo prácticamente continuo, pueda abastecerse con ese nivel de energía renovable, entiendo que deberá existir un PPA y almacenamiento asociado”, sostiene.
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El BESS puede trasladar parte de la producción hacia las horas en las que la generación contratada no alcanza la carga del centro. Pero el atractivo para el desarrollador no termina en esa función técnica: ese mismo consumidor puede aportar un compromiso contractual durante el horizonte que necesita la financiación.
La estructura concreta será determinante. Precio, duración, solvencia de la contraparte, garantías, perfil horario y distribución del riesgo definirán qué parte del flujo puede considerarse suficientemente protegida frente a la volatilidad futura.
La presión sobre la red da otra medida del fenómeno. El Gobierno reconoce alrededor de 12 GW de capacidad eléctrica ya concedida a centros de datos entre transporte y distribución, una cifra distinta de los MW IT instalados y muy superior al despliegue que previsiblemente terminará materializándose. Precisamente esa distancia entre permisos y capacidad operativa está detrás del intento de condicionar los nuevos accesos a generación adicional y cumplimiento horario.
Capflex Energía ya estudia el modelo
La convergencia entre estas dos industrias no se limita a una hipótesis regulatoria.
Capflex Energía analiza levantar capital para adquirir proyectos renovables RTB, incorporar baterías mediante hibridación y desarrollar PPAs con centros de datos, según confirma López Martín.
La estrategia reúne tres piezas que hasta ahora podían desarrollarse por separado: generación preparada para construir, capacidad para desplazar electricidad entre horas y una gran demanda dispuesta a contratar suministro durante varios años.
Para un promotor independiente de BESS, esa combinación puede atacar uno de los principales filtros del sector. Una gran utility puede apoyarse inicialmente en su propio balance y tolerar mayor exposición al mercado; quien necesita Project Finance debe demostrar antes qué ingresos permitirán atender la deuda.
España ya ofrece una referencia de la importancia que está adquiriendo esa estabilidad contractual. En julio, Grenergy cerró 100 millones de euros de financiación senior sin recurso para Oviedo, su BESS stand-alone de 154 MW y 618 MWh en Asturias, con Santander y Sumitomo Mitsui Banking Corporation. La operación se produjo después de firmar un tolling financiero a diez años con una energética internacional con grado de inversión.
El acuerdo no replica necesariamente el esquema que utilizarán los centros de datos, pero sí muestra qué empieza a valorar la banca en este tipo de activos: un horizonte contractual suficientemente largo y una contraparte capaz de reducir la incertidumbre sobre los ingresos futuros.
El riesgo de que todo termine en certificados
La oportunidad dependerá también de cómo termine aterrizando la regulación.
“La primera regla puede estar bien, pero habría que avanzar algo más para evitar que todo termine reduciéndose a una compraventa de certificados y conseguir que realmente contribuya al despliegue de almacenamiento”, plantea López Martín.
El borrador intenta limitar ese riesgo mediante tres elementos: adicionalidad, correlación horaria e identificación expresa de las plantas vinculadas al contrato. También excluye coberturas cuyo origen renovable se justifique únicamente mediante garantías de origen.
La diferencia no es menor. Si el cumplimiento deriva sólo en una acreditación documental, el efecto sobre nueva infraestructura será limitado. Si, en cambio, obliga a estructurar PPAs de diez años o más, nueva generación y almacenamiento capaz de adaptar su producción al consumo, la expansión digital puede terminar creando una nueva clase de cliente para el BESS.
Con una potencia IT que SpainDC espera multiplicar casi por seis hasta 2030, la oportunidad para las baterías no reside únicamente en atender más demanda eléctrica.