La fiebre del oro de las baterías en Italia: el almacenamiento de energía crea un nuevo mercado

Las facturas de electricidad de los hogares siguen siendo altas, pero en el mercado mayorista a algunos operadores incluso se les paga por consumir energía. Esta es una de las paradojas que ha generado el crecimiento de las energías renovables: el sol y el viento producen energía cuando pueden, no cuando la red la necesita, y en momentos de exceso de oferta los precios pueden llegar a ser negativos.

Por eso se necesitan baterías gigantes, los BESS (sistemas de almacenamiento de energía en baterías) , capaces de absorber el exceso de energía y devolverla a la red más tarde. Su papel es tan estratégico que ha desencadenado una auténtica fiebre del oro, con Italia a la cabeza.

Baterías: 300 GW de solicitudes de conexión en Italia

A finales de 2025, las solicitudes de conexión para sistemas de almacenamiento de alta y muy alta tensión presentadas a Terna habían alcanzado los 300 GW. Sin embargo, solo se había dado luz verde a 56 GW, y apenas 6,8 GW estaban listos para empezar a construirse.

Los sistemas de almacenamiento ya instalados tenían una potencia de 7,4 GW y una capacidad de 17,9 GWh. Terna calcula que, para 2030, Italia necesitará unos 72 GWh, una cifra que se prevé que siga aumentando en las previsiones para 2040.

Por lo tanto, los 300 GW solicitados no son solo proyectos a punto de entrar en funcionamiento: también suponen una enorme apuesta por el futuro sistema eléctrico.

En su discurso sobre el estado de la Unión del 16 de septiembre, Ursula von der Leyen recordó que en 2025 Europa instaló más de 80 GW de nueva capacidad renovable, mientras que aún queda por conectarse a la red una capacidad seis veces mayor. «Tenemos que invertir más rápido… acelerar las conexiones a la red… desarrollar el almacenamiento», afirmó.

La fiebre por las baterías en Alemania es aún mayor

. Alemania muestra la misma dinámica, pero de forma aún más extrema. Solo en 2025, los operadores de la red recibieron 18 158 solicitudes para grandes sistemas de almacenamiento, que suman un total de 573,5 GW.

Las ofertas de conexión concedidas ascendieron a 54,2 GW; las centrales que realmente estaban en funcionamiento a media tensión y superior sumaban 3,6 GW.

La Bundesnetzagentur también advierte de que algunas de las solicitudes son duplicadas: un mismo promotor puede presentar el mismo proyecto en varios puntos de la red y decidir solo más tarde dónde construir.

En la práctica, antes de comprar las baterías propiamente dichas, lo que se negocia son opciones.

Cuando llegan los bancos: el almacenamiento se convierte en una clase de activos

La historia de la empresa alemana Kyon Energy muestra lo rápido que ha cambiado la financiación en el sector. En enero de 2024, TotalEnergies la compró a sus tres fundadores, pagando 90 millones de euros por adelantado más pagos adicionales en función de los resultados. Kyon ya había desarrollado 770 MW y contaba con una cartera de proyectos confirmados de otros 2 GW.

En aquel momento, el cofundador Philipp Merk explicó que seguiría siendo difícil conseguir financiación para baterías de gran tamaño: Kyon construiría inicialmente con su propio capital y solo buscaría financiación bancaria una vez que el sistema estuviera en funcionamiento.

Dos años después, la situación ha cambiado. En 2026, TotalEnergies vendió a Allianz Global Investors una participación del 50 % en once proyectos de Kyon, que suman un total de 789 MW y 1.628 MWh; en julio se anunció una financiación del proyecto por valor de unos 440 millones de euros, suscrita por diez entidades financieras.

Los acuerdos de peaje estructurados, que en la práctica consisten en alquilar capacidad de batería, garantizan una parte de los ingresos contratados y hacen que los flujos de caja sean más predecibles.

El valor real puede surgir antes incluso de que empiece la construcción

. Este es el mecanismo que también describe Stefano Endrizzi, socio de MergersCorp, que se dedica a operaciones financieras extraordinarias, entre otras cosas en el sector de las energías renovables.

«¿Cuántos jugadores tienen la capacidad financiera para construir? Muy pocos, quizá uno de cada cincuenta», señala. Sin embargo, muchos pueden hacerse con un terreno y desarrollar el proyecto «totalmente sobre el papel». Así, se genera valor incluso antes de que empiece la construcción.

Los grandes fondos de inversión y las empresas de energía, ingeniería y construcción, así como los contratistas EPC, prefieren adquirir proyectos autorizados y pasar directamente a la fase de desarrollo: una forma práctica de ganar tiempo sin perderse en el laberinto de los permisos y la burocracia.

La primera subasta de baterías de Italia atrae una avalancha de ofertas

La competencia ya se nota en Italia. En la primera subasta MACSE, celebrada en septiembre de 2025, Terna adjudicó 10 GWh de capacidad, todos ellos en baterías de iones de litio.

Las ofertas superaron en más de cuatro veces el volumen disponible y el precio medio ponderado bajó a 12 959 euros/MWh al año, frente a una prima de reserva de 37 000 euros, lo que supone una caída de alrededor del 65 %.

Mientras tanto, el capital sigue llegando a raudales. En 2025, Modo Energy contabilizó 82 operaciones de BESS en Europa, frente a las 25 del año anterior, con un valor declarado de 8.6 mil millones de euros. La deuda declarada pasó de 1.4 a 6.1 mil millones; la financiación de proyectos representa la mitad de todas las transacciones.

La ofensiva contra los «proyectos fantasma»

El Comisión Europea ya ha reconocido explícitamente el problema. En sus directrices sobre conexión a la red de diciembre de 2025, señala que las solicitudes y los proyectos especulativos que no avanzan son una de las causas de las largas colas.

Menciona la acaparación de capacidad de la red, las solicitudes múltiples para un mismo proyecto e incluso casos en los que se bloquea una conexión con el objetivo de revender posteriormente los derechos.

Entre las medidas propuestas, se sugieren criterios relacionados con la madurez del proyecto, los plazos, las sanciones y los depósitos financieros que se pueden perder si la inversión no sale adelante.

Italia, nuevas normas para hacer frente a la saturación de la red

Italia ya ha empezado a cambiar de rumbo. El decreto «Bollette» de febrero de 2026 introdujo una reforma para hacer frente a la «saturación virtual» de la red: la capacidad tendrá que asignarse definitivamente a proyectos autorizados, y algunas conexiones obtenidas por proyectos que aún no están maduros podrían caducar.

El decreto de aplicación del MASE se firmó el 8 de septiembre; aún está pendiente el último trámite regulatorio de la ARERA.

La paradoja es que esta medida restrictiva llega después de años en los que Bruselas y los gobiernos nacionales han intentado agilizar precisamente esos procedimientos que ahora también tienen que ser más selectivos.

La Directiva RED III estableció plazos más cortos para muchos permisos y preveía vías rápidas para las energías renovables y los sistemas de almacenamiento vinculados a las centrales de generación; en Italia, los trámites para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) autónomos también se han ido simplificando con el tiempo.

Proyectos energéticos: simplificar no significa que todo sea sencillo

«Es una cantidad enorme de trabajo», dice Endrizzi. «Incluso para solo 4 o 5 megavatios, estamos hablando de miles de documentos».

Sin embargo, la inversión necesaria para desarrollar un proyecto sigue siendo solo una pequeña parte de lo que cuesta construir la propia planta, mientras que un proyecto autorizado puede adquirir valor propio y venderse.

Y aquí surge una segunda paradoja. Para acabar con las colas, las autoridades pueden exigir garantías financieras más sólidas y pruebas de solvencia. Pero eso hace que a los pequeños promotores les resulte más difícil mantener una posición durante años, mientras que las empresas de servicios públicos, los fondos y los grandes grupos sí tienen el capital necesario.

Por lo tanto, la lucha contra la especulación también puede favorecer la concentración del mercado.

La fiebre por la adquisición de terrenos para energías renovables, sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y centros de datos.

En última instancia, la carrera financiera vuelve a la realidad. La energía solar, la agrivoltaica, la eólica y los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) compiten por emplazamientos y conexiones a la red , mientras que los centros de datos también están aumentando rápidamente la demanda potencial del sistema.

La CREA italiana calcula que el valor medio de los terrenos agrícolas en 2024 rondará los 22 400 euros por hectárea y destaca el impacto de las instalaciones de energías renovables en los precios; en algunos casos, recoge ofertas para instalaciones fotovoltaicas de unos 60 000 euros por hectárea.

Según la experiencia de Endrizzi, las tierras agrícolas del norte de Italia, que podrían valer entre 15 000 y 25 000 euros por hectárea, pueden alcanzar precios de venta de entre 90 000 y 100 000 euros cuando se vuelven atractivas para proyectos energéticos.

En el nuevo mercado energético, el valor de la tierra ya no depende solo de lo que se pueda cultivar en ella. También depende de cuánta energía pueda pasar por ella y de la posibilidad de asegurarse hoy un hueco en el sistema eléctrico del futuro.

El lenguaje del almacenamiento: definiciones clave

GW (gigavatio): mide la potencia, es decir, la rapidez con la que una batería puede absorber o liberar energía.

GWh (gigavatio-hora): mide la capacidad, es decir, cuánta energía puede almacenar una batería. Un sistema con una potencia nominal de 1 GW que pueda suministrar esa potencia durante cuatro horas tiene una capacidad de 4 GWh.

Arbitraje: el mecanismo por el que se carga una batería cuando la electricidad es barata, o cuando el precio llega a ser negativo, y luego se vende la energía cuando el precio sube.

Comerciante: se refiere a los ingresos que están directamente expuestos a las fluctuaciones del mercado eléctrico, sin una remuneración fija garantizada por contrato.

Sistema de peaje: un operador paga una cuota por utilizar la capacidad de la batería según lo establecido en el contrato. De este modo, el propietario se asegura una fuente de ingresos más predecible.

Energía hidroeléctrica de acumulación por bombeo: un tipo de almacenamiento que utiliza el excedente de electricidad para bombear agua cuesta arriba, desde un embalse inferior a uno superior. Después, el agua vuelve a caer a través de las turbinas y genera nueva energía.

Créditos: https://www.euronews.com/2026/09/29/italys-battery-gold-rush-energy-storage-creates-a-new-market