En España, el crecimiento de la fotovoltaica está concentrando la generación en las mismas horas del día, y los precios en esas horas caen con ella. En el 1º trimestre de 2026, España registró unas 400 horas de precios negativos frente solo unas 48 horas un año antes. El precio capturado solar medio ha bajado de unos 42 euros por megavatio hora en 2024 a menos de 30 en el 1º semestre de 2026. Es una mala noticia para las plantas solares sin almacenamiento que generan cuando los precios son bajos o negativos, pero es una buena noticia para los activos flexibles que pueden desplazar su energía a otras horas. Y esta presión irá más. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima fija como objetivo un 81 por 100 de generación eléctrica renovable en 2030.76 gigavatios de solar, 62 de eólica y alrededor de unos 23 para almacenamiento. A medida que se conecten más proyectos a la red, lo importante para los promotores y las IPPs ya no será solo cuánta energía pueden producir, sino también cuándo pueden generarla, almacenarla o consumirla, y qué capacidad tienen para acceder a la red. Además, conseguir acceso a la red en España es cada vez más complicado. De hecho, cerca del 83 por 100 de los nudos de distribución ya estaban saturados, y solo en el 2024 se solicitaron unos 67 gigavatios de acceso para nueva demanda. Y es que cada vez hay más sectores que necesitan conectarse, la industria, los centros de datos, las baterías, el hidrógeno o la movilidad eléctrica. Esto nos lleva a una situación un poco contradictoria. España tiene mucha electricidad y a precios bajos durante las horas de más sol, pero los proyectos que podrían aprovecharla no siempre pueden acceder a ella, porque una cosa es que haya capacidad disponible en el sistema y otra muy distinta es que esa capacidad esté justo donde tu proyecto la necesita. Conseguir nuevos permisos de acceso a la red tampoco es fácil. Por eso, cada vez tiene más sentido aprovechar mejor las conexiones que ya tenemos. Y es aquí donde la hibridación empieza a jugar un papel fundamental cada vez más importante para los promotores y las IPPs de España. Añadir una batería a una planta solar o eólica permite desplazar energía durante las horas más baratas y obtener ingresos tanto en el mercado mayorista como en los servicios de ajuste. Modizar un proyecto híbrido es más complicado, porque hay que tener en cuenta cómo interactúan los distintos activos, los contratos y las limitaciones de la red. Y es que utilizar curvas de ingresos simplificadas no siempre refleja cómo van a funcionar realmente una planta solar y una batería cuando operan juntas. Usando Gridcog, puedes modelizar todo tu proyecto en España desde una misma plataforma. Por ejemplo, puedes empezar con una planta solar con trackers, donde parte de la energía se vende a través de un PPA y el resto a mercado mayorista. A partir de ahí, defines los límites de consumo y vertido a la red, así como las condiciones de acceso flexible. Después, puedes utilizar el proyecto y añadir una batería para comparar los resultados. Y lo interesante es que Gridcog también puede optimizar automáticamente el tamaño de la batería, la planta solar o, la eólica, para encontrar la combinación que genere mayores flujos de caja para el proyecto. Después, añade la estructura comercial del proyecto, ingresos de mercado, PPAs o swaps, comisiones de optimizador, CAPEX y OPEX. Una vez tienes todo configurado, corres la simulación. Gridcog optimiza todos los activos de forma conjunta, teniendo en cuenta la incertidumbre del mercado y, además, el software te permite ver cómo ha operado la batería en cada intervalo y por qué. Los resultados incluyen flujos de energía y de caja, TIR y el Payback, listos para incorporar en tu modelo financiero y presentar ante bancos o comités de inversión. Si quieres modelizar un proyecto híbrido en España, contacta con el equipo de Gridcog.
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