Las baterías obtienen beneficios de la diferencia entre las horas baratas y las caras. Esas horas caras las fija la última central de carbón o gas necesaria para cubrir la demanda, que oferta el coste de su combustible más el coste de sus emisiones de carbono. Ese coste de carbono lo determina el Sistema de Comercio de Emisiones de la UE, y hoy para una central de lignito supone más del 90% del total.

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Esto ha puesto el sistema bajo un escrutinio creciente por parte de países de la UE con transiciones energéticas más lentas y que siguen dependiendo del carbón, lignito o gas. Señalan el alto coste que se traslada a consumidores e industria, impactando negativamente en la inflación y la competitividad industrial.

Sin embargo, desde la perspectiva de negocio de una batería, los precios altos fijados por la tarde son los que generan los diferenciales necesarios para financiar una batería. Una relajación del EU ETS sería negativa para los propietarios de baterías.

Pero, ¿qué tan expuesto está cada mercado, considerando las diferentes mezclas de generación y trayectorias de descarbonización de España, Italia, Alemania y Polonia? Para averiguarlo, aplicamos la propuesta de la Comisión al modelo detrás de nuestra previsión europea, que reduce significativamente el precio del carbono a largo plazo. Todos los mercados pierden entre un 5% y un 9% de los ingresos totales de BESS. El tamaño de la pérdida depende más de la capacidad de la batería para pivotar sus fuentes de ingresos que de la mezcla de generación o la velocidad de descarbonización.

Puntos clave

• Los ingresos totales de BESS caen entre un 5 y un 9% según el mercado. Elegir dónde construir puede diversificar algo, pero no elimina la exposición.
• No dimensionar este riesgo solo con una previsión de precios eléctricos. Los precios italianos caen más que en los otros tres, pero los diferenciales italianos caen menos, así que una curva de precios puede sobrestimar la contracción de ingresos.
• El re-trading intradiario suaviza el golpe a los diferenciales de mercado diario. Alemania, Italia y España recuperan entre 1,9 y 2,4 puntos porcentuales de su caída, mientras que Polonia no recupera nada.
• El mayor descenso del precio del carbono respecto al escenario base se produce en la década de 2040, cuando gran parte del carbón restante en Polonia y Alemania ya habrá desaparecido, limitando el impacto.

¿Cómo fija el precio el EU ETS y qué cambiaría?

El EU ETS es un mercado negociado. El sistema limita las emisiones totales de electricidad, industria y aviación, y emite una asignación por cada tonelada dentro de ese límite. Los emisores deben devolver una asignación por cada tonelada emitida, y pueden comprar y venderlas, de modo que las asignaciones se negocian a precio de mercado.

El precio se fija por escasez: cuánto aprieta el tope frente a cuánto quieren emitir realmente los sectores cubiertos. El tope baja un porcentaje fijo cada año, lo que ha hecho subir el precio desde 2005.

Además, la Reserva de Estabilidad de Mercado retira asignaciones de la circulación cuando se acumula un superávit demasiado grande, y cancela la parte que supera un cierto umbral.

El 17 de julio de 2026 la Comisión publicó su propuesta de revisión del Sistema de Comercio de Emisiones para el periodo posterior a 2030.

Dos cambios crean esta diferencia:

• Un recorte anual más lento deja más asignaciones en circulación cada año que la trayectoria actual. Como se pueden acumular, cada año suma al stock disponible en el futuro.
• La reserva retira la mitad de asignaciones que hoy, así que más superávit queda disponible para comprar.

Para 2040 ambos efectos se acumulan desde hace más de una década. El tope se agota a finales de la década de 2040 en vez de en 2039, así que la misma demanda compite por un mayor número de asignaciones.

¿Cuánto de eso llega a los ingresos de una batería?

La curva de precios de carbono modificada se aplicó al modelo, y resultó en diferenciales diarios más estrechos en los cuatro mercados. Sin embargo, una batería no pierde todo ese importe, ya que la bajada de ingresos por diferenciales de mercado diario se compensa con otros mercados energéticos.

A medida que caen los diferenciales, un optimizador de baterías buscaría reprogramar sus cargas y descargas para adaptarse a la nueva curva de precios. Si un mercado tiene tanto mercado diario como intradiario, puede mover volumen entre ambos. Y en los primeros años, los servicios auxiliares no tienen coste de carbono, así que esa parte de los ingresos no se ve afectada.

Para dimensionar el resto, ejecutamos pares de modelos de despacho para una BESS de 50MW y cuatro horas en cada mercado. Uno con precios base y otro con precios bajos de carbono, modelando la degradación en ambos casos.

El efecto es peor para Polonia, por tres razones. Su diferencial cae más que en los otros tres mercados. Su fuente de ingresos se desplaza hacia el mercado diario a medida que los servicios auxiliares se saturan, y si la liquidez intradiaria en Polonia crece sigue siendo una incógnita.

Poder negociar la misma energía dos veces es lo que limita el daño. Alemania, Italia y España operan intradiario, y cada una recupera unos dos puntos porcentuales de su caída, perdiendo alrededor del 6% de los ingresos mayoristas frente a caídas de diferenciales del 8%. Lee más sobre trading intradiario para baterías.

Polonia, en cambio, no recupera nada. Su caída del 10,1% en el diferencial pasa directamente a los ingresos mayoristas, porque el intradiario polaco aún no es una fuente de ingresos para baterías en nuestra previsión de Polonia.

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¿Cuándo llega realmente el impacto del carbono?

La exposición de una batería al precio del carbono no es constante en toda la previsión. A medida que el precio del carbono se aleja de la trayectoria base, la descarbonización en los mercados europeos también aumenta, compensando parte del impacto.