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

Esto ha puesto inevitablemente el sistema bajo un mayor escrutinio por parte de los países de la UE que han avanzado más lento en la transición energética y siguen dependiendo del carbón, lignito o gas. Señalan que el alto coste se traslada a consumidores e industria, afectando negativamente 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 proporcionan los diferenciales necesarios para financiar una batería. Una relajación del EU ETS será negativa para los propietarios de baterías.

Pero, ¿cuán expuesto está cada mercado, considerando las mezclas de generación y trayectorias de descarbonización tan distintas que tienen España, Italia, Alemania y Polonia? Para averiguarlo, sometimos la propia propuesta de la Comisión al modelo detrás de nuestra previsión europea, que reduce significativamente el precio del carbono a largo plazo. Cada uno de los cuatro mercados pierde 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 de cambiar sus fuentes de ingresos que de la mezcla de generación o el ritmo de descarbonización.

Puntos clave

• Los ingresos totales de BESS caen entre un 5 y un 9% según el mercado. Elegir dónde construir puede ofrecer algo de diversificación, pero no elimina la exposición.
• No evalúe este riesgo solo con una previsión de precios eléctricos. Los precios italianos caen más que en los otros mercados, pero los diferenciales en Italia caen menos, por lo que una curva de precios por sí sola puede sobrestimar la contracción de ingresos.
• El retrading intradía suaviza el golpe a los diferenciales del mercado diario. Alemania, Italia y España recuperan entre 1,9 y 2,4 puntos porcentuales de su caída en el spread, mientras que Polonia no recupera nada.
• Los precios del carbono registran la mayor caída respecto al escenario base en la década de 2040, cuando gran parte del carbón restante en Polonia y Alemania ya habrá desaparecido, limitando el impacto.

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

El EU ETS es un mercado bursátil. El sistema limita las emisiones totales de energía, industria y aviación, y luego emite un permiso por cada tonelada dentro de ese límite. Los emisores deben devolver un permiso por cada tonelada emitida, y pueden comprar y venderlos, por lo que los permisos cotizan a precio de mercado.

El precio se fija por la escasez: cuán estricto es el límite frente a cuánto quieren emitir realmente los sectores cubiertos. El límite desciende un porcentaje fijo cada año, lo que ha impulsado el precio desde 2005.

Junto a ello, la Reserva de Estabilidad de Mercado retira permisos de la circulación cuando se acumula un excedente demasiado grande, y cancela la parte de ese excedente que supera un umbral establecido.

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 permisos en circulación cada año que la trayectoria actual. Como los permisos se pueden acumular, cada uno de esos años suma al stock disponible después.
• La reserva retira la mitad de permisos que hoy, por lo que más excedente queda disponible para ser comprado.

Para 2040 ambos efectos se habrán acumulado durante más de una década. El límite ahora se agota a finales de los años 2040 en vez de 2039, así que la misma demanda compite por un mayor volumen de permisos.

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

La curva modificada del precio del carbono se aplicó al modelo, lo que resultó en diferenciales diarios más estrechos en los cuatro mercados. Sin embargo, una batería no pierde todo ese valor, ya que la caída de ingresos por diferenciales DA se compensa con otros mercados energéticos.

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

Para dimensionar el resto, ejecutamos pares emparejados de modelos de despacho para un BESS de 50MW y cuatro horas en cada mercado. Uno funciona con precios base, otro con precios de carbono más bajos, 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 estructura de ingresos se desplaza hacia el mercado diario a medida que los servicios auxiliares se saturan, y aún no está claro si crecerá la liquidez intradía en Polonia.

Poder negociar la misma energía dos veces es lo que limita el daño. Alemania, Italia y España negocian en intradía y cada uno recupera aproximadamente dos puntos porcentuales de la caída del spread, cediendo alrededor del 6% de los ingresos mayoristas frente a caídas de spread del 8%. Lea más sobre el trading intradía para baterías.

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

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¿Cuándo se materializa realmente el impacto del carbono?

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