​Desde el livestream español de octubre de 2025, España ha evolucionado significativamente. En algunos aspectos, poco ha cambiado: las tasas de captación solar han seguido cayendo, y los ciclos combinados y la hidroeléctrica siguen siendo figuras clave en el panorama energético español. Sin embargo, ahora más de 650 MW de BESS han entrado en el sistema y están surgiendo nuevas fuentes de ingresos, como el mercado de capacidad.

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En nuestro livestream “El caso de inversión para BESS en España”, Pablo Martínez y Paulo Brito explican los nuevos desarrollos en el país y cómo pueden afectar a las decisiones de inversión.

España sigue siendo uno de los mercados mayoristas más baratos de Europa

El precio medio diario en España ha sido de 65,4 €/MWh desde el tercer trimestre de 2023. Esto es aproximadamente un 25% por debajo de Alemania y un 40% por debajo de Polonia e Italia. La previsión central de Modo para julio de 2026 mantiene esa diferencia. España promedia 62,3 €/MWh en los próximos tres años, mientras que los precios en Alemania, Reino Unido y Polonia también caen.

​Italia es la excepción. Su media prevista sube de 115 €/MWh realizados a 119 €/MWh, ampliando la diferencia con España a casi 60 €/MWh. La electricidad barata en España se debe principalmente a una cosa: el exceso de energía solar durante las horas diurnas.

Frecuentes pero poco profundas: España lidera en horas negativas en 2026, pero los precios negativos profundos son raros

España registró casi 700 horas de precios negativos en el mercado diario en el año hasta el 22 de julio de 2026. Es más que cualquier otro mercado europeo, y casi el doble que las 348 de Alemania. A primera vista, España parece el mercado más volátil de Europa.

La profundidad cuenta otra historia. El precio horario más bajo de España en ese periodo fue de -9,8 €/MWh. Alemania llegó a -499 €/MWh y Polonia a -469 €/MWh.

Las subvenciones protegen en gran parte a la solar alemana de los precios negativos, por lo que los activos pueden seguir pujando muy por debajo de cero. Las renovables españolas venden principalmente a precios de mercado. Pujar en negativo significa pagar por generar, así que paran en cero, o justo por debajo.

​La actualización de julio mejora el modelado solar y eleva la tasa de captación solar

El precio de captación solar realizado en España cayó de 43 €/MWh en 2024 a 28 €/MWh hasta ahora en 2026. El despliegue solar sigue superando el crecimiento de la demanda, y las primaveras lluviosas consecutivas han reducido aún más los precios del segundo trimestre. La previsión de Modo en abril esperaba solo 18 €/MWh para 2026, muy por debajo de lo que realmente ha ocurrido este año.

La actualización de julio de 2026 cierra esa brecha. Ahora mejora la metodología de puja para la solar española al considerar predominantemente seguidores solares en lugar de paneles fijos, elevando la previsión de 2026 a 29,5 €/MWh, en línea con los datos reales. Más allá de eso, los precios de captación bajan a 22 €/MWh en 2028 y 2029, y luego se estabilizan en la mitad de los 20 € a partir de 2030.

​Nuevas fuentes de ingresos a corto plazo: el mercado de capacidad ya está aquí

​El 29 de mayo de 2026, la Comisión Europea aprobó el esperado mercado de capacidad español. Este nuevo mercado, que debería estar plenamente operativo para 2030-2031, dependiendo de si la primera subasta principal se lanza en 2026 o 2027, añadirá una fuente de ingresos adicional para los BESS que operan en España.

​Aún faltan detalles finales. Aun así, Modo Energy estima que los factores de degradación de BESS en España estarán cómodamente entre los de Italia y Bélgica. Por tanto, los inversores pueden esperar ingresos por capacidad en línea con otros mercados europeos que ya celebran estas subastas.

​Los ingresos a largo plazo de las baterías se mantienen estables en la última actualización del modelo, pero los ingresos a corto plazo se reducen

La actualización de julio de Modo Energy recorta las previsiones de ingresos a corto plazo para BESS en solitario en España. Para 2028, los ingresos totales caen a 152.000 €/MW/año, un 31% menos que los 219.000 €/MW/año estimados en abril. Dos factores explican este recorte: menores ingresos en el mercado diario y menores ingresos por capacidad de la reserva de restauración de frecuencia automática (aFRR).

En el mercado diario, la nueva previsión espera diferencias de precios más estrechas que en abril, lo que reduce los ingresos por arbitraje. En el lado de aFRR, los precios de capacidad bajan a medida que las carteras renovables y ahora las baterías compiten por el mismo servicio. Hemos visto cómo esta canibalización se ha intensificado durante 2025 y 2026, y la metodología actualizada lo refleja mejor.

​Puedes acceder a las diapositivas del livestream a continuación: