España busca lanzar un mercado de capacidad que podría aportar ingresos significativos a largo plazo para el almacenamiento en baterías. En Gran Bretaña, el mercado de capacidad representó el 10% de los ingresos de BESS en 2025, aumentando al 15% en el cuarto trimestre.

Los proyectos BESS españoles que resulten adjudicados en las subastas principales podrían asegurar contratos de hasta la mitad de la vida útil del activo, proporcionando certidumbre de ingresos para la financiación de los proyectos.

La propuesta aún está en discusión por parte de la Comisión Europea y quedan detalles clave por definir. Lo más importante, los coeficientes de reducción, que determinan cuánta capacidad firme puede ofrecer un BESS, no se han finalizado.

Puntos clave

• España va a lanzar un mercado de capacidad para abordar preocupaciones sobre la seguridad de suministro, y el almacenamiento en baterías será elegible junto con la generación y la respuesta de la demanda.
• Las nuevas inversiones en BESS podrán asegurar contratos de hasta la mitad de la vida útil del activo, proporcionando certidumbre de ingresos a largo plazo para la financiación.
• Las subastas utilizarán precios pay-as-bid en lugar de pay-as-cleared, con la capacidad firme (MW) como producto.
• Los coeficientes de reducción determinarán cuánta capacidad firme puede ofrecer realmente cada tecnología. En países europeos, los valores varían de 0,14 a 0,44 para un BESS de 2 horas y de 0,28 a 0,67 para uno de 4 horas.

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Se espera que España no cumpla sus objetivos de fiabilidad

España camina sobre la cuerda floja en términos de fiabilidad. Para mantener el sistema bajo control, la instalación de nuevos BESS y activos renovables debe acelerarse lo suficiente para cubrir el hueco que deja la retirada progresiva de las centrales nucleares y de gas.

Red Eléctrica (REE), el operador del sistema español, ha advertido sobre riesgos de fiabilidad en los últimos años. En sus informes de evaluación de fiabilidad de 2023 y 2025, España no logró mantenerse por debajo de su objetivo de fiabilidad de 1,5 horas de pérdida de carga esperada, alcanzando 2,34 y 2,41 horas respectivamente.

ENTSO-E, la asociación de operadores europeos, también ha mostrado preocupación al respecto. En sus informes anuales de Evaluación Europea de Suficiencia de Recursos (ERAA), llegó a conclusiones similares a las de REE.

En la ERAA 2025, el sistema español superó el objetivo de fiabilidad en todos los años analizados. Incluso el valor más bajo, 6,37 horas en 2033, superó el objetivo español por más de 4 veces. Por otro lado, el valor más alto, 18,61 en 2035, fue más de 13 veces superior al objetivo.

Para hacer frente a estos problemas, el Gobierno de España anunció en diciembre de 2024 que implementaría un mercado de capacidad. Este nuevo mercado atraerá nueva generación, almacenamiento y activos de respuesta de demanda para aportar capacidad firme. Era una noticia muy esperada por los inversores, tras la fallida propuesta de 2021.

¿Cuándo deben estar disponibles los proveedores de capacidad?

Los proveedores de capacidad deben estar disponibles durante las "horas de estrés", que son los periodos en los que REE identifica un riesgo para la fiabilidad. Estas horas de estrés estarán limitadas al 10% de las horas anuales y se publicarán antes del inicio de cada año de entrega. Esto dará visibilidad a los proveedores de capacidad para planificar el mantenimiento y las operaciones comerciales.

En el caso específico de los BESS, esto implica asegurar el estado de carga y la disponibilidad de despacho durante estas ventanas. Si no se cumplen estas obligaciones de disponibilidad, se aplicarán penalizaciones, que se detallarán en el futuro procedimiento operativo.

¿Cómo funcionarán las subastas del mercado de capacidad?

El mercado de capacidad utilizará subastas competitivas para adquirir capacidad firme de generación, almacenamiento y respuesta de demanda. La propuesta introduce tres tipos de subasta: principal, de ajuste y transitoria, cada una con diferentes plazos y objetivos.

Todas las subastas comparten estas características:

• Producto: Capacidad firme, calculada como la capacidad instalada de un activo multiplicada por un coeficiente de reducción específico de la tecnología.
• Precio: Pay-as-bid. Recibes lo que ofreces, no un precio de clearing.
• Curva de demanda: Construida a partir de proyecciones LOLE y el valor de carga no suministrada.
• Precio de reserva: Los generadores existentes tendrán un precio máximo confidencial. Las ofertas por encima de ese precio se descartarán.

El sistema pay-as-bid genera una complejidad estratégica. En subastas pay-as-cleared, los inversores pueden reflejar sus necesidades reales de financiación y recibir mayores ingresos si no son la unidad marginal. En las subastas pay-as-bid, para obtener ingresos superiores a las necesidades de financiación, hay que pujar más alto, pero esto aumenta el riesgo de no resultar adjudicado.

Los nuevos generadores que resulten adjudicados podrán obtener contratos de hasta la mitad de la vida útil de los activos, hasta 15 años. Los activos existentes solo podrán optar a contratos de 1 año.

Cualquier activo adjudicado en la subasta podrá negociar su capacidad firme, junto con sus obligaciones y posibles ingresos asociados, a otro activo en un mercado secundario posterior a la subasta.

Los coeficientes de reducción determinarán los ingresos de los BESS

El coeficiente de reducción es quizás el elemento de diseño más importante para los posibles inversores. Sin embargo, la propuesta del mercado de capacidad dejó el proceso de cálculo de este coeficiente prácticamente sin definir. Aun así, podemos comparar cómo otros países con mercados de capacidad determinan la reducción para BESS y los valores utilizados en las últimas subastas.

Los países analizados calculan los coeficientes de reducción de BESS considerando el impacto marginal de estos activos en la fiabilidad del sistema, o cómo generan cuando el sistema más los necesita. Por el contrario, tanto Gran Bretaña como Irlanda aumentan estos coeficientes marginales considerando el impacto de toda la flota de BESS.

Las diferentes metodologías de reducción y la combinación de generación de cada país dan lugar a coeficientes de reducción que varían entre países. Por ejemplo, los coeficientes de reducción van desde 0,04 para un BESS de media hora en Irlanda hasta 0,93 para uno de 8 horas en Gran Bretaña. Las estimaciones iniciales de REE oscilan entre 0,27 y 0,70, en línea con otros mercados europeos.

Para un BESS de 2 horas, los coeficientes de reducción europeos varían entre 0,14 y 0,44. Para uno de 4 horas, los valores van de 0,28 a 0,67.

¿Qué sigue para los inversores en BESS en España?

La propuesta requiere la aprobación de la Comisión Europea antes de su implementación. Las cuestiones clave pendientes incluyen la metodología final de reducción, la estructura de penalizaciones por fallos de disponibilidad y el calendario para las primeras subastas.

Los inversores deben seguir de cerca las decisiones de REE sobre los coeficientes de reducción. La diferencia entre un coeficiente de 0,27 y 0,70 más que duplica la capacidad firme que un proyecto BESS puede ofrecer, impactando directamente los ingresos de los contratos.