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.

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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 proyectos.

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

Puntos clave

• España lanza un mercado de capacidad para abordar preocupaciones sobre la seguridad de suministro, y el almacenamiento en baterías es elegible junto a la generación y la respuesta de la demanda.
• Las nuevas inversiones en BESS pueden asegurar contratos de hasta la mitad de la vida útil del activo, brindando certidumbre de ingresos a largo plazo para la financiación de proyectos.
• Las subastas utilizan un sistema de 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 van de 0,14 a 0,44 para un BESS de 2 horas y de 0,28 a 0,67 para un BESS de 4 horas.

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Se espera que España no cumpla sus objetivos de fiabilidad

España camina por la cuerda floja en cuanto a fiabilidad. Para mantener el sistema bajo control, la instalación de nuevos BESS y activos renovables debe acelerarse lo suficiente para cubrir el hueco dejado por el progresivo cierre de las centrales nucleares y de gas.

Red Eléctrica (REE), el operador del sistema español, lleva advirtiendo 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 esperada de carga, alcanzando 2,34 y 2,41 horas respectivamente.

ENTSO-E, la asociación de operadores europeos de sistemas, también expresó su 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 en más de 4 veces. Por otro lado, el valor más alto, 18,61 en 2035, fue más de 13 veces superior al objetivo.

Para abordar estos problemas, el gobierno español anunció en diciembre de 2024 que implementaría un mercado de capacidad. Este nuevo mercado atraerá nuevos activos de generación, almacenamiento y respuesta de la 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 periodos en los que REE identifica un riesgo de fiabilidad. Estas horas de estrés se limitarán al 10% de las horas anuales y se publicarán antes del inicio de cada año de entrega. Así, los proveedores de capacidad tendrán visibilidad para planificar el mantenimiento y las operaciones comerciales.

Para los BESS en particular, esto significa asegurar el estado de carga y la disponibilidad de despacho durante estas ventanas. El incumplimiento de las obligaciones de disponibilidad conllevará 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 la 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 liquidación.
• Curva de demanda: Construida a partir de proyecciones de LOLE y el valor de la energía no suministrada.
• Precio de reserva: Los generadores existentes tendrán un precio máximo confidencial. Las ofertas por encima de ese límite serán descartadas.

El sistema de precios pay-as-bid genera complejidad estratégica. En las 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, lograr ingresos superiores a las necesidades de financiación requiere ofertar más alto. Sin embargo, esto aumenta el riesgo de no resultar adjudicado.

Los nuevos generadores adjudicados en la subasta podrán obtener contratos de hasta la mitad de la vida útil de los activos, hasta 15 años. Los activos existentes solo serán elegibles para contratos de 1 año.

Cualquier activo adjudicado en la subasta podrá negociar su capacidad firme, junto con sus obligaciones y posibles ingresos, 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 potenciales inversores. No obstante, la propuesta del mercado de capacidad dejó el proceso de cálculo de este coeficiente prácticamente sin definir. Sin embargo, podemos comparar cómo otros países con mercados de capacidad determinan los coeficientes para BESS y los valores utilizados en las últimas subastas.

Los países analizados calculan los coeficientes de reducción del BESS considerando el impacto marginal de estos activos en la fiabilidad del sistema, o cómo generan cuando el sistema más lo necesita. En cambio, tanto Gran Bretaña como Irlanda amplían 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 resultan en coeficientes de reducción que varían entre países. Por ejemplo, los coeficientes van de 0,04 para un BESS de media hora en Irlanda a 0,93 para un BESS de 8 horas en Gran Bretaña. Las estimaciones iniciales de REE van de 0,27 a 0,70, en línea con otros mercados europeos.

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

¿Qué sigue para los inversores en BESS en España?

La propuesta requiere la aprobación de la Comisión Europea antes de su implementación. Entre las cuestiones pendientes clave se encuentran la metodología final de reducción, la estructura de penalizaciones por incumplimientos de disponibilidad y el calendario de 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 uno de 0,70 más que duplica la capacidad firme que puede ofrecer un proyecto BESS, impactando directamente en los ingresos de los contratos.