​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% para el cuarto trimestre.

Los proyectos BESS españoles 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 en discusión por parte de la Comisión Europea y quedan detalles clave por definir. Lo más importante es que los coeficientes de devaluación, que determinan cuánta capacidad firme puede ofrecer el BESS, no se han finalizado.

Puntos clave

• España está lanzando un mercado de capacidad para abordar preocupaciones sobre la seguridad del suministro y el almacenamiento en baterías será elegible junto con 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, proporcionando certidumbre de ingresos a largo plazo para la financiación de proyectos.
• Las subastas utilizan precios pay-as-bid en lugar de pay-as-cleared, con la capacidad firme (MW) como producto.
• Los coeficientes de devaluación determinarán cuánta capacidad firme puede realmente ofrecer 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 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 términos de fiabilidad. Para mantener el sistema bajo control, la instalación de nuevos activos BESS y renovables debe acelerarse lo suficiente como para cubrir el vacío dejado por el cierre progresivo 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 expresó preocupación al respecto. En sus informes anuales de Evaluación de Suficiencia de Recursos Europeos (ERAA), llegó a conclusiones similares a las de REE.

​En el 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 abordar estos problemas, el gobierno español 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 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. Esto dará a los proveedores de capacidad visibilidad para planificar el mantenimiento y las operaciones comerciales.

Para el BESS en particular, esto implica asegurar el estado de carga y la disponibilidad de despacho durante estas ventanas. El incumplimiento de estas 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 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 devaluación específico de la tecnología.
• Precios: Pay-as-bid. Recibes lo que ofreces, no un precio de casación.
• Curva de demanda: Construida a partir de proyecciones LOLE y el valor de carga perdida.
• Precio de reserva: Los generadores existentes tendrán un precio máximo confidencial. Las ofertas por encima de este límite serán descartadas.

El sistema pay-as-bid crea una complejidad estratégica. En las subastas pay-as-cleared, los inversores pueden reflejar sus necesidades reales de financiación y obtener mayores ingresos si no son la unidad marginal. En las subastas pay-as-bid, obtener ingresos superiores a las necesidades de financiación requiere ofertar más alto, pero esto aumenta el riesgo de no ser 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 podrán optar a contratos de 1 año.

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

Los coeficientes de devaluación determinarán los ingresos de BESS

El coeficiente de devaluación es quizá el elemento de diseño más importante para los inversores potenciales. Sin embargo, la propuesta de mercado de capacidad dejó casi completamente indefinido el proceso de cálculo de este coeficiente. Aun así, podemos comparar cómo otros países con mercados de capacidad determinan la devaluación para BESS y los valores utilizados en las últimas subastas.

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

Las diferentes metodologías de devaluación y la combinación de generación de cada país resultan en coeficientes de devaluación que varían entre países. Por ejemplo, los coeficientes van desde 0,04 para un BESS de media hora en Irlanda hasta 0,93 para un BESS 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 europeos van de 0,14 a 0,44. Mientras que para uno de 4 horas, los valores oscilan entre 0,28 y 0,67.

¿Qué sigue para los inversores de BESS en España?

La propuesta requiere la aprobación de la Comisión Europea antes de su implementación. Las preguntas clave pendientes incluyen la metodología final de devaluación, las estructuras de penalización por incumplimiento de disponibilidad y el calendario para las primeras subastas.

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