Almacenamiento en España: el arbitraje será clave ante el nuevo mercado de capacidad
El almacenamiento con baterías busca nuevas fuentes de ingresos en España
El crecimiento acelerado de la capacidad de almacenamiento energético en España está obligando al sector a replantear cómo generarán ingresos las baterías a medio y largo plazo. Así lo pusieron de manifiesto los expertos que participaron en el webinar mensual número 69 de AleaSoft Energy Forecasting, celebrado el pasado 17 de septiembre, centrado en la evolución de los mercados energéticos europeos y las perspectivas del almacenamiento y el autoconsumo.
En la sesión intervinieron Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, y Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft, junto con Francisco Valverde, profesional independiente especializado en desarrollo de renovables, y Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft, como moderador. El debate abordó un escenario que preocupa a promotores e inversores: la progresiva saturación de los mercados que hoy ofrecen mayor rentabilidad a las baterías.
Servicios de ajuste: alta rentabilidad pero con techo limitado
Según los datos presentados por S&P Global Energy, los ingresos procedentes de los servicios auxiliares del sistema eléctrico están hoy muy concentrados en el tiempo: aproximadamente el 10% de los días del año puede llegar a representar el 60% de los ingresos anuales de una batería. Esta concentración explica el atractivo actual de estos mercados para los primeros proyectos de almacenamiento en entrar en operación, pero también anticipa un riesgo evidente.
A medida que se instale más capacidad de almacenamiento energético compitiendo por un volumen de servicios de ajuste que no crece al mismo ritmo, los ingresos por MW instalado tenderán a diluirse. Los ponentes coincidieron en que este fenómeno obliga a los desarrolladores a disponer de previsiones fiables y estrategias de operación sólidas, evitando dimensionar los proyectos sobre la base de unos ingresos que, por su propia naturaleza, tienden a normalizarse conforme el mercado madura.
Los 'spreads' de precios, en niveles elevados durante 2026
Un factor que sigue favoreciendo al almacenamiento es la volatilidad de los precios eléctricos. Las diferencias entre el precio máximo y el mínimo de la electricidad a lo largo del día pueden alcanzar los 300 €/MWh en determinadas jornadas de 2026, unos niveles que abren una ventana de oportunidad significativa para el arbitraje de energía.
El arbitraje de energía, pilar de ingresos a largo plazo
Las previsiones de AleaSoft apuntan a que, con el tiempo, el arbitraje de energía —tanto en el mercado diario como en los mercados intradiarios— se convertirá en uno de los principales pilares de ingresos de las baterías, tomando el relevo de unos servicios de ajuste cada vez más repartidos entre más activos.
Los spreads horarios de precios tenderán a moderarse a medida que aumente el parque de almacenamiento instalado y crezca la flexibilidad de la demanda. Aun así, las simulaciones de AleaSoft indican que seguirán existiendo oportunidades relevantes de arbitraje para un volumen importante de baterías, especialmente en los mercados con mayor penetración de renovables y mayor volatilidad de precios, como es el caso español.
Nuevo mercado de capacidad: una fuente de ingresos contratados
El propio 17 de septiembre, coincidiendo con la celebración del webinar, se publicó en el BOE la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. Se trata de un mecanismo centralizado articulado mediante subastas competitivas para contratar potencia firme, en el que pueden participar instalaciones de generación, de almacenamiento y de demanda.
El esquema contempla tres tipos de subastas —principal, de ajuste anual y transitoria—, todas ellas adjudicadas bajo un sistema pay-as-bid. En las subastas principales, dirigidas a nuevas inversiones en generación y almacenamiento, el periodo de prestación del servicio se definirá por tecnología y podrá alcanzar un máximo de quince años, frente a un plazo de entre uno y diez años para la nueva demanda y de un año para las instalaciones ya existentes.
Para las baterías, este mercado de capacidad supone una nueva fuente potencial de ingresos contratados que se suma a las procedentes del arbitraje y de los servicios de ajuste. Además, se prevé un mercado secundario que permitirá ceder o traspasar los derechos y obligaciones adjudicados en las subastas, lo que debería aportar mayor liquidez y flexibilidad al mecanismo durante toda la vida útil de los proyectos.
La bancabilidad, el verdadero valor añadido para los proyectos BESS
Aunque su aportación económica directa no tiene por qué convertirse en la principal fuente de ingresos de un sistema de almacenamiento con baterías (BESS), los expertos coincidieron en que el mercado de capacidad puede resultar especialmente relevante para la financiación de los proyectos. Disponer de un ingreso contratado y previsible a largo plazo facilita la bancabilidad de las inversiones, un aspecto crítico en un sector donde los flujos de caja dependían hasta ahora casi exclusivamente de mercados más volátiles como el arbitraje o los servicios de ajuste.
En definitiva, el sector del almacenamiento en España se encamina hacia un modelo de ingresos más diversificado, en el que el arbitraje energético ganará peso estructural mientras el nuevo mercado de capacidad aporta la estabilidad necesaria para atraer financiación a gran escala.