AleaSoft Energy Forecasting, 5 de junio de 2026. El visto bueno de la Comisión Europea al mercado de capacidad en España introduce una nueva señal para el almacenamiento de energía, en un contexto en el que las baterías ganan protagonismo para aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico. Para los proyectos BESS, tanto stand‑alone como hibridados con renovables, este mecanismo abre nuevas posibilidades, pero no elimina la necesidad de un análisis financiero prudente y de largo plazo.
El mercado de capacidad en España puede convertirse en una fuente relevante de ingresos estables para las baterías, pero la financiación de los proyectos seguirá dependiendo de una modelización rigurosa de los ingresos merchant, los riesgos de mercado, las obligaciones de disponibilidad y la capacidad del proyecto para cubrir el servicio de la deuda a largo plazo.
España ya cuenta con la aprobación europea para la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular. El mecanismo prevé que la prestación del servicio de capacidad se adjudique mediante subastas competitivas de potencia firme, remuneradas en euros por MW y año, con el objetivo de reforzar la seguridad de suministro y facilitar la integración de energías renovables mediante tecnologías firmes y flexibles, entre ellas el almacenamiento de energía.
Para los proyectos de baterías, tanto stand‑alone como hibridados con fotovoltaica, este mecanismo puede representar un cambio importante. Hasta ahora, la bancabilidad de muchos BESS se ha apoyado principalmente en ingresos merchant: arbitraje en el mercado diario e intradiario, mercados de ajuste, servicios de balance, optimización de ciclos y captura de volatilidad. La llegada de los pagos por capacidad añadiría una fuente de ingresos más previsible, vinculada a la disponibilidad de potencia firme en momentos críticos del sistema.
Sin embargo, conviene evitar una lectura simplista. El mercado de capacidad no sustituirá al análisis integral de ingresos, ni convertirá automáticamente cualquier proyecto BESS en financiable. Aunque el mecanismo ya cuenta con la aprobación europea, todavía quedan por concretar elementos clave como los coeficientes de derating o firmeza, las obligaciones de disponibilidad, las penalizaciones por incumplimiento, las garantías exigidas, la duración de los contratos, los requisitos técnicos, la compatibilidad con otros ingresos y los precios resultantes de las subastas.
Además, las baterías no competirán solas. En las subastas podrán participar distintas tecnologías capaces de aportar firmeza o flexibilidad al sistema, incluyendo generación gestionable, almacenamiento y respuesta de la demanda. Por tanto, el valor capturado por los BESS dependerá no solo de su capacidad técnica, sino también del diseño final del mecanismo, de la presión competitiva y del volumen de capacidad adjudicada.
La señal es clara: promotores, fondos, bancos y utilities deben empezar a incorporar el mercado de capacidad en sus análisis estratégicos, pero con prudencia. No como un ingreso garantizado sin riesgo, sino como un escenario adicional que debe integrarse en modelos financieros robustos, con sensibilidades y supuestos transparentes.
La clave de la bancabilidad seguirá estando en la calidad de las previsiones. Para valorar correctamente una batería no basta con asumir un pago fijo por MW/año. Es necesario simular, hora a hora y a largo plazo, la evolución de los precios de los mercados eléctricos, los spreads diarios e intradiarios, la volatilidad, la penetración renovable, los vertidos, la canibalización solar, la saturación futura de almacenamiento, los ciclos de carga y descarga, la degradación, la eficiencia, las restricciones operativas y la participación en mercados de ajuste.
En este punto, el DSCR, o ratio de cobertura del servicio de la deuda, se convierte en una métrica central. Los financiadores no mirarán únicamente los ingresos esperados, sino la capacidad real del proyecto para cubrir el servicio de la deuda en escenarios conservadores y con la mayor proporción posible de ingresos previsibles o contratados, entre ellos los pagos por capacidad. Un pago por capacidad puede mejorar el perfil de riesgo, pero si los ingresos merchant están mal estimados, si se sobrevaloran los spreads futuros o si no se considera la entrada masiva de nuevas baterías, el proyecto puede presentar una rentabilidad aparente que después no se materialice.
También será importante analizar la posible canibalización del propio mercado de capacidad. Si el desarrollo de almacenamiento se acelera de forma significativa, la competencia en las subastas puede reducir los precios adjudicados y limitar el impacto positivo de este ingreso en la financiación de nuevos proyectos.
El mercado español necesita almacenamiento, y las baterías necesitan señales de largo plazo. Las subastas de capacidad pueden ayudar a cerrar ese círculo. Pero la verdadera bancabilidad no vendrá solo de una nueva línea de ingresos regulados o semirregulados, sino de una visión completa del mercado eléctrico futuro.
Para los BESS stand‑alone y para la hibridación con fotovoltaica, la conclusión es evidente: el mercado de capacidad debe empezar a formar parte de los análisis de inversión, pero siempre acompañado de previsiones horarias de largo plazo, escenarios probabilísticos y una modelización rigurosa de ingresos, riesgos, degradación, disponibilidad y DSCR.
El mercado de capacidad abre una nueva oportunidad para los BESS. La prudencia técnica y financiera seguirá siendo clave para convertirla en proyectos realmente bancables.
Análisis de AleaSoft Energy Forecasting para el almacenamiento en baterías y la hibridación con renovables
Para convertir esta oportunidad en proyectos bancables, resulta clave calcular los ingresos esperados, dimensionar el almacenamiento de forma eficiente y definir estrategias de operación que maximicen la TIR y reduzcan los riesgos. Desde AleaStorage, división de AleaSoft Energy Forecasting, estos análisis se realizan para proyectos stand‑alone y sistemas híbridos con energías renovables mediante simulaciones de precios horarios futuros, escenarios probabilísticos, algoritmos de optimización y una visión integral de las oportunidades de mercado, incluida la posible participación en subastas de capacidad.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
