El almacenamiento en baterías se financia con tres modelos distintos en España, Italia y Alemania
El almacenamiento con baterías avanza en Europa, pero la financiación de los proyectos difiere de forma notable entre los tres grandes mercados. Italia ha comenzado a adjudicar contratos a 15 años, Alemania combina ingresos merchant con un mecanismo de capacidad aprobado por Bruselas y España acaba de crear su mercado de capacidad, con parámetros clave todavía pendientes. Un análisis de AleaSoft Energy Forecasting detalla las diferencias y su impacto en la rentabilidad y la bancabilidad de los proyectos BESS.
Italia: contratos a largo plazo y subastas con alta competencia
Italia es el mercado europeo que más ha avanzado en la contratación de capacidad de almacenamiento a largo plazo. El mecanismo MACSE, gestionado por Terna, adjudica mediante subastas contratos que remuneran la disponibilidad de capacidad durante 15 años. En la primera subasta, celebrada en septiembre de 2025, se adjudicaron 10 GWh con entrada en operación prevista para 2028, a un precio medio ponderado de 12.959 €/MWh al año, muy por debajo del máximo de 37.000 €/MWh anuales.
La demanda fue superada en más de cuatro veces por la oferta, lo que refleja el interés de los inversores. La segunda subasta está programada para el 24 de noviembre de 2026, con entrega en 2029 y una necesidad de almacenamiento de referencia de 16 GWh, ajustable según la capacidad adicional disponible. En septiembre de 2026, el regulador ARERA fijó un precio máximo de 27.000 €/MWh al año, inferior al de la primera convocatoria.
El MACSE reduce la exposición a la volatilidad de los mercados eléctricos, pero no elimina los riesgos ligados a los costes de inversión, la ejecución de los proyectos, las obligaciones contractuales y la operación de las baterías. Los ingresos contractuales no pueden sumarse sin restricciones a las oportunidades merchant de esa misma capacidad, un matiz que los inversores deben considerar al modelizar flujos de caja.
Alemania: arbitraje, balance y un mecanismo de capacidad aprobado por Bruselas
En Alemania, los proyectos de baterías se han apoyado tradicionalmente en el arbitraje de precios y en los mercados de balance. Estas fuentes de ingresos exponen a los proyectos a la evolución de los precios y a la competencia de nuevas instalaciones. El 2 de septiembre de 2026, la Comisión Europea aprobó un mecanismo de capacidad alemán con un coste estimado de entre 15.600 y 35.200 millones de euros, destinado a garantizar la seguridad de suministro a partir de 2031.
El mecanismo contempla contratos de hasta 15 años y permite la participación de generación, almacenamiento y gestión de la demanda, tanto para instalaciones existentes como para nuevas inversiones. En 2026 están previstas dos subastas para nueva capacidad con un volumen de 4,5 GW de potencia reducida cada una. La primera cerró el plazo de ofertas el 8 de septiembre y la Bundesnetzagentur prevé anunciar las adjudicaciones antes del 3 de noviembre. La segunda se anunciará el 10 de noviembre. Las subastas de 2027 y 2029 estarán abiertas a todas las tecnologías, incluido el almacenamiento, y a capacidad existente y nueva.
Alemania también prepara un mecanismo estructural de capacidad para 2032, independiente del aprobado en septiembre. La Bundesnetzagentur revisa además el sistema de peajes eléctricos, con propuestas específicas para el almacenamiento, lo que influirá en la rentabilidad futura de los proyectos.
España: nuevo mercado de capacidad con coeficientes de firmeza pendientes
España se encuentra en una fase distinta. Las oportunidades de ingresos se apoyan en el arbitraje y los servicios de ajuste, mientras avanza la puesta en marcha del mercado de capacidad creado por la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre. El mecanismo permitirá participar a instalaciones de generación, almacenimiento y demanda mediante subastas competitivas, con remuneración vinculada a la potencia firme que cada instalación pueda aportar.
En el caso de las baterías, la potencia firme dependerá de la potencia instalada y de los coeficientes de firmeza que se establezcan para cada tecnología, todavía pendientes de definir. En las instalaciones híbridas, la potencia firme se calculará por módulos y su suma no podrá superar la capacidad de acceso concedida. El período de prestación del servicio para nuevas inversiones podrá alcanzar un máximo de 15 años.
La contribución real de este mecanismo a la financiación de proyectos dependerá del volumen adjudicado, los precios de las subastas, los coeficientes de firmeza y las obligaciones de disponibilidad. Mientras esos parámetros se concretan, los ingresos de los mercados de energía y servicios de ajuste siguen siendo fundamentales para las decisiones de inversión.
Diferenciales horarios: Alemania lidera, España crece más
Entre el 1 de enero y el 28 de octubre de 2026, el diferencial medio diario entre el precio horario máximo y el mínimo fue de 158,13 €/MWh en el mercado alemán, 133,98 €/MWh en el español y 96,86 €/MWh en el italiano. En el mismo período de 2025 fueron de 134,92 €/MWh, 103,40 €/MWh y 76,68 €/MWh, respectivamente. España registró el mayor crecimiento porcentual interanual, del 30%, seguida de Italia (26%) y Alemania (17%).
Sin embargo, un diferencial horario superior no implica necesariamente una mayor rentabilidad. Los ingresos reales dependen de la duración, eficiencia, degradación, estrategia de operación y restricciones técnicas de cada batería, así como de la posibilidad de participar en distintos mercados, las condiciones de conexión y los ingresos contratados.
La entrada de nuevas baterías modifica los perfiles horarios de precios, al aumentar la demanda en horas de carga y la oferta en horas de descarga, lo que puede erosionar progresivamente las oportunidades de arbitraje. Los diferenciales históricos no pueden extrapolarse a largo plazo.
La bancabilidad no depende solo del mecanismo de capacidad
Una misma batería puede presentar resultados económicos muy diferentes según el mercado en el que opere. En Italia, un proyecto del MACSE puede apoyarse en una remuneración contractual a largo plazo. En Alemania, un proyecto merchant debe acreditar la solidez de sus ingresos de arbitraje y balance. En España, los promotores deben evaluar los ingresos de mercado y el potencial de la remuneración por potencia firme.
Existen alternativas contractuales, como los acuerdos de tolling, que pueden reducir la exposición a la volatilidad. No obstante, cada estructura de financiación distribuye de forma diferente los riesgos entre propietarios, operadores y compradores. Para bancos e inversores, la existencia de un mecanismo de capacidad no garantiza por sí sola la bancabilidad de un proyecto: es necesario evaluar los flujos de caja esperados, las obligaciones contractuales, los riesgos regulatorios y la capacidad de atender el servicio de la deuda en escenarios adversos.
El crecimiento del almacenamiento en Europa presenta oportunidades, pero no existe un modelo económico único. La evolución de los precios horarios, la generación renovable, la demanda, las interconexiones, los servicios de ajuste y los mecanismos de capacidad determinarán los ingresos de las baterías. La valoración de proyectos exige previsiones de precios a largo plazo con granularidad horaria y escenarios coherentes con la evolución esperada de cada sistema.
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