El arbitraje y el mercado de capacidad marcarán los ingresos futuros de las baterías en España

Los servicios de ajuste, una oportunidad concentrada y limitada

El análisis de S&P Global Energy presentado en el webinar muestra que los ingresos de las baterías por servicios auxiliares están muy concentrados: alrededor del 10% de los días puede generar el 60% de los ingresos anuales. Esa concentración refleja el atractivo actual de estos mercados, pero también su fragilidad.

Esa rentabilidad puede reducirse rápidamente conforme aumente la capacidad de almacenamiento que compite por unos servicios de dimensión limitada. Por eso, las previsiones fiables sobre la evolución de estos servicios son esenciales para dimensionar correctamente un proyecto y para no sobreestimar unos ingresos que, por su naturaleza, tenderán a normalizarse a medida que el mercado madure.

La situación actual del mercado español, con spreads de hasta 300 €/MWh entre el precio máximo y el mínimo diario, ofrece oportunidades especialmente elevadas para las primeras baterías. Pero esa ventana se cerrará progresivamente, y el sector ya mira al arbitraje como la base de ingresos sostenible a largo plazo.

El arbitraje, pilar de ingresos a largo plazo

Las previsiones de AleaSoft apuntan en la misma dirección: a largo plazo, el arbitraje de energía, tanto en el mercado diario como en los intradiarios, será uno de los pilares de los ingresos de las baterías. Los spreads horarios tenderán a moderarse a medida que entren más sistemas de almacenamiento y aumente la flexibilidad de la demanda.

No obstante, las simulaciones de AleaSoft muestran que seguirán existiendo oportunidades de arbitraje para un volumen importante de baterías, especialmente en los mercados con mayor penetración de renovables y mayor volatilidad de precios. Ese es el caso de España, donde la creciente participación de renovables en el mix hace que los precios negativos o muy bajos convivan con horas de alta demanda.

El arbitraje, sin embargo, no puede modelizarse con la misma facilidad que la producción de una planta fotovoltaica. Depende de la operación del activo, de los spreads horarios, de los mercados en los que participa y de la estrategia de optimización utilizada. Esa complejidad es, precisamente, uno de los principales obstáculos para la financiación de las baterías, como se destacó en la mesa de análisis.

El mercado de capacidad, una vía de ingresos contratados

El nuevo mercado de capacidad, creado por la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, publicada en el BOE el 17 de septiembre, añade una fuente de ingresos contratados a los procedentes del arbitraje y de los servicios de ajuste. Se trata de un mecanismo centralizado que se articulará mediante subastas competitivas para contratar potencia firme, con participación de instalaciones de generación, de almacenamiento y de demanda.

El esquema contempla tres tipos de subastas: principal, de ajuste anual y transitoria, adjudicadas bajo un sistema pay-as-bid. En las subastas principales, para las nuevas inversiones en generación y almacenamiento, el periodo de prestación del servicio se definirá por tecnología y podrá alcanzar un máximo de quince años. Para la nueva demanda, el plazo será de entre uno y diez años, y de un año para las instalaciones existentes.

Además, se contempla un mercado secundario que permitirá ceder o traspasar los derechos y obligaciones adjudicados, lo que dotará de mayor liquidez y flexibilidad al mecanismo a lo largo de la vida del proyecto. Ese mercado secundario es especialmente relevante para los inversores que quieran ajustar su exposición al riesgo a lo largo del tiempo.

La bancabilidad, el verdadero valor añadido

Aunque su aportación económica no tiene por qué convertirse en la principal fuente de ingresos de una batería, el mercado de capacidad puede ser especialmente relevante para la financiación, al aportar mayor visibilidad sobre una parte de los flujos de caja futuros. Esa visibilidad es clave para la bancabilidad de los proyectos.

Los bancos han mantenido hasta ahora una posición prudente ante las baterías, entre otras razones por la dificultad para cuantificar sus flujos de caja a largo plazo. A diferencia de una planta fotovoltaica, cuyos ingresos pueden modelizarse de forma relativamente directa, los de una batería dependen de la operación, los spreads, los mercados y la estrategia.

Los ingresos contratados mediante el mercado de capacidad o mediante estructuras privadas como los tolling agreements pueden contribuir a reducir esa incertidumbre. Cuanto mayor sea la proporción de ingresos previsibles en la estructura de un proyecto, más sencillo resultará cerrar su financiación en condiciones competitivas, lo que a su vez acelerará el despliegue de nueva capacidad de almacenamiento en España.

En este contexto, la combinación de fuentes de ingresos —arbitraje, servicios de ajuste y mercado de capacidad— y la disponibilidad de previsiones robustas y simulaciones detalladas de la operación del activo serán fundamentales para evaluar la rentabilidad y la capacidad de hacer frente a la financiación. AleaStorage, la división de AleaSoft especializada en almacenamiento, ofrece herramientas de análisis estratégico para estimar ingresos de baterías en mercados de energía y servicios de ajuste, evaluar ingresos en mercados de capacidad, analizar hibridación con renovables y simular estrategias de operación y arbitraje.