España lidera los ingresos de baterías en Europa, pero la falta de contratos frena su financiación

Ingresos récord en España con alta dependencia de los servicios de ajuste

España se presenta como un mercado paradójico para el almacenamiento: los ingresos potenciales son los más altos de Europa, pero la financiación de proyectos no termina de despegar. La simulación de S&P Global Energy, que modeliza una operación óptima, otorga a una batería de cuatro horas en España unos ingresos cercanos a 700.000 dólares por MW en 2025, una cifra muy superior a los menos de 200.000 dólares que se obtendrían en Gran Bretaña.

La mayor parte de estos ingresos proviene de los servicios de ajuste, un mercado de tamaño limitado en el que, según Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, alrededor del 10% de los días aporta el 60% de los ingresos anuales. Esta concentración supone un riesgo para los proyectos: la incorporación de nuevas baterías aumentará la competencia y podría reducir significativamente los ingresos obtenidos en estos mercados.

La escasa visibilidad de ingresos a largo plazo es el principal obstáculo. Mientras el mercado de capacidad no esté operativo, los proyectos stand-alone dependen del arbitraje de energía y de los servicios de ajuste, sin la prioridad de despacho de los proyectos híbridos. Durante la mesa de análisis del webinar organizado por AleaSoft se señaló que algunos bancos españoles ya financian baterías en países con contratos y pagos por capacidad, mientras que en España muchas utilities instalan baterías en sus plantas fotovoltaicas con recursos propios.

Europa acelera: más de 30 GW en 2026 y predominio de los ingresos contratados

Europa instalará en 2026 más de 30 GW de baterías, casi el doble que el año anterior, según las estimaciones de S&P Global Energy presentadas en el webinar número 69 de AleaSoft, celebrado el 17 de septiembre. Las instalaciones anuales se duplicarán impulsadas por la volatilidad de precios y por la presión sobre los ingresos de la fotovoltaica, pero el ritmo de cada país depende de cómo se remunera el almacenamiento.

Los mercados con ingresos contratados atraen financiación con mayor facilidad. En Bulgaria, más del 90% de la capacidad instalada prevista entre 2025 y 2030 procederá de subastas, licitaciones o programas públicos; en Polonia ronda el 85% y en Italia y Francia supera el 70%. En el extremo opuesto, Bélgica y Reino Unido se sitúan por debajo del 50%, y Alemania, con menos del 20%, es el mercado europeo con mayor peso merchant.

Italia celebró en septiembre de 2025 la primera subasta MACSE, con 10 GWh de almacenamiento adjudicado con contratos de 15 años. Polonia ha firmado contratos de hasta 17 años en su mercado de capacidad. Bulgaria, con subvenciones de hasta el 50% de la inversión financiadas con fondos europeos, será en 2026 el quinto mercado mundial por nueva capacidad de baterías. Alemania, que hasta septiembre de 2026 no ha obtenido la aprobación de la Comisión Europea para su mercado de capacidad, ha desarrollado los tolling agreements, contratos en los que un optimizador paga una cantidad fija por el derecho a operar la batería durante cinco a diez años.

La contratación privada avanza con fuerza. La capacidad de baterías con contratos firmados, en su mayoría acuerdos de optimización y tolling, casi se cuadruplicó en 2025 respecto a 2024 y en los ocho primeros meses de 2026 ya se sitúa en niveles similares a los de los PPA. Reino Unido concentra el 33% de la capacidad contratada en Europa, Polonia el 17% y Alemania el 15%. España representa el 7%.

El mercado de capacidad y la hibridación: las vías para reducir el riesgo en España

El 17 de septiembre, el BOE publicó la Orden TED/966/2026, que crea el mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español, con un presupuesto que la Comisión Europea estimó en unos 9.000 millones de euros en diez años. Las nuevas instalaciones de almacenamiento podrán obtener contratos de hasta 15 años. S&P Global Energy considera este mecanismo como el factor con mayor influencia sobre la bancabilidad de los proyectos españoles, aunque los detalles pendientes, como los coeficientes de firmeza o el calendario de subastas, decidirán si la remuneración la capturan las baterías o las centrales de gas existentes.

Mientras tanto, la hibridación con fotovoltaica se presenta como la opción con un valor más claro a corto plazo, gracias a la prioridad de despacho y a la reducción de vertidos. Los tolling agreements empiezan a firmarse también en España y pueden proporcionar una mayor previsibilidad de ingresos y facilitar el acceso a la financiación. España registró en julio y agosto spreads intradiarios cercanos a 200 €/MWh de media, pero todavía carece de la visibilidad de ingresos que exigen los financiadores.

Josefin Berg advirtió de que las decisiones que se tomen este año condicionarán el mercado durante los próximos 10 o 20 años. S&P Global Energy sitúa el máximo de instalaciones front-of-the-meter en 2027 y 2028, y el ritmo posterior se verá influenciado por la visibilidad de ingresos que aporte el mercado de capacidad al mejorar la bancabilidad.

Para AleaSoft, el debate no consiste en elegir entre ingresos contratados y merchant. Un proyecto financiable combinará una parte de ingresos contratados, mediante el mercado de capacidad o acuerdos con optimizadores, con una parte merchant cuantificada con escenarios probabilísticos. Esa parte merchant exige simular hora a hora los precios, los spreads, la saturación de los servicios de ajuste y la entrada de nueva capacidad durante toda la vida útil del activo. S&P Global Energy prevé que la relación entre capacidad de almacenamiento y demanda punta pase de menos del 20% en 2025 a más del 50% en la mayoría de los mercados europeos en 2035.