“No deberíamos ser generosos con las baterías por el hecho de serlo. Hay que desarrollar coherentemente el mercado de capacidad y garantizar la seguridad de suministro, pero no ser excesivamente generoso con ninguna tecnología. Hay que mantenerse neutral tecnológicamente”, inició Javier Pamos Serrano, Iberia Product Manager de Aurora Energy Research.
España avanza hacia la puesta en marcha de su mercado de capacidad con el almacenamiento en el centro de las expectativas del sector. Las primeras subastas podrían celebrarse en 2027, pero el diseño final todavía concentra definiciones clave: volumen a contratar, límites de precio, coeficientes de firmeza, cupos tecnológicos y reparto entre instalaciones existentes y nuevos proyectos.
En ese tablero, Aurora Energy Research introduce al sector por medio de Energía Estratégica una advertencia: las baterías podrán competir por esa señal de ingresos, pero el mecanismo no debería nacer como una herramienta para garantizar su rentabilidad.
“El mercado de capacidad no está para que salgan los números de los sistemas BESS. No esperes que solucione el business plan. No lo hará y no está creado para eso”, señala Pamos.
Aurora y las reglas que definirán quién captura valor
Para el sector BESS, el mercado de capacidad aparece como una pieza esperada para dar previsibilidad a los ingresos en un momento de fuerte presión sobre el sistema eléctrico: mayor penetración renovable, volatilidad de precios, necesidad de flexibilidad y una cartera creciente de proyectos con almacenamiento asociado.
“Lo que busca el gobierno es minimizar los costes del mecanismo, sin tener un compromiso a largo plazo, por eso han preferido dar subvenciones al CAPEX hasta ahora en vez de aprobar mecanismos a largo plazo como MACSE en Italia.
Además, España tiene bien cubiertas sus necesidades de seguridad de suministro gracias a su flota de gas, que se espera pueda garantizarla a bajo coste.
Precisamente porque los ciclos combinados proveen esta seguridad de suministro de forma más económica, el espacio disponible para las baterías en el mercado de capacidad se reduce, lo que a su vez disminuye la probabilidad de que este mercado resulte decisivo para el desarrollo de la tecnología de baterías”, plantea Pamos.
El análisis llega en plena etapa de definiciones regulatorias, ya que tras la aprobación europea del mecanismo español, el sector sigue pendiente de la normativa que determinará qué activos podrán capturar valor, bajo qué condiciones y con qué nivel de firmeza reconocida.
Para los BESS, esta última variable será determinante. El coeficiente de firmeza que se asigne a cada tecnología marcará cuánta capacidad podrá acreditar cada activo y, por lo tanto, su competitividad frente a otras soluciones, como ciclos combinados o hidráulica.
Pamos advierte que otros mercados ofrecen aprendizajes útiles, pero también señales de cautela.
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Por ejemplo, en Reino Unido las señales de precio del mercado de capacidad atrajeron una oleada de inversión en baterías, lo que llevó a la saturación de algunos mercados de menor liquidez como el de balance, comprimiendo los ingresos disponibles para la flota agregada.
Mientras que el caso italiano deja una advertencia: si el operador del sistema gestiona BESS dentro del MACSE, los activos que queden fuera podrían competir en desventaja en servicios auxiliares.
Según el especialista, el problema es que el operador del sistema no busca maximizar ingresos, sino controlar la red, lo que puede alterar la competencia para los activos que queden fuera del esquema.
“El operador no tiene incentivo de ganar dinero, tiene incentivo de controlar la red, y esto puede desplazar al resto de competidores fuera del mercado”, agrega.
El desafío local pasa por evitar un diseño que altere las señales del mercado al favorecer artificialmente a una tecnología. Para Aurora, los apoyos vía CAPEX son menos problemáticos porque no comprometen ingresos regulados de largo plazo.
“En España se ha hecho bien, comparado con otros países, en no dar incentivos excesivos a las baterías que puedan distorsionar las señales y necesidades del mercado”. Aunque hemos hecho mal en tardar un poco en reaccionar a la avalancha de proyectos renovables, ni establecer un marco regulatorio claro desde el principio que incentivara el desarrollo del almacenamiento, como por ejemplo claridad sobre los permisos de demanda, y a las consecuencias que eso ha tenido para la operación de red”, reconoce.
El blackout aceleró esa discusión: “Ha servido para decir: la red puede ser inestable si no lo hacemos bien. Desde entonces se han desarrollado un montón de medidas relacionadas con la operación, como control de tensión, rampas de operación y permisos flexibles, que intentan hacer la red más segura”.
Para Pamos, el otro frente está en la bancabilidad. Las baterías requieren estructuras de financiación sólidas, pero los activos flexibles plantean un puzle a las entidades financiadoras, offtakers y, por extensión, al sector en su conjunto: acceso a demanda, permisos flexibles, PPAs existentes, la naturaleza volátil de los ingresos o la canibalización de servicios auxiliares, por citar algunos ejemplos. Encajar todas estas piezas es fundamental para construir una base de ingresos estable.
Además, anticipa que hoy el principal reto está en los contratos y en el despliegue de capital.
“El almacenamiento necesita apoyo financiero de bancos y, como cualquier tecnología emergente en un mercado, tiene nuevos riesgos que hay que entender. La entrada al mercado siempre implica alto retorno, pero también alto riesgo”, explica.
Por eso, los tolling agreements, los hedges y los hybrid PPAs empiezan a ocupar un lugar central.
“Estamos intentando descifrar cuál es la mejor manera de hacerlo. El pain point ahora mismo es conseguir desplegar capital con una visión común acerca de los riesgos y oportunidades de las baterías de forma que todas las partes se sientan seguras y todos los riesgos estén bien definidos”, concluye.