Bruselas autorizó el pasado 29 de mayo el mercado de capacidad, valorado en hasta 9.000 millones de euros durante diez años, y España ya ha cumplido con la orden ministerial y el procedimiento de operación que permitirán ponerlo en marcha.
¿Y qué implica esto específicamente para el bombeo? Magtel advierte que la puesta en marcha del mercado de capacidad no despejará por sí sola su ecuación económica. Estos proyectos seguirán necesitando una estructura de ingresos diversificada que permita sostener costes de desarrollo elevados, un CAPEX intensivo y horizontes de recuperación considerablemente más largos que los de otras tecnologías.
“El mercado de capacidad puede suponer una línea de ingresos que, estando lejos de ser la principal, puede ayudar mucho a la bancabilidad de los proyectos ya que reduce el riesgo de exposición de estos al mercado”, señala Arturo Buenaventura, director de la División Hidráulica y Medio Ambiente de la firma, en diálogo con Energía Estratégica.
La dimensión temporal explica buena parte de esa cautela. Incluso proyectos próximos al ready-to-build pueden necesitar entre cinco y siete años antes de entrar en operación, por lo que su viabilidad no puede descansar en una única señal económica cuyo peso final todavía se desconoce. El modelo seguirá combinando arbitraje, servicios de ajuste, regulación de frecuencia y tensión, black start y otras prestaciones ligadas a la estabilidad del sistema.
Pero esa es solo la ecuación de ingresos una vez que el activo está en condiciones de operar. Antes existe otra barrera: financiar inversiones iniciales de gran escala y sostener largos periodos de desarrollo y construcción. Ahí entra el apoyo directo al CAPEX.
En julio, el IDAE adjudicó 165 millones de euros a siete proyectos de almacenamiento hidráulico reversible dentro de BORALMAC 2, después de ampliar un 83% el presupuesto inicial ante la elevada demanda. Las instalaciones seleccionadas suman 2.071 MW y 21.091 MWh, mientras que la primera edición ya había movilizado otros 100 millones para más de 2 GW de nueva capacidad.
El esquema que empieza a dibujarse tiene, por tanto, varias capas: ayudas para reducir parte del esfuerzo inversor inicial, ingresos de mercado durante la explotación y un futuro pago por capacidad destinado a aportar mayor previsibilidad.
Es en esta última pieza donde surge otro debate, ya no centrado en cuánto ingresará un proyecto, sino en cómo se calculará la capacidad que realmente aporta al sistema.
El derating abre la comparación entre BESS y bombeo
La futura resolución de las subastas deberá establecer los derating factors, que determinarán qué porcentaje de la potencia nominal de cada tecnología podrá computar como capacidad firme. Ese cálculo será especialmente relevante para el almacenamiento porque dos activos con idénticos MW pueden ofrecer cantidades de energía y tiempos de descarga muy diferentes.
Buenaventura lo ilustra con un ejemplo directo: una batería de 300 MW y dos horas dispone de 600 MWh, mientras que un bombeo reversible de 300 MW capaz de operar durante diez horas alcanza los 3.000 MWh.
“Son activos con la misma potencia nominal, pero con una capacidad muy diferente para gestionar excedentes renovables y cubrir periodos prolongados de baja generación”, explica.
Para Magtel, esa diferencia física debería tener una traducción económica cuando se valore la aportación de cada instalación a la seguridad de suministro.
“Parece razonable que un almacenamiento capaz de sostener potencia durante ocho, diez o más horas tenga una valoración muy superior a la de otro cuya capacidad energética se agote después de dos o cuatro horas”, sostiene Buenaventura.
La posición de la compañía no plantea, sin embargo, una sustitución entre tecnologías. Magtel trabaja desde 2020 en BlueStorage, una cartera de más de 12 proyectos de bombeo reversible de entre 100 y 600 MW, que en conjunto supera los 4 GW y 45 GWh de capacidad de almacenamiento. Parte de ese pipeline ya ha superado hitos relevantes de desarrollo, con proyectos que cuentan con concesión sobre dominio público hidráulico, acceso y conexión o se encuentran en tramitación de la autorización administrativa previa.
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Desde esa experiencia, la compañía defiende una lectura complementaria del almacenamiento. Las baterías encuentran una ventaja clara en la rapidez de implantación y en su integración con parques renovables, mientras que las centrales reversibles juegan con otra escala: desplazan grandes volúmenes de energía durante periodos más prolongados y suman prestaciones como inercia síncrona, regulación de tensión y frecuencia.
Esa complementariedad es precisamente lo que complica el diseño de un mecanismo tecnológicamente neutral. Aplicar las mismas reglas de acceso no implica necesariamente reconocer de la misma manera activos que responden de forma distinta ante episodios prolongados de escasez. El reto regulatorio será trasladar esas diferencias al cálculo de firmeza sin cerrar la competencia ni predeterminar qué solución debe desarrollarse.
Dos tecnologías que avanzan a velocidades distintas
Mientras esa discusión sigue abierta, el despliegue real muestra ritmos muy diferentes. Solo durante agosto, nueve proyectos BESS que suman 327,6 MW obtuvieron autorización administrativa previa y de construcción en España. De ese volumen, 277,83 MW corresponden a sistemas hibridados con fotovoltaica y 49,74 MW a almacenamiento independiente.
Buena parte de esos proyectos aprovechan plantas solares, permisos e infraestructuras de evacuación ya desarrolladas. El modelo permite replicar configuraciones, reducir parte del riesgo administrativo y acortar los tiempos entre autorización y ejecución.
El bombeo reversible afronta una trayectoria distinta. Requiere obras civiles de mayor escala, concesiones hidráulicas, autorizaciones ambientales y procesos constructivos que pueden extenderse durante años.
“Las baterías se tramitan, autorizan e instalan más rápidamente que los bombeos reversibles, que por la envergadura de los proyectos siguen una tramitación más compleja y los periodos de construcción pueden estar en los cinco años”, apunta Buenaventura.
La diferencia de velocidades, además, no responde únicamente a las características constructivas de ambas tecnologías. En el caso del bombeo, Magtel identifica hoy dos obstáculos capaces de frenar proyectos incluso antes de llegar a obra: la falta de capacidad de acceso y conexión y la tramitación de las concesiones sobre el dominio público hidráulico.
Buenaventura advierte que “prácticamente no existe capacidad disponible de generación y demanda en determinados puntos de la red y que parte de la que podría liberarse depende todavía de concursos de Transición Justa o de nuevos procedimientos de capacidad”. A ello se añade el atasco de las concesiones hidráulicas, pese a que el Real Decreto 8/2023 reconoció específicamente el uso del agua para almacenamiento energético y le otorgó prelación sobre el uso industrial.
“Sin visibilidad sobre la disponibilidad de acceso y conexión es muy difícil poder avanzar en el desarrollo de estos proyectos”, señala el directivo.
El problema, según Magtel, es que los diferentes permisos avanzan por carriles separados. Una central necesita simultáneamente autorización energética, concesión hidráulica y acceso y conexión, de modo que obtener uno de esos hitos sin resolver los restantes no garantiza que el proyecto pueda materializarse.
Por ello, la compañía deposita expectativas en la tramitación unificada impulsada por el Ministerio, tanto para los nuevos desarrollos como para aquellos que ya acumulan años de recorrido administrativo.
“No basta con acelerar procedimientos individualmente, tienen que estar coordinados entre sí, porque disponer de la concesión sin acceso, o del acceso sin autorización ambiental, no permite que los proyectos se materialicen”, afirma Buenaventura.
Esta carrera administrativa introduce una limitación que va más allá del futuro diseño del mercado de capacidad. Aunque las subastas terminen proporcionando una señal económica favorable al almacenamiento de larga duración, los proyectos necesitan alcanzar suficiente madurez para poder aprovecharla. Y los calendarios empiezan a jugar en contra de los objetivos previstos para el final de la década.
Magtel considera que España ya acumula retraso en el despliegue de almacenamiento hidráulico y pone en duda que la mayor parte de los proyectos actualmente en cartera pueda entrar en servicio antes de 2030.
“Estando ya avanzados en 2026 y por los propios plazos de desarrollo y construcción de estas infraestructuras, es muy difícil, por no decir imposible, que el grueso de la nueva cartera española de bombeos reversibles pueda estar operativo para entonces”, reconoce Buenaventura.