España dio un paso relevante para activar su mercado de capacidad después de que la Comisión Europea aprobara, a finales de mayo, un mecanismo valorado en 9.000 millones de euros para garantizar la seguridad del suministro eléctrico. Sin embargo, el sector del almacenamiento continúa esperando las definiciones nacionales y el calendario de las primeras subastas.
Para Raúl García Posada, director de ASEALEN, esa espera ya representa un riesgo para los proyectos que necesitan tomar decisiones de inversión y asegurar financiación.
“El riesgo de que llegue tarde es real. España ha tardado demasiado tiempo en ponerlo en marcha y muchas decisiones de inversión se están tomando ahora”, advirtió el directivo en diálogo con Energía Estratégica.
Según García Posada, cada nuevo retraso mantiene proyectos maduros sin visibilidad suficiente sobre sus ingresos futuros, dificulta su bancabilidad y amenaza el cumplimiento de los objetivos españoles de almacenamiento.
El mecanismo está llamado a remunerar la disponibilidad de capacidad durante los momentos de mayor estrés para el sistema. Para las baterías, el bombeo y otras tecnologías gestionables, podría proporcionar una base de ingresos predecible que se sume al arbitraje energético y a los servicios de ajuste.
“El mercado de capacidad debe ser una pieza central para garantizar la cobertura y aportar una base de ingresos predecible que facilite la financiación de nuevas inversiones bajas en emisiones de carbono”, sostuvo el director de ASEALEN.
No obstante, García Posada aclaró que el instrumento no debería considerarse una solución única ni reemplazar los ingresos procedentes de los mercados de energía, balance y flexibilidad.
Hoy, buena parte de la discusión en torno a la nueva herramienta se traslada al diseño de las subastas.
“Unos coeficientes de firmeza demasiado bajos, contratos de corta duración o una definición inadecuada de las horas de estrés podrían reducir considerablemente su atractivo para las baterías”, agregó García Posada.
ASEALEN defiende un mecanismo tecnológicamente neutral, pero capaz de reconocer adecuadamente la disponibilidad, la duración y el valor que aporta cada solución al sistema.
La asociación también pide evitar un diseño que impulse únicamente baterías de una duración determinada. España necesitará una combinación de BESS, bombeo hidroeléctrico, respuesta de la demanda y tecnologías capaces de almacenar energía durante periodos más prolongados.
Bélgica, una referencia para combinar ingresos
En este escenario, García Posada señala a Bélgica como una referencia de interés para España, aunque evita trasladar automáticamente su modelo al mercado ibérico.
El país combina mercados de balance operativos con un mecanismo de capacidad abierto al almacenamiento. Además, fue adaptando las convocatorias a los tiempos reales de desarrollo de las baterías e incorporó una subasta con dos años de anticipación.
“La principal referencia para España sería esa capacidad de ajustar el diseño regulatorio a cada tecnología y facilitar la combinación de distintas fuentes de ingresos”, explica el director de ASEALEN.
El esquema español, agrega, también deberá dar oportunidades a los proyectos que requieren plazos de construcción más extensos. Algunas instalaciones, especialmente las soluciones de gran escala y larga duración, pueden necesitar cinco o seis años para entrar en operación.
Bélgica presenta, además, una volatilidad y unos precios extremos más pronunciados, especialmente en los mercados de balance. Esa señal económica, combinada con los pagos por capacidad y una mayor previsibilidad regulatoria, permite que las inversiones se apoyen en varias fuentes de valor.
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Más allá del mercado de capacidad, ASEALEN considera prioritario desarrollar mecanismos específicos de apoyo a la flexibilidad no fósil.
El arbitraje y los servicios de ajuste son fuentes fundamentales de ingresos, pero su volatilidad y la creciente competencia entre activos dificultan que puedan sostener por sí solos el volumen de inversiones que necesita el país.
A partir de un análisis de las necesidades del sistema, España debería establecer objetivos concretos de flexibilidad y convocar instrumentos competitivos que remuneren la capacidad de desplazar energía entre horas, integrar excedentes renovables y responder a necesidades diarias, semanales o estacionales.
La asociación reclama también productos competitivos para servicios técnicos que el sistema necesita, pero que todavía no disponen de una remuneración específica y transparente.
Entre ellos aparecen la inercia, el control de tensión, la corriente de cortocircuito, el amortiguamiento de oscilaciones, la respuesta rápida de frecuencia y el arranque autónomo.
“El almacenamiento puede prestar muchos de estos servicios, pero necesita mercados que reconozcan su valor y permitan comparar su coste con el de las restricciones técnicas o las inversiones materiales en red”, explica el directivo.
A ello se suma la necesidad de desarrollar mercados locales de flexibilidad y gestión de congestiones, coordinados entre Red Eléctrica y los gestores de las redes de distribución. Estos mecanismos permitirían utilizar baterías y demanda flexible como alternativa eficiente a determinados refuerzos de infraestructura.
Acceso, conexión y permisos
El acceso y la conexión continúan entre los mayores cuellos de botella y una prueba clara de ello es el relevamiento de Energía Estratégica sobre el BOE de julio.
En total se detectaron 55 expedientes energéticos: 23 incorporan almacenamiento, cerca del 42% del total. Predominan 17 hibridaciones fotovoltaicas, frente a cuatro proyectos BESS independientes y dos combinaciones con varias fuentes renovables.
Entre los mayores desarrollos figuran La Atalaya, con 83,71 MW de baterías; los BESS Azor Solar 1 y 2, de Ignis, con 68,51 MW; PB Babor 7, con 66 MW; y Solaben ST1 y ST6, con 50 MW cada uno. En Alcalá de Guadaíra, seis plantas —Artemisa, Elvisa, SES, Jade, Esmeralda y Heracles— obtuvieron permisos previos y de construcción para 278,4 MW solares y 237,6 MW de almacenamiento.
El volumen confirma el apetito inversor, pero no garantiza obras: julio también dejó siete desistimientos por más de 405 MW.
ASEALEN ubica el bloqueo en los permisos separados de generación y demanda, la escasez de acceso y la incertidumbre del acceso flexible. La asociación pide proteger los permisos firmes, simplificar los proyectos autónomos y unificar la tramitación energética, hidráulica y ambiental del bombeo.
En el caso del bombeo, García Posada propone un procedimiento unificado que coordine la tramitación energética, hidráulica y ambiental con los permisos de acceso y conexión. La fragmentación actual multiplica los plazos y la incertidumbre de instalaciones estratégicas para almacenar energía durante periodos prolongados.
España podría cerrar 2026 con cerca de 650 MW de baterías instaladas, frente a los aproximadamente 290 MW contabilizados actualmente, según estimaciones de One Hub Energy aportadas a Energía Estratégica. Sin embargo, gran parte de la cartera continúa atravesando permisos y todavía no ha llegado a la fase de construcción.
La demora regulatoria no solo condiciona a los desarrolladores. Sin suficiente capacidad de almacenamiento, una proporción creciente de la generación renovable podría desaprovecharse durante las horas de mayor producción, mientras el sistema continuaría recurriendo a combustibles fósiles para cubrir la demanda en otros momentos.
ASEALEN anticipa, además, mayores vertidos, más horas con precios cero o negativos y un incremento de las restricciones técnicas y de las necesidades de refuerzo de las redes.
“España perdería una oportunidad de ventaja competitiva frente a otros sistemas europeos.Si no aceleramos la inversión, la cadena de valor y los nuevos consumos industriales se dirigirán hacia mercados capaces de ofrecer antes esa combinación”, concluye García Posada.