Europa acelera la puesta en marcha de nuevas subastas vinculadas al almacenamiento energético, con Portugal e Italia avanzando en sus respectivos procedimientos competitivos durante octubre. Mientras el Gobierno portugués licitará 1050 MVA de capacidad de acceso a red y el operador italiano Terna abre las inscripciones para su mercado de capacidad de 2028, España continúa a la espera de las primeras convocatorias de su propio mecanismo.
Los movimientos se producen en un contexto de creciente necesidad de flexibilidad, firmeza e integración de energías renovables en los sistemas eléctricos europeos. Sin embargo, los instrumentos presentan diferencias: Portugal adjudicará derechos de acceso a la red para proyectos de almacenamiento, mientras Italia remunerará capacidad disponible para garantizar la seguridad del suministro.
En el caso español, la aprobación de la Orden TED/966/2026, publicada el 17 de septiembre en el Boletín Oficial del Estado (BOE), establece finalmente el marco regulatorio para su mercado de capacidad. No obstante, todavía resta trasladar esta normativa a las subastas que definirán las condiciones de contratación para las empresas del sector.
Portugal licitará 1 GW para baterías: condiciones de acceso y restricciones operativas
El Gobierno de Portugal formalizó el pasado 22 de octubre la apertura de dos procedimientos competitivos por un máximo de 1.050 MVA, destinados a facilitar la incorporación de sistemas de almacenamiento mediante la adjudicación de títulos de reserva de capacidad de inyección en la red eléctrica.
Las licitaciones fueron aprobadas mediante las disposiciones 12924-B/2026 y 12924-C/2026, publicadas en el Diário da República, y estarán gestionadas por la Dirección General de Energía y Geología (DGEG).
Del volumen total, 750 MVA corresponden a instalaciones de almacenamiento independientes, conocidas como standalone, mientras que los 300 MVA restantes se reservarán para centros de generación renovable con baterías ubicadas en el mismo emplazamiento.
Ambos procedimientos se desarrollarán mediante subastas electrónicas, con capacidad distribuida entre los puntos de conexión establecidos en la documentación de cada convocatoria.
La iniciativa abre nuevas posibilidades para los desarrolladores de baterías, aunque la adjudicación de capacidad de inyección no garantiza disponer de una potencia equivalente para cargar energía desde la red.
En este sentido, los límites de acceso para demanda constituyen una variable determinante para la operación de los proyectos. La capacidad de carga dependerá de las condiciones de cada nodo, con restricciones especialmente relevantes en determinadas ubicaciones, como Sines, según la información sectorial difundida por Optimize Energy.
Además, los términos técnicos compartidos sobre las próximas licitaciones contemplan la posibilidad de que el operador de la red limite la operación de los sistemas de almacenamiento durante determinados períodos del año.
En concreto, la documentación sectorial señala hasta 500 horas anuales de restricciones combinadas de carga y descarga para baterías independientes y hasta 750 horas de restricciones de carga desde la red para proyectos hibridados. Estos límites deberán contrastarse con los pliegos definitivos aplicables a cada instalación.
Por tanto, la capacidad adjudicada no implica necesariamente una disponibilidad irrestricta durante las 8.760 horas del año. Para los promotores, las condiciones de acceso, la ubicación y las limitaciones operativas deberán incorporarse al dimensionamiento técnico y al modelo económico.
Este aspecto resulta especialmente relevante para los proyectos que dependen del arbitraje energético, cuya rentabilidad está vinculada a la posibilidad de cargar electricidad en períodos de precios reducidos y descargar durante las horas de mayor valor de mercado.
Italia abre su convocatoria para 2028 y recorta la potencia reconocida a baterías
Por su parte, Terna, operador de Italia, confirmó que la subasta principal del mercado de capacidad ara el período de entrega de 2028 se celebrará el 21 de diciembre de 2026, a partir de las 10:00 horas.
El operador abrió el plazo de solicitudes el 20 de octubre, mientras que las empresas interesadas tendrán tiempo hasta el 3 de noviembre, a las 12:00 horas, para presentar sus candidaturas.
Posteriormente, el calendario establece el 23 de noviembre como fecha límite para incorporar determinada documentación técnica y completar garantías específicas, mientras que el 14 de diciembre vencerá el plazo para presentar los depósitos correspondientes a la participación.
La convocatoria está acompañada de modificaciones en los coeficientes de acreditación de potencia para sistemas de almacenamiento, conocidos como factores de derating, que determinan qué proporción de la potencia instalada se reconoce como capacidad firme dentro del mecanismo.
Las nuevas disposiciones técnicas fueron aprobadas el 16 de octubre por el Ministerio del Ambiente y de la Seguridad Energética, tras la revisión regulatoria de la Autoridad de Regulación de Energía, Redes y Ambiente (ARERA).
El cambio afecta especialmente a los proyectos de baterías de cuatro horas de duración, cuya potencia reconocida disminuye en todas las zonas eléctricas italianas, aunque con diferencias significativas según la ubicación.
En el Norte y Centro Norte, el coeficiente pasa del 51% al 40%, mientras que en el Centro Sur retrocede del 54% al 51%. Los mayores recortes corresponden al Sur y Calabria, donde el porcentaje cae del 40% al 21%, y a Sicilia y Cerdeña, con una reducción del 31% al 21%.
En términos prácticos, una batería de 100 MW con cuatro horas de almacenamiento podrá acreditar 40 MW de capacidad en el Norte, 51 MW en Centro Sur y solamente 21 MW en el Sur, Calabria, Sicilia y Cerdeña.
Esto implica que, para una instalación ubicada en el Sur y Calabria, la potencia reconocida se reduce un 47,5% respecto de los parámetros anteriores, lo que modifica directamente el volumen de capacidad que podrá ofrecer en la subasta.
La revisión responde al incremento de las previsiones de incorporación de baterías en el sistema eléctrico italiano. Una mayor presencia de almacenamiento modifica la aportación de cada instalación adicional a la cobertura de los períodos críticos de demanda.
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Los nuevos parámetros resultan particularmente relevantes para los promotores que están estructurando proyectos y negociando financiación, debido a que la capacidad reconocida condiciona el volumen potencial de ingresos procedentes del mecanismo.
Asimismo, la actualización introduce diferencias considerables entre zonas incluso para sistemas de mayor duración. En el caso de baterías de ocho horas, los factores comunicados alcanzan el 71% en Centro Sur y descienden hasta el 29% en Sur y Calabria.
Estas variaciones obligan a considerar conjuntamente la potencia instalada, la duración del almacenamiento y la localización del proyecto para evaluar su competitividad dentro del mercado de capacidad.
Otra modificación corresponde al límite de aportación de capacidad desde el exterior hacia el Norte italiano, que se reduce de 4,2 GW a 1,7 GW, equivalente a una disminución de 2,5 GW.
Por otra parte, las nuevas condiciones no alteran retroactivamente los contratos de baterías ya adjudicadas, por lo que el tratamiento de los proyectos existentes y de las futuras inversiones presenta diferencias relevantes.
El mecanismo italiano también convive con el MACSE, destinado a contratar almacenamiento mediante un esquema específico, lo que añade otra dimensión al análisis de las oportunidades de ingresos para los sistemas de baterías.
En paralelo a la apertura de la convocatoria, Italia autorizó cerca de 2,7 GW de nuevos proyectos de almacenamiento con baterías durante octubre, lo que refleja el volumen de iniciativas que avanzan en su tramitación administrativa.
Según las autorizaciones publicadas por el Ministerio del Ambiente y de la Seguridad Energética (MASE), el último paquete comprende ocho proyectos que suman más de 1,7 GW, adicionales a los 954 MW aprobados durante las primeras semanas del mes.
El mayor desarrollo corresponde a una instalación de 1.000 MW en Brindisi, en la región de Puglia, promovida por Wind Energy & Partners. El proyecto recibió autorización mediante el decreto 298/2026 y contempla la instalación de 460 grupos de baterías, con un plazo de construcción estimado de 12 meses.
El resto de las autorizaciones incluye proyectos de 250 MW en Uta y Assemini, Cerdeña; 116 MW en Bari; 99,9 MW en Copertino; y 95,76 MW en Grottaglie, entre otras iniciativas distribuidas por las regiones de Campania, Lazio y Cerdeña.
Esta expansión de la cartera autorizada cobra especial relevancia frente a la revisión de los coeficientes de capacidad para 2028, dado que Terna fundamenta los nuevos parámetros en el crecimiento de las previsiones de almacenamiento dentro del sistema eléctrico.
De esta manera, el mercado italiano combina un avance en las autorizaciones de proyectos con condiciones más restrictivas de acreditación de potencia firme para nuevas baterías, especialmente en las regiones del Sur y las islas.
Sin embargo, la capacidad autorizada no equivale necesariamente a potencia construida ni operativa, por lo que la materialización de estas inversiones dependerá de las siguientes etapas de desarrollo, construcción y acceso a los mecanismos de remuneración.
España espera sus primeras subastas del mercado de capacidad
En paralelo a los avances de Portugal e Italia, España se encuentra en una etapa distinta de implementación, después de aprobar el marco normativo de su mercado de capacidad mediante la Orden TED/966/2026, que entró en vigor el 18 de septiembre.
La regulación establece un mecanismo centralizado de contratación de potencia firme, orientado a garantizar la seguridad del suministro y proporcionar señales económicas para nuevas inversiones en generación, almacenamiento y gestión de la demanda.
El modelo contempla tres modalidades: subastas principales, de ajuste y transitorias, diseñadas para atender las necesidades de firmeza identificadas por el operador del sistema en diferentes horizontes temporales.
Las subastas principales permitirán contratar capacidad con anticipación al período de prestación del servicio. Para nuevas inversiones en generación y almacenamiento, los contratos podrán tener una duración de hasta 15 años, dependiendo de la tecnología de referencia y las condiciones establecidas.
En cambio, las instalaciones existentes de generación y almacenamiento tendrán períodos de prestación de 12 meses, mientras que los recursos de demanda podrán acceder a contratos de entre uno y diez años.
Asimismo, la normativa española establece un sistema de adjudicación mediante ofertas en sobre cerrado y un procedimiento de casación pay-as-bid, por el cual cada adjudicatario recibirá el precio correspondiente a su propia oferta.
Para las baterías, uno de los aspectos determinantes será la definición de los coeficientes de firmeza, que permitirán establecer cuánto aporta cada tecnología a la cobertura de las necesidades del sistema.
No obstante, la aprobación regulatoria todavía debe materializarse en convocatorias concretas, con volúmenes de contratación, parámetros técnicos y condiciones económicas que permitan a los desarrolladores preparar sus ofertas.
La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC) considera que todavía existe margen para celebrar la primera subasta en 2027. Su presidenta, Marina Serrano, explicó que la organización esperaba que el mecanismo fuese aprobado antes de las vacaciones, una posibilidad que habría dado más tiempo para preparar la convocatoria.
Para las empresas del sector, el desarrollo de estas convocatorias determinará no solamente las oportunidades de participación, sino también las condiciones de remuneración y los criterios de firmeza que podrán respaldar nuevas inversiones en almacenamiento energético.
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