El diseño del tan ansiado mercado de capacidad presentado a consulta pública se posiciona como un mecanismo clave para garantizar la firmeza en un sistema eléctrico cada vez más descarbonizado. 

En este contexto, las baterías se presentan como una de las tecnologías con gran potencial para aportar flexibilidad y estabilidad al sistema. 

Chema Zabala, Director Gerente de Alantra y asesor de AEPIBAL, valora positivamente el documento propuesto por el MITECO, destacando su alineación con la transición hacia un sistema eléctrico descarbonizado.

Una de las principales novedades es el aumento de la duración de los contratos de capacidad, que ahora podrían extenderse hasta diez años o más, vinculados a la vida útil de los activos. 

Este cambio supone un avance frente a los contratos anteriores de cinco años, lo que para el especialista significa: “mayor visibilidad y predictibilidad, clave para la bancabilidad de los proyectos”.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica España, advierte que aún quedan detalles críticos por definir que determinarán el impacto real sobre las baterías, como el coeficiente de firmeza y el criterio medioambiental de umbrales de emisiones de la capacidad general adjudicada. 

Este primer indicador, que mide la capacidad de una tecnología para aportar potencia firme al sistema, será calculado por Red Eléctrica considerando escenarios de estrés que representan entre el 5% y el 10% de las horas anuales. 

“Las asociaciones de cada tecnología involucrada sugerirá cuál es la mejor alternativa para el sector al que representan”, indica Zabala.

Otro punto clave es la inclusión de umbrales de emisiones en las subastas de capacidad, lo que podría favorecer a las baterías frente a ciclos combinados y otras tecnologías emisoras. 

Sin embargo, el impacto real dependerá de cómo se articule la normativa final, incluyendo valores específicos de estos umbrales. 

Alternativamente, establecer una ponderación de las ofertas con un factor de emisión podría ser una alternativa muy eficaz. 

El margen de capacidad asignada a baterías dentro de este mecanismo sigue siendo incierto. 

Basado en los estudios realizados por Alantra, se estima que las necesidades de firmeza adicional para 2025-2028 estarán en el rango de 2 a 3 GW, con la posibilidad de alcanzar los 4 GW si la demanda lo requiere. 

De hecho, según estimaciones de la firma investigadora, a día de hoy apenas 8 GW de ciclos combinados son viables lo que según el escenario considerado de situaciones de estrés daría espacio a una capacidad relevante de firmeza adicional. En la que competirían todos los posibles proveedores de firmeza.  

Zabala subraya que el mecanismo de capacidad no está diseñado como un impulsor directo de las baterías, sino como una herramienta para garantizar la seguridad de suministro y enfatiza: “Para alcanzar metas más ambiciosas, será necesario complementar este mercado con un esquema de remuneración de la flexibilidad, que está previsto por el MITECO más a finales de década”.

Competencia con tecnologías maduras

Las baterías se enfrentarán a una dura competencia en las subastas, especialmente por parte de tecnologías maduras como los ciclos combinados, la hidráulica y la cogeneración. 

Estas, al estar ya operativas y amortizadas en muchos casos, pueden ofrecer servicios de firmeza a costos competitivos. 

“El coste marginal de mantener algunos ciclos combinados puede ser menor al de las baterías, pero con la evolución de las soluciones tecnológicas las baterías pueden llegar a ser muy competitivas”, afirma Zabala.

A pesar de estas limitaciones, la introducción de umbrales de emisiones podría nivelar el terreno para las baterías, ya que tecnologías como los ciclos combinados emiten hasta 550 gramos de CO2 por kWh, mientras que las baterías tienen emisiones nulas si se cargan con fuentes renovables o menores a esa referencia de ciclos si cargan de red.

Establecer un límite de 100 gramos de CO2 por MW -o una ponderación con un factor de emisión para las ofertas- garantizaría un espacio significativo para las tecnologías libres de emisiones, como el almacenamiento y, en algunos casos, la generación hidráulica, tal como aborda el referente de Alantra.

Asimismo, destaca que los costos de las baterías han disminuido considerablemente en los últimos tres años, lo que podría hacerlas competitivas incluso frente a referencias de costos más tradicionales.

¿Cuáles serían las baterías más competitivas?

“En base a nuestros cálculos, una batería de almacenamiento con cuatro horas de autonomía estaría bien posicionada para obtener un coeficiente alto”, asegura Zabala.

El esquema también permite la participación de proyectos híbridos, una novedad destacada en la propuesta que amplía las oportunidades.

Según el analista, los proyectos híbridos, al combinar generación renovable con almacenamiento, tienen el potencial de diversificar sus fuentes de ingresos y mejorar su competitividad. 

«La clave estará en cómo se define el coeficiente de firmeza para las baterías híbridas y su capacidad de contribuir a la firmeza del sistema», comenta.

Por otro lado, los proyectos standalone, al especializarse exclusivamente en almacenamiento, podrían ofrecer una mayor estabilidad en sus aportaciones al sistema. 

La elección entre ambas opciones dependerá de factores como los costos de instalación, el diseño de las subastas y las particularidades del sistema eléctrico español.

Siguientes pasos

En cuanto a los plazos, tras el cierre de la consulta pública a finales de enero de 2025, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) analizará las aportaciones del sector para ajustar el diseño final del mercado de capacidad. 

Se espera que la versión definitiva incorpore detalles clave, como los coeficientes de firmeza para baterías y los umbrales de emisiones para priorizar tecnologías limpias.

Las subastas transitorias para cubrir necesidades inmediatas de firmeza, se realizarán entre 2025 y 2028, brindando oportunidades a tecnologías emergentes como el almacenamiento energético.

Se espera que las primeras subastas principales comiencen en 2029, aunque Zabala considera que podrían estar operativas antes de esa fecha. 

«No entendemos por qué no se puede considerar la entrada en operación de los adjudicatarios de las subastas principales con anterioridad a esa fecha», cuestiona, sugiriendo que el marco podría beneficiarse de mayor flexibilidad en su implementación y que algunas alegaciones tendrían en cuenta acortar este plazo.