El almacenamiento con baterías avanza en Europa, pero las oportunidades de inversión y financiación difieren en cada mercado. España, Italia y Alemania desarrollan mecanismos de capacidad y apoyo distintos, mientras que los precios horarios, los servicios de ajuste y las condiciones regulatorias condicionan la rentabilidad de los proyectos BESS. Estas diferencias hacen necesario analizar cada mercado con previsiones específicas de largo plazo
Italia: contratos a largo plazo para impulsar el almacenamiento
Italia es uno de los mercados europeos que más ha avanzado en la contratación de capacidad de almacenamiento de energía a largo plazo. El mecanismo MACSE, gestionado por Terna, permite adjudicar mediante subastas contratos que ofrecen una remuneración por la disponibilidad de capacidad de almacenamiento durante 15 años.
En septiembre de 2025, Terna celebró la primera subasta del MACSE, en la que adjudicó 10 GWh de capacidad de almacenamiento con entrada en operación prevista para 2028. El precio medio ponderado de adjudicación fue de 12 959 €/MWh al año, muy por debajo del precio máximo de 37 000 €/MWh al año. La capacidad ofertada superó en más de cuatro veces la demanda de la subasta, lo que puso de manifiesto el interés de los inversores y la elevada competencia entre proyectos.
La segunda subasta está programada para el 24 de noviembre de 2026, con entrega en 2029 y una necesidad de almacenamiento de referencia de 16 GWh, que podrá ajustarse según la capacidad adicional disponible. En septiembre de 2026, el regulador italiano ARERA fijó un precio máximo de 27 000 €/MWh al año para esta subasta, inferior al de la primera convocatoria.
El MACSE ofrece una estructura de ingresos que puede facilitar la financiación de nuevas instalaciones. A cambio de una remuneración contractual, los adjudicatarios deben construir las instalaciones y poner la capacidad comprometida a disposición del mercado conforme a las reglas del mecanismo. Por tanto, estos ingresos no pueden sumarse sin restricciones a las oportunidades merchant de esa misma capacidad.
Este modelo reduce la exposición a determinadas incertidumbres de los mercados eléctricos, aunque no elimina los riesgos asociados a los costes de inversión, la ejecución de los proyectos, las obligaciones contractuales y la operación de las baterías.
Alemania: ingresos de mercado y nuevas señales de capacidad
En Alemania, los proyectos de baterías han desarrollado modelos de negocio basados principalmente en el arbitraje de precios y la participación en los mercados de balance. Estas fuentes de ingresos ofrecen oportunidades, pero también exponen a los proyectos a la evolución de los precios y a la competencia de nuevas instalaciones de almacenamiento.
El 2 de septiembre de 2026, la Comisión Europea aprobó un mecanismo de capacidad alemán con un coste estimado de entre 15 600 y 35 200 millones de euros, destinado a garantizar la seguridad de suministro a partir de 2031.
El mecanismo contempla contratos de hasta 15 años y permitirá la participación de generación, almacenamiento y gestión de la demanda, tanto para instalaciones existentes como para nuevas inversiones, de acuerdo con las condiciones de cada subasta.
En 2026 están previstas dos subastas para nueva capacidad capaz de garantizar el suministro durante períodos prolongados, con un volumen de 4,5 GW de potencia reducida cada una. La primera convocatoria cerró el plazo de presentación de ofertas el 8 de septiembre. La Bundesnetzagentur prevé anunciar las adjudicaciones antes del 3 de noviembre. La segunda convocatoria se anunciará el 10 de noviembre. Las subastas posteriores de 2027 y 2029 estarán abiertas a todas las tecnologías, incluido el almacenamiento, y a capacidad existente y nueva.
Alemania también prevé desarrollar un mecanismo estructural de capacidad para atender las necesidades de suministro a partir de 2032, cuyo diseño será independiente del mecanismo aprobado en septiembre.
En paralelo, las condiciones de acceso y uso de la red influyen en la rentabilidad. La Bundesnetzagentur está revisando también el sistema de peajes eléctricos, con propuestas específicas para el almacenamiento. La aplicación de nuevos cargos dependerá del resultado del procedimiento regulatorio y de las exenciones vigentes para las instalaciones que puedan acogerse a ellas.
Para los inversores, este contexto hace necesario evaluar los ingresos actuales del arbitraje y los servicios de balance junto con la evolución futura del mercado, las condiciones regulatorias y las posibilidades de obtener remuneración por capacidad.
La competencia entre baterías será un factor importante. A medida que aumente la potencia instalada, la participación de nuevas instalaciones puede modificar tanto los diferenciales horarios de precios como los ingresos de los servicios de balance.
España: nuevas oportunidades de ingresos por potencia firme
España se encuentra en una fase diferente. Las oportunidades de ingresos del almacenamiento se apoyan en el arbitraje de precios de los mercados eléctricos y en los servicios de ajuste, mientras avanza la puesta en marcha del nuevo mercado de capacidad.
La Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, creó el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular español. El mecanismo permitirá participar a instalaciones de generación, almacenamiento y demanda mediante subastas competitivas.
La remuneración estará vinculada a la potencia firme que cada instalación pueda aportar al sistema. En el caso de las baterías, esta potencia dependerá de la potencia instalada y de los coeficientes de firmeza que se establezcan para cada tecnología, todavía pendientes de definir. En las instalaciones híbridas, la potencia firme se calculará por módulos y su suma no podrá superar la capacidad de acceso concedida. El período de prestación del servicio de las nuevas inversiones podrá alcanzar un máximo de 15 años, aunque su duración concreta dependerá de la tecnología y de las condiciones de cada convocatoria.
Este mecanismo incorpora una posible fuente de ingresos de mayor estabilidad para los proyectos BESS. No obstante, su contribución real a la financiación dependerá del volumen de capacidad adjudicado, los precios resultantes de las subastas, los coeficientes de firmeza y las obligaciones de disponibilidad.
Mientras se concretan estos parámetros, las previsiones de ingresos procedentes de los mercados de energía y de los servicios de ajuste continúan teniendo una importancia fundamental para las decisiones de inversión.
Los precios horarios muestran oportunidades diferentes en cada mercado
Las diferencias regulatorias se combinan con estructuras de precios distintas. Entre el 1 de enero y el 28 de octubre de 2026, el diferencial medio diario entre el precio horario máximo y el mínimo fue de 158,13 €/MWh en el mercado alemán, 133,98 €/MWh en el mercado español y 96,86 €/MWh en el mercado italiano.
Durante el mismo período de 2025, estos diferenciales fueron de 134,92 €/MWh en Alemania, 103,40 €/MWh en España y 76,68 €/MWh en Italia. Los tres mercados registraron un aumento interanual de los diferenciales. España presentó el mayor crecimiento porcentual, del 30%, seguida de Italia, con un 26%, y Alemania, con un 17%.
Estos resultados muestran que las oportunidades teóricas de arbitraje varían entre mercados y evolucionan de forma distinta. Alemania registra los mayores diferenciales medios, mientras que España presenta el crecimiento interanual más elevado.
Sin embargo, un diferencial horario superior no implica necesariamente una mayor rentabilidad para una batería. Los ingresos reales dependen de su duración, eficiencia, degradación, estrategia de operación y restricciones técnicas. También influyen la posibilidad de participar en distintos mercados, las condiciones de conexión a la red y los ingresos contratados que pueda obtener cada proyecto.
Los diferenciales históricos tampoco pueden extrapolarse directamente a largo plazo. La entrada de nuevas baterías modifica los perfiles horarios de precios, al aumentar la demanda durante las horas de carga y la oferta durante las horas de descarga. Este efecto puede reducir progresivamente parte de las oportunidades de arbitraje.
Por tanto, la valoración económica del almacenamiento debe considerar las diferencias actuales entre mercados y también su posible evolución a medida que aumente la penetración de las energías renovables y del almacenamiento.
La financiación depende de la combinación de ingresos y riesgos
Las diferencias entre España, Italia y Alemania muestran que una misma batería, con idéntica potencia y capacidad de almacenamiento, puede presentar resultados económicos muy diferentes según el mercado en el que opere.
En Italia, un proyecto adjudicatario del MACSE puede apoyarse en una remuneración contractual a largo plazo. En Alemania, un proyecto con exposición merchant debe acreditar la solidez de sus ingresos de arbitraje y de los servicios de balance, teniendo en cuenta las oportunidades y condiciones de los nuevos mecanismos de capacidad. En España, los promotores deben evaluar los ingresos de mercado y el potencial de la remuneración por potencia firme, todavía condicionado por los resultados de las futuras subastas.
También existen alternativas contractuales, como los acuerdos de tolling, que pueden reducir la exposición directa a la volatilidad de los ingresos. No obstante, cada estructura de financiación distribuye de forma diferente los riesgos entre propietarios, operadores y compradores de servicios de almacenamiento.
Para bancos e inversores, la existencia de un mecanismo de capacidad no garantiza por sí sola la bancabilidad de un proyecto. Es necesario evaluar los flujos de caja esperados, las obligaciones contractuales, los riesgos regulatorios y la capacidad de atender el servicio de la deuda en escenarios menos favorables.
Europa necesita previsiones específicas para cada mercado
El crecimiento del almacenamiento en Europa presenta importantes oportunidades de inversión, pero no existe un único modelo económico que pueda aplicarse indistintamente a los diferentes mercados.
La evolución de los precios horarios, la generación renovable, la demanda eléctrica, las interconexiones, los servicios de ajuste y los mecanismos de capacidad determinarán los ingresos que podrán obtener las baterías durante los próximos años.
Para valorar estos proyectos resulta necesario disponer de previsiones de precios de mercados eléctricos a largo plazo, con granularidad horaria y escenarios coherentes con la evolución esperada de cada sistema. A partir de estas previsiones es posible simular la operación de las baterías, estimar sus ingresos y evaluar su sensibilidad frente a distintos escenarios de mercado.
La expansión del almacenamiento dependerá tanto de las necesidades de flexibilidad de los sistemas eléctricos como de la capacidad de los proyectos para demostrar su rentabilidad y obtener financiación. Comprender las particularidades de cada mercado europeo será determinante para identificar las oportunidades de inversión y construir modelos de negocio sostenibles a largo plazo.
Previsiones de largo plazo y análisis de ingresos: el papel de AleaGreen y AleaStorage
Valorar un proyecto de almacenamiento en España, Italia o Alemania exige previsiones de precios horarios para toda la vida útil del activo, escenarios de diferenciales y volatilidad, y una estimación de los ingresos que pueden aportar los mecanismos de capacidad de cada país. AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, proporciona previsiones de precios de los mercados eléctricos europeos con granularidad horaria y bandas de confianza para la valoración de activos y la financiación de proyectos de energías renovables y almacenamiento.
Por su parte, AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento de energía, estima los ingresos de baterías stand-alone y de proyectos de hibridación con renovables en los mercados de energía y servicios de ajuste, evalúa los ingresos procedentes de los mercados de capacidad y modeliza escenarios de precios y volatilidad a largo plazo.
