AleaSoft Energy Forecasting constata que una batería de cuatro horas pasó de cubrir el 74% de las horas de tensión del sistema en 2021 al 86% en 2025, mientras la prórroga de Almaraz hasta 2030 puede llevar a revisar algunos parámetros del mecanismo de capacidad
Con la primera subasta del mecanismo de capacidad en el horizonte, AleaSoft Energy Forecasting pone el foco en uno de los parámetros que tendrá un impacto directo sobre los ingresos del almacenamiento: el coeficiente de de-rating de las baterías. A este debate se suma la prórroga de la central nuclear de Almaraz hasta 2030, que modifica el escenario utilizado en los análisis que sustentan el mecanismo. Los datos de demanda residual peninsular entre 2021 y 2025 reflejan, además, que los episodios de tensión del sistema son cada vez más breves.
Un rango que puede más que duplicar la capacidad firme de un mismo proyecto
El mecanismo de capacidad español remunerará la capacidad firme que cada tecnología sea capaz de aportar durante las horas de mayor tensión del sistema eléctrico. En el caso de las baterías, esta contribución se determina aplicando un coeficiente de de-rating, que convierte los MW instalados en MW firmes.
Las estimaciones actuales sitúan este coeficiente para las baterías en un rango de entre 0,27 y 0,70. La diferencia supone que la capacidad firme reconocida para un mismo proyecto, y por tanto los ingresos obtenidos a través del mecanismo dentro de la estructura de ingresos o revenue stack del activo, podrían más que duplicarse dependiendo del valor finalmente establecido.
Las referencias europeas muestran la relevancia de este parámetro. En los mercados de capacidad de Europa, los coeficientes aplicados a baterías de dos horas oscilan entre 0,14 y 0,44, mientras que para instalaciones de cuatro horas se encuentran entre 0,28 y 0,67. Frente a un debate centrado principalmente en los principios, AleaSoft Energy Forecasting aporta el análisis de los datos.
La prórroga de Almaraz modifica el escenario de partida
La orden publicada en el BOE el 14 de agosto de 2026 renovó la autorización de explotación de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030. Los análisis de cobertura utilizados para justificar el mecanismo de capacidad ante la Comisión Europea partían del calendario de cierre nuclear vigente anteriormente, que contemplaba la salida de Almaraz del sistema en 2027 y 2028.
Mantener alrededor de 2 GW de potencia firme nuclear hasta 2030 cambia, por tanto, el escenario inicial. Esto podría provocar que la primera subasta no esté tan próxima como se esperaba y que se revisen determinados elementos de su diseño, incluidos los coeficientes de de-rating y el volumen de capacidad que se contratará.
Esta posible revisión aumenta la importancia de que el coeficiente aplicado a las baterías se apoye en datos sobre el comportamiento real del sistema, ya que los parámetros establecidos condicionarán las decisiones de inversión en almacenamiento energético durante los próximos años.
Los episodios de tensión del sistema se acortan
AleaSoft Energy Forecasting ha estudiado la demanda residual horaria del sistema eléctrico peninsular español —la demanda una vez descontada la generación eólica y solar— durante el periodo comprendido entre 2021 y 2025.
Para realizar el análisis se seleccionó en cada ejercicio el 10% de las horas con mayor tensión, equivalente a las 876 horas anuales que establece el mecanismo como límite para las horas de estrés. A partir de esta selección se analizó la duración de los episodios, es decir, durante cuántas horas consecutivas permanece el sistema bajo tensión.
Los resultados muestran una reducción progresiva de su duración. En 2021, cada episodio se prolongaba una media de 3,8 horas, frente a menos de 3,1 horas en 2025. Al mismo tiempo, los episodios resueltos en dos horas o menos aumentaron desde el 38% hasta el 49% del total.
Como el número de horas de tensión permanece fijo por la metodología utilizada, el cambio se traduce en un mayor número de episodios, pero de menor duración: pasaron de 229 a 286 al año.
La duración de las baterías determina su capacidad de cobertura
Para establecer el coeficiente de de-rating resulta especialmente relevante conocer qué porcentaje de las horas de tensión puede cubrir una batería en función de su duración.
Según el análisis, una batería de dos horas podía cubrir el 48% de las horas de tensión en 2021, porcentaje que aumentó hasta el 59% en 2025. Para una batería de cuatro horas, la cobertura pasó del 74% al 86%, mientras que una instalación de seis horas avanzó del 85% al 95%.
AleaSoft Energy Forecasting vincula esta evolución al crecimiento de la fotovoltaica. Al desplazar la tensión desde la tarde hacia la rampa posterior a la puesta de sol, la generación solar transforma un episodio largo en varios episodios más breves.
La mediana del comienzo de estos episodios se encuentra en la hora 19 y dos de cada tres empiezan entre las 18 y las 22 horas. La cobertura anual del 86% alcanzada por una batería de cuatro horas se encuentra muy por encima de los coeficientes de de-rating más conservadores considerados actualmente, mientras que la tendencia observada durante los últimos cinco años favorece al almacenamiento de corta duración. El comportamiento de los episodios, no obstante, presenta diferencias entre verano e invierno.
Un coeficiente que evolucionará con cada subasta
El valor aportado por cada duración de almacenamiento depende de cuánto se prolongue el episodio de estrés que debe cubrir. En España, este episodio corresponde a la rampa posterior a la puesta de sol y se extiende durante varias horas, en lugar de limitarse a un pico de una hora.
En estas circunstancias, una batería de dos horas proporciona una capacidad firme claramente inferior a la de cuatro horas, algo que también muestran los rangos europeos: entre 0,14 y 0,44 para las primeras y entre 0,28 y 0,67 para las segundas.
El propio crecimiento del almacenamiento, además, modificará el problema que estas instalaciones deben resolver. A medida que aumenten los MW de baterías instalados, la punta de demanda residual se aplanará y los episodios de estrés serán más largos. Como consecuencia, el coeficiente de de-rating correspondiente a las duraciones más cortas tenderá a reducirse.
Por este motivo, el coeficiente de de-rating no debe considerarse un parámetro constante durante 15 años. Su valor evolucionará en las diferentes subastas de capacidad, por lo que tanto los modelos de ingresos como las decisiones de inversión deberán incorporar esta evolución desde la fase de diseño de los proyectos.
Los datos como base para las decisiones regulatorias
Los datos de demanda residual del sistema peninsular muestran una tendencia hacia episodios de tensión cada vez más cortos y señalan que el almacenamiento de cuatro horas ya es capaz de cubrir la gran mayoría de las horas de estrés.
Medir esta contribución en cada subasta y prever cómo puede evolucionar será un factor determinante para las inversiones en almacenamiento energético en España.
El análisis de los ingresos del almacenamiento: el papel de AleaStorage
AleaStorage, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en almacenamiento energético, centra su actividad en el análisis estratégico de baterías y proyectos de hibridación. Sus servicios incluyen estimaciones de ingresos de baterías stand-alone en mercados de energía y servicios de ajuste, análisis de hibridación con renovables, tanto fotovoltaica como eólica, evaluación de ingresos procedentes de mercados de capacidad y modelización de escenarios de precios y volatilidad a largo plazo.
Las series de datos reales de demanda, generación renovable y precios horarios de España y otros mercados europeos utilizadas para estos análisis están disponibles en Alea Energy DataBase, la plataforma de datos online de AleaSoft.
