El almacenamiento energético en Europa presenta diferencias en sus mecanismos de financiación, remuneración y participación en los mercados eléctricos. Un análisis publicado el 28 de octubre por AleaSoft Energy Forecasting examina los modelos de España, Italia y Alemania, donde las baterías dependen de distintas combinaciones de arbitraje de precios, servicios de ajuste y mecanismos de capacidad.

Según la consultora, España registró el mayor incremento interanual de los diferenciales medios diarios de precios horarios, con una subida del 30% entre el 1 de enero y el 28 de octubre de 2026, en comparación con el mismo periodo de 2025.

Durante este intervalo, el diferencial medio diario alcanzó 133,98 €/MWh en España, 158,13 €/MWh en Alemania y 96,86 €/MWh en Italia.

Estos valores representan la diferencia media entre el precio horario máximo y el mínimo de cada jornada, un indicador utilizado para evaluar las oportunidades de arbitraje de los sistemas de almacenamiento.

Sin embargo, AleaSoft advierte de que unos diferenciales superiores no implican necesariamente mayores ingresos para las baterías, ya que la rentabilidad depende también de su duración, eficiencia, degradación, estrategia operativa y acceso a los distintos mercados.

España registra un aumento del 30% en los diferenciales eléctricos

Los datos recopilados por AleaSoft muestran que los tres mercados analizados registraron incrementos interanuales en los diferenciales horarios.

En Alemania, el indicador pasó de 134,92 €/MWh en 2025 a 158,13 €/MWh en 2026, un aumento del 17%.

En España, creció desde 103,40 €/MWh hasta 133,98 €/MWh, equivalente al 30%, mientras que en Italia pasó de 76,68 €/MWh a 96,86 €/MWh, un incremento del 26%.

Aunque Alemania mantiene el mayor diferencial medio entre los tres mercados, España presenta el crecimiento porcentual más elevado.

La consultora explica que estos resultados deben analizarse junto con la evolución prevista de la generación renovable y la incorporación de nuevas baterías, puesto que el aumento de la capacidad de almacenamiento puede modificar los precios durante las horas de carga y descarga.

España incorpora un mercado de capacidad para remunerar la potencia firme

En España, las oportunidades de ingresos del almacenamiento se apoyan actualmente en el arbitraje de precios y la participación en los servicios de ajuste.

A estas fuentes se suma el mercado de capacidad creado mediante la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, que establece un mecanismo de subastas para remunerar la disponibilidad de potencia firme en el sistema eléctrico peninsular.

Podrán participar instalaciones de generación, almacenamiento y demanda, conforme a los requisitos establecidos en la normativa.

En el caso de las baterías, la potencia firme reconocida dependerá de la capacidad instalada y de los coeficientes de firmeza que se determinen para cada tecnología.

El mecanismo contempla periodos de prestación del servicio que, para determinadas inversiones, podrán alcanzar hasta 15 años, aunque las condiciones concretas dependerán de cada convocatoria.

Según AleaSoft, su contribución a la financiación de proyectos BESS estará condicionada por los volúmenes adjudicados, los precios resultantes, las obligaciones de disponibilidad y los parámetros técnicos pendientes de concreción.

Italia prepara una subasta de almacenamiento con una referencia de 16 GWh

Italia dispone del mecanismo MACSE, gestionado por el operador de transmisión Terna, que permite adjudicar contratos de disponibilidad de almacenamiento durante 15 años.

La primera subasta, celebrada en septiembre de 2025, adjudicó 10 GWh de almacenamiento, con entrada en funcionamiento prevista para 2028.

El precio medio ponderado de adjudicación fue de 12.959 €/MWh al año, frente al precio máximo de 37.000 €/MWh al año.

La segunda subasta está programada para el 24 de noviembre de 2026, con entrega prevista en 2029 y una necesidad de referencia de 16 GWh, susceptible de ajuste.

Para esta convocatoria, el regulador italiano ARERA estableció un precio máximo de 27.000 €/MWh al año.

AleaSoft señala que los contratos de disponibilidad pueden proporcionar previsibilidad de ingresos para financiar instalaciones, aunque los proyectos adjudicatarios deben cumplir las obligaciones del mecanismo y no pueden combinar libremente esa remuneración con todos los ingresos de mercado correspondientes a la misma capacidad.

Alemania combina ingresos de mercado y mecanismos de capacidad

En Alemania, la financiación de baterías se ha basado principalmente en el arbitraje eléctrico y en los ingresos obtenidos mediante servicios de balance.

Este modelo implica exposición a las variaciones de precios y a la competencia entre instalaciones de almacenamiento.

El análisis recuerda que la Comisión Europea aprobó el 2 de septiembre de 2026 un mecanismo de capacidad alemán, con un coste estimado de entre 15.600 y 35.200 millones de euros, para contribuir a garantizar el suministro a partir de 2031.

El esquema contempla contratos de hasta 15 años y la participación de generación, almacenamiento y gestión de la demanda, de acuerdo con las condiciones aplicables.

Paralelamente, Alemania desarrolla convocatorias para nueva capacidad y revisa las condiciones de acceso y uso de la red eléctrica, incluidos los posibles cargos aplicables al almacenamiento.

AleaSoft destaca que la evaluación financiera de los proyectos debe considerar tanto los ingresos actuales del mercado como las condiciones regulatorias y los mecanismos de remuneración que puedan establecerse.

La financiación de las baterías dependerá de los ingresos y las condiciones de cada mercado

El estudio concluye que proyectos BESS con características técnicas similares pueden presentar resultados económicos diferentes según el país en el que operen.

Mientras Italia dispone de contratos de disponibilidad adjudicados mediante MACSE, Alemania mantiene un modelo con exposición a ingresos de mercado y mecanismos de capacidad, y España avanza en la aplicación de un sistema de remuneración de potencia firme.

AleaSoft también identifica los contratos de tolling, mediante los cuales se acuerdan condiciones para utilizar la capacidad de almacenamiento, como una alternativa para distribuir determinados riesgos entre las partes.

La consultora señala que la existencia de mecanismos de capacidad no garantiza por sí sola la financiación de los proyectos, por lo que considera necesario evaluar los flujos de caja, las condiciones contractuales y los escenarios de precios durante la vida útil de las instalaciones.

El desarrollo del almacenamiento en estos tres mercados estará condicionado por la evolución de las renovables, la demanda eléctrica, los servicios de ajuste y las futuras convocatorias de capacidad.