L’emmagatzematge de curta durada pot alleujar la canibalització de la fotovoltaica i reduir els vertits, però el mateix mecanisme que integra la solar comprimeix els marges que remuneren les bateries. Hi ha un risc real, que ja s’ha reproduït a d’altres països, que l’emmagatzematge pateixi també un procés de canibalització. La solució és més electrificació, demanda flexible, xarxa i mecanismes de remuneració de la capacitat, com el que recentment ha aprovat el Govern amb l’Ordre TED/966/2026.
Resum executiu
L’augment de la generació fotovoltaica està transformant la formació de preus del mercat elèctric espanyol. Les hores centrals del dia concentren cada vegada més electricitat de cost marginal molt baix, mentre que després de la posta de sol el sistema continua necessitant recursos gestionables cars com les centrals de gas. Aquesta divergència redueix cada cop més el valor capturat per la fotovoltaica i crea, al mateix temps, l’oportunitat que fa atractives les bateries.
La pèrdua de valor de les hores solars és observable al mercat. Segons Red Eléctrica, el mercat diari espanyol va registrar 784 hores amb preus zero o negatius el 2024 i prop de 805 hores equivalents el 2025. El seguiment de la Universitat de les Hespèrides situa aquest recompte en 1.015 hores a mitjan setembre de 2026, superant ja el total de l’any anterior. Aquest indicador evidencia la dificultat creixent de remunerar la generació en determinats intervals. És en aquest context que l’emmagatzematge pot recuperar part del valor fotovoltaic desplaçant energia cap a hores de preus més elevats, alhora que el seu desplegament comprimeix els marges que remuneren les mateixes bateries.
Aquesta prospectiva de Renovem-nos, construïda amb dades OMIE d’Espanya fins al 25 d’agost de 2026 i calibrada amb el re-clearing d’OMIE 2024 publicat per Alonso-Perez i Arcos-Vargas, per estudiar quin seria l’efecte de l’emmagatzematge sobre els preus de l’electricitat, mostra una seqüència clara.
Els primers GW de bateries (BESS) eleven el preu de les hores solars i redueixen el pic del vespre. És a dir, que aporten una major rentabilitat a la fotovoltaica i redueixen els preus de l’electricitat al requerir menys gas en hores no solars. Però, a mesura que la flota d’emmagatzematge creix, aquesta mateixa operació comprimeix també els marges (spreads) que remuneren l’emmagatzematge.
Dins del rang analitzat, fins a 12,5 GW de BESS de quatre hores de durada, l’ingrés day-ahead aproximat per MW cau de 69,3 a 18,6 k€/MW-any, aproximadament un 73%. [3]
La publicació de l’Ordre TED/966/2026, de 15 de setembre, permetrà apaivagar l’efecte d’aquesta anàlisi. La norma crea un mercat de capacitat peninsular que remunera la disponibilitat de potència ferma en €/MW i permet la participació de generació, emmagatzematge, demanda i agregadors. El seu preàmbul identifica expressament l’existència de cobertures inviables econòmicament (missing money) malgrat l’augment recent dels ingressos d’arbitratge i l’accés de l’emmagatzematge als diferents segments de mercat. [4]
Aquesta nova normativa impedeix que la compressió dels preus del mercat d’arbitrage impliqui un límit automàtic al desplegament de bateries BESS. El nou mercat pot permetre que projectes necessaris per a l’adequació obtinguin una renda de capacitat addicional quan el mercat d’energia no remunera tota la seva aportació sistèmica. Al mateix temps, més capacitat BESS sostinguda per aquesta renda pot continuar comprimint el day-ahead i reduir els preus de l’electricitat i propiciar altres mercats de flexibilitat. El resultat és un model econòmic progressivament basat en tres capes: energia, serveis de flexibilitat i potència ferma.
| Escenari | 14-18 h €/MWh | 19-23 h €/MWh | Spread €/MWh | Marge net BESS €/MWh | Ingrés DA proxy k€/MW-any |
|---|---|---|---|---|---|
| 2026 observat (proxy) | 22,3 | 104,8 | 82,5 | 67,1 | 69,3 |
| +5 GW / 20 GWh BESS | 27,3 | 87,2 | 59,9 | 43,9 | 40,1 |
| +7,6 GW / 30,4 GWh | 29,1 | 80,8 | 51,7 | 35,5 | 30,5 |
| +10 GW / 40 GWh | 30,3 | 76,1 | 45,8 | 29,3 | 23,8 |
| +12,5 GW / 50 GWh | 31,4 | 72,3 | 40,8 | 24,2 | 18,6 |
| Fenòmen sense l’Ordre TED/966/2026. La canibalització del BESS que mostra el model és una canibalització dels ingressos merchanta mesura que augmenta l’emmagatzematge. L’Ordre TED/966/2026 institucionalitza aquesta distinció en remunerar separadament la potència ferma. |
L’Ordre TED/966/2026 és doncs una resposta regulatòria explícita per evitar que la rendibilitat merchant de les bateries de curta durada que mostra la taula pugui deteriorar-se abans que el sistema hagi cobert totes les seves necessitats de flexibilitat i fermesa.
1. Objecte de l’anàlisi
Donat que aquesta nova ordre no fixa les quanties a percebre per la capacitat disponible i que aquestes s’aprovaran en una ordre ministerial posterior, l’objectiu de l’anàlisi de Renovem-nos és construir una prospectiva quantitativa de l’impacte que tindria l’entrada progressiva de bateries de curta durada sobre dos mercats relacionats: el valor de les hores de generació fotovoltaica i els ingressos disponibles per a l’emmagatzematge. I incorpora una tercera dimensió: estimar la remuneració de la potència ferma creada per l’Ordre TED/966/2026 que seria necessaria per compensar el missing money de l’emmagatzematge.
L’anàlisi no pretén predir un preu concret del pool, del mercat de capacitat o la rendibilitat financera d’un projecte el 2030. Pretén identificar ordres de magnitud i mecanismes econòmics. En particular, respon a tres preguntes: fins a quin punt els BESS poden recuperar el valor solar; com es degraden els seus ingressos a mesura que creix la flota; i com canvia aquesta trajectòria quan una part del valor sistèmic es remunera fora del mercat d’energia.
2. El marc 2030: renovables, electrificació i emmagatzematge
El PNIEC 2023-2030 preveu per al 2030 76 GW de fotovoltaica, inclosos 19 GW d’autoconsum, 62 GW d’eòlica i una quota renovable del 81% de la generació elèctrica. L’escenari també incorpora una electrificació del 35% i una demanda elèctrica un 34% superior a la de 2019, fins a aproximadament 358 TWh. [1][2]
Pel que fa a l’emmagatzematge, el PNIEC fixa 22,5 GW totals, dels quals 12,5 GW són diaris/setmanals i 10 GW estacionals. El repartiment tecnològic és orientatiu. Per això aquest informe no identifica 22,5 GW amb BESS: utilitza 12,5 GW de bateria de quatre hores només com a límit superior de sensibilitat, equivalent al cas extrem en què tot el bloc diari/setmanal fos electroquímic. [1]
L’estudi d’Alonso-Perez i Arcos-Vargas reconstrueix, dins del seu escenari PNIEC, un component de bateria de 7,6 GW i 30 GWh, juntament amb 10 GW de bombeig. Aquesta xifra s’utilitza com a referència acadèmica intermèdia, no com a objectiu regulatori vinculant. [3]
3. Per què la fotovoltaica crea el mercat del BESS
La canibalització fotovoltaica apareix quan moltes plantes amb perfils de producció similars ofereixen energia simultàniament. Amb costos marginals molt baixos, l’augment de FV desplaça la corba d’oferta i redueix especialment els preus de les hores solars. El preu capturat per cada MWh fotovoltaic tendeix, així, a quedar per sota del preu mitjà del sistema.
La bateria actua com a demanda en les hores barates i com a oferta en les hores cares. Aquesta operació eleva el costat solar de la corba, redueix el pic vespertí i disminueix els vertits. Però la volatilitat que elimina és també la font del seu ingrés d’arbitratge: l’èxit sistèmic del BESS redueix el valor marginal del següent BESS.
4. Metodologia de la prospectiva
4.1. Dades i indicadors
La base de preus correspon al mercat day-ahead d’OMIE per a Espanya. Per al 2026 es disposa de 229 dies entre l’1 de gener i el 25 d’agost; falten vuit dies en els fitxers consolidats i no s’han interpolat. A partir de l’1 d’octubre de 2025 el mercat diari és quart-horari, i els càlculs s’han normalitzat a blocs equivalents de quatre hores.
S’ha verificat que la sèrie espanyola utilitzada és MarginalES i no la columna portuguesa MarginalPT. Per mesurar l’oportunitat d’arbitratge s’utilitzen el spread diari màxim-mínim i la diferència entre el preu mitjà de 14-18 h i de 19-23 h. Aquesta última és un proxy del contrast solar-vespre, no el capture price fotovoltaic ponderat per generació.
El marge després d’eficiència es calcula com M = P19-23 – P14-18 / η, amb η = 0,88. Al resultat se li resten 12,3 €/MWh de cost variable/degradació, mantenint el valor utilitzat en l’estudi de calibratge. [3]
4.2. Calibratge amb el re-clearing OMIE 2024
Alonso-Perez i Arcos-Vargas re-casen el mercat espanyol de 2024 amb les corbes reals d’oferta i demanda d’OMIE. En l’escenari price-taker, 30 GWh addicionals redueixen el spread diari mitjà màxim-mínim de 70,68 a 32,56 €/MWh. La utilització baixa de 252 cicles equivalents anuals amb 2 GWh a 151 amb 50 GWh, i amb 30 GWh hi ha 130 dies en què no s’utilitza tota la capacitat disponible. [3]
Per traslladar aquesta elasticitat a 2026 s’ha calculat un headroom comparable. El valor passa de 56,38 €/MWh el 2024 a 107,17 €/MWh en el 2026 YTD, un factor 1,90. El model escala l’eix de capacitat amb aquest factor i aplica una funció exponencial calibrada al punt de 30 GWh de 2024. La compressió es reparteix aproximadament un 21,8% cap al costat barat i un 78,2% cap al costat car, d’acord amb la Figura 10 del treball de referència. [3]
4.3. Limitacions
La simulació no substitueix un re-clearing complet de les corbes OMIE 2026 i no modelitza l’evolució 2027-2030 del gas, la demanda, l’eòlica, la hidràulica, les interconnexions, els tancaments nuclears ni el comportament estratègic dels agents. Els resultats s’han d’interpretar com una prospectiva de sensibilitat, no com una previsió de preus.
La mètrica 14-18 h no és un capture price FV real. A més, la simulació del day-ahead no representa l’ingrés complet d’un BESS, que pot participar en intradiari, aFRR, mFRR, restriccions tècniques i altres serveis. Aquesta limitació esdevé especialment important amb el nou mercat de capacitat, que crea un ingrés separat per potència ferma.
5. Punt de partida: el mercat de 2026 encara ofereix un spread ampli
Entre gener i el 25 d’agost de 2026, la mitjana 14-18 h és 22,35 €/MWh i la de 19-23 h és 104,83 €/MWh. El spread és, per tant, 82,48 €/MWh. Amb una eficiència round-trip del 88% i 12,3 €/MWh de cost variable/degradació, el marge operatiu proxy és 67,14 €/MWh.
Aquest diferencial explica per què el primer desplegament de BESS pot ser especialment favorable: existeix prou separació entre el costat solar i el vespertí perquè la bateria elevi el valor de les hores barates sense destruir immediatament el seu propi marge.
Figura 1. Evolució simulada del preu 14-18 h, el preu 19-23 h i l’spread amb l’entrada progressiva de BESS de quatre hores.
6. Prospectiva fins al bloc diari/setmanal del PNIEC
| Escenari | GWh | 14-18 h | 19-23 h | Spread | Marge net | Cicles/any | Ingrés DA k€/MW-any |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Situació base | 0,0 | 22,3 | 104,8 | 82,5 | 67,1 | 258 | 69,3 |
| 5 GW | 20,0 | 27,3 | 87,2 | 59,9 | 43,9 | 228 | 40,1 |
| 7,6 GW (ref. acadèmica) | 30,4 | 29,1 | 80,8 | 51,7 | 35,5 | 215 | 30,5 |
| 10 GW | 40,0 | 30,3 | 76,1 | 45,8 | 29,3 | 203 | 23,8 |
| 12,5 GW (límit sensibilitat) | 50,0 | 31,4 | 72,3 | 40,8 | 24,2 | 192 | 18,6 |
Amb 5 GW / 20 GWh, el preu 14-18 h augmentaria uns 4,9 €/MWh, mentre el 19-23 h baixaria uns 17,7 €/MWh. El BESS encara conservaria 43,9 €/MWh de marge operatiu net. És una fase en què l’emmagatzematge pot millorar de manera clara l’economia de la solar sense que la canibalització de les bateries sigui encara dominant.
L’escenari de 7,6 GW / 30,4 GWh és especialment útil perquè gairebé coincideix amb els 7,6 GW i 30 GWh de bateria amb què l’estudi d’Alonso-Perez i Arcos-Vargas representa la composició PNIEC.[3] En aquesta configuració, el proxy solar pujaria fins a 29,1 €/MWh i el preu vespertí baixaria a 80,8 €/MWh. El marge net BESS quedaria en 35,5 €/MWh i l’ingrés anual day-ahead proxy en uns 30,5 mil €/MW-any.
A 10 GW / 40 GWh, el spread es redueix fins a 45,8 €/MWh i l’ingrés day-ahead proxy per MW baixa a 23,8 mil €/any. A 12,5 GW / 50 GWh, l’últim escenari de la prospectiva, el spread queda en 40,8 €/MWh i el marge net en 24,2 €/MWh. L’ingrés day-ahead proxy cau a 18,6 mil €/MW-any.
Figura 2. Evolució del marge operatiu net del BESS de quatre hores abans de CAPEX, O&M fix i ingressos d’altres mercats.
L’augment del preu 14-18 h és ràpid al principi i després s’aplana: 22,3 €/MWh sense nova bateria, 27,3 amb 5 GW, 29,1 amb 7,6 GW, 30,3 amb 10 GW i 31,4 amb 12,5 GW. Per tant, els primers 5-8 GW capturen bona part de la recuperació fàcil del preu solar; afegir més bateria continua ajudant, però cada GW addicional aporta menys recuperació.
Aquesta asimetria és coherent amb el re-clearing 2024: l’emmagatzematge redueix més el sostre de preus que no pas eleva el terra. En termes sistèmics és una bona notícia perquè redueix la volatilitat i el cost de les hores punta. En termes privats, però, significa que la bateria elimina més ràpidament el seu spread que no pas rescata el preu de la FV.
6.1. La saturació és estacional
La mateixa metodologia aplicada mes a mes mostra una dispersió elevada. El proxy de saturació econòmica equival a uns 7,6 GW al gener i 9,3 GW al febrer, però puja fins a 19,8 GW al juliol i 26,8 GW a l’agost. Una flota que encara troba spreads amplis a l’estiu pot tenir moltes menys oportunitats en mesos de menor volatilitat.
Figura 3. Sensibilitat mensual del llindar proxy de saturació econòmica. No representa una necessitat física d’emmagatzematge ni una previsió de potència instal·lada.
7. Implicacions per a la transició energètica espanyola
7.1. Les bateries poden salvar una part del valor solar, però no crear demanda final
Una bateria desplaça energia: consumeix un MWh en una hora barata i en retorna una fracció unes hores després. Amb una eficiència del 88%, aproximadament 0,88 MWh tornen al sistema. Per tant, el BESS redueix la simultaneïtat entre producció solar i consum, però no amplia per si sol la demanda energètica final.
L’electrificació fa una cosa diferent. Un vehicle elèctric, una bomba de calor, un procés industrial electrificat o un electrolitzador flexible poden absorbir energia solar i convertir-la en mobilitat, calor, producció industrial o molècules. Aquest consum no necessita ser reintroduït al mercat quatre hores després. Per això l’electrificació amplia estructuralment la base de demanda sobre la qual poden conviure renovables i emmagatzematge.
El PNIEC assumeix precisament aquesta complementarietat: 76 GW de FV i 22,5 GW d’emmagatzematge s’acompanyen d’una electrificació del 35% i d’una demanda un 34% superior a la de 2019.[2] Si el desplegament renovable i d’emmagatzematge avança molt més ràpid que aquesta demanda, la pressió canibalitzadora augmentarà.
7.2. La flexibilitat de demanda competeix i complementa el BESS
La flexibilitat de demanda pot reaccionar als mateixos senyals que una bateria: augmentar el consum quan hi ha excedent renovable i reduir-lo quan el sistema està tens. A diferència d’un BESS, però, una part d’aquesta demanda és consum final. Per això vehicles amb recàrrega intel·ligent, processos industrials flexibles, acumulació tèrmica o electròlisi poden sostenir el preu de les hores solars sense generar necessàriament una oferta equivalent al vespre.
La conclusió no és escollir entre bateries i flexibilitat, sinó desenvolupar-les de manera coordinada. La bateria aporta velocitat, simetria, control i serveis de xarxa; la demanda flexible aporta profunditat i pot ampliar el mercat elèctric útil.
7.3. La xarxa continua sent una condició habilitant
Ni la bateria ni l’electrificació poden materialitzar-se si la xarxa no pot connectar nova generació, nova demanda i instal·lacions bidireccionals. Una part del valor del BESS prové precisament de situar flexibilitat on hi ha congestions o excedents. Per tant, l’expansió i digitalització de les xarxes, els accessos flexibles i els senyals locacionals són complements, no substituts, de l’emmagatzematge.
7.4. El mercat de capacitat respon a un problema que el merchant arbitrage no resol
Si la necessitat sistèmica d’emmagatzematge és superior a la quantitat que es pot finançar amb spreads energètics, apareix un missing money: l’actiu aporta disponibilitat, potència ferma, reserves o estabilitat però no captura prou renda al pool per remunerar la inversió. Aquesta és la justificació econòmica dels mecanismes de capacitat.
El PNIEC ja incorpora els mercats de capacitat entre les eines per assegurar les inversions necessàries.[1] El disseny proposat pel MITECO permet la participació de generació, emmagatzematge i demanda, amb una retribució en €/MW-any a canvi de disponibilitat o reducció de consum en moments de necessitat del sistema.[4] A maig de 2026 el Govern indicava que, després del vistiplau europeu, preveia aprovar el mecanisme en les setmanes següents.[13] Aquest desenvolupament és coherent amb la trajectòria que mostra la prospectiva: a mesura que el BESS redueix els seus propis spreads, una part creixent del seu valor ha de provenir de serveis diferents de l’arbitratge pur.
8. L’Ordre TED/966/2026 canvia el model econòmic
L’Ordre TED/966/2026, publicada al BOE el 17 de setembre de 2026 i en vigor des del dia 18, crea un mercat de capacitat al sistema peninsular. La norma parteix explícitament del diagnòstic que, malgrat l’augment recent dels ingressos d’arbitratge i l’eliminació de barreres perquè l’emmagatzematge participi als diferents segments de mercat, persisteix un missing money que dificulta les inversions en tecnologies fermes i flexibles necessàries per a la seguretat de subministrament i la integració renovable. [4]
El producte subhastat és potència ferma, en MW, i la variable d’oferta és el preu en €/MW ferm i any. La casació és pay-as-bid. Poden participar productors, emmagatzematge, consumidors finals, agregadors de demanda i agregadors de producció i emmagatzematge. La potència ferma d’una instal·lació es calcula multiplicant la potència instal·lada pel coeficient de fermesa de la seva tecnologia. [4]Element Disseny de TED/966/2026 Implicació per al BESS Producte MW de potència ferma; oferta en €/MW ferm i any L’ingrés queda separat de l’spread energètic Casació Sobre tancat, pay-as-bid Cada projecte oferta el preu que requereix Participants Generació, emmagatzematge, demanda i agregadors El BESS competeix amb altres fonts de fermesa Subasta principal Prestació iniciada en un màxim de 5 anys; excepcionalment nova inversió fins a 9 anys Permet donar visibilitat a inversions futures Durada noves inversions Per tecnologia, orientada a la meitat de la vida útil; màxim 15 anys Pot donar estabilitat plurianual al flux de caixa Coeficient de fermesa Entre 0 i 1; es fixa a la convocatòria 1 MW BESS no equival necessàriament a 1 MW ferm Hores d’estrès Màxim 10% de les hores anuals; conegudes abans de cada any Obliga a reservar disponibilitat per adequació Retribució Mensual: 1/12 × MW ferms adjudicats × preu de subhasta Renda fixa condicionada al compliment
Per a noves inversions en generació i emmagatzematge, la durada de la prestació s’establirà per tecnologia i estarà orientada a aproximadament la meitat de la vida útil, amb un màxim de quinze anys; per a instal·lacions existents, la durada és de dotze mesos. Les subastes principals poden iniciar la prestació en un màxim de cinc anys, amb un cupo excepcional de nova inversió que pot arribar a nou anys. També hi haurà subastes d’ajust anuals i subastes transitòries fins que comenci el primer període de la subhasta principal. [4]
La dada decisiva per valorar un BESS encara no existeix: els coeficients de fermesa, la corba de potència requerida, el preu màxim, els períodes exactes de prestació i els valors unitaris d’inversió es fixaran a cada convocatòria, després de les propostes de REE i de la CNMC. Per tant, avui no és rigorós estimar un capacity payment concret per MW de bateria.
| Interpretació central. El mercat de capacitat no elimina la canibalització del day-ahead. Permet que una bateria continuï sent finançable perquè una part del seu valor es remunera com a disponibilitat de potència ferma i no com a marge d’arbitratge. Això desacobla parcialment la necessitat sistèmica del nivell de volatilitat del pool. |
9. Quantificar el missing money: una sensibilitat, no una previsió de subhasta
Per mesurar l’ordre de magnitud de la renda que deixa de proporcionar el day-ahead s’ha construït una sensibilitat de cost per a un BESS de quatre hores. No s’utilitza com a estimació del preu futur del mercat de capacitat. El càlcul només compara un cost anualitzat il·lustratiu amb l’ingrés day-ahead proxy del nostre model.
La IEA situa el cost global mitjà dels projectes utility-scale de bateria al voltant de 150 USD/kWh el 2024 i assenyala una nova reducció dels preus dels packs el 2025. [17] Com que els costos europeus i espanyols poden diferir per EPC, connexió, desenvolupament i finançament, s’utilitza una banda deliberadament ampla de 150, 200 i 250 €/kWh. S’assumeixen 15 anys de vida econòmica, WACC del 7% i O&M fix anual equivalent al 2% del CAPEX. Són hipòtesis analítiques, no dades de projecte.
| CAPEX | CAPEX per MW (4 h) | Cost anualitzat k€/MW-any |
|---|---|---|
| 150 €/kWh | 600 k€/MW | 77,9 |
| 200 €/kWh | 800 k€/MW | 103,8 |
| 250 €/kWh | 1.000 k€/MW | 129,8 |
En l’escenari central de 200 €/kWh, el cost anualitzat és 103,8 k€/MW-any. El day-ahead cobriria 69,3 k€/MW-any en la situació base, però només 18,6 k€/MW-any amb 12,5 GW. El requeriment residual d’ingressos -que pot provenir d’intradiari, serveis de balanç, contractes o mercat de capacitat- passa de 34,5 a 85,2 k€/MW-any.
| Escenari | Ingrés DA proxy | Residual amb 150 €/kWh | Residual amb 200 €/kWh | Residual amb 250 €/kWh |
|---|---|---|---|---|
| Base | 69,3 | 8,6 | 34,5 | 60,5 |
| 5 GW | 40,1 | 37,8 | 63,7 | 89,7 |
| 7,6 GW | 30,5 | 47,4 | 73,3 | 99,3 |
| 10 GW | 23,8 | 54,1 | 80,0 | 106,0 |
| 12,5 GW | 18,6 | 59,3 | 85,2 | 111,2 |
Figura 4. Sensibilitat del requeriment residual d’ingressos amb CAPEX central de 200 €/kWh. *No equival al capacity payment necessari: abans cal descomptar intradiari, balancing, auxiliars, contractes i altres ingressos.
La taula mostra per què la canibalització del BESS no implica necessàriament que deixin d’entrar bateries. Si el sistema identifica una necessitat de fermesa, la subhasta pot aportar una renda complementària. Però també mostra l’efecte invers: si el mercat de capacitat sosté un desplegament superior al que justificaria l’arbitratge, la flota addicional pot comprimir encara més els spreads i traslladar una proporció creixent del model de negoci cap a ingressos de capacitat i serveis.
No és possible convertir avui el requeriment residual en un preu de subhasta per MW ferm. La TED/966/2026 estableix que el coeficient de fermesa de cada tecnologia es fixarà en la convocatòria. Una anàlisi prèvia de Modo, elaborada sobre la proposta regulatòria, estimava per a BESS de quatre hores factors aproximats de 0,55-0,68 segons metodologia; aquesta dada no és vinculant i no s’utilitza en els càlculs de l’informe. [16]
10. Què ens ensenyen els mercats més madurs
L’experiència internacional mostra que el desplaçament d’ingressos entre mercats no és exclusiu d’Espanya. En els mercats BESS més madurs es repeteix una seqüència: saturació inicial dels serveis auxiliars, migració cap al wholesale i, quan la flota és prou gran, compressió dels spreads energètics. La caiguda d’ingressos, però, també depèn del clima, del gas, de la demanda i del disseny de mercat; no tota disminució pot atribuir-se a canibalització.
Els mercats amb més penetració de BESS ja s’observa una seqüència recurrent: primer se saturen els serveis auxiliars, que són mercats petits; després les bateries migren cap a l’arbitratge energètic; i, quan la flota és prou gran, la seva pròpia activitat comprimeix els spreads del wholesale.
| Mercat | Fase | Evidència observada | Font |
|---|---|---|---|
| Gran Bretanya | Saturació de freqüència | Entre 2022 i 2024 la capacitat BESS es triplica; la demanda de serveis auxiliars només creix ~50%; els preus de frequency response es redueixen 7 vegades i la seva quota d’ingressos passa d’un 84% a ~20%. | [6] |
| ERCOT (Texas) | Auxiliars + arbitratge | ERCOT atribueix la baixada de preus dels serveis auxiliars de 2024 a més capacitat disponible i més participació d’Energy Storage Resources. Modo estima ingressos BESS de 193 $/kW-any el 2023, 56 el 2024 i 29,4 el 2025. | [7][8] |
| CAISO (Califòrnia) | Migració cap a energia | Les bateries aporten el 84% de la regulació el 2024, però la quota de capacitat dedicada a auxiliars cau. L’ingrés net mitjà passa de 103 $/kW-any el 2022 a 78 el 2023 i 53 el 2024. CAISO atribueix bona part de la caiguda de 2024 a menors preus punta i menor càrrega. | [9] |
| NEM (Austràlia) | Autocanibalització visible | Els ingressos FCAS cauen de 384 kA$/MW-any el 2020 a 11 kA$/MW-any a inicis de 2025. Entre oct. 2025 i març 2026, amb una flota 2,7× superior, els ingressos BESS cauen 38% i l’arbitratge 25%; les bateries fixen el preu punta el doble de vegades. | [10][11] |
7.1. Gran Bretanya: els serveis auxiliars se saturen primer
L’experiència britànica mostra la fragilitat dels mercats de freqüència com a font permanent d’ingressos. Un informe de valoració financera elaborat per a l’EIB, a partir de dades de Modo Energy, descriu com la capacitat BESS es va triplicar entre 2022 i 2024 mentre la necessitat de serveis auxiliars només creixia un 50%. El resultat va ser una caiguda de set vegades en els preus de frequency response i una reducció de la seva quota en els ingressos BESS des del 84% fins a aproximadament el 20%.[6]
7.2. ERCOT: la saturació dels auxiliars desplaça les bateries cap a energia
ERCOT va informar que els preus dels serveis auxiliars de 2024 van ser substancialment inferiors als dels dos anys anteriors i va assenyalar explícitament com a causa una major capacitat disponible i una participació més elevada de les bateries.[7] El 2026, ERCOT resumeix la transició de manera directa: els primers BESS participaven sobretot en ancillary services; a mesura que l’oferta va augmentar i el cost de la fiabilitat va baixar, la participació es va desplaçar cap al mercat d’energia.[8]
La dada privada de mercat reforça la tendència: Modo estima que els ingressos mitjans BESS van passar d’uns 193 $/kW-any el 2023 a 56 el 2024 i 29,4 el 2025, amb la saturació dels auxiliars i la compressió de l’arbitratge entre les causes estructurals, tot i que el clima també va tenir un paper rellevant.[8]
7.3. Califòrnia: la bateria ja forma part estructural de la corba diària
CAISO mostra el paper que pot tenir l’emmagatzematge en un sistema solaritzat. El 2024, la càrrega de bateries representava aproximadament el 14,7% de la demanda de l’àrea CAISO entre les hores 10 i 13, ajudant a reduir excedents solars, mentre entre 17 i 21 les bateries aportaven un 8,6% de l’energia.[9] Alhora, proporcionaven el 84% de la regulació up/down, però la proporció de capacitat BESS dedicada als serveis auxiliars disminuïa a mesura que creixia la flota.[9]
Els ingressos nets mitjans de les bateries amb un any complet d’operació van passar de 103 $/kW-any el 2022 a 78 el 2023 i 53 el 2024.[9] CAISO adverteix, però, que la caiguda de 2024 va estar impulsada en bona part per menors preus punta i menor demanda. És una cautela important: no tota disminució d’ingressos BESS pot atribuir-se mecànicament a la canibalització.
7.4. Austràlia: de saturar FCAS a fixar el preu del pic
El NEM australià és el cas més clar de transició cap a l’autocanibalització energètica. Els ingressos FCAS de les bateries van caure de 384.000 A$/MW-any el 2020 a 11.000 A$/MW-any durant els primers quatre mesos de 2025, una reducció superior al 97%, atribuïda a la saturació dels serveis de freqüència.[10]
La fase següent ja és observable. Entre octubre de 2025 i març de 2026, la capacitat BESS va créixer 2,7 vegades interanualment i els ingressos van caure 38%; l’arbitratge energètic va disminuir 25%. Modo identifica que les bateries van passar a fixar els preus punta el doble de vegades que l’any anterior i van començar a canibalitzar els seus propis marges.[11] AEMO, per la seva banda, constata que l’augment de bateries està elevant la freqüència amb què la càrrega BESS fixa preus durant el dia i la descàrrega ho fa al vespre.[12]Mercat Fase observada Evidència Font Gran Bretanya Saturació de freqüència Entre 2022 i 2024 la capacitat BESS es triplica; els preus de frequency response cauen fortament i la seva quota d’ingressos es redueix. [6] ERCOT (Texas) Auxiliars + energia ERCOT atribueix part de la caiguda de preus auxiliars de 2024 a més capacitat i més participació BESS. Modo estima ingressos mitjans de 193 $/kW-any el 2023, 56 el 2024 i 29,4 el 2025. [7][8] CAISO (Califòrnia) Migració cap a energia Les bateries aporten gran part de la regulació, però augmenta el seu paper en energia. L’ingrés net mitjà passa de 103 $/kW-any el 2022 a 53 el 2024; CAISO assenyala també menors preus punta i menor càrrega. [9] NEM (Austràlia) Autocanibalització visible Els ingressos FCAS es desplomen amb la saturació; entre oct. 2025 i març 2026, amb una flota 2,7x superior, els ingressos BESS cauen 38% i l’arbitratge 25%. [10][11][12]
11. Implicacions sistèmiques fins al 2030
11.1. El mercat de capacitat resol fermesa, no demanda energètica
Una bateria desplaça energia: consumeix en una hora barata i retorna una fracció més tard. El mercat de capacitat pot remunerar que aquesta potència estigui disponible en hores d’estrès, però no converteix per si sol els excedents renovables en nova demanda final. Per això no resol directament la canibalització fotovoltaica que prové d’una oferta solar que creix més ràpid que el consum electrificat.
L’electrificació té un efecte diferent: vehicles elèctrics, bombes de calor, processos industrials i electròlisi flexible poden absorbir electricitat i transformar-la en serveis finals. El PNIEC pressuposa aquesta complementarietat en combinar més renovables i emmagatzematge amb una electrificació del 35% i una demanda superior a la de 2019. [1][2]
11.2. La flexibilitat de demanda entra al mateix mercat de fermesa
La TED/966/2026 permet participar directament a consumidors i agregadors de demanda. Això és rellevant perquè la flexibilitat de demanda pot competir amb el BESS en la provisió de potència ferma i, al mateix temps, pot absorbir excedents solars sense haver de reintroduir després tota l’energia al mercat. La subhasta no predetermina quina tecnologia ha de cobrir la necessitat: compara aportacions de fermesa mitjançant coeficients tecnològics. [4]
11.3. El mercat de capacitat pot accentuar la compressió merchant
Si les subastes adjudiquen nova capacitat BESS que no seria finançable només amb arbitratge, el volum de bateries efectivament construït pot superar el que sorgiria d’un mercat purament merchant. Aquesta capacitat addicional pot elevar encara més els preus de càrrega i reduir els de descàrrega. El mecanisme de capacitat, per tant, no evita la canibalització del day-ahead; evita que aquesta canibalització sigui necessàriament incompatible amb la inversió que el sistema considera necessària per a l’adequació.
11.4. Xarxa i durada continuen sent restriccions físiques
Ni la remuneració de capacitat ni el BESS substitueixen la xarxa. Nova generació, nova demanda i instal·lacions bidireccionals necessiten accés i capacitat de transport i distribució. Igualment, un BESS de quatre hores pot aportar flexibilitat intradiària i fermesa segons el coeficient que se li assigni, però no substitueix l’emmagatzematge estacional ni garanteix cobertura multidiària. El PNIEC manté 10 GW de necessitat estacional precisament perquè els horitzons de flexibilitat són diferents. [1]
12. Conclusions
1. El mercat espanyol de 2026 manté un spread solar-vespre molt ampli. Això ofereix una finestra favorable per al primer desplegament de BESS i permet recuperar part del valor de les hores fotovoltaiques.
2. En la prospectiva fins a 12,5 GW de BESS de quatre hores, el marge net operatiu proxy cau de 67,1 a 24,2 €/MWh i l’ingrés day-ahead per MW aproximadament un 73%. La recuperació del preu solar continua, però amb rendiments decreixents.
3. La saturació econòmica és estacional i no equival a suficiència física. Un sistema pot necessitar potència flexible per a hores o dies crítics encara que molts dies ofereixin poques oportunitats merchant.
4. Els serveis auxiliars i de balanç tampoc ofereixen una profunditat il·limitada. L’experiència internacional i les noves metodologies de benchmark espanyoles mostren que la competència redueix els ingressos per MW a mesura que creix l’escala.
5. L’Ordre TED/966/2026 modifica el punt d’equilibri: la rendibilitat del BESS deixa de dependre exclusivament del revenue stack merchant perquè la potència ferma pot obtenir una retribució específica en €/MW ferm i any.
6. El nou mercat no garanteix una renda concreta a les bateries. La fermesa reconeguda, la potència requerida, els preus màxims, les durades i la competència amb demanda i altres tecnologies es definiran a les convocatòries. Per tant, encara no és possible estimar un capacity payment bancable.
7. En una sensibilitat central de 200 €/kWh, el requeriment residual d’ingressos abans d’intradiari, balancing i capacitat augmenta de 34,5 k€/MW-any a la base a 85,2 k€/MW-any amb 12,5 GW. Aquesta diferència il·lustra la magnitud creixent del missing money del day-ahead, no el preu que hauria de pagar la subhasta.
8. La combinació de FV i BESS no pot, per si sola, completar la transició. El mercat de capacitat resol un problema de fermesa; l’electrificació i la flexibilitat amplien la demanda útil; la xarxa permet connectar i moure aquesta energia; i l’emmagatzematge de durades diverses cobreix horitzons que una bateria de quatre hores no pot resoldre.
