Tras cinco años de tramitación, la Comisión Europea autorizó el mercado de capacidad español el pasado 29 de mayo, pero el Ejecutivo de Pedro Sánchez lo mantiene paralizado, a falta de una orden ministerial que lo ponga en marcha con sus consiguientes subastas. Frente a esta parsimonia, Alemania recibió el 2 de septiembre luz verde de Bruselas al mercado de capacidad —StromVKG— y en seis días ha puesto en marcha la primera subasta. Según varias fuentes del sector eléctrico consultadas por ABC, esta decisión del Gobierno preocupa, y mucho, «porque se pueden producir momentos —como el vivido tras el apagón— en los que, ante los incrementos de demanda, aumente el riesgo de suministro por la ausencia de potencia firme».Los mercados de capacidad están diseñados para garantizar que haya energía disponible para cubrir la demanda en situaciones críticas, como el día en el que España se fundió en negro en abril del año pasado. En estos mercados se remunera la disponibilidad de las plantas de generación eléctrica , es decir, que ciertas instalaciones estén listas para producir energía cuando sea necesario, que sirven para asegurar que no falte electricidad cuando sea necesario.Los 9.000 millones de euros se basan en un esquema de 900 millones anuales condicionados a las subastas de capacidad. El mecanismo, gestionado por Red Eléctrica , el operador del sistema presidido por Beatriz Corredor, paga a las plantas por estar disponibles, no por producir. Es la prima que el sistema abona a cualquier instalación capaz de responder cuando la solar se apaga y el viento no sopla. «Otra de las dudas es que el diseño de este mercado no distingue correctamente entre una batería que se vacía en cuatro horas y un bombeo capaz de responder durante veinte y la diferencia puede terminar pagándola el consumidor», coinciden los expertos consultados.Doscientos veinte megavatios. Esa es toda la batería estacionaria —las plantas de almacenamiento a gran escala que se conectan directamente al sistema eléctrico, sin relación con las baterías de los coches— que España tiene realmente conectada y funcionando a mediados de 2026. Frente a esa cifra, 28,3 GW de proyectos de este mismo tipo de instalaciones ya tienen permiso de acceso a la red, y otros 42,5 GW esperan turno en la cola de tramitación, según el informe ‘Retos del sistema eléctrico en el horizonte 2035’ que EY publicó el mes pasado. Bombeo hidráulicoEl bombeo hidráulico, la tecnología que lleva medio siglo haciendo el mismo trabajo —absorber excedente solar , para devolverlo por la noche—, sigue congelado en 5,5 GW desde hace años. Ese contraste, entre lo que ya funciona y lo que solo existe en el papel, es el telón de fondo sobre el que España va a desplegar el nuevo mercado de capacidad, para el que Bruselas aprobó el pasado 29 de mayo ese presupuesto máximo de 9.000 millones de euros durante diez años.La pregunta que flota en el ambiente entre todos los actores del sector, y que todavía no tiene respuesta oficial, es cuánta potencia firme compra realmente cada euro de esa prima, precisamente el ‘quid’ de la cuestión y donde empieza el verdadero problema, según los expertos. Entre 2020 y 2026, según el recuento de EY, las baterías se llevaron 965 millones de euros en ayudas públicas para 179 proyectos. El bombeo, 355 millones para solo 14. Y eso que el bombeo tiene más potencia subvencionada, no menos de 4.500 MW frente a los 3.600 MW de las baterías. Medida por kilovatio subvencionado, la ayuda a las baterías más que triplica la del bombeo: 270 euros frente a 79. Pero el dato que de verdad delata la asimetría es otro: por cada kilovatio-hora de energía que puede llegar a almacenar, una batería recibe de media 78 euros de subvención pública mientras que un bombeo obtiene siete, once veces menos.Esa diferencia importaría poco si ambas tecnologías dieran al sistema la misma garantía de suministro. Y no la dan. Según la experiencia internacional que recoge el propio informe de EY , el bombeo alcanza un 92% de firmeza acreditada en el Reino Unido y un 96% en Polonia; las baterías, un 44% y un 12%, respectivamente. El factor de «derating», el parámetro que traduce potencia nominal en potencia realmente disponible cuando el sistema está en apuros, reduce a la mitad —o más— el valor reconocido a cada megavatio de batería frente al de bombeo. Y las baterías que hoy se subvencionan mayoritariamente en España son, precisamente, de dos y cuatro horas.La diferencia se vuelve crítica cuando un episodio de baja producción renovable se prolonga más allá de las dos o cuatro horas para las que están diseñadas buena parte de las baterías. Una vez descargadas necesitan volver a disponer de energía para recargarse. El bombeo puede mantener su aportación durante muchas más horas, y los ciclos combinados ofrecen generación gestionable mientras dispongan de combustible. «De ahí el riesgo de confundir el rápido crecimiento de la potencia nominal de almacenamiento con un aumento equivalente de la seguridad de suministro: muchos megavatios sobre el papel no significan necesariamente la misma potencia firme cuando el sistema más la necesita», señalan las mismas fuentes.El precedente que ya se ha vivido dos vecesHay un patrón que España ya conoce. Las placas solares para autoconsumo se subvencionaron con dinero público europeo; hoy, casi todos los paneles que se instalan en los tejados españoles se fabrican en China. Con el coche eléctrico , Madrid y Bruselas ya han empezado a rectificar las ayudas exigiendo origen europeo, después de ver cómo los fabricantes chinos capturaban la cuota de un mercado que el contribuyente europeo había creado. Y es que solo el 9% de los fabricantes de primer nivel de sistemas de baterías estacionarias son europeos, según el ranking Tier-1 Storage de Bloomberg NEF; China concentra alrededor de tres cuartas partes de la producción mundial de esta tecnología, a precios un 30% más bajos que los europeos, y controla además el procesado de litio, grafito, níquel, cátodos y ánodos que alimenta tanto el almacenamiento estacionario como el coche eléctrico. El bombeo, en cambio, se surte en un 85% de proveedores europeos —Voith, Andritz, Ingeteam, GE Vernova Hydro, entre ellos—, con fábricas y empleo que se quedan en el continente.Pero ni siquiera China , líder mundial indiscutible en fabricación de baterías, confía únicamente en ellas para resolver sus necesidades de almacenamiento. El país tenía en 2025 unos 62 GW de bombeo y 71,5 GW de baterías, y prevé alcanzar en 2030 alrededor de 120 GW y 150 GW, respectivamente, según los datos recogidos por una de las ‘Big four’, PwC. China vende baterías al mundo mientras construye en casa un sistema en el que almacenamiento electroquímico y bombeo se complementan.La cumbre hispano-china de abril de 2026 no hizo sino confirmar hacia dónde apunta la tendencia en España: memorandos para asegurar el suministro de celdas de batería y nuevos proyectos vinculados a fabricantes chinos. El mismo guion que ya se vivió con la fotovoltaica —Europa abre el mercado, China se queda con buena parte de la industria— amenaza con volver a representarse, esta vez con el almacenamiento eléctrico.La corrección pendienteEY no pide elegir entre tecnologías, sino valorar correctamente lo que cada una aporta al sistema. El informe insiste en que la neutralidad tecnológica exige calcular bien los factores de firmeza, «reconociendo a cada tecnología lo que realmente aporta al sistema en términos de firmeza». La cuestión resulta especialmente relevante en un mercado de capacidad concebido precisamente para pagar disponibilidad: no basta con conocer cuántos megavatios nominales ofrece una instalación, sino cuántos puede garantizar cuando el sistema realmente los necesita.«España necesita baterías y necesita bombeo. Lo que no necesita es pagar como equivalentes cosas que físicamente no lo son. El mercado de capacidad dispone de hasta 9.000 millones de euros para comprar seguridad de suministro durante la próxima década. La cuestión no es qué tecnología merece ese dinero, sino cuánta seguridad compra realmente cada euro. Confundir potencia instalada con potencia firme puede convertir una política destinada a proteger al sistema en una forma extraordinariamente cara de descubrir, cuando llegue una crisis, que no todos los megavatios valían lo mismo», concluyen fuentes del sector. Tras cinco años de tramitación, la Comisión Europea autorizó el mercado de capacidad español el pasado 29 de mayo, pero el Ejecutivo de Pedro Sánchez lo mantiene paralizado, a falta de una orden ministerial que lo ponga en marcha con sus consiguientes subastas. Frente a esta parsimonia, Alemania recibió el 2 de septiembre luz verde de Bruselas al mercado de capacidad —StromVKG— y en seis días ha puesto en marcha la primera subasta. Según varias fuentes del sector eléctrico consultadas por ABC, esta decisión del Gobierno preocupa, y mucho, «porque se pueden producir momentos —como el vivido tras el apagón— en los que, ante los incrementos de demanda, aumente el riesgo de suministro por la ausencia de potencia firme».Los mercados de capacidad están diseñados para garantizar que haya energía disponible para cubrir la demanda en situaciones críticas, como el día en el que España se fundió en negro en abril del año pasado. En estos mercados se remunera la disponibilidad de las plantas de generación eléctrica , es decir, que ciertas instalaciones estén listas para producir energía cuando sea necesario, que sirven para asegurar que no falte electricidad cuando sea necesario.Los 9.000 millones de euros se basan en un esquema de 900 millones anuales condicionados a las subastas de capacidad. El mecanismo, gestionado por Red Eléctrica , el operador del sistema presidido por Beatriz Corredor, paga a las plantas por estar disponibles, no por producir. Es la prima que el sistema abona a cualquier instalación capaz de responder cuando la solar se apaga y el viento no sopla. «Otra de las dudas es que el diseño de este mercado no distingue correctamente entre una batería que se vacía en cuatro horas y un bombeo capaz de responder durante veinte y la diferencia puede terminar pagándola el consumidor», coinciden los expertos consultados.Doscientos veinte megavatios. Esa es toda la batería estacionaria —las plantas de almacenamiento a gran escala que se conectan directamente al sistema eléctrico, sin relación con las baterías de los coches— que España tiene realmente conectada y funcionando a mediados de 2026. Frente a esa cifra, 28,3 GW de proyectos de este mismo tipo de instalaciones ya tienen permiso de acceso a la red, y otros 42,5 GW esperan turno en la cola de tramitación, según el informe ‘Retos del sistema eléctrico en el horizonte 2035’ que EY publicó el mes pasado. Bombeo hidráulicoEl bombeo hidráulico, la tecnología que lleva medio siglo haciendo el mismo trabajo —absorber excedente solar , para devolverlo por la noche—, sigue congelado en 5,5 GW desde hace años. Ese contraste, entre lo que ya funciona y lo que solo existe en el papel, es el telón de fondo sobre el que España va a desplegar el nuevo mercado de capacidad, para el que Bruselas aprobó el pasado 29 de mayo ese presupuesto máximo de 9.000 millones de euros durante diez años.La pregunta que flota en el ambiente entre todos los actores del sector, y que todavía no tiene respuesta oficial, es cuánta potencia firme compra realmente cada euro de esa prima, precisamente el ‘quid’ de la cuestión y donde empieza el verdadero problema, según los expertos. Entre 2020 y 2026, según el recuento de EY, las baterías se llevaron 965 millones de euros en ayudas públicas para 179 proyectos. El bombeo, 355 millones para solo 14. Y eso que el bombeo tiene más potencia subvencionada, no menos de 4.500 MW frente a los 3.600 MW de las baterías. Medida por kilovatio subvencionado, la ayuda a las baterías más que triplica la del bombeo: 270 euros frente a 79. Pero el dato que de verdad delata la asimetría es otro: por cada kilovatio-hora de energía que puede llegar a almacenar, una batería recibe de media 78 euros de subvención pública mientras que un bombeo obtiene siete, once veces menos.Esa diferencia importaría poco si ambas tecnologías dieran al sistema la misma garantía de suministro. Y no la dan. Según la experiencia internacional que recoge el propio informe de EY , el bombeo alcanza un 92% de firmeza acreditada en el Reino Unido y un 96% en Polonia; las baterías, un 44% y un 12%, respectivamente. El factor de «derating», el parámetro que traduce potencia nominal en potencia realmente disponible cuando el sistema está en apuros, reduce a la mitad —o más— el valor reconocido a cada megavatio de batería frente al de bombeo. Y las baterías que hoy se subvencionan mayoritariamente en España son, precisamente, de dos y cuatro horas.La diferencia se vuelve crítica cuando un episodio de baja producción renovable se prolonga más allá de las dos o cuatro horas para las que están diseñadas buena parte de las baterías. Una vez descargadas necesitan volver a disponer de energía para recargarse. El bombeo puede mantener su aportación durante muchas más horas, y los ciclos combinados ofrecen generación gestionable mientras dispongan de combustible. «De ahí el riesgo de confundir el rápido crecimiento de la potencia nominal de almacenamiento con un aumento equivalente de la seguridad de suministro: muchos megavatios sobre el papel no significan necesariamente la misma potencia firme cuando el sistema más la necesita», señalan las mismas fuentes.El precedente que ya se ha vivido dos vecesHay un patrón que España ya conoce. Las placas solares para autoconsumo se subvencionaron con dinero público europeo; hoy, casi todos los paneles que se instalan en los tejados españoles se fabrican en China. Con el coche eléctrico , Madrid y Bruselas ya han empezado a rectificar las ayudas exigiendo origen europeo, después de ver cómo los fabricantes chinos capturaban la cuota de un mercado que el contribuyente europeo había creado. Y es que solo el 9% de los fabricantes de primer nivel de sistemas de baterías estacionarias son europeos, según el ranking Tier-1 Storage de Bloomberg NEF; China concentra alrededor de tres cuartas partes de la producción mundial de esta tecnología, a precios un 30% más bajos que los europeos, y controla además el procesado de litio, grafito, níquel, cátodos y ánodos que alimenta tanto el almacenamiento estacionario como el coche eléctrico. El bombeo, en cambio, se surte en un 85% de proveedores europeos —Voith, Andritz, Ingeteam, GE Vernova Hydro, entre ellos—, con fábricas y empleo que se quedan en el continente.Pero ni siquiera China , líder mundial indiscutible en fabricación de baterías, confía únicamente en ellas para resolver sus necesidades de almacenamiento. El país tenía en 2025 unos 62 GW de bombeo y 71,5 GW de baterías, y prevé alcanzar en 2030 alrededor de 120 GW y 150 GW, respectivamente, según los datos recogidos por una de las ‘Big four’, PwC. China vende baterías al mundo mientras construye en casa un sistema en el que almacenamiento electroquímico y bombeo se complementan.La cumbre hispano-china de abril de 2026 no hizo sino confirmar hacia dónde apunta la tendencia en España: memorandos para asegurar el suministro de celdas de batería y nuevos proyectos vinculados a fabricantes chinos. El mismo guion que ya se vivió con la fotovoltaica —Europa abre el mercado, China se queda con buena parte de la industria— amenaza con volver a representarse, esta vez con el almacenamiento eléctrico.La corrección pendienteEY no pide elegir entre tecnologías, sino valorar correctamente lo que cada una aporta al sistema. El informe insiste en que la neutralidad tecnológica exige calcular bien los factores de firmeza, «reconociendo a cada tecnología lo que realmente aporta al sistema en términos de firmeza». La cuestión resulta especialmente relevante en un mercado de capacidad concebido precisamente para pagar disponibilidad: no basta con conocer cuántos megavatios nominales ofrece una instalación, sino cuántos puede garantizar cuando el sistema realmente los necesita.«España necesita baterías y necesita bombeo. Lo que no necesita es pagar como equivalentes cosas que físicamente no lo son. El mercado de capacidad dispone de hasta 9.000 millones de euros para comprar seguridad de suministro durante la próxima década. La cuestión no es qué tecnología merece ese dinero, sino cuánta seguridad compra realmente cada euro. Confundir potencia instalada con potencia firme puede convertir una política destinada a proteger al sistema en una forma extraordinariamente cara de descubrir, cuando llegue una crisis, que no todos los megavatios valían lo mismo», concluyen fuentes del sector.
Tras cinco años de tramitación, la Comisión Europea autorizó el mercado de capacidad español el pasado 29 de mayo, pero el Ejecutivo de Pedro Sánchez lo mantiene paralizado, a falta de una orden ministerial que lo ponga en marcha con sus consiguientes subastas. Frente a … esta parsimonia, Alemania recibió el 2 de septiembre luz verde de Bruselas al mercado de capacidad —StromVKG— y en seis días ha puesto en marcha la primera subasta. Según varias fuentes del sector eléctrico consultadas por ABC, esta decisión del Gobierno preocupa, y mucho, «porque se pueden producir momentos —como el vivido tras el apagón— en los que, ante los incrementos de demanda, aumente el riesgo de suministro por la ausencia de potencia firme».
Los mercados de capacidad están diseñados para garantizar que haya energía disponible para cubrir la demanda en situaciones críticas, como el día en el que España se fundió en negro en abril del año pasado. En estos mercados se remunera la disponibilidad de las plantas de generación eléctrica, es decir, que ciertas instalaciones estén listas para producir energía cuando sea necesario, que sirven para asegurar que no falte electricidad cuando sea necesario.
Los 9.000 millones de euros se basan en un esquema de 900 millones anuales condicionados a las subastas de capacidad. El mecanismo, gestionado por Red Eléctrica, el operador del sistema presidido por Beatriz Corredor, paga a las plantas por estar disponibles, no por producir. Es la prima que el sistema abona a cualquier instalación capaz de responder cuando la solar se apaga y el viento no sopla. «Otra de las dudas es que el diseño de este mercado no distingue correctamente entre una batería que se vacía en cuatro horas y un bombeo capaz de responder durante veinte y la diferencia puede terminar pagándola el consumidor», coinciden los expertos consultados.
Noticia relacionada
Doscientos veinte megavatios. Esa es toda la batería estacionaria —las plantas de almacenamiento a gran escala que se conectan directamente al sistema eléctrico, sin relación con las baterías de los coches— que España tiene realmente conectada y funcionando a mediados de 2026. Frente a esa cifra, 28,3 GW de proyectos de este mismo tipo de instalaciones ya tienen permiso de acceso a la red, y otros 42,5 GW esperan turno en la cola de tramitación, según el informe ‘Retos del sistema eléctrico en el horizonte 2035’ que EY publicó el mes pasado.
Bombeo hidráulico
El bombeo hidráulico, la tecnología que lleva medio siglo haciendo el mismo trabajo —absorber excedente solar, para devolverlo por la noche—, sigue congelado en 5,5 GW desde hace años. Ese contraste, entre lo que ya funciona y lo que solo existe en el papel, es el telón de fondo sobre el que España va a desplegar el nuevo mercado de capacidad, para el que Bruselas aprobó el pasado 29 de mayo ese presupuesto máximo de 9.000 millones de euros durante diez años.
La pregunta que flota en el ambiente entre todos los actores del sector, y que todavía no tiene respuesta oficial, es cuánta potencia firme compra realmente cada euro de esa prima, precisamente el ‘quid’ de la cuestión y donde empieza el verdadero problema, según los expertos.
Entre 2020 y 2026, según el recuento de EY, las baterías se llevaron 965 millones de euros en ayudas públicas para 179 proyectos. El bombeo, 355 millones para solo 14. Y eso que el bombeo tiene más potencia subvencionada, no menos de 4.500 MW frente a los 3.600 MW de las baterías. Medida por kilovatio subvencionado, la ayuda a las baterías más que triplica la del bombeo: 270 euros frente a 79.
Pero el dato que de verdad delata la asimetría es otro: por cada kilovatio-hora de energía que puede llegar a almacenar, una batería recibe de media 78 euros de subvención pública mientras que un bombeo obtiene siete, once veces menos.
Esa diferencia importaría poco si ambas tecnologías dieran al sistema la misma garantía de suministro. Y no la dan. Según la experiencia internacional que recoge el propio informe de EY, el bombeo alcanza un 92% de firmeza acreditada en el Reino Unido y un 96% en Polonia; las baterías, un 44% y un 12%, respectivamente. El factor de «derating», el parámetro que traduce potencia nominal en potencia realmente disponible cuando el sistema está en apuros, reduce a la mitad —o más— el valor reconocido a cada megavatio de batería frente al de bombeo. Y las baterías que hoy se subvencionan mayoritariamente en España son, precisamente, de dos y cuatro horas.
La diferencia se vuelve crítica cuando un episodio de baja producción renovable se prolonga más allá de las dos o cuatro horas para las que están diseñadas buena parte de las baterías. Una vez descargadas necesitan volver a disponer de energía para recargarse. El bombeo puede mantener su aportación durante muchas más horas, y los ciclos combinados ofrecen generación gestionable mientras dispongan de combustible. «De ahí el riesgo de confundir el rápido crecimiento de la potencia nominal de almacenamiento con un aumento equivalente de la seguridad de suministro: muchos megavatios sobre el papel no significan necesariamente la misma potencia firme cuando el sistema más la necesita», señalan las mismas fuentes.
El precedente que ya se ha vivido dos veces
Hay un patrón que España ya conoce. Las placas solares para autoconsumo se subvencionaron con dinero público europeo; hoy, casi todos los paneles que se instalan en los tejados españoles se fabrican en China. Con el coche eléctrico, Madrid y Bruselas ya han empezado a rectificar las ayudas exigiendo origen europeo, después de ver cómo los fabricantes chinos capturaban la cuota de un mercado que el contribuyente europeo había creado.
Y es que solo el 9% de los fabricantes de primer nivel de sistemas de baterías estacionarias son europeos, según el ranking Tier-1 Storage de Bloomberg NEF; China concentra alrededor de tres cuartas partes de la producción mundial de esta tecnología, a precios un 30% más bajos que los europeos, y controla además el procesado de litio, grafito, níquel, cátodos y ánodos que alimenta tanto el almacenamiento estacionario como el coche eléctrico. El bombeo, en cambio, se surte en un 85% de proveedores europeos —Voith, Andritz, Ingeteam, GE Vernova Hydro, entre ellos—, con fábricas y empleo que se quedan en el continente.
Pero ni siquiera China, líder mundial indiscutible en fabricación de baterías, confía únicamente en ellas para resolver sus necesidades de almacenamiento. El país tenía en 2025 unos 62 GW de bombeo y 71,5 GW de baterías, y prevé alcanzar en 2030 alrededor de 120 GW y 150 GW, respectivamente, según los datos recogidos por una de las ‘Big four’, PwC. China vende baterías al mundo mientras construye en casa un sistema en el que almacenamiento electroquímico y bombeo se complementan.
La cumbre hispano-china de abril de 2026 no hizo sino confirmar hacia dónde apunta la tendencia en España: memorandos para asegurar el suministro de celdas de batería y nuevos proyectos vinculados a fabricantes chinos. El mismo guion que ya se vivió con la fotovoltaica —Europa abre el mercado, China se queda con buena parte de la industria— amenaza con volver a representarse, esta vez con el almacenamiento eléctrico.
La corrección pendiente
EY no pide elegir entre tecnologías, sino valorar correctamente lo que cada una aporta al sistema. El informe insiste en que la neutralidad tecnológica exige calcular bien los factores de firmeza, «reconociendo a cada tecnología lo que realmente aporta al sistema en términos de firmeza». La cuestión resulta especialmente relevante en un mercado de capacidad concebido precisamente para pagar disponibilidad: no basta con conocer cuántos megavatios nominales ofrece una instalación, sino cuántos puede garantizar cuando el sistema realmente los necesita.
«España necesita baterías y necesita bombeo. Lo que no necesita es pagar como equivalentes cosas que físicamente no lo son. El mercado de capacidad dispone de hasta 9.000 millones de euros para comprar seguridad de suministro durante la próxima década. La cuestión no es qué tecnología merece ese dinero, sino cuánta seguridad compra realmente cada euro. Confundir potencia instalada con potencia firme puede convertir una política destinada a proteger al sistema en una forma extraordinariamente cara de descubrir, cuando llegue una crisis, que no todos los megavatios valían lo mismo», concluyen fuentes del sector.
RSS de noticias de economia
