La continuidad de Almaraz hasta junio de 2030 introduce una nueva variable en el futuro mercado de capacidad español. La central aportará generación firme durante más tiempo del previsto y alterará las necesidades de cobertura que servirán para definir las primeras convocatorias.
José Luis Bernal Albendín, experto y divulgador en energía y responsable de la Oficina de Energía de Cámara de Comercio e Industria, explica en diálogo con Energía Estratégica:
“La extensión de la operación de Almaraz no elimina la necesidad de un mercado de capacidad, pero sí modifica temporalmente la disponibilidad de potencia y la utilización prevista de los ciclos combinados. Esto aconseja actualizar los análisis de cobertura y, sobre todo, dimensionennials correctamente el volumen de las primeras subastas”.
El mecanismo ya fue autorizado por la Comisión Europea el 29 de mayo, con un presupuesto estimado de 9.000 millones de euros durante diez años. España, sin embargo, todavía debe aprobar la orden ministerial que establecerá su regulación nacional.
El análisis publicado en el BOE estima que la generación eléctrica con gas podría ser un 7% menor en 2030 respecto del escenario contemplado en el PNIEC. La nueva proyección modifica las condiciones consideradas inicialmente y añade presión sobre un calendario que continúa abierto.
Sobre la posibilidad de que la orden vea la luz de manera inminente, Bernal pone cautela:
“Septiembre puede ser el objetivo político, pero todavía no puede darse por seguro”.
La prolongación nuclear también puede intensificar la competencia por el acceso efectivo a la red. Aurora Energy Research proyecta que los vertidos eólicos y solares serían un 40% superiores en 2030 frente a un escenario sin la extensión de Almaraz, especialmente en Extremadura, donde ya existen importantes restricciones.
Ese excedente refuerza el papel del almacenamiento, aunque no garantiza por sí mismo su rentabilidad. Para movilizar capital, las futuras convocatorias deberán reconocer adecuadamente el aporte de cada tecnología, evitar una contratación sobredimensionada y limitar el impacto sobre los consumidores.
El reparto tendrá distintas velocidades: los ciclos combinados parten con ventaja para el estreno; las baterías competirán por la señal de inversión de largo plazo; la gestión de la demanda podría contener los costes; y las renovables mejorarán su posición mediante la hibridación.
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La orden ministerial continúa marcando el ritmo
Bruselas ya autorizó el esquema del mercado de capacidad como ayuda de Estado, pero España todavía debe publicar la orden que lo crea y regula a escala nacional. A finales de junio, el Ministerio para la Transición Ecológica aseguraba que su tramitación estaba prácticamente terminada y pendiente de firma.
El verano transcurrió sin novedades en el BOE. Además, informaciones sectoriales señalan que la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos habría decidido analizar con mayor detalle su impacto sobre la factura de los consumidores. Hasta el momento no existe confirmación oficial de una nueva fecha.
Incluso con una aprobación durante septiembre o el último trimestre de 2026, Bernal considera viable celebrar la primera subasta en 2027. El margen, no obstante, será estrecho y requerirá que Red Eléctrica, la Secretaría de Estado de Energía y la CNMC adelanten los desarrollos técnicos.
La publicación de la norma será apenas el primer paso. Después deberán definirse la potencia requerida, el año de entrega, la duración de los contratos, los coeficientes de firmeza, las horas de estrés, las garantías, el régimen de penalizaciones y el calendario de precalificación.
“La orden puede producir el retraso político, pero las reglas y la implementación pueden ocasionar el retraso operativo”, resume el especialista.
Una vía para acelerar el arranque sería recurrir a una convocatoria transitoria o de ajuste destinada a instalaciones existentes, mientras una subasta principal ofrece contratos de largo plazo para nuevos activos. Esa combinación permitiría disponer de recursos contratados antes de completar el despliegue integral del modelo.
Gas al inicio, baterías para el siguiente ciclo
Los ciclos combinados parten con ventaja para captar buena parte de las primeras adjudicaciones. Están construidos, pueden sostener su producción durante periodos prolongados y no dependen de completar nuevas obras para ofrecer potencia gestionable.
Las baterías, en cambio, aparecen como las principales candidatas a recibir la señal para inversiones futuras. Los contratos de hasta quince años contemplados para determinados proyectos podrían aportar previsibilidad y facilitar su financiación, pero su valor dependerá del diseño definitivo.
La duración de los sistemas será uno de los factores críticos. Una instalación de dos horas no ofrece la misma cobertura que otra de cuatro u ocho ante episodios extensos de escasez. El coeficiente reconocido a cada configuración determinará cuánta potencia podrá ofertar y, en consecuencia, qué ingresos tendrá disponibles.
La definición llega en un momento de aceleración administrativa. Solo durante agosto avanzaron en el BOE nueve proyectos que suman 327,6 MW, mientras One Hub Energy estima que España podría terminar 2026 con cerca de 650 MW instalados. Pese a ello, obtener permisos continúa sin equivaler a asegurar la construcción.
El pago por disponibilidad tampoco reemplazará al resto del modelo económico. Los desarrolladores deberán combinarlo con arbitraje, servicios de balance, gestión de restricciones y acuerdos privados de optimización.