Septiembre comienza con la atención del sector energético español puesta en el mercado de capacidad. El mecanismo obtuvo el 29 de mayo la autorización de la Comisión Europea, con un presupuesto estimado de 9.000 millones de euros para diez años, pero todavía espera la aprobación de la orden ministerial que permitirá incorporarlo al marco regulatorio nacional.
Su objetivo será asegurar que el sistema eléctrico cuente con potencia firme durante los momentos de mayor tensión. A diferencia del mercado mayorista, que remunera la energía producida, este esquema reconocerá la disponibilidad de instalaciones capaces de responder cuando el sistema las necesite.
Las futuras subastas estarán abiertas a diferentes tecnologías, entre ellas los ciclos combinados, las baterías, el bombeo hidroeléctrico y la respuesta de la demanda. Esa neutralidad tecnológica abre una discusión central: cómo garantizar el respaldo necesario sin destinar la mayor parte de los pagos a instalaciones existentes y, al mismo tiempo, generar una señal capaz de movilizar nueva capacidad.
Aunque las expectativas son positivas, el sector advierte que la autorización europea no garantiza por sí sola el inicio inmediato del mercado. Después de la orden deberán definirse las reglas de las subastas, los coeficientes de firmeza, las obligaciones de disponibilidad, las penalizaciones y la duración de los contratos.
El calendario: septiembre aparece como una oportunidad, no como una certeza
La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC) considera que todavía existe margen para celebrar la primera subasta en 2027. Su presidenta, Marina Serrano, explicó que la organización esperaba que el mecanismo fuese aprobado antes de las vacaciones, una posibilidad que habría dado más tiempo para preparar la convocatoria.
A pesar de la demora, AELEC mantiene septiembre como un mes posible para destrabar la regulación. La asociación considera que el diseño conocido está alineado con los modelos aplicados en otros países europeos y entiende que cualquier ajuste podrá realizarse a medida que avance su implementación.
“Si se aprueba en septiembre, luego hay que aprobar la resolución y las reglas de la subasta y poder convocar la primera subasta para el año que viene. Ese es el calendario que manejamos y creemos que en septiembre podríamos llegar a tiempo”, afirmó Serrano en conversación con Energía Estratégica.
José Luis Bernal Albendín, experto y divulgador en energía y responsable de la Oficina de Energía de Cámara de Comercio e Industria, adopta una posición más cautelosa. Aunque considera posible una aprobación durante septiembre, diferencia tres instancias: la publicación de la orden, la celebración de la subasta y el comienzo de la prestación efectiva del servicio.
Una primera convocatoria en 2027 continúa siendo viable, pero requerirá que Red Eléctrica, la Secretaría de Estado de Energía y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia avancen en paralelo con los procedimientos, los sistemas y la habilitación de los participantes.
“Septiembre es todavía posible, pero no lo presentaría como una certeza. Conviene recordar que el mecanismo, como ayuda de Estado, ya fue autorizado por la Comisión Europea el 29 de mayo, con un presupuesto estimado de 9.000 millones de euros durante diez años. Lo que sigue pendiente es la aprobación de la orden ministerial que crea y regula el mercado en España”, sostuvo Bernal.
A su juicio, la orden ministerial representa actualmente el principal obstáculo político. Una vez publicada, el riesgo se trasladará a la implementación: todavía deberán establecerse el volumen de potencia que se contratará, los años de entrega, los precios máximos, las garantías y las pruebas de disponibilidad. Por eso, advierte que publicar la norma en septiembre no asegurará por sí solo que la subasta pueda ejecutarse durante 2027.
La disputa tecnológica: entre el respaldo existente y las nuevas baterías
Uno de los puntos más sensibles será la distribución de los pagos entre las tecnologías que ya aportan respaldo y aquellas que necesitan una señal para concretar nuevas inversiones.
Pedro Fresco, director general de AVAESEN, valora la creación del mecanismo por su capacidad para movilizar proyectos de almacenamiento, pero alerta sobre un posible diseño que concentre los recursos en los ciclos combinados existentes.
“El propio mecanismo de capacidad que se acaba de autorizar es otra pieza más que permitirá movilizar una determinada cantidad de baterías. Es positivo, aunque habrá que aterrizarlo bien. Es importante que ese mecanismo de capacidad no se utilice para primar los ciclos combinados de gas, sino que se destine mayoritariamente a introducir capacidad de baterías”.
Para Fresco, el Ministerio deberá evitar que el esquema termine subvencionando únicamente instalaciones que ya existen, sin contribuir a incorporar las tecnologías que necesitará el sistema durante los próximos años.
AELEC defiende, en cambio, la convivencia de las distintas soluciones. Marina Serrano considera que los ciclos combinados continuarán siendo necesarios como respaldo, pero señala que las baterías, las renovables y la gestión de la demanda también deben tener acceso a las subastas.
Desde su perspectiva, el mercado de capacidad no debería ser el único ingreso de los sistemas de almacenamiento. Las baterías también tendrán que participar en otros mercados de operación y recibir una remuneración por los diferentes servicios que pueden prestar a la red.
Lluís Millet Biosca, consultor principal de almacenamiento de One Hub Energy, entiende que el planteamiento general responde a lo esperado por la industria. Las reglas utilizadas para calcular las necesidades de cobertura son habituales en Europa, aunque el modelo de subasta español podría hacer más compleja la preparación de las ofertas.
“También será importante la forma en la que se calcule la potencia firme. En cuanto al tipo de subasta, el modelo español resulta algo menos habitual en comparación con otros mercados europeos y hará un poco más compleja la construcción de las ofertas para quienes quieran participar”.
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Millet anticipa que los ciclos combinados y los sistemas de almacenamiento serán los principales participantes. Al mismo tiempo, recuerda que el mercado de capacidad será solo una parte del modelo de negocio de las baterías, cuyo principal motor de largo plazo seguirá siendo el arbitraje energético.
La expectativa inversora depende de los contratos y la potencia reconocida
Para los proyectos BESS, uno de los elementos decisivos será el denominado de-rating factor. Este coeficiente establece qué porcentaje de la potencia nominal de una tecnología puede considerarse firme y, por lo tanto, recibir pagos dentro del mercado de capacidad.
Javier Pamos Serrano, Iberia Product Manager de Aurora Energy Research, sostiene que ese factor determinará el peso real que tendrá el mecanismo en los modelos financieros. Las baterías deberán competir con tecnologías ya amortizadas o con costes fijos conocidos, como los ciclos combinados, y no necesariamente cobrarán por toda su potencia nominal.
Aurora considera que el pago por capacidad será positivo, pero insuficiente si no se acompaña con una remuneración clara por otros servicios, como la flexibilidad, el control de frecuencia, la reserva y la inercia sintética.
“Lo que ha faltado siempre es una remuneración clara de todos los servicios que el almacenamiento puede proveer al sistema”, advirtió Pamos.
La duración de los contratos será igualmente determinante. Según la directiva, los bancos prestan cada vez menos atención al potencial extraordinario de rentabilidad y se concentran en la proporción de ingresos que puede garantizarse. En ese contexto, un contrato demasiado corto difícilmente permitirá financiar un activo cuya recuperación exige un horizonte más extenso.
Iosu González Albín, responsable de ingeniería fotovoltaica y BESS de Kalin Electricity Solution, también sitúa la estabilidad regulatoria como condición indispensable. Su preocupación está puesta en evitar que las sucesivas subastas reduzcan los precios hasta debilitar la señal destinada a los nuevos proyectos.
“Es una oportunidad enorme para la ingeniería, pero necesita un marco regulatorio estable. Para dar certidumbre al capital se requieren pagos por disponibilidad a largo plazo; si el precio cambia en cada subasta a la baja, corremos el riesgo de repetir la parálisis de inversiones que ya vivimos en la fotovoltaica”.
Álvaro Simón, fundador de ASB Renewables Consulting, comparte la expectativa, aunque advierte que todavía no existe información suficiente para incorporar automáticamente esos ingresos a los modelos financieros.
“La noticia fue acogida con gran optimismo porque es una expectativa que se llevaba reclamando desde hace tiempo”, señaló.
Para Simón, el verdadero valor del mecanismo estará en su combinación con el mercado mayorista y los servicios de ajuste. Esa suma podría dar mayor previsibilidad a los proyectos, pero dependerá de que la regulación vaya más allá del anuncio y establezca una expectativa concreta de retorno.
Andrea Azacon, project manager de Menapy, observa una oportunidad particular para los activos instalados en clientes industriales. En esos proyectos, la combinación de generación fotovoltaica, almacenamiento e infraestructura de recarga permite gestionar conjuntamente la producción y el consumo.
“Sí, vemos una oportunidad importante en el desarrollo del mercado de capacidad, especialmente para proyectos que integren fotovoltaica, almacenamiento e infraestructura de recarga. Precisamente por eso entendemos estas tecnologías como un ecosistema energético, y no como activos independientes: combinadas permiten optimizar la generación, gestionar la demanda y aportar mayor flexibilidad al sistema”.
El nuevo mercado podría añadir una fuente complementaria de valor a esas instalaciones, siempre que los proyectos sean concebidos desde el inicio para responder a las necesidades del sistema y participar en los diferentes mercados.
El riesgo de que el mecanismo llegue tarde
La demora regulatoria comienza a afectar a los proyectos que deben tomar decisiones de inversión sin conocer todavía las condiciones de las futuras subastas.
Raúl García Posada, director de ASEALEN, advierte que España ha tardado demasiado en activar el mecanismo y que cada nuevo retraso mantiene proyectos maduros sin visibilidad sobre sus ingresos. Esa incertidumbre dificulta el acceso a financiación y puede comprometer el cumplimiento de los objetivos nacionales de almacenamiento.
“El riesgo de que llegue tarde es real. España ha tardado demasiado tiempo en ponerlo en marcha y muchas decisiones de inversión se están tomando ahora”, afirmó.
ASEALEN considera que el mercado de capacidad debe proporcionar una base previsible de ingresos, pero no sustituir al arbitraje ni a los mercados de energía, balance y flexibilidad. Su atractivo para las baterías dependerá de que los coeficientes de firmeza reconozcan las diferentes duraciones y de que los contratos acompañen los tiempos reales de construcción y financiación.
La asociación identifica a Bélgica como una referencia de interés. El país combinó un mecanismo de capacidad abierto al almacenamiento con mercados de balance operativos y adaptó las convocatorias a los plazos de desarrollo de las distintas tecnologías. Para García Posada, España puede tomar de esa experiencia la capacidad de ajustar las reglas y facilitar que los proyectos combinen diversas fuentes de ingresos.