El calendario político y los tiempos de inversión del sector energético español comenzaron a avanzar a velocidades diferentes. Mientras los promotores de almacenamiento necesitaron mayor previsibilidad para estructurar financiación y comprometer capital, las comercializadoras afrontaron sobrecostes difíciles de anticipar y los grandes consumidores industriales reclamaron condiciones más competitivas. La convocatoria electoral añadió una nueva incógnita a este escenario:
¿Qué margen tendrán las autoridades para resolver las cuestiones pendientes y cuánto tiempo podrá esperar el mercado antes de que la incertidumbre comience a condicionar nuevas inversiones?
En diálogo con Energía Estratégica, Xavier López, de RMM Energy Advisors, distinguió el impacto que podría tener el proceso electoral sobre los mecanismos ya operativos y aquellos que todavía necesitan completar su desarrollo.
“El problema de que haya un gobierno nuevo o no es las decisiones de lo que se ha de implantar. Lo que ya está implantado, está implantado”, explicó.
Su advertencia llegó a poco más de un mes de los comicios generales del 29 de noviembre, que enfrentarán al PSOE de Pedro Sánchez con el PP de Alberto Núñez Feijóo, Vox de Santiago Abascal y otras fuerzas como Frente Amplio y Podemos. El escenario político permaneció abierto: mientras buena parte de las encuestas privadas situaron al PP por delante del PSOE, el CIS presentó una estimación favorable a los socialistas.
La disputa coincidió con un mercado renovable en plena expansión administrativa. Un relevamiento de este medio identificó 5.044,4 MW en proyectos seleccionados con actividad en el BOE entre enero y el 7 de septiembre de 2026, de los cuales 1.429,5 MW corresponden a almacenamiento por baterías. Se trató de iniciativas en distintas etapas de tramitación, no necesariamente listas para construcción, que reflejaron la magnitud de la cartera expuesta a las próximas definiciones regulatorias.
López distinguió, en ese marco, entre los mecanismos que ya estaban operativos, como el servicio de respuesta activa de la demanda (SRAD), cuya continuidad no consideró amenazada, y aquellos que todavía requerían desarrollo. Entre estos últimos destacó el mercado de capacidad, aprobado en septiembre pero pendiente de las reglas económicas y operativas que permitirán convocar las primeras subastas.
Mercado de capacidad: las subastas de 2027 ante una nueva incógnita política
La Orden TED/966/2026, vigente desde el 18 de septiembre, habilitó contratos de hasta 15 años para nuevas inversiones en generación y almacenamiento, pero dejó pendientes los coeficientes de firmeza, la potencia a contratar y los precios de las subastas. Sin estos parámetros, los promotores BESS todavía no pudieron determinar cuánto ingresarán por aportar capacidad al sistema.
Aunque el sector apuntó al primer semestre de 2027 para las primeras convocatorias, no se publicó una fecha oficial. López valoró la aprobación del mecanismo, cuyo anuncio calificó de «impecable», pero consideró improbable que se completaran las definiciones antes de los comicios del 29 de noviembre.
La preocupación ya había sido planteada por Raúl García Posada, director de ASEALEN, quien advirtió a Energía Estratégica que las decisiones de inversión se estaban tomando sin conocer la remuneración futura. Por su parte, Álvaro Fuentes Postigo, representante de RD-ES, reclamó habilitar a los agregadores independientes antes de las primeras subastas para evitar que la demanda quedará en desventaja.
Seguir leyendo
Mientras tanto, los expedientes continuaron avanzando: durante septiembre, Energía Estratégica identificó 334,8 MW BESS en diez procedimientos administrativos. Sin embargo, López distinguió ese crecimiento del despliegue efectivo y reconoció cierta cautela entre los inversores.
“Es mucho más lo que se ha dicho a día de hoy que se iba a hacer de lo que realmente se está implementando”, afirmó. El especialista señaló que España todavía quedó lejos de las inversiones a escala de gigavatios registradas en Arabia Saudí y América del Norte.
Servicios de ajuste: hasta 24 €/MWh adicionales y una decisión pendiente
Tras el apagón del 28 de abril de 2025, Red Eléctrica reforzó la operación del sistema, con mayores costes por servicios de ajuste y restricciones técnicas. Según Xavier López, estos conceptos pasaron de valores históricos de entre 2 y 15 €/MWh a una media cercana a 22 €/MWh, con registros próximos a 24 €/MWh en octubre.
La presión coincidió con un incremento de los futuros eléctricos para 2027, que, según el consultor, pasaron de 88 €/MWh el 25 de septiembre a 113 €/MWh al momento de la entrevista. Sin embargo, el principal problema para las comercializadoras fue la imposibilidad de cubrir anticipadamente los servicios de ajuste mediante PPAs o instrumentos financieros, lo que obligó a incorporar primas de riesgo que terminaron trasladándose a los consumidores.
“El gobierno tiene las decisiones muy importantes sobre qué hacer sobre los servicios de ajuste”, afirmó López, quien señaló la posibilidad de regular estos costes para mejorar la previsibilidad y reducir las diferencias competitivas entre comercializadoras independientes y grandes eléctricas integradas.
El especialista también abordó la eventual recuperación de la excepción ibérica, reclamada por parte del sector para limitar el precio del gas utilizado en los ciclos combinados. No obstante, descartó que una medida de esa magnitud pudiera avanzar antes de los comicios: «No creo que con las elecciones por medio se vayan a tomar ese tipo de decisiones».
Nuclear: Almaraz hasta 2030 y posibles nuevas prórrogas
La autorización para extender el funcionamiento de los dos reactores de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030, frente a los cierres previstos para 2027 y 2028, abrió un nuevo escenario para la política nuclear española. Aunque la medida no modificó el calendario general de desconexión del parque, fijado hasta 2035, López consideró que otras centrales podrían seguir el mismo camino.
“Las nucleares se van a alargar. Es seguro, es 100%, es que no puedes no alargar”, aseguró, al vincular su previsión con la necesidad de mantener generación gestionable, garantizar el suministro y contener los costes eléctricos.
El consultor sostuvo que España tenía un margen limitado para intervenir sobre los precios internacionales del gas, dada su dependencia de proveedores como Argelia y Estados Unidos. En cambio, consideró que las autoridades disponían de mayores herramientas para actuar sobre el mercado eléctrico y su planificación.
“A donde puede incidir el gobierno es en la electricidad”, afirmó, al advertir que los actuales costes energéticos comprometían la competitividad industrial española y situaban las decisiones sobre generación y regulación entre los desafíos del próximo Ejecutivo.
Por Florencia Guglielmetti
Por Energía Estratégica
Por Matías Medinilla
