Esta semana llegó la oficialización que el sector llevaba años esperando. La Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español, fijó la arquitectura con la que generación, almacenamiento y demanda competirán por una retribución asociada a potencia firme.
El siguiente nivel de detalle podría llegar pronto. Javier Revuelta, Senior Vice President de Wood Mackenzie en España, estima un plazo de uno a tres meses para conocer parte de los parámetros que todavía faltan, aunque la Orden no establece un calendario. Entre ellos están los coeficientes de firmeza, los precios límite y las condiciones concretas de las primeras convocatorias.
Para Revuelta, esa definición será determinante para los proyectos que todavía necesitan completar su financiación. “El mercado de capacidad mejorará la bancabilidad porque te puede dar un ingreso garantizado adicional y el banco sí que contará con ese ingreso”, explicó a Energía Estratégica.
Si un BESS necesita, por ejemplo, 17000 euros adicionales por MW y año para alcanzar la rentabilidad exigida por su comité de inversión, esa cifra puede convertirse en su oferta al mercado de capacidad.
Si queda dentro del corte y el sistema necesita esa potencia, el pago cubre parte del missing money.
“Será la cifra que cierre el círculo”, resumió Revuelta. La incógnita es que el promotor todavía no sabe sobre cuántos MW podrá aplicar ese precio, porque el mecanismo remunerará potencia firme y los coeficientes por tecnología siguen pendientes.
Aquí coincide el análisis de Aurora Energy Research. “El marco publicado fija la arquitectura, no los parámetros”, indicó Alejandro Zerain, Head of Advisory Iberia de la entidad.
La consultora pone el foco en las variables que todavía separan el diseño regulatorio de una cuenta financiera cerrada: coeficientes de firmeza, curva de potencia a contratar, precios límite, valores unitarios de inversión y umbral aplicable a las hibridaciones.
Fuentes del sector del almacenamiento consultadas por Energía Estratégica comparten esa cautela: “Estamos mejor que ayer, pero aún nos quedan un par de pasos finales muy relevantes”.
El procedimiento de operación deberá definir, entre otros aspectos, la metodología para calcular la firmeza, mientras que la resolución de convocatoria fijará la curva de potencia, los precios, los periodos de prestación y el umbral de hibridación.
La propuesta de convocatoria deberá pasar además por información pública y recibir informe de la CNMC. Mientras esos pasos avanzan, el seguimiento de Energía Estratégica contabiliza más de 1429,5 MW de BESS en tramitación en el BOE, todavía sin conocer qué parte de esa potencia podrá ser reconocida como firme.
Revuelta: el pago también busca evitar el cierre de ciclos combinados
Las baterías no acudirán solas a ese mercado. Revuelta identifica una función clave del mecanismo: mantener disponible parte de la generación térmica que continúa siendo necesaria para garantizar cobertura mientras aumenta el peso renovable.
“Si no das un pago a muchos ciclos combinados, literalmente cierran”, subrayó.
Y la magnitud preocupa cuando se traslada a GW. “A nada que cierren tres, cinco o siete GW de combinados, de los veinte y pico que tenemos, ahí sí tenemos el problema”, advirtió.
Por lo que el mercado deberá encontrar así un equilibrio entre sostener activos existentes y atraer nueva flexibilidad sin sobre-remunerar capacidad que ya está amortizada.
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La propia Orden reconoce el origen económico de esa tensión. El incremento del arbitraje y la apertura de nuevos mercados todavía no generan ingresos suficientes para movilizar toda la capacidad firme y flexible necesaria, un déficit que el texto denomina expresamente missing money. El nuevo mecanismo pretende cubrir esa diferencia mediante pagos por disponibilidad, no por generación efectiva.
100 MW instalados pueden terminar siendo menos MW remunerados
El Boletín Oficial del Estado (BOE) define la potencia firme como la potencia instalada multiplicada por un coeficiente de entre cero y uno. Una batería de 100 MW con un coeficiente hipotético de 0,5 competiría con 50 MW firmes. En proyectos híbridos, el cálculo se hará módulo por módulo y la suma no podrá superar la capacidad de acceso concedida.
El coeficiente específico para BESS todavía no está fijado. La metodología se desarrollará en el procedimiento de operación y los valores por tecnología se establecerán en la resolución de convocatoria. Hasta entonces, los promotores pueden definir cuánto quieren cobrar por MW firme, pero no cuántos MW podrán llevar efectivamente a la subasta.
Ese dato impactará de forma directa en los ingresos. La remuneración mensual será una doceava parte del resultado de multiplicar la potencia firme adjudicada por el precio obtenido en €/MW firme y año.
Asimismo, no hay que perder el foco sobre la Autorización de Explotación que marcará la frontera. Las instalaciones que ya la tengan antes de la convocatoria serán consideradas existentes y accederán a contratos de doce meses. Las que todavía no cuenten con ella podrán entrar como nuevas inversiones, con periodos definidos según la vida útil de cada tecnología y un máximo de 15 años.
Para participar deberán disponer además de permisos de acceso y conexión y alcanzar al menos 1 MW firme si concurren individualmente. En la subasta principal, las nuevas inversiones quedarán limitadas a renovables, almacenamiento y demanda.
Entre la adjudicación de la subasta principal y el inicio de la prestación podrán pasar hasta cinco años. Determinadas nuevas inversiones podrán acceder excepcionalmente a un cupo de hasta nueve años.
Pay-as-bid y precio fijo durante todo el contrato
La subasta será a sobre cerrado y pay-as-bid: cada adjudicatario cobrará el precio que haya ofertado en €/MW firme y año. En la subasta principal, ese importe se mantendrá durante todo el periodo de prestación.
El artículo 15.12 establece además que ni el precio ni la potencia firme adjudicada se actualizarán posteriormente. Un BESS con contrato de largo plazo tendrá que incorporar desde la primera oferta sus previsiones de O&M, financiación, inflación y degradación. Ofertar alto puede dejarlo fuera; hacerlo demasiado bajo puede fijar durante años un ingreso insuficiente.
Por otra parte, las instalaciones híbridas que combinen un módulo existente con otro nuevo quedarán, con carácter general, sujetas al precio inferior de reserva aplicado a los activos existentes. Esa limitación desaparecerá si la nueva inversión supera el umbral de hibridación que establezca la convocatoria.
Aurora Energy Research añade otro cambio para las plantas existentes: podrán presentar ofertas en bloques de al menos 1 MW firme y repartir su capacidad entre distintos precios. Las reglas podrán establecer también un máximo de bloques por participante.
La convocatoria podrá limitar concentración y reducir adjudicaciones
El MITECO podrá exigir una relación mínima entre el volumen ofertado y la potencia que pretende contratar. Si no se alcanza, podrá reducir la capacidad adjudicada hasta cumplir ese ratio. También podrá fijar un porcentaje máximo de MW firmes para una misma empresa o grupo empresarial.
Ambas herramientas serán opcionales y sus valores se definirán en cada convocatoria.
Aurora pone además el foco en el estándar de fiabilidad. La Orden adopta un LOLE de 1,5 horas, frente a las 0,94 horas contempladas en una fase anterior del diseño. Los análisis nacionales incluidos en el BOE estiman 4,08 horas para 2028 y 2,41 para 2030.
Según la consultora, el nuevo estándar reduce la necesidad teórica de cobertura frente al esquema previo y puede traducirse en un menor volumen de MW a contratar.