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El diseño del mercado de capacidad puede costar 17.000 millones extra a los consumidores, según AFRY

La consultora AFRY ha cifrado en más de 17.000 millones de euros el sobrecoste que podría recaer sobre los consumidores si el diseño del mercado de capacidad que prepara España ignora la evolución futura del sistema eléctrico. El aviso llega cuando el Ministerio de Economía ha paralizado la primera subasta del mecanismo para estudiar su impacto.

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Fotografía que ilustra la noticia: El diseño del mercado de capacidad puede costar 17.000 millones extra a los consumidores, según AFRY
(elperiodicodelaenergia.com)

Un mecanismo aprobado por Bruselas que aún no despega

El mercado de capacidad español está formalmente en marcha: la Comisión Europea aprobó el mecanismo en mayo de 2026, con una partida máxima de 9.000 millones de euros hasta 2036. El objetivo no es remunerar la energía generada, sino garantizar la disponibilidad de capacidad firme durante las horas pico, tanto de generadores como de los consumidores que puedan reducir su demanda.

El borrador del Ministerio para la Transición Ecológica, publicado en 2024, establece los factores de reducción de potencia (de-rating) que determinan cuánta capacidad se reconoce a cada tecnología. El problema, tal y como destaca la consultora AFRY, es que para tecnologías nuevas, como las baterías, esos factores se basan en modelos teóricos y no en datos reales de funcionamiento.

Aunque el mecanismo ya se había activado, el Ministerio de Economía ha frenado la primera subasta para analizar con detalle cómo afectará a los consumidores. Es en ese contexto de revisión en el que se enmarca el informe de AFRY, que ha examinado dos escenarios posibles de diseño y ha cuantificado los riesgos de cada uno.

Sobrecoste de 17.000 millones y dos escenarios

El informe de AFRY, dirigido en España por Ingno Cobo, concluye que un diseño ineficiente del mecanismo de capacidad puede costar a los consumidores más de 17.000 millones de euros durante la próxima década y media. La firma subraya también que ese sobrecoste es evitable.

Para llegar a esta cifra, AFRY ha modelado dos escenarios: uno que solo contempla el año de entrega de cada subasta (perspectiva a corto plazo) y otro que anticipa cómo evolucionará el sistema durante toda la vigencia del contrato de capacidad (hasta 10 años). La diferencia entre ambos escenarios podría generar costes adicionales de hasta 4.000 millones de euros.

El principal fallo que identifica la consultora tiene que ver con el de-rating asignado a las baterías de poca duración, de 2 o 4 horas. La clave es que la firmeza que aporta una tecnología depende del mix instalado en cada momento: cuantas más baterías de corto duración haya, menor será su contribución marginal a la firmeza del conjunto. Según los cálculos de AFRY, los de-rating de estos equipos pueden desplomarse hasta en un factor de diez en tan solo tres o cuatro años.

La lección de Reino Unido y Polonia: de-rating corregidos a la baja

AFRY recurre a la experiencia de Reino Unido y Polonia para ilustrar el riesgo de no considerar la evolución del mix en los cálculos. Ambos países pusieron en marcha sus mecanismos de capacidad con de-rating favorables al almacenamiento de corta duración. El resultado fue una avalancha de proyectos de baterías de corta duración que desplazaron a parte de la capacidad existente.

Sin embargo, cuando se acumuló evidencia operativa, los operadores de ambos sistemas llegaron a la misma conclusión: esas baterías no aportaban la firmeza que se había asumido inicialmente. En Polonia, el de- de-rating de las baterías de corta duración pasó del 95% al 13,4% en apenas dos años. En Reino Unido, el operador del sistema también revisó a la baja la firmeza del almacenamiento de corta duración.

Estas correcciones del de-rating obligaron a los operadores a contratar de urgencia nuevos ciclos de gas, poner en marcha planes ad hoc para almacenamiento de larga duración y procurar servicios de balance adicionales fuera del mecanismo de capacidad. Todo enter a el coste para el consumidor final. Es exactamente el escenario que AFRY pretende evitar en España con un diseño que anticipe esa evolución del mix de capacidad durante toda la vigencia de los contratos.

Claves para evitar el sobrecoste: prospectiva y neutralidad

Para AFRY la solución pasa por tres aspectos que una decisión de diseño deben atenderse. El primero, calcular el de-rating de cada tecnología considerando la evolución del mix de capacidad a lo largo de los 10 años de duración del contrato, que es la vida útil del mecanismo. Si se anticipa esa evolución, el coste de las subastas podría reducirse hasta en un 62% en la próxima década, según la consultora.

El segundo es garantizar una neutralidad tecnológica real, que sea neutral. La firma también apunta a que España debe separar en el diseño de distintos productos: la firmeza estructural y la flexibilidad. El vuestro, Ignacio Cobo, señala que España haría bien en hacer esta distinción, con una subasta para firmeza estructural, orientada a ciclos combinados, almacenamiento de larga duración e incluso hidrógeno, y otra para flexibilidad, más centradas en baterías de 2 a 6 horas y gestión de demanda.

Este debate no es nuevo: Reino Unido ha tardado seis años en abrir una consulta para dividir su mecanismo en distintos productos, y Polonia ya estudia hacerlo post-2030. La principal pregunta de AFRY es la oportunidad: "La cuestión no es si tendremos que corregirlo el mecanismo más adelante, sino si lo preferimos ahora o más tarde, a un coste mayor", concluye la firma, recordando que los primeros meses del mecanismo español pueden ser determinantes para su eficiencia a largo plazo.