El nuevo mercado de capacidad: una vía de ingresos para las baterías que aún debe definir sus reglas

Una nueva retribución para la disponibilidad

La Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, publicada el 17 de septiembre, añade un nuevo mecanismo a la lógica con la que se venía retribuyendo la participación de determinados activos en el sistema eléctrico. El nuevo mecanismo no pagará exclusivamente por la energía que una instalación produzca, almacene o deje de consumir: también reconocerá económicamente su capacidad para estar disponible cuando el sistema la necesite. Los participantes que resulten adjudicatarios y sean habilitados como proveedores del servicio de capacidad recibirán una retribución ligada a la potencia firme comprometida y al precio ofertado en la correspondiente subasta, a cambio de asumir obligaciones de disponibilidad.

Este cambio resulta especialmente relevante para el almacenamiento. Hasta ahora, buena parte de los ingresos de las baterías procedían del arbitraje entre precios horarios y de su participación en los mercados de balance, fuentes de ingresos que pueden resultar volátiles y cuya previsibilidad no siempre es suficiente para sostener determinadas estructuras de financiación. Para promotores y financiadores, la novedad puede ser significativa: un ingreso adjudicado durante varios años puede aportar mayor visibilidad sobre los flujos de caja futuros y facilitar la estructuración económica de algunos proyectos de almacenamiento o de instalaciones híbridas que combinen generación renovable y baterías.

El coeficiente de firmeza, clave para cada tecnología

Aunque la Orden define la arquitectura básica del mecanismo, el verdadero impacto dependerá de una serie de parámetros que todavía deben concretarse en el procedimiento de operación y en las correspondientes convocatorias. Entre ellos figuran la metodología y los valores de los coeficientes de firmeza, los precios máximos, la duración concreta de los periodos de prestación por tecnología, las garantías exigidas, las obligaciones de disponibilidad y los criterios de verificación de su cumplimiento.

Uno de los elementos más relevantes será precisamente el coeficiente de firmeza que se asigne a cada tecnología. El mercado no retribuirá simplemente los megavatios instalados, sino la potencia que realmente se considere disponible para contribuir a la cobertura del sistema. Por tanto, dos proyectos con la misma potencia instalada podrían tener distinta potencia firme reconocida y, en consecuencia, distinta capacidad susceptible de ser ofertada y adjudicada en las subastas. La Orden prevé periodos de prestación de distinta duración según el tipo de activo y la naturaleza de la inversión: en las subastas principales, las nuevas inversiones en generación y almacenamiento tendrán periodos de prestación definidos por tecnología, orientados a reflejar la mitad de su vida útil y sujetos a un máximo de quince años.

Riesgos contractuales y ayudas públicas

El horizonte temporal que abre el mecanismo puede aportar estabilidad, pero también obliga a analizar con especial cuidado los riesgos que asumirá el proyecto durante todo el periodo de prestación. El éxito del mecanismo no dependerá tanto de la mera existencia de una nueva fuente de ingresos como de que esa fuente resulte suficientemente previsible y contractualizable para que pueda ser tenida en cuenta por financiadores e inversores.

En este punto aparece una de las cuestiones que probablemente tendrá mayor importancia práctica: cómo trasladar las obligaciones derivadas del mercado de capacidad a los contratos que rodean cada proyecto. Los contratos de construcción, operación y mantenimiento deberán prever adecuadamente las consecuencias de posibles retrasos en la puesta en servicio o de una disponibilidad inferior a la comprometida. En el caso de las baterías, será especialmente relevante determinar quién asume los efectos derivados de la degradación de los equipos, el estado de carga, las limitaciones técnicas o las restricciones de acceso a la red. También la documentación financiera tendrá que incorporar estos nuevos riesgos: si una parte de los ingresos utilizados para sustentar la financiación depende de mantener determinada potencia disponible durante las horas de estrés del sistema definidas por el operador del sistema, cualquier incumplimiento puede afectar directamente a las previsiones económicas del proyecto.

La Orden contempla, además, obligaciones de pago cuando no se cumplan los compromisos de disponibilidad o activación y establece consecuencias graduales en caso de no superarse las pruebas del servicio. Para proyectos que hayan recibido ayudas públicas, la Orden exige que estas se incorporen íntegramente en las ofertas presentadas al mercado de capacidad, evitando la doble retribución por la misma potencia firme y el mismo periodo de prestación. Según el análisis de Luis García, socio de Clyde & Co, la forma en que estos riesgos se distribuyan entre promotor, contratistas, operadores, proveedores tecnológicos y financiadores será tan importante como el propio ingreso que pueda obtenerse en las subastas.