¿Cuándo se celebrará la primera subasta del mercado de capacidad en España? Esa es la principal pregunta que se hace el sector desde que la Comisión Europea aprobó el mecanismo por un valor total de 9.000 millones de euros.
Para Roger Pasola Dolader, Head of Public Affairs and Regulation en SSE para España, el escenario más probable sitúa la primera convocatoria a comienzos de 2027, aunque todavía quedan definiciones regulatorias que podrían condicionar los plazos y, sobre todo, las oportunidades para nuevas inversiones en almacenamiento.
“La primera subasta del mercado de capacidad va a ser en 2027, puede ser en enero o podría dilatarse hasta finales de marzo”, afirmó Pasola en diálogo con Energía Estratégica, según el tiempo que aún demandará la aprobación de la normativa pendiente.
El esquema contempla una subasta transitoria, una subasta principal y posteriores subastas de ajuste, destinadas a corregir desajustes entre las necesidades previstas y la capacidad finalmente disponible en el sistema.
Sin embargo, el visto bueno de Bruselas no implica que las licitaciones puedan convocarse de inmediato, de modo que el entrevistado explicó que el mercado todavía necesita dos hitos regulatorios antes de llegar a la primera convocatoria.
El primero es la aprobación de la Orden Ministerial que establecerá el marco general del mecanismo, mientras que el segundo será una Resolución específica para la convocatoria, que regulará las subastas y definirá los parámetros que hoy concentran la atención de promotores e inversores. Es precisamente en esta última donde el sector espera encontrar las respuestas a las principales incógnitas que siguen abiertas.
“La resolución se tiene que empezar prácticamente de cero”, advirtió el directivo. Si bien la propuesta de Orden Ministerial que hemos venido observando en los períodos de consulta pública y audiencia ya establece en su artículo 12 el contenido mínimo obligatorio que debe incluir cada resolución de convocatoria: los 'price caps', los coeficientes de firmeza, los cupos tecnológicos y los periodos de prestación del servicio.
Incluso el especialista apuntó que en el artículo 10 de la propuesta también señala que estas Resoluciones -una por subasta- será la que defina los ratios de firmeza de cada tecnología a propuesta de Red Eléctrica, y los artículos 11 y 15.
“Conviene recordar que el artículo 15 de la Orden establece un mecanismo de subasta en sobre cerrado tipo pay-as-bid, en el que cada instalación adjudicada cobra su propio precio de oferta y no el precio de casación. Esto significa que los activos que oferten más barato no se benefician de las ofertas más altas del margen, lo que incentiva revelar el coste real”, aseguró el ejecutivo. Además, considera probable que el documento sea sometido a consulta pública, un proceso que podría extender los plazos durante seis meses como mínimo.
¿Qué señales esperan los inversores?
Más allá de la fecha de la primera subasta, el mercado espera conocer las reglas. Entre las principales incógnitas aparecen el volumen que se contratará en cada convocatoria, los límites de precio que podrían aplicarse a las ofertas y los coeficientes de firmeza que recibirá cada tecnología.
“No se sabe aún cuánto volumen van a ofertar”, reconoció Pasola. Este dato resulta fundamental para que desarrolladores y financiadores puedan dimensionar el tamaño real de la oportunidad y evaluar el nivel de competencia esperado en cada proceso. Algunas apreciaciones de la última Memoria de Análisis de Impacto Normativo sometido a informe por parte del Consejo de Estado daban pistas sobre la formación de la curva: entre 40 y 45 GW remunerados a 20k€/MW firme y con un impacto entre 5 y 8 cts €/kWh recaudados en factura 'a cambio' de una reducción de los precios eléctricos (mercados) derivado de este mecanismo.
Otra de las variables que sigue de cerca el mercado es la posible existencia de un precio máximo para las ofertas. Según explicó el directivo, este parámetro ya se concibe para las instalaciones existentes, aunque se reserva como dato confidencial. De haber finalmente un ‘price cap’ también para nuevas instalaciones, permitirá anticipar cuánta capacidad podrá contratarse finalmente y servirá como referencia para evaluar la rentabilidad potencial de los proyectos que competirán en las subastas.
A ello se suma una definición aún más relevante para muchas tecnologías: los coeficientes de firmeza. “El coeficiente de firmeza es una de las cosas que la resolución va a poder fijar”, afirma Pasola. Este criterio determinará cuánta capacidad firme podrá acreditar cada activo y, por lo tanto, sus posibilidades reales de competir dentro del mecanismo.
La expectativa de la industria está puesta especialmente en las baterías, llamadas a desempeñar un papel cada vez más importante en un sistema eléctrico con una creciente penetración renovable. Una valoración favorable de su capacidad para aportar flexibilidad y respaldo podría convertirlas en una de las principales beneficiarias de las futuras subastas.
El artículo 10 de la Orden Ministerial establece que los coeficientes de firmeza (equivalentes a los de-rating factors utilizados en otros mercados europeos) se fijarán en la resolución de convocatoria de cada subasta, a propuesta del operador del sistema Red Eléctrica, en función de las características técnicas de cada tecnología de referencia. No se trata, por tanto, de un valor permanente: puede actualizarse en cada convocatoria, lo que introduce un elemento de incertidumbre pero también de adaptación a la realidad del sistema. Para las baterías, el coeficiente que finalmente se fije será el principal determinante de su competitividad frente a los ciclos combinados en la subasta.
A ello se suma otra definición estratégica: el reparto entre instalaciones existentes y nuevas inversiones. Según explicó Pasola, la resolución deberá aclarar qué porcentaje del volumen estará reservado para activos ya operativos y cuánto se destinará a nuevos proyectos.
“Es una de las decisiones de política energética a tomar ahora que ya tenemos plenos poderes de decisión; las instalaciones existentes permiten contratar capacidad firme por menos tiempo y menor precio, pero, por otro lado, la firmeza es necesaria asegurarla a 10 años vista, y más si empezamos a creernos el aumento de demanda con las curvas que exigen nueva industria electrointensiva, la proliferación de Data Centers, la adopción cada vez más rápida del Vehículo Eléctrico”, analizó el Director de Regulación y Asuntos Institucionales de SSE en España.
La respuesta a esta cuestión será observada de cerca por los promotores de almacenamiento. Si el regulador reserva una parte significativa de la capacidad para nuevos activos, las baterías podrían captar una señal de ingresos adicional que impulse nuevas inversiones. En cambio, una participación predominante de instalaciones existentes podría favorecer a tecnologías ya presentes en el sistema, especialmente ciclos combinados e instalaciones hidroeléctricas.
En ese sentido, Pasola advierte un escenario que se podría dar si el diseño no establece límites o reservas específicas, en el que compañías con una importante cartera de ciclos combinados, como las incumbentes (por ejemplo, Iberdrola, Endesa, Naturgy o EDP), podrían captar una parte significativa del volumen subastado gracias a la firmeza que aportan estos activos.
“El diseño inicial tenía un propósito de reducción de factura al eliminar parte del coste de oportunidad de las tecnologías marginales, pero también el diseño inicial se empezó a mover en 2019 cuando los ciclos no capturaban el mismo precio que hoy, los spreads para el almacenamiento eran mínimos y los CAPEX de baterías seguían altos”; apuntó Pasola.
Por otro lado, la nota de prensa de DG COMP contiene señales relevantes que van más allá de la fecha. La velocidad de tramitación apunta a que la Comisión ha aplicado los nuevos procedimientos del Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF), que establece una vía acelerada para mecanismos de capacidad bien diseñados y alineados con la descarbonización.
Además, el comunicado menciona la incorporación de principios de diseño derivados de la experiencia de otros estados miembro y del nuevo marco del mercado interior, lo que, si bien refuerza la solidez jurídica del esquema, puede significar que se han añadido principios de diseño relevantes.
”Esperaremos la publicación no confidencial del expediente para validar si van a publicar el mismo diseño de mercado que hace unos meses, o si tenemos que prepararnos para novedades relevantes”, manifestó el ejecutivo.
Hay, sin embargo, un elemento que merece atención: la participación transfronteriza. La Orden prevé en su disposición adicional primera que activos de otros países puedan concurrir, pero la aprobación deja entrever que ni los procedimientos de operación, ni la coordinación entre operadores de sistema y de mercado de los países vecinos, ni los acuerdos técnicos necesarios estarán operativos para la primera subasta.
En la práctica, eso significa que las primeras convocatorias serán un mercado fundamentalmente para activos ubicados en España, lo que maximiza las oportunidades para los promotores nacionales. No es un detalle menor: los cargos del mecanismo los pagan los consumidores españoles, y tiene toda la lógica que sean los activos del sistema peninsular quienes capturen el valor en la fase de arranque.
Tras la aprobación de Bruselas, la discusión dejó de centrarse únicamente en el calendario. Para el sector, la verdadera partida comienza ahora: la de las reglas que determinarán quiénes capturarán el valor del mercado de capacidad y qué papel tendrán las baterías en la próxima etapa de la transición energética española.