El reciente Real Decreto aprobado por el Consejo de Ministros a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha sido recibido con optimismo por los actores del sector energético, ya que modifica el Real Decreto 413/2014 aplicable a las instalaciones RECORE -que representan el 10% de la potencia solar instalada-, introduciendo ajustes que garantizan la rentabilidad regulada en escenarios de precios cero o negativos, corrigiendo las distorsiones no previstas en la regulación original.
En el anuncio de este martes, el Gobierno describió que se elimina la penalización por las horas en las que la energía es vendida a precio cero o no se despacha por restricciones técnicas, una situación que en los últimos años había puesto en riesgo la rentabilidad de múltiples instalaciones.
Marcos Valles, director de Quinto Armónico, considera que el nuevo marco “elimina uno de los mayores temores” y “evita la quiebra de instalaciones envejecidas”, manteniendo su contribución energética, especialmente en un contexto de unas 800 horas anuales con precios nulos o negativos (784 horas en 2024, 607 horas en el primer semestre del 2025).
La medida podría tener un efecto inmediato en la recuperación económica de las plantas del régimen especial. Al eliminar la penalización por las horas no computadas, las instalaciones que habían perdido hasta un 30% de su prima regulada podrían recuperar entre un 20% y un 30% de sus ingresos anuales, según estimaciones de operadores consultados por UNEF.
En términos prácticos, esto permite estabilizar los flujos de caja, mejorar el acceso al financiamiento y asegurar la continuidad operativa de instalaciones envejecidas.
En diálogo con Strategic Energy Europe, Valles explica: “Las liquidaciones que están viniendo son del ejercicio 24, por lo que esperaremos el documento final para conocer si la medida tiene efecto retroactivo o sólo se aplica a partir del ejercicio 2025”.
El analista prevé que la decisión incentive la inversión en mantenimiento y repowering, que ahora podrán mantener sus márgenes regulados incluso en periodos de alta volatilidad de precios.
Esta mayor previsibilidad en los ingresos contribuye también a reforzar la confianza de los fondos de inversión y bancos en los activos RECORE, consolidando su valor en un mercado donde la flexibilidad y la disponibilidad son cada vez más críticas.
Almacenamiento: prioridad de despacho y expansión inmediata
El nuevo Real Decreto introduce un punto de inflexión para el desarrollo del almacenamiento energético en España. Al mantener la prioridad de despacho para las instalaciones renovables que integren baterías, el MITECO despeja una de las principales incertidumbres regulatorias que frenaban la hibridación.
Valles sostiene que esta medida “elimina el miedo regulatorio” y asegura que las plantas que incorporen baterías no perderán su condición renovable ni su prioridad de acceso, lo que permitirá que los proyectos híbridos “se multipliquen en los próximos años”.
Asimismo, subraya además que esta norma, junto con el próximo decreto de medidas urgentes que eximirá de evaluación ambiental a las hibridaciones dentro del perímetro fotovoltaico, “va a acercar el almacenamiento al presente”, acelerando la entrada de nuevas soluciones de flexibilidad que aportarán estabilidad, capacidad de regulación y reducción de precios en las horas pico.
No obstante, es interesante tener en cuenta que el sector industrial puede verse desfavorecido con este punto. Jorge Antonio González Sánchez, director de Energía y Proyectos de Losán, comparte con Strategic Energy Europe que puede tener efectos secundarios, ya que esta nueva jerarquía podría penalizar a las instalaciones industriales que dependen de cogeneración, al quedar relegadas en el orden de despacho pese a haber invertido bajo marcos de rentabilidad a largo plazo.
Según González, el cambio tiene sentido desde el punto de vista de la descarbonización, pero “afecta a modelos de negocio persistentes” que se construyeron con horizontes de 20 o 30 años.
“Si perjudicamos a la industria, perjudicamos a la demanda, y si perjudicamos a la demanda, perjudicamos también a las renovables”, resume. En su opinión, el avance regulatorio debería ir acompañado de una política industrial sólida que mitigue estos impactos, evitando que la transición energética genere desequilibrios entre la oferta renovable y el tejido productivo.
Telemedidas en tiempo real: Efectos sobre la operación
El nuevo marco también amplía las obligaciones de adscripción a centros de control y de envío de telemedidas en tiempo real, tanto para las plantas generadoras como para los sistemas de almacenamiento y las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte.
Esta medida, que refuerza la visibilidad y control del sistema eléctrico, es valorada por los expertos como un paso necesario hacia una red más flexible y segura.
Desde la perspectiva de Valles, el cambio “no representa un obstáculo técnico relevante, ya que las instalaciones modernas ya disponen de equipos preparados para el envío de datos en tiempo real”.
En el caso de las más antiguas, anteriores a 2015, probablemente no tengan el sistema de monitorización y tendrán que hacer algún tipo de inversión, pero serán inversiones “de escala doméstica, del orden de 300 euros”, según explicó el asesor.
Añadió que la telemedida en tiempo real puede implementarse simplemente montando un analizador en el punto frontera o un contador conectado a internet y a un centro de control, por lo que no debería representar un obstáculo técnico significativo.
“La coordinación con Red Eléctrica debe ser fluida para evitar sobrecostes o requerimientos innecesarios para los pequeños operadores”.
