El sector energético vive en una evolución constante, especialmente el sector eléctrico. Estamos acostumbrados a tener novedades técnicas y legislativas de forma habitual, ya sean nuevos proyectos de almacenamiento, hibridaciones, avances en movilidad eléctrica o cambios regulatorios destacados. Mientras tanto, aspectos clave para la rentabilidad de muchas instalaciones renovables pasan más desapercibidos, a pesar de tener un impacto directo sobre los ingresos de los titulares de este tipo de instalaciones de generación.
Por este motivo, en este artículo quiero destacar que, tal y como marca la normativa, a principios de febrero se publicó en el BOE la Orden TED/53/2026, mediante la cual se actualizaban los parámetros retributivos de las instalaciones para el periodo 2026-2031. Esta orden asegura la conocida rentabilidad razonable del 7,09% (7,398% para las instalaciones reconocidas antes del RD 9/2013) y también actualiza los valores de la retribución a la inversión y a la operación para los próximos tres años (2026-2028).
Menos exigencia de horas mínimas y más estabilidad
Adicionalmente, y debido a la estimación de los precios de mercado para los respectivos tres años —61,65 €/MWh, 59,11 €/MWh y 58,65 €/MWh—, a los productores con régimen retributivo específico, especialmente las instalaciones de energía fotovoltaica, también se les ha reducido la exigencia del mínimo de horas necesarias para poder obtener el 100% de la prima regulada.
Para ayudar a entender esta actualización de los valores de retribución, se puede ver como una instalación fotovoltaica de 100 kW del año 2006, y con una producción estándar, podría aumentar aproximadamente en 7.303,79 € los ingresos provenientes de la CNMC durante este 2026.
Además, la reducción de estas horas mínimas exigidas aporta una tranquilidad adicional a muchos titulares de instalaciones. Por ejemplo, en el caso anteriormente comentado, el umbral mínimo pasaría de 945 horas a sólo 424 horas anuales, el equivalente a 52.100 kWh, reduciendo considerablemente el riesgo de no llegar a los requisitos necesarios para cobrar la totalidad de la prima regulada.
Un contexto de mercado cada vez más complejo
Este cambio se suma a la flexibilización introducida en el cálculo de las horas equivalentes de funcionamiento por el RD 917/2025. Con la nueva regulación, sólo se descarta la producción generada cuando los precios de la electricidad sean negativos durante seis horas completas y consecutivas o más. Hasta ahora, según el RD 413/2014, esta limitación también se aplicaba cuando los precios eran de 0 €/MWh.
La diferencia es especialmente relevante en el actual contexto energético, marcado por una elevada penetración renovable y por precios muy bajos —y, en buena medida, negativos— durante las horas centrales del día. Esta situación había generado incertidumbre entre muchos productores fotovoltaicos, especialmente por el riesgo de perder parte de la retribución regulada.
En consecuencia, las últimas actualizaciones normativas aportan más estabilidad y predictibilidad económica a los titulares de instalaciones con régimen retributivo específico. Aunque se trata de modificaciones aparentemente discretas, su impacto sobre la viabilidad económica de muchas plantas es notable, especialmente en un escenario de mercado cada vez más complejo durante las horas de producción solar.
