El coeficiente de cobertura, y qué ha cambiado para la fotovoltaica.

1. Qué es exactamente el coeficiente de cobertura

Cada mes, la CNMC liquida el sistema eléctrico: suma los ingresos disponibles (peajes, cargos, subastas, partidas presupuestarias) y los reparte entre los costes reconocidos, entre los que está la retribución de las instalaciones acogidas al régimen retributivo específico.

Cuando los ingresos no llegan a cubrir esos costes, la CNMC aplica un reparto proporcional: el coeficiente de cobertura. Es la relación entre lo que se puede pagar con los ingresos disponibles y lo que debería pagarse con cargo a esa liquidación provisional. Si el coeficiente es del 90 %, tu instalación cobra ese mes el 90 % de lo que le corresponde.

Es importante entender tres cosas:

• Es un desfase de caja, no una quita. Los desajustes temporales entre ingresos y costes están previstos en el artículo 19 de la Ley 24/2013 y se regularizan en liquidaciones posteriores.
• Es un coeficiente acumulado del ejercicio, no del mes aislado. Por eso sube a medida que avanza el año y entran ingresos.
• Se aplica igual a todas las instalaciones. No depende de tu tecnología ni de tu instalación tipo.

2. Cómo ha evolucionado, 2022-2026

El patrón se repite todos los años, y la serie completa lo deja muy claro: las primeras liquidaciones del ejercicio arrancan con coeficientes muy bajos, porque hay costes desde enero pero los ingresos entran más tarde, y van subiendo mes a mes hasta acercarse o llegar al 100 %.

2022 2023 2024 2025 2026

Lo que cuenta la curva, año por año:

• 2022, 2023 y 2024 cerraron en el 100 %. El déficit inicial era puramente de calendario: llegaba tarde, pero llegaba entero. En 2024 la recuperación fue además la más rápida de la serie, con un 91,2 % ya en la liquidación de junio.
• 2025 rompe el patrón. Es el primer ejercicio de la serie que no alcanza el 100 %: se estanca en torno al 82-88 % entre junio y octubre, incluso con retrocesos —del 85,1 % de julio al 82,29 % de agosto— y cierra provisionalmente en el 98,37 %. No es un desfase de calendario: es un desajuste de fondo entre ingresos y costes reconocidos.
• 2026 arranca peor que ningún año anterior. Un 18 % en la primera liquidación, frente al 22,4 % de 2022, que era el mínimo hasta ahora. La recuperación posterior sí va en línea con la serie histórica, e incluso por delante en marzo.

La tabla completa

Serie facilitada por BSG Energía a partir de las liquidaciones publicadas por la CNMC. Los valores de 2025 son provisionales y 2026 está en curso.

Dos lecturas prácticas para un productor

• El primer trimestre siempre cobra poco. En los cinco ejercicios de la serie, la liquidación de enero se ha movido entre el 18 % y el 41,9 %. No es un problema de tu planta: es el calendario del sistema. Si haces previsión de tesorería con la retribución del régimen específico, este perfil hay que meterlo en el modelo; es la causa más frecuente de sustos de caja en el primer trimestre.
• Pero 2025 obliga a matizar el "ya se regularizará". Durante años la respuesta correcta era que el desfase se recuperaba íntegro antes del cierre. En 2025 eso ya no ocurrió. Conviene dejar de asumir la recuperación total como un hecho y revisar el coeficiente cada mes.

3. Las horas equivalentes: lo que cambió el RD 917/2025

Aquí está el cambio de fondo de los dos últimos años, y afecta directamente a la fotovoltaica.

El artículo 21.2 del RD 413/2014 excluía del cómputo de horas equivalentes de funcionamiento la energía vendida en aquellas horas en que el precio del mercado diario fuera cero durante seis horas consecutivas o más. Con la llegada de los precios negativos, la CNMC interpretó que la referencia a "precio cero" debía leerse como precios menores o iguales a cero. El resultado: cada vez más horas de producción solar dejaban de computar, y las instalaciones se acercaban peligrosamente al mínimo de horas exigido.

El Real Decreto 917/2025, de 15 de octubre, que modifica el RD 413/2014, cambia esto en tres puntos que conviene conocer:

• Solo se excluyen las horas con precio negativo, y únicamente cuando se encadenan seis horas naturales completas consecutivas o más. Las horas a precio cero vuelven a computar. Se reduce sustancialmente el número de horas afectadas.
• La energía no vendida por restricciones técnicas sí computa: el cálculo tiene en cuenta el efecto sobre la generación del proceso de solución de restricciones gestionado por el operador del sistema.
• La corrección a la baja afecta solo a la retribución a la inversión, no a la retribución a la operación. Antes penalizaba a las dos.

Los efectos se retrotraen al 1 de enero de 2024, con recálculo en las liquidaciones correspondientes. Para las correcciones de 2024 y 2025, el efecto de las restricciones técnicas se aplica a instancia de parte: hay que solicitarlo.

Un apunte de contexto: en la liquidación 13/2024, la CNMC ya aplicó el llamado coeficiente de horas "d", excluyendo las horas equivalentes por energía generada en periodos de precio cero, o cero y negativo, durante seis horas consecutivas o más. Ese es el mecanismo sobre el que ha actuado el RD 917/2025.

4. Rinv y Ro: el nuevo periodo regulatorio

El 1 de enero de 2026 arrancó un nuevo periodo regulatorio. La Orden TED/53/2026, de 27 de enero, actualiza los parámetros retributivos de las instalaciones tipo y aprueba nuevas instalaciones tipo. En concreto:

• Fija los valores de retribución a la inversión (Rinv) aplicables a 2026, 2027 y 2028, junto con el coeficiente de ajuste, las horas equivalentes de funcionamiento mínimas y el umbral de funcionamiento.
• Actualiza la retribución a la operación (Ro) para el mismo trienio en las instalaciones tipo cuyos costes de explotación no dependen esencialmente del precio del combustible, que es el caso de la fotovoltaica.
• Para las tecnologías cuyos costes sí dependen del combustible —biomasa, biogás—, la Ro se actualiza trimestralmente por resolución, en aplicación de la Orden TED/526/2024.

El caso de la IT-00030

La IT-00030 es una de las instalaciones tipo fotovoltaicas más frecuentes en las carteras que gestionamos, y sirve para ilustrar cómo se compone el ingreso de una planta acogida al régimen específico:

• Retribución a la inversión, en €/MW de potencia con derecho, que remunera la inversión no recuperada vía mercado. Es la que se corrige a la baja si no se alcanzan las horas mínimas.
• Retribución a la operación, en €/MWh producido. Para la IT-00030 la Orden TED/171/2020 fijó valores del orden de 14-15 €/MWh en los primeros años del periodo regulatorio anterior.
• Retribución de mercado, el precio de casación de la energía efectivamente vendida.

Los valores concretos de Rinv y Ro que aplican a cada instalación tipo para 2026-2028 están en los anexos IV y V de la Orden TED/53/2026, que ocupa más de 750 páginas del BOE. Consulta siempre el valor de tu instalación tipo concreta: no extrapoles el de otra planta, aunque sea de la misma tecnología y potencia parecida.

Si eres cliente de representación, este control lo llevamos nosotros: comprobamos qué instalación tipo tienes asignada, qué parámetros te aplican en cada ejercicio y si el importe liquidado se corresponde con ellos.

5. Resumen para un productor fotovoltaico

• El coeficiente de cobertura no es una pérdida: es un desfase que se regulariza. Pero condiciona tu caja en el primer trimestre de cada año, y conviene presupuestarlo.
• Desde el RD 917/2025 las horas a precio cero vuelven a computar como horas equivalentes; solo se excluyen las de precio negativo encadenadas seis horas o más.
• La energía retirada por restricciones técnicas computa, con efectos desde 2024. Para 2024 y 2025 puede hacer falta solicitarlo expresamente.
• La corrección por horas mínimas afecta ya solo a la retribución a la inversión.
• Desde 2026 aplican nuevos parámetros por instalación tipo. Comprueba los tuyos, no los del vecino.