España crea el mercado de capacidad eléctrica para reforzar el uso de las renovables
La medida introduce subastas de hasta 15 años para nuevas inversiones y pretende aportar mayor seguridad al sistema eléctrico peninsular
(Imagen: E&J)
España crea el mercado de capacidad eléctrica para reforzar el uso de las renovables
La medida introduce subastas de hasta 15 años para nuevas inversiones y pretende aportar mayor seguridad al sistema eléctrico peninsular
(Imagen: E&J)
El Boletín Oficial del Estado publicó la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. La norma, firmada por la vicepresidenta tercera y ministra Sara Aagesen, busca garantizar que exista suficiente potencia de respaldo disponible para cubrir la demanda en los momentos de mayor tensión del sistema, en un contexto de creciente peso de las energías renovables en la generación eléctrica nacional. Entra en vigor al día siguiente de su publicación.
La creación de un mercado
La orden tiene por objeto, según su artículo 1, «la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español, estableciendo los requisitos para participar como proveedor del servicio de capacidad, las condiciones de prestación del servicio, la regulación de los procedimientos de subasta, así como su régimen retributivo y de financiación». Se trata de un mecanismo centralizado, gestionado por Red Eléctrica de España como entidad administradora, mientras que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) actúa como entidad supervisora encargada de confirmar que el proceso se desarrolla de forma «objetiva, transparente y no discriminatoria».
Podrán participar productores de energía eléctrica, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores finales y agregadores de demanda, producción o almacenamiento, siempre que cumplan los requisitos técnicos, legales y económicos fijados en el artículo 11 de la orden.
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El mecanismo de las subastas
El esquema se articula en torno a subastas de capacidad, en las que el producto subastado es la potencia firme —expresada en mega watts (MW)— y la variable de oferta es el precio por unidad de potencia, en euros por MW y año. Existen dos modalidades principales: las subastas de capacidad principal, con un periodo de prestación del servicio que puede llegar a quince años para nuevas inversiones, y las subastas de ajuste, de carácter anual, pensadas para corregir desviaciones imprevistas. De forma transitoria, mientras arranca el mecanismo definitivo, se celebrarán también subastas anuales de carácter extraordinario.
Para preservar la neutralidad tecnológica exigida por la normativa europea, la orden introduce los llamados «coeficientes de firmeza» —que miden la capacidad real de cada tecnología para aportar potencia firme— y los «coeficientes de flexibilidad», aplicables únicamente a la generación no renovable, que condicionan su participación a superar un umbral mínimo. El proceso de adjudicación se resuelve mediante subasta a sobre cerrado con un mecanismo de pago según oferta (pay-as-bid), y las ofertas se seleccionan de menor a mayor precio hasta cubrir la curva de potencia firme requerida.
El texto sitúa el origen de la medida en los sucesivos análisis de cobertura elaborados por Red Eléctrica y por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-e), que llevan años detectando un riesgo de déficit. La orden recuerda que el indicador de horas esperadas con energía no suministrada (LOLE) alcanzaba valores de «6,26 horas en 2025, 4,76 horas en 2027 y 2,34 horas en 2030», todos ellos por encima del estándar de fiabilidad de 1,5 horas fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas. Con el nuevo mercado, el Gobierno espera incentivar la entrada de tecnologías de respaldo y almacenamiento sin frenar la penetración de renovables, además de dotar de mayor certidumbre a los inversores mediante periodos de prestación del servicio diferenciados por tecnología.
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Una necesidad real
La creación de este mercado no es una decisión improvisada: la propia orden detalla que la consulta pública previa se cerró en septiembre de 2020 y que el texto fue sometido a dos trámites de audiencia pública, uno en 2021 y otro entre diciembre de 2024 y enero de 2025. De fondo está un fenómeno que la norma denomina missing money —término con el que la literatura económica describe la incapacidad del mercado eléctrico ordinario para remunerar suficientemente las inversiones en capacidad firme—, agravado por el vertiginoso crecimiento de la fotovoltaica, que pasó de 9 GW a más de 41 GW instalados entre 2019 y 2025, y por el hecho de que la generación renovable superó por primera vez el 50% de la producción total en 2023, llegando al 56,8% en 2024. La orden fue autorizada por la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos apenas dos días antes de su publicación.
El coste del mecanismo lo asumirán los comercializadores de energía eléctrica y los consumidores directos en mercado, a través de precios unitarios que se actualizarán cada año para cubrir exactamente el gasto previsto. El Ministerio deberá presentar anualmente ante la Comisión Delegada del Gobierno un informe sobre la capacidad adjudicada, el coste soportado por los consumidores y el grado de competencia observado en las subastas, lo que abre la puerta a un seguimiento público del impacto real de la medida sobre la factura eléctrica en los próximos ejercicios.
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