El mercado de capacidad español ya tiene norma. La Orden TED/966/2026, publicada en el Boletín Oficial del Estado el 15 de septiembre, retribuirá la disponibilidad de potencia firme en el sistema eléctrico peninsular y abre la puerta a contratos de hasta 15 años para nuevas inversiones en baterías, generación y demanda.
La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, presentó el mecanismo en el Congreso esta semana. El texto, fechado el 15 de septiembre, cambia el modelo del sector: el sistema eléctrico pasa de un mercado que solo pagaba energía a otro que también paga por estar disponible cuando la red lo necesita.
Qué remunera el mercado de capacidad y quién puede pujar
La justificación de la norma no es ideológica, es aritmética. El análisis de adecuación que Red Eléctrica publicó en octubre de 2025 estimaba una pérdida esperada de carga (LOLE, por sus siglas en inglés) de 4,08 horas en 2028 y de 2,41 horas en 2030, frente al estándar de fiabilidad de 1,5 horas que el propio sistema se exige.
El diagnóstico apunta a un problema de missing money: ni los ingresos por arbitraje ni la mayor volatilidad de precios bastan para que una tecnología firme y flexible cierre su business case. El mercado de capacidad nace para tapar ese hueco con un pago explícito por disponibilidad.
Podrán participar productores, instalaciones de almacenamiento, consumidores, agregadores de demanda y agregadores de producción y almacenamiento. El producto subastado es la potencia firme, expresada en MW, y las ofertas se formulan en euros por MW firme y año. La participación es tecnológicamente neutra: compite un mismo producto, no una misma tecnología.
El pago ya no se ata a la energía producida, sino a la certeza de que habrá megavatios disponibles cuando el sistema entre en estrés.
Las instalaciones individuales tendrán que acreditar al menos 1 MW de potencia firme. Las agregaciones pueden sumar unidades más pequeñas siempre que alcancen ese umbral en conjunto.
La primera convocatoria decidirá si el mecanismo remunera tecnologías firmes o solo reparte un pago fijo entre las que ya existen.
Coeficientes de firmeza para baterías y tres tipos de subasta
Ninguna tecnología cobra lo mismo por megavatio instalado. Cada una tendrá un coeficiente de firmeza entre 0 y 1, establecido antes de cada convocatoria, que convierte su capacidad nominal en potencia firme comparable. En baterías, la fórmula multiplica la potencia instalada por ese coeficiente y el resultado no puede superar en ningún caso la capacidad de acceso a la red.
Los contratos distinguen entre lo que ya existe y lo que está por construir. Una instalación de almacenamiento se considera existente si dispone de autorización de explotación antes de la convocatoria, y en ese caso el periodo de prestación es de 12 meses. Las nuevas inversiones acceden a plazos que dependen de la tecnología de referencia y pueden alcanzar los 15 años, el máximo que contempla la orden.
El calendario de construcción tiene holgura, pero no es ilimitado. Con carácter general habrá un máximo de cinco años entre la adjudicación y el inicio del servicio, ampliable hasta nueve en determinados proyectos. En instalaciones híbridas la potencia firme es la suma de la aportación de cada módulo multiplicada por su coeficiente; si se combinan módulos existentes y nuevos, se aplica el precio de reserva de las existentes salvo que la inversión nueva supere el umbral de hibridación fijado en la convocatoria.
Habrá tres tipos de subasta. Las principales contratan firmeza para horizontes futuros. Las de ajuste, reservadas a instalaciones ya operativas, cubren 12 meses y las necesidades que quedaron sin atender en en las subastas principales. Las transitorias llenan el hueco hasta que arranquen los periodos de prestación contratados. Las ofertas se presentan en sobre cerrado y la casación sigue un sistema pay-as-bid, con bloques de mínimo 1 MW de potencia firme.
La CNMC ejercerá las funciones de supervisión y Red Eléctrica administrará las subastas. El adjudicatario recibe una retribución mensual fija: la potencia firme adjudicada multiplicada por el precio de adjudicación, dividida entre doce. El operador del sistema realiza la liquidación y puede aplicar pagos por incumplimiento.
La obligación de estar disponible no es permanente. El servicio se activa durante las horas de estrés que determine Red Eléctrica, que no podrán superar el 10% de las horas anuales. Ahí se juega la rentabilidad real de cada batería.
Hay una condición que afecta de lleno a las baterías ya instaladas. Las que hayan recibido ayudas públicas solo podrán participar si incorporan íntegramente esas ayudas en sus ofertas en nuevos mercados o mecanismos. Tampoco podrán percibir simultáneamente una retribución por la misma potencia firme y el mismo periodo de prestación en determinados productos específicos de balance.
El precedente de los pagos por capacidad y la incógnita de la primera convocatoria
España ya ensayó un esquema de pagos por capacidad en la segunda mitad de la década de 2000. Aquel mecanismo convivió con un parque de ciclos combinados sobredimensionado, no impidió que decenas de centrales de gas quedaran infrautilizadas y se fue diluyendo con el cierre de las plantas de carbón.
Hay dos diferencias sustanciales respecto a aquel diseño. El sujeto remunerado ya no es solo la generación térmica: también lo son el almacenamiento y la demanda, que pueden agregarse para alcanzar el megavatio mínimo. Y el horizonte contractual se estira hasta los 15 años, una duración pensada para dar certidumbre a inversiones que, con ingresos exclusivamente de mercado, no se financian.
El diseño se parece más a los mercados de capacidad que operan desde hace años en el Reino Unido, Italia o Polonia que a la lógica de los pagos por disponibilidad que España mantuvo en la década pasada. La diferencia de fondo es el sujeto: allí el respaldo se articuló para sostener centrales de gas; aquí se abre la puerta a que una batería cobre por firmeza sin generar un solo kilovatio hora.
Existe un riesgo evidente de doble retribución. La orden lo ataca con la regla de las ayudas públicas y con la incompatibilidad en productos de balance, pero la frontera es fina: una batería puede ingresar por firmeza, por arbitraje horario, por servicios de ajuste y por capacidad de acceso a la red. La CNMC tendrá que vigilar que los conceptos no se solapen y que el pago por disponibilidad no acabe siendo una renta sin contrapartida.
Queda otra incógnita que la orden no resuelve por sí sola: el encaje del mecanismo con los criterios de ayudas de Estado que la Comisión Europea aplica a este tipo de esquemas. Los parámetros de diseño, el precio máximo de las ofertas y las condiciones de acceso para la tecnología fósil suelen ser los tres puntos que Bruselas examina con lupa.
El detalle que decidirá el resultado está en un documento que todavía no existe. La primera convocatoria concretará el volumen de capacidad contratado, los coeficientes de firmeza por tecnología y el precio máximo de las ofertas. Si esos coeficientes reconocen de verdad la aportación de las baterías y el precio de reserva no actúa como techo disuasorio, el mecanismo corregirá el problema de adecuación detectado para 2028. Si ocurre lo contrario, España habrá añadido un pago fijo más a la factura eléctrica sin mover ni un megavatio nuevo.
