El mercado de capacidad eléctrico ya tiene respaldo legal en España. El Boletín Oficial del Estado publica este viernes la Orden TED/966/2026, la norma del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico que crea un mecanismo centralizado de subastas de potencia firme en el sistema peninsular después de casi seis años de tramitación. Productores, instalaciones de almacenamiento, consumidores y agregadores de demanda podrán pujar por un pago por disponibilidad, no por energía generada. El sector gasista la aplaude. También avisa de que, sin calendario, el mercado nace vacío.
La orden llega después de que Red Eléctrica de España y la red europea de operadores, ENTSO-e, vengan detectando desde 2023 riesgos de déficit de cobertura por encima de los estándares de fiabilidad que exige la regulación. Traducido: hay momentos del año en los que el margen del sistema es más estrecho de lo que admiten los parámetros de seguridad, y la respuesta no puede ser solo más megavatios renovables.
Qué crea la Orden TED/966/2026: subastas de potencia firme y coeficientes de firmeza
El mecanismo es un mercado de capacidad al uso. El operador convoca subastas periódicas en las que se remunera la disponibilidad de potencia firme —capacidad capaz de inyectar cuando el sistema lo necesita— y no los kilovatios hora producidos. Es la diferencia entre pagar por estar y pagar por generar. En el esquema entran los ciclos combinados de gas, las baterías, el bombeo hidráulico, la demanda industrial flexible y los agregadores que agrupan a varios consumidores.
El punto que Sedigás considera decisivo es el de los coeficientes de firmeza. Cada tecnología recibe un factor distinto en función de su disponibilidad real, y la patronal quiere que esos factores reconozcan la aportación diferencial de los ciclos combinados frente a tecnologías con menor garantía de presencia. La discusión no es menor: un coeficiente generoso para el almacenamiento reduce la remuneración relativa del gas y altera el reparto del pago.
El almacenamiento en baterías, el segmento que se agrupa bajo las siglas BESS, es el otro gran interesado. Las instalaciones de baterías pueden aspirar a coeficientes de firmeza altos si acreditan disponibilidad, pero su capacidad de sostener el sistema durante horas o días es muy inferior a la de un ciclo combinado. Ahí está el nudo del reparto: el pago total es finito y cada punto de coeficiente que gana una tecnología se resta de las demás.
En el capítulo ambiental, la mayoría de las instalaciones existentes deberá acreditar un máximo de 550 gramos de CO2 de origen fósil por kilovatio hora. Sedigás advierte de que el texto abre la puerta a límites globales de emisiones en las subastas principales que podrían dejar fuera a plantas que sí cumplen el requisito individual. Una contradicción técnica que se resolverá en el desarrollo reglamentario o, si nadie la ataja antes, en los tribunales.
El mercado de capacidad no obliga a nada: habilita el pago por disponibilidad, pero no garantiza que la potencia que hoy sostiene el sistema cobre por estar.
El texto fija además un periodo de prestación del servicio de doce meses para las instalaciones existentes. La patronal gasista lo califica de insuficiente para dar visibilidad a inversiones de gran calado o a proyectos de extensión de vida útil, que se miden en ciclos de amortización de diez o quince años. Doce meses no son un horizonte. Son un parche.
Sedigás y AEPIBAL urgen a convocar las primeras subastas
La valoración del sector gasista es de respaldo con matices. La Asociación Española del Gas considera que la orden reconoce una realidad —la necesidad de potencia firme y gestionable para garantizar la seguridad de suministro ante la intermitencia renovable— y reclama al Gobierno dos cosas: convocar las subastas cuanto antes y cerrar el desarrollo normativo pendiente. Sin lo segundo, sostiene, no hay viabilidad económica para los ciclos combinados que hacen de respaldo.
Joan Batalla, presidente de Sedigás, lo ha expresado sin rodeos: ‘sin ciclos combinados disponibles, la seguridad de suministro del sistema eléctrico español está en riesgo’. La patronal lleva años señalando la necesidad de un mecanismo de capacidad y ahora pone el foco en la letra pequeña: el procedimiento de operación, las reglas de las subastas y la definición de los coeficientes.
El otro frente abierto es la ausencia de un procedimiento claro de cierre o hibernación para las centrales que acudan a las subastas y no resulten adjudicatarias. Sedigás alerta de que ese vacío genera incertidumbre económica justo en las instalaciones que el sistema necesita mantener operativas. Una planta que pierde una subasta no sabe si debe cerrar, hibernar o seguir disponible a pérdida.
AEPIBAL, la patronal del almacenamiento, comparte la urgencia por la convocatoria. Ambas asociaciones coinciden en un diagnóstico que el propio ministerio asume en la exposición de motivos: la transición renovable necesita respaldo físico y el mercado mayorista, por sí solo, no lo remunera.
El respaldo que nadie quiere pagar: la contradicción de fondo del mercado de capacidad
España llega tarde y llega por obligación. Reino Unido inauguró su mercado de capacidad en 2014, Italia y Polonia montaron mecanismos equivalentes para evitar el cierre masivo de ciclos combinados, y Alemania diseñó una reserva de capacidad al margen del mercado energético. El patrón se repite en todos los casos: el mecanismo se aprueba cuando el margen del sistema se estrecha y el regulador comprueba que el precio del pool no da señales suficientes para mantener plantas que operan pocas horas al año.
El precedente británico ofrece una pista sobre el calendario. Allí las primeras subastas se celebraron casi un año después de la entrada en vigor del marco, y los primeros ciclos adjudicaron potencia por encima de lo previsto porque el sistema necesitaba cubrir huecos que el mercado energético no resolvía. La lección para España es que los coeficientes de firmeza y el periodo de prestación determinan quién cobra, cuánto y durante cuánto tiempo. Un error de calibración tarda años en corregirse.
Doce meses de remuneración no financian una extensión de vida útil: el diseño del mecanismo decide qué potencia estará disponible cuando el sistema la reclame.
El riesgo evidente es que el diseño quede corto. Un horizonte anual no basta para amortizar una inversión de esa naturaleza, ni mucho menos para justificar una planta nueva. Si el coeficiente de firmeza no distingue con claridad entre disponibilidad garantizada y disponibilidad probable, el pago acabará premiando capacidad que no está cuando el sistema la reclama. Y si no se define el procedimiento de cierre o hibernación, las plantas que no cobren se quedarán en un limbo que nadie quiere asumir.
El calendario tampoco ayuda. La orden habilita el mecanismo, pero las primeras subastas dependen del desarrollo normativo y del procedimiento de operación que debe validar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. El sector espera que se convoquen en los próximos meses. No hay fecha comprometida.
La prueba de fuego llegará con el primer invierno de renovables récord y demanda punta alta. Si el mecanismo no está operativo para entonces, la potencia firme seguirá pagándose a través del precio del gas en las horas caras, y el coste acabará apareciendo en el recibo. La orden es el marco. El mercado, todavía, es una promesa.
