El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) ha anunciado la publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE) de la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español para reforzar la firmeza y la flexibilidad, preservar la seguridad de suministro y facilitar la integración de más renovables. El mecanismo se articulará mediante subastas en las que podrán participar generación, almacenamiento y demanda, tanto con instalaciones existentes como con nuevos proyectos de inversión.
El nuevo esquema llega tras el trabajo del Miteco con la Unión Europea, que ha incluido la reforma de la normativa comunitaria para eliminar la condición temporal de este tipo de mecanismos, una modificación alcanzada durante la presidencia española de la UE. El modelo español obtuvo a finales de mayo la conformidad con las reglas sobre ayudas de Estado. En la UE han aumentado los países que desarrollan mecanismos de capacidad, entre ellos Italia, Francia y Bélgica, y Alemania ha recibido la aprobación de la Comisión Europea este mes de septiembre.
Retribución por firmeza y reducción del consumo
El mercado tendrá ámbito peninsular y permitirá remunerar a instalaciones de generación y almacenamiento, así como a la demanda, incluidos consumidores y agregadores. La retribución se concederá por aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, ya sea mediante la disponibilidad para inyectar electricidad en la red o mediante la reducción del consumo cuando lo solicite el Operador del Sistema.
La prestación del servicio se adjudicará mediante subastas tecnológicamente neutras de potencia firme, expresada en MW, y precio, en euros/MW/año. El sistema aplicará el criterio pay-as-bid, por el que se concede el precio ofertado. Las centrales de generación no podrán superar los 550 gramos de CO₂/kWh, deberán cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad fijados en cada subasta y no podrán percibir retribución regulada.
Para favorecer la entrada de tecnologías no fósiles, los proyectos futuros que concurran a estas subastas solo podrán corresponder a renovables, almacenamiento o demanda. Esta limitación afectará a las nuevas inversiones, mientras que las instalaciones existentes podrán participar conforme a las condiciones previstas en cada modalidad.
Subastas de capacidad a varios plazos
El diseño contempla tres tipos de subastas, cuyo volumen y periodicidad dependerán de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme que se identifiquen en los análisis de cobertura a cinco años vista. La subasta principal estará abierta a instalaciones existentes y a nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda que vayan a prestar servicio desde la fecha que establezca la convocatoria y hasta cinco años después de la adjudicación.
En la subasta principal, el periodo de prestación variará según se trate de una instalación existente o una nueva inversión, y también en función de la tecnología. Con carácter general, se celebrará cada año cuando se detecten necesidades de firmeza. La duración del servicio será de un año para instalaciones existentes, de hasta 15 años para nuevas inversiones y de entre uno y 10 años para nuevas demandas.
La subasta de ajuste anual estará reservada a instalaciones ya operativas. Estas prestarán el servicio durante 12 meses, a partir de una fecha definida en la convocatoria y dentro de los 12 meses siguientes a la adjudicación. Esta modalidad está concebida para atender situaciones coyunturales y debería adjudicar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que coexistirá.
La subasta transitoria se utilizará para garantizar la firmeza del sistema eléctrico hasta el año en que comience la prestación del servicio adjudicado en la subasta principal. Se celebrarán todos los ejercicios hasta ese momento y estará abierta a instalaciones existentes y nuevas inversiones, con un plazo de prestación anual.
Financiación, mercado secundario y control
La financiación del nuevo mercado de capacidad recaerá en la comercialización de electricidad y en los consumidores directos en mercado. Se aplicarán precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución.
El coste se concentrará en mayor medida en los consumos realizados durante las horas de más estrés del sistema, que no podrán superar el 10% del cómputo anual. Con ello se busca enviar señales para flexibilizar y desplazar la demanda hacia otras franjas horarias, aplanar la curva de carga y facilitar la gestión del sistema eléctrico.
El mecanismo prevé además un mercado secundario de derechos y obligaciones adjudicados en las subastas, con el objetivo de aportar liquidez. Las operaciones podrán producirse por cambio de titularidad de las instalaciones o por traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos establecidos. El Operador del Sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) se encargarán de verificar e inspeccionar la prestación del servicio de capacidad.