España da un giro radical en su sistema eléctrico: llega el mercado de capacidad
Una orden ministerial transforma la forma en que se garantiza el suministro eléctrico peninsular frente a los retos de la transición energética
Una torre electrica en la provincia de León.
El Boletín Oficial del Estado ha publicado una orden ministerial que revoluciona el sector eléctrico español con la creación de un mercado de capacidad en el sistema peninsular. Esta medida busca responder a los desafíos que plantea la integración masiva de energías renovables y garantizar la seguridad del suministro eléctrico en un contexto de transformación energética sin precedentes.
La normativa, firmada por la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, establece un nuevo mecanismo para asegurar la disponibilidad de potencia firme cuando el sistema lo requiera. El documento, con fecha 15 de septiembre de 2026, responde a análisis técnicos que evidencian necesidades de cobertura superiores al estándar de fiabilidad establecido en 1,5 horas de energía no suministrada.
Los estudios realizados por Red Eléctrica de España revelan cifras preocupantes para los próximos años. Las proyecciones indican valores de 6,26 horas en 2025, 4,76 horas en 2027 y 2,34 horas en 2030, todos ellos por encima del umbral considerado seguro. Estos números justifican la urgencia de implementar soluciones estructurales que acompañen el ambicioso despliegue renovable previsto.
Contexto energético actual
España ha experimentado un crecimiento exponencial en capacidad renovable instalada durante los últimos años. La potencia eólica supera actualmente los 33 GW, mientras que la fotovoltaica ha registrado un incremento superior al 360% desde principios de 2019, pasando de apenas 9 GW a más de 41 GW en 2025. Este desarrollo ha permitido que, por primera vez en 2023, más del 50% de la producción eléctrica proviniera de fuentes renovables, alcanzando un máximo histórico del 56,8% en 2024.
Sin embargo, esta transformación plantea desafíos técnicos relacionados con la intermitencia de las fuentes renovables. La dependencia de condiciones meteorológicas y la ausencia de luz solar durante determinadas horas requieren mecanismos complementarios que garanticen el respaldo necesario cuando la demanda supera la capacidad de generación renovable disponible.
Funcionamiento del nuevo mercado
El sistema aprobado establece un mercado de capacidad centralizado de ámbito peninsular basado en las necesidades de potencia firme identificadas por el operador del sistema. Se organizará mediante tres modalidades de subasta diferentes, cada una diseñada para cubrir necesidades específicas del sistema eléctrico.
La subasta principal contratará la capacidad firme necesaria con un periodo de desfase entre adjudicación e inicio del servicio, permitiendo tiempo suficiente para desarrollar nuevos proyectos. Los adjudicatarios obtendrán derechos de cobro a cambio de garantizar la disponibilidad de sus instalaciones durante las horas críticas del sistema. Los periodos de prestación variarán según la tecnología, considerando la vida útil equivalente de cada tipo de instalación.
Las subastas de ajuste, de carácter anual, resolverán problemas imprevistos de cobertura como desviaciones en las necesidades o frustración de proyectos adjudicados previamente. Movilizarán menor capacidad que las subastas principales, funcionando como mecanismo complementario de seguridad.
Durante el periodo transitorio, hasta que entre en vigor la primera subasta principal, se celebrarán subastas transitorias anuales de carácter extraordinario. Estas garantizarán la cobertura inmediata mientras se desarrolla el marco definitivo del mercado de capacidad.
Participantes y requisitos técnicos
Podrán participar productores de energía eléctrica, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores finales y agregadores de demanda o producción. Todos deberán cumplir requisitos técnicos específicos establecidos en la normativa, incluyendo límites de emisiones y coeficientes de flexibilidad que midan su capacidad real de aportación al sistema.
El principio de neutralidad tecnológica se preserva mediante coeficientes de firmeza que permiten comparar la aportación efectiva de diferentes tecnologías. Estos ratios, conocidos antes de cada subasta, se calculan considerando la disponibilidad histórica y las previsiones futuras de cada tipo de instalación, permitiendo competir en igualdad de condiciones a generación, almacenamiento y demanda.
Las instalaciones existentes y las nuevas inversiones podrán concurrir simultáneamente, incrementando la presión competitiva. No obstante, para evitar rentas excesivas, podrá establecerse un precio inferior de reserva específico para instalaciones ya operativas, mecanismo ya validado por la Comisión Europea en otros mercados de capacidad.
Sistema retributivo y obligaciones
Los proveedores adjudicatarios percibirán una retribución mensual fija calculada sobre la potencia firme asignada y el precio de adjudicación. A cambio, deberán garantizar disponibilidad durante las horas de estrés del sistema, que no superarán el 10% de las horas anuales y serán comunicadas con antelación suficiente.
El operador del sistema verificará el cumplimiento mediante pruebas anuales y seguimiento continuo. Los incumplimientos generarán obligaciones de pago con carácter disuasorio, calculadas mediante coeficientes correctores que penalizan la indisponibilidad o el fallo en activaciones requeridas. Tras tres incumplimientos consecutivos en pruebas, se producirá la inhabilitación para prestar el servicio.
Financiación del mecanismo
El coste anual del servicio será financiado por comercializadores y consumidores directos en mercado mediante precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios. La metodología de cálculo considera un índice de cobertura horario que relaciona la potencia firme total con la demanda, distribuyendo el coste de forma proporcional.
Los precios se actualizarán anualmente mediante orden ministerial, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, asegurando que la recaudación cubra exactamente el coste del mecanismo. Los eventuales saldos se integrarán en la determinación de los cargos del sistema eléctrico del ejercicio siguiente.
Supervisión y transparencia
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ejercerá funciones de supervisión y validación de los procesos de subasta, confirmando su objetividad, transparencia y ausencia de prácticas anticompetitivas. El operador del sistema gestionará la habilitación de participantes, la celebración de subastas y la liquidación del servicio.
Anualmente, el Ministerio presentará información detallada sobre capacidad adjudicada, coste efectivo y grado de competencia observado, previo informe de la CNMC. Este mecanismo de seguimiento permitirá evaluar la contribución real del mercado de capacidad a la seguridad de suministro y su impacto en los precios finales de la electricidad.
Participación transfronteriza
La normativa contempla la posibilidad de que instalaciones ubicadas en zonas fronterizas participen en el mercado español, conforme al marco europeo vigente. El operador del sistema iniciará las actuaciones necesarias para calcular la capacidad máxima de entrada según las especificaciones técnicas establecidas por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía.
Esta apertura facilitará la integración con los mercados vecinos, aprovechando las sinergias entre sistemas eléctricos complementarios y mejorando la eficiencia global del mecanismo. Las interconexiones, identificadas como elemento clave para la seguridad de suministro, requerirán acuerdos de coordinación entre operadores antes de hacerse efectiva la participación transfronteriza.