El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) ha anunciado que se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. Este nuevo mercado preservará la seguridad de suministro, ofreciendo a la par señales de inversión para que el almacenamiento y la gestión de la demanda se incorporen definitivamente al sistema y se avance ordenadamente hacia una economía neutra en emisiones de carbono.
El nuevo mercado llega tras el trabajo del Miteco con la Unión Europea, incluida la reforma de la normativa comunitaria para eliminar el carácter temporal de estos mecanismos, un cambio alcanzado durante la Presidencia Española de la UE. El modelo español obtuvo a finales de mayo la conformidad con las reglas sobre ayudas de Estado.
Subastas de capacidad firme para el sistema eléctrico
El mecanismo se articulará mediante subastas tecnológicamente neutras de potencia firme, expresada en MW, y precio, en euros/MW/año. Podrán participar instalaciones de generación y almacenamiento, así como la demanda, incluidos consumidores y agregadores, tanto con activos existentes como con nuevos proyectos de inversión.
Los adjudicatarios percibirán una retribución por aportar disponibilidad al sistema, ya sea para inyectar electricidad en la red o para reducir el consumo cuando lo solicite el Operador del Sistema. La adjudicación aplicará el precio ofertado por cada participante, bajo un sistema de pago según oferta (pay-as-bid).
Las centrales de generación deberán cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad fijados en cada subasta, no podrán emitir más de 550 gr/CO2/kWh y no recibirán retribución regulada. En el caso de proyectos futuros, solo se admitirán nuevas inversiones en renovables, almacenamiento o demanda, con el fin de incentivar tecnologías no fósiles.
Tres tipos de subastas y distintos plazos
El diseño prevé tres modalidades de subasta, cuyo volumen y periodicidad dependerán de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas en los análisis de cobertura con un horizonte de cinco años.
La subasta principal estará abierta a instalaciones existentes y a nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda que puedan prestar servicio desde la fecha que establezca la convocatoria y hasta cinco años después de la adjudicación. Con carácter general, se celebrará cada año si se detectan necesidades de firmeza, con servicios de un año para instalaciones existentes, de hasta 15 años para nuevas inversiones y de entre uno y 10 años para nueva demanda.
La subasta de ajuste anual se reservará a instalaciones ya operativas, que prestarán el servicio durante 12 meses a partir de una fecha definida en la convocatoria, dentro de los 12 meses siguientes a la adjudicación. Está concebida para atender situaciones coyunturales y debería adjudicar menos capacidad firme que las subastas principales.
La subasta transitoria se celebrará cada ejercicio hasta el inicio de la prestación del servicio adjudicado en la subasta principal. Podrán concurrir instalaciones existentes y nuevas inversiones, con un periodo de prestación anual, para garantizar la firmeza del sistema eléctrico durante esa fase intermedia.
Financiación, mercado secundario y supervisión
La financiación del mercado de capacidad corresponderá a la comercialización de electricidad y a 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 recaerá en mayor medida sobre los consumos registrados en las horas de mayor 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, aplanar la curva de carga y facilitar la operación del sistema.
El mecanismo también prevé un mercado secundario de los derechos y obligaciones adjudicados en las subastas, ya sea por cambios de titularidad de las instalaciones o por traspaso a otras que cumplan los requisitos. La verificación y la inspección de la prestación del servicio corresponderán al Operador del Sistema y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Este tipo de mecanismos se está extendiendo en la Unión Europea, con iniciativas en países como Italia, Francia y Bélgica. Alemania ha sido el último Estado miembro en recibir la aprobación de la Comisión Europea, este mismo mes de septiembre.