La nueva industria impulsada por la IA
Las empresas aceleran sus despliegues tecnológicos para mejorar su producción en un entorno exigente.
8 septiembre, 2026
4 min
La Orden TED/966/2026 crea un mercado de capacidad para el sistema eléctrico peninsular español. El nuevo marco retribuye el compromiso de disponibilidad de potencia firme y abre oportunidades para el almacenamiento energético, la gestión flexible de la demanda y determinadas inversiones capaces de aportar firmeza al sistema. No obstante, su alcance práctico dependerá de las futuras convocatorias de subastas y del procedimiento de operación que deberá desarrollar sus aspectos técnicos y operativos.
El pasado jueves, 17 de septiembre, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) publicó la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español (la Orden), una de las iniciativas regulatorias más relevantes y esperadas del ejercicio para el sector energético.
El diseño actual del mercado eléctrico, basado fundamentalmente en la retribución de la energía producida, no siempre proporciona señales económicas suficientes para incentivar la inversión en recursos firmes y flexibles que deben estar disponibles en situaciones de estrés del sistema. El nuevo mercado de capacidad pretende corregir esta limitación mediante una retribución adicional obtenida a través de procedimientos competitivos, a cambio de compromisos verificables de disponibilidad.
La creación del mecanismo responde a los análisis de cobertura realizados por Red Eléctrica y por las instituciones europeas, que identifican riesgos de cobertura de la demanda superiores al estándar de fiabilidad fijado para el sistema eléctrico español.
La Orden aprobada confirma la apuesta regulatoria ya anticipada en el borrador sometido a información pública a finales de 2024. El nuevo mercado de capacidad nace con el propósito de reforzar la resiliencia del sistema eléctrico en un contexto de creciente penetración de energías renovables, incentivando la disponibilidad de recursos firmes y flexibles capaces de responder en situaciones de estrés del sistema. De este modo, productores, instalaciones de almacenamiento, consumidores y agregadores de demanda podrán obtener una retribución por su contribución efectiva a la cobertura de la demanda y a la estabilidad del sistema eléctrico.
El mecanismo pretende corregir el denominado problema de missing money, que se produce cuando los ingresos obtenidos en el mercado eléctrico por la venta de energía no resultan suficientes para incentivar inversiones en recursos firmes y flexibles que, sin embargo, son imprescindibles para mantener la seguridad de suministro.
El producto objeto de subasta será la potencia firme, expresada en MW. El mecanismo no remunera la potencia nominal instalada, sino la contribución efectiva de cada recurso a la cobertura de la demanda. A tal efecto, la potencia firme se calculará aplicando a la potencia instalada el coeficiente de firmeza correspondiente a cada tecnología de referencia y, en todo caso, no podrá superar la capacidad de acceso otorgada a la instalación.
Podrán participar en el mercado de capacidad productores de energía eléctrica, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores finales, agregadores de demanda y prestadores de servicios de agregación de la producción y del almacenamiento, siempre que acrediten el cumplimiento de los requisitos legales, técnicos y económicos establecidos en la Orden.
Entre los aspectos más relevantes del diseño definitivo destaca el reconocimiento expreso de los prestadores de servicios de agregación de la producción y del almacenamiento como sujetos habilitados para participar en el mecanismo.
Esta configuración facilita la participación de instalaciones híbridas y de recursos agregados de menor tamaño, permitiendo que determinadas obligaciones, derechos y parámetros asociados al servicio de capacidad puedan atribuirse individualmente a los distintos módulos que integran una misma instalación.
Asimismo, la Orden contempla, cuando resulte necesario para la verificación del cumplimiento de las obligaciones asumidas, la exigencia de sistemas de medida específicos para determinados módulos hibridados.
La Orden mantiene la arquitectura de subastas ya prevista en versiones anteriores del texto, diferenciando entre subastas de capacidad principal y subastas de capacidad de ajuste.
Las subastas de capacidad principal están destinadas a cubrir las necesidades estructurales de potencia firme del sistema eléctrico a largo plazo. En ellas podrán participar instalaciones existentes, nuevas inversiones y recursos de demanda, contemplándose periodos de prestación del servicio diferenciados en función de la tecnología y la naturaleza de la inversión, con duraciones que pueden alcanzar los 15 años en el caso de determinadas nuevas instalaciones de generación o almacenamiento.
Asimismo, el inicio de la prestación del servicio podrá producirse hasta cinco años después de la adjudicación, con el fin de facilitar la ejecución de nuevos proyectos de inversión.
Por su parte, las subastas de capacidad de ajuste tienen como finalidad cubrir desviaciones sobrevenidas o necesidades de capacidad que no hayan quedado cubiertas mediante las subastas principales. Estas subastas estarán reservadas a instalaciones existentes en el momento de realizar la subasta y llevarán aparejado un periodo de prestación de doce meses, que deberá comenzar en un plazo máximo de un año desde la adjudicación.
Adicionalmente, la Orden incorpora un régimen transitorio mediante la celebración de subastas de capacidad transitorias, destinadas a cubrir las necesidades de potencia firme existentes hasta la entrada en funcionamiento de los recursos adjudicados en las primeras subastas principales. Su objetivo es facilitar la implantación progresiva del nuevo mercado de capacidad evitando posibles déficits de cobertura durante el periodo de transición.
Las subastas se celebrarán mediante un procedimiento de sobre cerrado y bajo un sistema de remuneración pay-as-bid, de modo que cada adjudicatario percibirá el precio ofertado por su capacidad, en lugar de un precio marginal único para todas las ofertas seleccionadas. Las ofertas se ordenarán de menor a mayor precio hasta alcanzar el punto de corte definido por la curva de potencia firme requerida.
La gobernanza del mecanismo también queda claramente definida. Red Eléctrica de España actuará como entidad administradora de las subastas y como responsable de la gestión, liquidación y verificación del servicio de capacidad, mientras que la CNMC ejercerá funciones de supervisión y validación del proceso de adjudicación.
La resolución de convocatoria de cada subasta deberá concretar, entre otros aspectos:
En consecuencia, el resultado económico de cada subasta no dependerá exclusivamente del precio ofertado. También serán determinantes factores como el coeficiente de firmeza reconocido a cada tecnología, la duración del periodo de prestación del servicio, los límites de precio establecidos en la convocatoria y el tratamiento regulatorio aplicable a instalaciones existentes, nuevas inversiones e instalaciones hibridadas.
Las nuevas inversiones que participen en las subastas principales deberán corresponder exclusivamente a tecnologías renovables, instalaciones de almacenamiento o recursos de gestión de la demanda.
Asimismo, se mantiene el umbral máximo de emisiones de 550 g CO₂/kWh aplicable a las instalaciones existentes en el momento de realizar la subasta. No obstante, la Orden incorpora determinadas excepciones. Entre ellas destacan, por un lado, las instalaciones de cogeneración, para las que únicamente se computarán las emisiones asociadas a la producción de electricidad.
Por otro lado, en el caso de los proveedores de servicios de agregación de la producción, integrados por múltiples instalaciones de generación y almacenamiento, será el futuro Procedimiento de Operación del mercado de capacidad el que determine los límites máximos de emisiones que deberán acreditar para poder participar.
Por su parte, las instalaciones de producción o almacenamiento que hayan recibido ayudas públicas podrán concurrir al mecanismo de capacidad, si bien deberán incorporar dichas ayudas en las ofertas presentadas, de conformidad con lo previsto en el artículo 11 de la Orden.
Finalmente, el proceso de habilitación se articulará inicialmente mediante una declaración responsable. No obstante, la documentación acreditativa será objeto de verificación con carácter previo a la habilitación definitiva. Adicionalmente, el futuro Procedimiento de Operación deberá concretar el régimen de garantías económicas exigible a los participantes.
Los adjudicatarios percibirán una retribución fija de carácter mensual, calculada como la doceava parte del producto entre la potencia firme adjudicada y el precio anual ofertado en la subasta. Tanto la potencia adjudicada como el precio resultante tendrán carácter fijo y no estarán sujetos a actualización durante el período de prestación.
A cambio de dicha retribución, los proveedores deberán mantener disponible la potencia comprometida durante las denominadas horas de estrés que determine el operador del sistema, esto es, aquellos periodos en los que exista un mayor riesgo para la cobertura de la demanda eléctrica. Estas horas, que deberán ser comunicadas antes del inicio de cada año del periodo de prestación del servicio, no podrán superar el 10% de las horas de un año natural. En el caso de los recursos de demanda y de los agregadores, la obligación podrá incluir asimismo la activación efectiva de la capacidad comprometida cuando así sea requerida por el operador del sistema.
El régimen de cumplimiento previsto por la Orden resulta especialmente exigente. La norma contempla penalizaciones económicas por incumplimiento, la ejecución de garantías y, en los supuestos más graves, la inhabilitación para participar en futuras convocatorias. En particular, la tercera prueba o activación fallida podrá comportar tanto la pérdida de la retribución anual correspondiente como la inhabilitación del proveedor.
Por último, la Orden incorpora un mecanismo de seguimiento periódico del coste económico del mercado de capacidad, con el fin de evaluar su evolución y su impacto sobre el sistema eléctrico.
La Orden prevé la creación de un mercado secundario que permitirá la transmisión de los derechos y obligaciones asociados a la capacidad adjudicada. Dichos derechos podrán transferirse conjuntamente con la titularidad de la instalación o cederse a otras instalaciones o agregaciones que cumplan los requisitos establecidos. En todo caso, será necesaria la autorización previa del operador del sistema y no podrá reducirse la potencia firme comprometida. Asimismo, las cesiones deberán comprender la totalidad de la potencia adjudicada, mantenerse durante, al menos, un año natural completo y formalizarse con una antelación mínima de dos meses.
La introducción de este mercado secundario constituye una herramienta relevante para la gestión del riesgo de cumplimiento asociado a las obligaciones asumidas en el mecanismo de capacidad. En particular, permitirá a los participantes adaptar sus compromisos ante retrasos en la puesta en operación de proyectos, incidencias técnicas, cambios en la estructura de propiedad o procesos de reordenación de activos y carteras.
Desde una perspectiva financiera, este mecanismo aporta una mayor flexibilidad y puede contribuir a mejorar la bancabilidad de determinadas inversiones al ofrecer vías reguladas para gestionar contingencias durante el período de prestación del servicio.
La Orden establece la arquitectura regulatoria del mercado de capacidad, pero deja pendientes numerosos elementos de carácter técnico, operativo y económico que deberán concretarse mediante el futuro Procedimiento de Operación del Servicio de Capacidad y a través de las resoluciones que apruebe la Secretaría de Estado de Energía (SEE).
Aunque el mecanismo ya cuenta con un marco jurídico definido, su aplicación efectiva exige todavía el desarrollo de estos instrumentos regulatorios. Entre los principales aspectos pendientes de desarrollo mediante el Procedimiento de Operación destacan los requisitos técnicos, documentales y operativos de participación; los procedimientos de habilitación; las obligaciones aplicables a los proveedores del servicio de capacidad; los mecanismos de verificación y pruebas; el régimen de liquidación y financiación, y la metodología para el cálculo de los coeficientes de firmeza.
Por su parte, las resoluciones de la SEE deberán concretar aspectos esenciales para cada convocatoria de subasta, tales como la curva de potencia firme requerida, los coeficientes de firmeza por tecnología, el umbral de flexibilidad, los periodos de prestación del servicio, los precios máximos y precios inferiores de reserva, los valores unitarios de inversión, las reglas específicas de la subasta y, en su caso, los cupos o límites de concentración aplicables. Asimismo, deberán completarse los desarrollos necesarios para la participación transfronteriza prevista en la normativa europea.
Hasta que estos elementos se encuentren definidos, resultará difícil estimar con precisión cuánta potencia firme podrá acreditar cada tecnología, qué nivel de ingresos podrá capturar cada proyecto o qué obligaciones de garantía y exposición al riesgo de incumplimiento deberán incorporarse a los modelos financieros.
La Orden convierte en realidad el esperado mercado de capacidad del sistema eléctrico español y supone un cambio estructural en el diseño del mercado eléctrico al introducir un mecanismo competitivo de retribución de la potencia firme.
El nuevo esquema reconoce expresamente el papel del almacenamiento, la flexibilidad de la demanda, la agregación de recursos y las instalaciones híbridas, al tiempo que orienta las nuevas inversiones de las subastas principales hacia recursos renovables, almacenamiento y demanda gestionable. Todo ello con el objetivo de reforzar la cobertura de la demanda y facilitar una elevada integración de energías renovables.
Sin embargo, la Orden constituye únicamente el primer paso del nuevo marco regulatorio. Los desarrollos posteriores tendrán una influencia decisiva sobre la rentabilidad real de tecnologías como las baterías, el almacenamiento híbrido o la gestión flexible de la demanda. Aspectos como la metodología de cálculo de los coeficientes de firmeza, los valores unitarios de inversión, los límites de precio o las condiciones específicas de competencia en las subastas determinarán, en la práctica, cuánta capacidad firme podrá acreditar cada tecnología y cuál será el valor económico efectivo del mecanismo.
Uno de los principales desafíos regulatorios será diseñar unas reglas capaces de generar resultados eficientes para tecnologías nuevas y existentes que competirán por prestar un mismo servicio, pero que presentan perfiles de inversión, riesgo y costes radicalmente distintos. Del acierto en este equilibrio dependerá en buena medida la capacidad del mecanismo para movilizar nuevas inversiones sin generar distorsiones competitivas ni costes innecesarios para los consumidores.
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