La Comisión Europea ha publicado el estudio Specification and design criteria for Local Flexibility Markets -Final Report, cuyo objetivo es orientar a los países de la UE en el establecimiento de mercados locales flexibles que sean eficaces, se adapten a los contextos locales y estén bien integrados en el sistema eléctrico general.
El crecimiento de la demanda de electricidad, junto con una generación renovable cada vez más variable y descentralizada, obliga a reforzar las redes. Sin embargo, diversos análisis subrayan que las inversiones en infraestructuras deberán complementarse con un mayor uso de mecanismos de flexibilidad capaces de gestionar las fluctuaciones del sistema, reducir costes y garantizar un suministro asequible para consumidores y empresas.
Tradicionalmente, la flexibilidad se ha gestionado a nivel de transmisión mediante servicios de ajuste y generación controlable. No obstante, el aumento de los recursos energéticos distribuidos y de las cargas flexibles conectadas a las redes de distribución está abriendo nuevas oportunidades para gestionar la flexibilidad a nivel local.
La normativa europea sitúa a los consumidores y a la respuesta de la demanda en el centro de esta transformación, especialmente a través del futuro Network Code on Demand Response (NC DR), que establecerá reglas para que estos recursos participen plenamente en los mercados eléctricos.
Este código también definirá cómo los operadores del sistema deben adquirir servicios locales —como gestión de congestiones o control de tensión— de forma transparente y eficiente. No obstante, su implementación será compleja debido a las diferencias entre los sistemas eléctricos europeos en cuanto a características de red, nivel de digitalización o madurez de los mercados de flexibilidad.
En este contexto, los mercados locales de flexibilidad (Local Flexibility Markets, LFM) se consideran una herramienta clave. En estos mercados se intercambian servicios destinados a resolver necesidades específicas de la red, siendo los compradores principales los operadores de sistemas de distribución (DSO) y transmisión (TSO). En la práctica, los servicios más habituales se centran en la gestión de congestiones y el control de la tensión.
Un estudio reciente ha analizado 37 iniciativas de LFM en Europa y concluye que la mayoría se encuentran todavía en fases piloto o preparatorias. Muchas han sido impulsadas por operadores individuales que buscan adquirir experiencia, aunque empiezan a surgir proyectos basados en la cooperación entre operadores de distribución o entre operadores de transmisión y distribución.
En términos de diseño, los LFM suelen ofrecer múltiples productos para un mismo servicio con el fin de adaptarse a distintas necesidades de flexibilidad y facilitar la participación de diferentes tecnologías. Los productos de potencia activa dominan el mercado, mientras que los de potencia reactiva siguen siendo poco comunes debido a su mayor complejidad técnica. La contratación suele combinar acuerdos de capacidad a más largo plazo con productos energéticos más cercanos al tiempo real.
El estudio concluye que no existe un modelo único de mercado local de flexibilidad válido para toda Europa. Por ello, recomienda comenzar con diseños de mercado relativamente simples que permitan ganar experiencia y generar confianza entre los actores del sistema. A medida que estos mercados maduren, será posible avanzar hacia una mayor armonización a escala europea, manteniendo al mismo tiempo la capacidad de adaptarse a las necesidades locales de cada sistema eléctrico.
El caso de España
España cuenta con más de 300 operadores de redes de distribución (DSO), pero actualmente no existen LFM operativos debido a la falta de regulación, a pesar de diversas iniciativas europeas de investigación como H2020 OneNet, H2020 FEVER, BeFlexible y FLOW.
Para impulsar la innovación regulatoria, el Gobierno español lanzó en 2025 un Energy Regulatory Sandbox, en el que casi todos los DSO del país participan mediante el proyecto piloto S2F (Flexibility solutions for electricity distribution networks). Este programa probará servicios de flexibilidad en redes de alta, media y baja tensión, así como una plataforma nacional única de mercado local de flexibilidad, gestionada por OMIE como operador de mercado.
El sandbox también evaluará la posible implementación futura del código de red europeo sobre respuesta de la demanda, con un fuerte enfoque en la colaboración entre DSO y OMIE para alinear procesos de mercado y requisitos técnicos. Los resultados del programa servirán para desarrollar nueva regulación o actualizar la existente.
Los productos de flexibilidad que se probarán se basan en la experiencia del demostrador español del proyecto OneNet y se validarán en los proyectos BeFlexible y FLOW. El diseño contempla dos tipos de mercados:
• Mercados de largo plazo (LT), en los que los DSO pueden contratar capacidad y energía desde años hasta días antes de la entrega.
• Mercados de corto plazo (ST), que permiten adquirir energía en el mercado diario o intradiario.
Además, iniciativas pioneras como el piloto desarrollado por An.ll y Cuerva Energía dentro del proyecto FEVER contribuyeron a sentar las bases del sandbox, permitiendo probar diferentes diseños de mercado y la coexistencia de plataformas competitivas, con el objetivo de avanzar hacia un marco armonizado para los mercados locales de flexibilidad en España.
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