España crea el mercado de capacidad que remunera la potencia firme de baterías, generación y demanda

Como adelantó el miércoles en el Congreso la vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, el Boletín Oficial del Estado ha publicado la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, por la que se crea el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular español. El mecanismo establece subastas para remunerar la disponibilidad de potencia firme y proporcionar una señal de inversión a nuevas instalaciones de generación, almacenamiento y demanda.

La orden justifica su creación por las necesidades de cobertura identificadas en los análisis nacionales de adecuación. El análisis publicado por Red Eléctrica en octubre de 2025 estimó una pérdida esperada de carga (LOLE) de 4,08 horas en 2028 y 2,41 horas en 2030, frente al estándar de fiabilidad de 1,5 horas. La norma señala además la existencia de un «missing money» que dificulta la viabilidad de nuevas tecnologías firmes y flexibles, pese al aumento de la volatilidad y de los ingresos potenciales por arbitraje.

Baterías, generación y demanda

El mercado tendrá ámbito peninsular y podrán participar productores, instalaciones de almacenamiento, consumidores, agregadores de demanda y agregadores de producción y almacenamiento. El producto subastado será la potencia firme, expresada en MW, y las ofertas se formularán en €/MW firme y año.

La participación será tecnológicamente neutra. Cada tecnología tendrá un coeficiente de firmeza, entre 0 y 1, que permitirá convertir su capacidad en potencia firme comparable. Estos coeficientes se establecerán antes de cada subasta.

En las baterías, la potencia firme se calculará multiplicando la potencia instalada por el coeficiente de firmeza y no podrá superar en ningún caso la capacidad de acceso a la red. Las instalaciones individuales deberán disponer de al menos 1 MW de potencia firme, mientras que las agregaciones podrán incluir unidades inferiores a 1 MW si alcanzan conjuntamente ese mínimo.

Una instalación de almacenamiento se considerará existente si dispone de autorización de explotación antes de la convocatoria. Para estas instalaciones, el periodo de prestación será de 12 meses. En las nuevas inversiones, la duración se establecerá según la tecnología de referencia y podrá alcanzar 15 años. Con carácter general, las nuevas instalaciones tendrán un máximo de cinco años entre la adjudicación y el inicio del servicio, aunque determinados proyectos podrán disponer de hasta nueve años.

En los proyectos híbridos, la potencia firme será la suma de la aportación de cada módulo multiplicada por su correspondiente coeficiente de firmeza. Las instalaciones que combinen módulos existentes y de nueva inversión estarán sujetas, con carácter general, al precio de reserva aplicable a instalaciones existentes, salvo que la nueva inversión supere el umbral de hibridación establecido en la convocatoria.

Tres mecanismos de subasta

Las subastas principales contratarán necesidades de firmeza para horizontes futuros, mientras que las subastas de ajuste, exclusivamente para instalaciones ya operativas, tendrán una duración de 12 meses y cubrirán necesidades no atendidas en las primeras. La normativa establece además subastas transitorias hasta que comiencen los periodos de prestación contratados mediante las subastas principales.

Las ofertas se presentarán en sobre cerrado y la casación seguirá un sistema pay-as-bid. Los bloques tendrán un tamaño mínimo de 1 MW de potencia firme. Red Eléctrica administrará las subastas y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ejercerá funciones de supervisión.

Remuneración por disponibilidad

Los adjudicatarios recibirán una retribución mensual fija equivalente a la potencia firme adjudicada multiplicada por el precio de adjudicación, en €/MW firme y año, dividido entre doce. El operador del sistema realizará la liquidación y podrá aplicar pagos por incumplimiento.

El servicio se activará durante las horas de estrés determinadas por REE, que no podrán superar el 10% de las horas anuales. Las instalaciones deberán garantizar durante esos periodos la disponibilidad de la potencia firme comprometida.

Las baterías que hayan recibido ayudas públicas solo podrán participar si incorporan íntegramente dichas ayudas en sus ofertas en nuevos mercados o mecanismos. Además, no podrán percibir simultáneamente una retribución por la misma potencia firme y periodo de prestación en determinados productos específicos de balance.

La primera convocatoria concretará el volumen de capacidad que se contratará, los coeficientes de firmeza aplicables a cada tecnología y el precio máximo de las ofertas.