La aprobación del mercado de capacidad español por parte de la Comisión Europea ha reabierto una conversación en el sector eléctrico, aunque esta vez con nombres y reglas distintas. España ya tenía una historia larga de pagos asociados a la disponibilidad de potencia, pero el nuevo mecanismo aprobado por Bruselas no es una simple reedición de aquellos esquemas.
Los antiguos pagos por capacidad nacieron como una retribución regulada para asegurar que hubiera potencia disponible en el sistema. El nuevo mercado de capacidad, en cambio, se articula como un mecanismo competitivo, sujeto a subastas, criterios de fiabilidad y control europeo de ayudas del Estado.
Pagos por capacidad: contexto histórico en España
El antecedente directo de los pagos por capacidad está en la garantía de potencia, una figura vinculada a la liberalización del sector eléctrico español a finales de los años noventa. El objetivo era corregir una limitación del mercado diario: pagar solo la energía producida no siempre garantiza que exista potencia firme cuando el sistema la necesita.
Con la Ley del Sector Eléctrico de 1997 y el desarrollo del mercado de producción, España empezó a reconocer que la disponibilidad de capacidad tenía valor propio. No se pagaba solo el MWh generado, también la existencia de instalaciones capaces de responder en momentos de tensión.
Ese enfoque cambió en 2007. La Orden ITC/2794/2007 sustituyó la antigua garantía de potencia por los pagos por capacidad. El regulador se basaba en dos ideas: la demanda eléctrica es poco flexible a corto plazo y la red no siempre permite trasladar energía de cualquier punto a cualquier otro sin restricciones.
La potencia disponible aparecía como un bien necesario para la seguridad de suministro. El mercado podía dar señales de precio, pero no siempre garantizaba por sí solo que hubiera suficiente inversión o disponibilidad en tecnologías firmes.
El diseño español funcionaba por dos apartados. Por un lado, un incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo, pensado para favorecer nueva potencia. Por otro, un servicio de disponibilidad a medio plazo, orientado a asegurar que determinadas centrales estuvieran disponibles cuando el sistema lo requiriera.
Ese servicio de disponibilidad acabó dirigido principalmente a tecnologías gestionables del régimen ordinario: centrales de fuel-oil, ciclos combinados, carbón e hidráulica con capacidad de regulación, incluidos bombeo y embalse. No entraban las renovables ni la hidráulica fluyente, porque el objetivo era remunerar potencia firme capaz de estar disponible en los momentos de mayor tensión del sistema.
¿Las centrales cobraban por no hacer nada?
La respuesta corta es no, al menos en términos regulatorios. No se les pagaba por estar paradas, sino por mantenerse disponibles. Una central podía producir poco, pero debía conservar su capacidad operativa, acreditar disponibilidad en los periodos críticos y someterse a controles.
Aunque quizá en la práctica sí se pudo entender así. Algunas tecnologías, sobre todo ciclos combinados construidos en plena expectativa de crecimiento de la demanda, pasaron a funcionar muchas menos horas de las previstas. El pago por capacidad servía para evitar que esa potencia firme saliera del sistema, aunque no generase energía de forma habitual.
Durante años, este esquema fue una retribución regulada, no un mercado competitivo como el que ahora se plantea. Los pagos se fijaban por norma y se financiaban a través de los consumidores, con sucesivos ajustes, reducciones y modificaciones.
Con el tiempo, el modelo quedó desfasado. La penetración renovable, la caída de horas de funcionamiento de algunas centrales térmicas, la presión europea sobre las ayudas de Estado y la necesidad de mecanismos competitivos hicieron cada vez más difícil sostener un sistema de pagos administrativos. El resultado fue un vacío regulatorio: España dejó atrás el viejo servicio de disponibilidad, pero todavía no contaba con un mercado de capacidad plenamente adaptado al nuevo sistema eléctrico.
El agotamiento del modelo anterior
El problema era que el esquema histórico no respondía del todo al diseño europeo actual. Tenía menos competencia, menos trazabilidad económica y una relación más débil con el análisis técnico de la cobertura del sistema.
Con el paso del tiempo, el servicio de disponibilidad perdió peso. Desde 2019, ninguna tecnología recibió pagos por disponibilidad, lo que dejó el mecanismo prácticamente reducido a los restos del incentivo a la inversión y a su reflejo en los cargos regulados.
El viejo modelo había nacido para un sistema con carbón, ciclos combinados, hidráulica gestionable y una demanda menos flexible. El sistema que llega ahora pretende ajustarse al mercado actual: más renovable, más volátil en precios, más dependiente de la flexibilidad y con una necesidad creciente de almacenamiento.
El nuevo mercado de capacidad no es lo mismo
El mercado de capacidad aprobado por Bruselas no parte de la idea de “pagar centrales porque sí”, sino de demostrar antes que existe un problema de cobertura.
El sistema debe analizar si tendrá capacidad suficiente para cubrir la demanda en los próximos años. Para eso se utiliza el ERAA (European Resource Adequacy Assessment), el análisis europeo de cobertura elaborado por ENTSO-E, que puede complementarse con un análisis nacional.
Para medir el riesgo entran indicadores como LOLE (Loss of Load Expectation), que calcula las horas esperadas al año en las que la oferta podría no cubrir la demanda, y EENS (Expected Energy Not Served), que estima la energía no suministrada en situaciones de escasez.
Sería carísimo diseñar un sistema para riesgo cero y, en la práctica, poco eficiente. Por eso se compara el riesgo aceptable con dos referencias económicas: el VoLL (Value of Lost Load), que mide el valor de la energía no suministrada para los consumidores, y el CONE (Cost of New Entry), que estima cuánto cuesta incorporar o mantener nueva capacidad firme.
En España, el valor de carga perdida se ha fijado en 22.879 €/MWh y el estándar de fiabilidad en 1,5 horas de LOLE al año. Ese umbral es el punto de referencia para determinar si el sistema necesita contratar capacidad adicional.
De una retribución administrativa a una subasta
El nuevo mercado de capacidad deberá seleccionar proveedores mediante subastas transparentes y no discriminatorias. Podrán participar instalaciones existentes y nuevos proyectos, siempre que aporten firmeza real al sistema.
Se propone un abanico amplio: generación, almacenamiento, respuesta de la demanda y agregadores. Aunque realmente el foco estará principalmente en BESS y ciclos combinados, pese a que el diseño final determinará cuánto espacio tienen otras tecnologías y la demanda flexible.
Para las baterías, el mercado de capacidad puede convertirse en una señal de ingresos estable que ayude a financiar proyectos. Para los ciclos combinados, puede ser una vía para mantener disponible una potencia que opera pocas horas, pero que sigue siendo relevante en episodios de baja producción renovable o alta demanda.
La clave estará en los coeficientes de firmeza, límites de precio, cupos tecnológicos, penalizaciones, obligaciones de disponibilidad y tratamiento de instalaciones que ya hayan recibido otras ayudas.
Aprobado por Bruselas, pero no activo todavía
La luz verde de la Comisión Europea elimina el gran bloqueo regulatorio, pero no convierte el mecanismo en ingresos inmediatos para los activos.
Antes de ver el mercado en funcionamiento deberán aprobarse la orden ministerial definitiva y las resoluciones de convocatoria de las subastas. Esas resoluciones tendrán que concretar elementos críticos: capacidad objetivo, techos de precio, ratios de firmeza por tecnología, periodos de prestación del servicio y condiciones de penalización.
El aval europeo es el paso más importante, pero el calendario real dependerá de la tramitación nacional y de cuánto cambie el diseño final respecto a las versiones ya conocidas.
El primer gran hito no será el comunicado de Bruselas, sino la primera subasta. Solo entonces se sabrá qué tecnologías capturan capacidad, a qué precio y con qué obligaciones.
La nueva seguridad de suministro será flexible o no será
España pasa de un esquema histórico de pagos por capacidad, más administrativo y heredado de otro sistema eléctrico, a un mercado diseñado bajo reglas europeas. La pregunta es cuánta potencia firme puede estar disponible cuando de verdad hace falta.
El mercado de capacidad remunera la disponibilidad en momentos de estrés. Y en un sistema con más renovables, esa disponibilidad puede venir de un ciclo combinado, una batería, una industria capaz de reducir consumo o un agregador bien coordinado.
El mecanismo ya tiene aprobación europea. Ahora falta convertir esa autorización en una arquitectura operativa que aporte seguridad de suministro sin cargar costes innecesarios al sistema.
