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La Comisión Europea ha autorizado el nuevo mecanismo de capacidad de España, un esquema pensado para reforzar la seguridad del suministro eléctrico y reducir el riesgo de episodios de tensión en la red. El sistema permitirá movilizar hasta 9.000 millones de euros en diez años, con un límite de 900 millones anuales, mediante subastas competitivas.
El coste se trasladará a la factura eléctrica, aunque Bruselas lo ha analizado como ayuda de Estado porque será el Gobierno quien ordene la asignación de esos pagos a empresas concretas. La aprobación llega en un momento de especial sensibilidad para el sistema eléctrico español, tras el gran apagón registrado a finales de 2025 y en plena discusión sobre cómo garantizar potencia firme en un mix cada vez más renovable.
Qué es un mercado de capacidad y por qué existe
Un mercado de capacidad remunera la disponibilidad de unidades de generación con independencia de la energía que produzcan. El problema se da en mercados con alta penetración renovable, donde los precios de energía son bajos en horas de abundancia y no permiten recuperar los costes fijos de las centrales de respaldo. Al no cuadrar los números, esa capacidad no se construye o cierra antes de tiempo. Con el objetivo de resolver esta situación, el operador del sistema determina el volumen de potencia firme necesario para cumplir un estándar de fiabilidad y lo contrata mediante subasta. Los adjudicatarios perciben una retribución anual en €/MW disponible a cambio de comprometerse a despachar en períodos de escasez.
Panorama europeo: Mercados de capacidad
A finales de 2025, Francia, Italia, Irlanda, Bélgica y Polonia operan mercados de capacidad de alcance general; Alemania, Finlandia y Suecia mantienen reservas estratégicas. España, Portugal, Dinamarca, Estonia, Grecia y Lituania están desarrollando o ultimando sus propios mecanismos. Según el informe de seguimiento de ACER de 2025, el coste total de los mecanismos activos alcanza los 6.500 millones de euros anuales, con precios de subasta que difieren más de diez veces entre países, reflejo de la ausencia de coordinación europea, y con menos de un tercio de los pagos dirigidos a tecnologías de bajas emisiones.
Francia opera desde 2017 un modelo descentralizado: son los comercializadores quienes acreditan certificados de capacidad proporcionales a los picos de consumo de su cartera, en lugar de que el operador contrate directamente. Italia y Polonia utilizan subastas centralizadas T-4/T-1, con Italia destacando por subastas segmentadas que han acelerado la entrada de baterías (MACSE). Bélgica fue pionera en habilitar participación transfronteriza efectiva en 2025. Alemania, sin mercado de capacidad general, se apoya en precios de escasez y reservas estratégicas, aunque el debate sobre su implantación se intensificó tras el cierre nuclear.
Un mercado de capacidad para pagar disponibilidad, no energía
De forma análoga a otros mercados europeos, con este mecanismo se pretende remunerar la capacidad de estar disponible cuando el sistema lo necesite. Las instalaciones competirán en subastas organizadas por Red Eléctrica para ofrecer potencia firme a un precio determinado, expresado en €/MW por año.
España abandona el modelo anterior, basado en pagos más automáticos y lineales a determinadas centrales convencionales. Antes, tecnologías como el carbón o los ciclos combinados podían recibir retribución por el simple hecho de estar disponibles (Pagos por capacidad). Ahora, esa disponibilidad deberá competir en un procedimiento de subasta.
Con este diseño, el Gobierno busca que el sistema cuente con recursos suficientes en momentos de escasez, picos de demanda o baja producción renovable. La Comisión Europea considera que la medida es necesaria, adecuada y proporcionada, siempre que las subastas mantengan criterios transparentes y no discriminatorios.
Baterías, demanda e industria entran en el mecanismo
El mecanismo de capacidad en España no se limitará a las centrales térmicas. También podrán participar tecnologías y recursos que aporten flexibilidad al sistema eléctrico.
Entre ellos figuran:
- Sistemas de almacenamiento eléctrico, como baterías.
- Instalaciones de generación firme, incluidas plantas convencionales.
- Gestión de la demanda, con grandes consumidores e industrias capaces de reducir consumo en momentos críticos.
- Recursos que ayuden a cubrir situaciones de escasez o tensión operativa.
El mercado eléctrico español avanza hacia una mayor presencia de eólica y solar, dos tecnologías limpias pero variables. Producen mucho cuando hay viento o radiación, pero no necesariamente cuando el sistema registra más demanda. Por eso, el almacenamiento y la respuesta de la demanda ya han consolidado el papel de infraestructura crítica a los ojos del sector energético español.
Desde el Ministerio para la Transición Ecológica defienden que el mecanismo permitirá preservar la seguridad de suministro y, al mismo tiempo, ofrecer señales de inversión para tecnologías como el almacenamiento o la flexibilidad industrial.
Por qué Bruselas considera que son ayudas de Estado
Aunque el dinero saldrá de los consumidores eléctricos, la Comisión Europea ha evaluado el mecanismo bajo las normas comunitarias de ayudas estatales. La razón es que la Administración española decide crear el esquema, organizarlo y dirigir pagos hacia determinados operadores privados.
Bruselas ha concluido que el diseño encaja con el Reglamento europeo sobre electricidad. Según su análisis, la ayuda responde a una necesidad real de financiación y se adjudicará mediante procedimientos competitivos. Además, la Comisión valora que las subastas incluyan salvaguardas para evitar distorsiones de competencia.
El impacto final en la factura dependerá del resultado de las subastas y del precio al que se adjudiquen los recursos de capacidad. Si las ofertas resultan elevadas, el coste regulado será mayor. Si la competencia presiona los precios, el cargo final debería moderarse.
España sigue siendo una isla eléctrica a medias
España y Portugal funcionan todavía como una península eléctrica con capacidad limitada de interconexión con el resto de la Unión Europea, especialmente a través de Francia.
Esa situación reduce la posibilidad de importar electricidad en momentos de emergencia. En un sistema más interconectado, una parte del respaldo podría venir de países vecinos. En el caso ibérico, la baja interconexión obliga a reforzar recursos internos para cubrir situaciones de estrés.
La elevada penetración renovable añade otra capa de complejidad: la eólica y la solar reducen la dependencia energética exterior y abaratan el mercado en muchas horas, pero también introducen más volatilidad operativa. Cuando hay exceso de producción, pueden aparecer precios muy bajos o tensiones de gestión. Cuando falta viento o sol, el sistema necesita respaldo rápido y fiable.
Un proyecto anterior al apagón, pero acelerado por la crisis
La propuesta se había trabajado antes del apagón de finales de 2025, bajo la etapa de Teresa Ribera al frente del Ministerio para la Transición Ecológica. Sin embargo, la crisis eléctrica ha reforzado el argumento político y técnico a favor de contar con un escudo de capacidad.
Ribera, ya como vicepresidenta de la Comisión Europea, se ha apartado de los expedientes relacionados con estas subastas españolas para evitar conflictos de intereses.
El comisario Valdis Dombrovskis ha defendido que Europa necesita un suministro eléctrico seguro y que los mecanismos de capacidad pueden contribuir a ese objetivo, siempre que se diseñen sin alterar indebidamente la competencia en los mercados energéticos.
Un aval europeo con factura pendiente
La autorización de Bruselas despeja el camino para que España active un instrumento largamente debatido. El país necesita más firmeza, más almacenamiento y más flexibilidad para sostener un sistema eléctrico con una cuota renovable creciente y una interconexión todavía insuficiente.
El mercado de capacidad puede ayudar a evitar situaciones críticas, pero su coste acabará llegando a la factura eléctrica de los consumidores. La clave será que las subastas sean suficientemente competitivas para pagar solo la capacidad necesaria, sin convertir la seguridad de suministro en una renta excesiva para los operadores.
Habrá que esperar para ver si siguen quedando seis meses (como a lo largo de estos últimos años) para el lanzamiento de las subastas o si realmente la luz verde de Bruselas hará que se produzcan las subastas. La remuneración por disponibilidad es un ingreso clave para proyectos de interés general como lo son los proyectos de almacenamiento en España.
