La Comisión Europea ha autorizado el mercado de capacidad español, el mecanismo con el que España podrá pagar a instalaciones eléctricas por estar disponibles cuando el sistema necesite respaldo. El mecanismo remunera la capacidad firme para generar, almacenar electricidad o reducir demanda en momentos de tensión.
El aval comunitario permite a España lanzar las primeras subastas en 2026, con disponibilidad desde 2027. El esquema se aprueba como ayuda de Estado compatible con el mercado interior, bajo el artículo 107.3.c del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.
Por qué España necesita un mercado de capacidad
El sistema eléctrico español tendrá más renovables, más demanda eléctrica y todavía una interconexión limitada con el resto de Europa. Según el documento, la generación renovable creció un 52,2% entre 2019 y 2024, mientras que la interconexión española sigue por debajo del objetivo europeo del 15% para 2030.
Ese cambio reduce emisiones, pero también complica la cobertura en horas concretas. El problema aparece cuando coinciden alta demanda, baja producción eólica o solar y poco margen de importación. En ese contexto, Bruselas acepta que el mercado eléctrico por sí solo puede no dar suficientes señales para mantener o construir capacidad firme.
La referencia técnica será el estándar de fiabilidad aprobado para España, fijado en 1,5 horas de pérdida esperada de carga al año (Loss of load). Las evaluaciones de adecuación detectan riesgos por encima de ese umbral en varios ejercicios, entre ellos 2026, 2028 y 2030.
Primeras subastas en 2026 y fase transitoria hasta 2029
España prevé celebrar las primeras subastas en 2026 para cubrir la disponibilidad desde 2027. El mecanismo tendrá una primera fase transitoria para los años 2027, 2028 y 2029, con subastas anuales y contratos de un año.
Esta fase servirá sobre todo para asegurar la capacidad existente. El propio expediente reconoce que, por plazos, no se espera una entrada masiva de nuevas instalaciones en ese periodo, aunque no quedan excluidas. A partir de 2030, el diseño pasará a un esquema ordinario con una subasta principal y otra de ajuste.
La subasta principal podrá celebrarse hasta cinco años antes del periodo de entrega y cubrirá entre el 75% y el 90% de la capacidad estimada. La subasta de ajuste, un año antes, completará el volumen necesario.
Baterías, demanda flexible y ciclos combinados
El mercado de capacidad español estará abierto a generación, almacenamiento y respuesta de la demanda. Esto incluye ciclos combinados, bombeo, baterías y consumidores capaces de reducir consumo cuando el sistema lo requiera.
Para las baterías, el mecanismo añade una fuente de ingresos por disponibilidad. No sustituye al arbitraje de precios ni a los servicios de ajuste, pero puede mejorar la financiación de proyectos que necesitan ingresos más previsibles.
La respuesta de la demanda también gana peso, ya que el diseño permite la participación de agregadores, una figura clave para agrupar consumidores flexibles y ofrecer esa capacidad en el mercado. En un sistema con mucha fotovoltaica y eólica, reducir consumo en la hora adecuada puede tener tanto valor como generar más.
Cuánto costará y quién lo pagará
España estima un coste anual de entre 800 y 900 millones de euros, si se contratan entre 40 y 45 GW de capacidad a un precio medio de unos 20.000 euros por MW. La cifra final dependerá del resultado de las subastas.
La financiación se hará mediante un recargo aplicado al consumo en las horas de mayor presión para el sistema. En concreto, el documento apunta al 10% de horas con mayor demanda neta esperada, es decir, aquellas en las que la demanda descontada la producción renovable sea más alta.
El diseño busca que paguen más quienes consumen en los momentos que más capacidad firme exigen. También mantiene una señal para desplazar demanda fuera de esas horas.
Ayudas públicas, pero sin doble remuneración
Las instalaciones que ya hayan recibido apoyo público podrán participar, aunque deberán reflejar esas ayudas en sus ofertas. Esto afecta especialmente al almacenamiento, donde muchos proyectos han recibido subvenciones.
Se busca evitar una doble retribución por los mismos costes, sin dejar fuera capacidad que puede contribuir a la seguridad de suministro. Una batería subvencionada podrá competir, pero su puja deberá incorporar esa ventaja previa.
Una autorización con vigilancia
Bruselas autoriza el mecanismo por un período de 10 años, pero exige evaluación posterior. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) deberá elaborar un informe intermedio antes del 30 de junio de 2031 y otro final antes del 30 de junio de 2036.
La clave estará en las subastas. Ahí se verá cuánto cuesta realmente asegurar la potencia firme, qué tecnologías resultan competitivas y si el mecanismo moviliza baterías y demanda flexible o termina apoyándose sobre todo en activos existentes.
España ya tiene el visto bueno europeo. Ahora falta convertir el expediente en un mercado que aporte seguridad de suministro sin inflar costes ni pagar capacidad que no responda cuando haga falta.
