Portugal ha dado el primer paso para crear un mercado de capacidad que refuerce la seguridad de suministro eléctrico en los próximos años. El Gobierno luso iniciará la prenotificación ante la Comisión Europea después de que el último informe de seguridad de abastecimiento del sistema eléctrico, el RMSA-E 2025, identificara necesidades adicionales de potencia firme para responder a los momentos de mayor exigencia del sistema. (Link al anuncio aquí)
El anuncio sitúa a Portugal en el mismo debate regulatorio que ya está atravesando España: cómo garantizar capacidad disponible en un sistema con más renovables, más electrificación y más consumo flexible, sin sobredimensionar el coste para el consumidor.
El mecanismo portugués se diseñará como un proceso competitivo y abierto a distintas soluciones. Podrán participar generación, almacenamiento y gestión de la demanda. Es decir, no se plantea como una ayuda exclusiva a centrales térmicas, sino como una herramienta para contratar disponibilidad allí donde el sistema detecte riesgo de escasez.
Qué ha anunciado exactamente Portugal
El Ministerio de Ambiente y Energía ha confirmado que prepara un mecanismo de capacidad para asegurar que el país disponga de energía cuando el sistema la necesite. La decisión se apoya en el trabajo conjunto de la DGEG, REN y ERSE, que han evaluado la seguridad de abastecimiento del sistema eléctrico portugués bajo metodología europea.
El RMSA-E (Informe de Monitorización de la Seguridad de Abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional) de 2025 concluye que Portugal debe reforzar la capacidad disponible para responder a la demanda en momentos críticos. En 2030, el informe identifica una necesidad de potencia adicional de entre 1.240 MW y 1.690 MW, dependiendo de la trayectoria analizada.
Portugal no está anunciando todavía una subasta concreta ni un calendario cerrado de contratación. Está construyendo el expediente técnico y regulatorio que permitirá justificar ante Bruselas la necesidad de un mecanismo de capacidad.
Por qué no basta con tener mucha renovable instalada
Portugal es uno de los países europeos con mayor penetración renovable en generación eléctrica. Pero la seguridad de suministro no se mide solo por energía anual disponible. Se mide por la capacidad del sistema para cubrir la demanda en las horas en las que coinciden varios factores: consumo elevado, baja producción renovable, indisponibilidad de activos o restricciones de interconexión.
Ahí aparece el concepto de adecuación de recursos. Un sistema puede producir mucha electricidad renovable a lo largo del año y, aun así, tener problemas durante unas pocas horas críticas.
El RMSA-E trabaja precisamente sobre ese riesgo. La norma de fiabilidad fijada para Portugal Continental es de 1,46 horas al año, expresada como LOLE. En términos simples, mide el número esperado de horas anuales en las que la capacidad disponible no sería suficiente para cubrir la demanda. Si el sistema supera ese umbral, existe un problema de adecuación que puede justificar medidas adicionales.
El punto delicado. El informe nacional ve un riesgo que Europa no había detectado
Uno de los aspectos más relevantes del caso portugués es jurídico y metodológico. La evaluación europea de adecuación de recursos, el ERAA 2025, no identificó un problema de adecuación para Portugal en los años objetivo. Bajo la regulación europea, un país no puede aplicar un mecanismo de capacidad si la evaluación europea o una evaluación nacional no han identificado previamente ese problema.
Por eso el RMSA-E 2025 se ha adaptado para operar como evaluación nacional de adecuación de recursos. El documento permite a Portugal argumentar que, con sus hipótesis nacionales y sensibilidades adicionales, sí existe un riesgo que debe corregirse.
Esto es importante porque la Comisión Europea no autoriza estos mecanismos por una decisión política genérica. Exige una justificación técnica, un análisis de necesidad y un diseño proporcionado. Portugal acaba de mover la pieza que necesitaba para iniciar ese recorrido.
Qué es un mercado de capacidad
En un mercado eléctrico ordinario, las tecnologías cobran por la energía que producen.
Un mercado de capacidad añade otra capa. Remunera la disponibilidad de recursos que pueden estar listos cuando el sistema entra en tensión. El producto no es solo energía, sino capacidad firme o flexible comprometida para responder en situaciones de escasez.
Una batería, un ciclo combinado, una hidráulica gestionable o un gran consumidor capaz de reducir demanda pueden competir por aportar seguridad al sistema. El operador no compra producción continua, compra disponibilidad en los momentos en los que no puede permitirse fallos.
En la práctica, los mecanismos de capacidad funcionan como una póliza de seguro del sistema eléctrico. Tienen coste para el consumidor, pero buscan reducir el riesgo de apagones o de intervenciones de emergencia mucho más caras.
Producción, baterías y demanda. Un diseño neutral en tecnología
El Gobierno portugués ha señalado que el futuro mecanismo será competitivo y abierto a producción, almacenamiento y gestión de la demanda. Esta formulación encaja con las reglas europeas, que buscan evitar mecanismos cerrados a una tecnología concreta.
Para las baterías, el anuncio es especialmente relevante ya que Portugal lleva ya un tiempo impulsando almacenamiento con subastas y programas específicos, pero un mecanismo de capacidad puede añadir otra señal económica: remunerar su disponibilidad en momentos críticos, no solo su arbitraje de precio o su prestación de servicios de ajuste.
Para la demanda flexible también existe una gran oportunidad . Grandes consumidores industriales, agregadores o recursos capaces de reducir carga pueden convertirse en capacidad del sistema si cumplen los requisitos técnicos. Esto desplaza parte de la solución desde el lado de la oferta hacia el consumo gestionable.
Los ciclos combinados, por su parte, seguirán siendo una pieza central del debate. El propio informe portugués analiza la evolución de las centrales de gas y el posible impacto de su desmantelamiento sobre la seguridad de suministro. El reto será diseñar un mecanismo que reconozca la firmeza cuando sea necesaria, sin bloquear la transición ni sobrerremunerar activos que el sistema utilizará cada vez menos horas.
La interconexión con España no elimina el problema
Portugal forma parte del MIBEL y cuenta con una interconexión relevante con España. El RMSA-E recuerda que el funcionamiento del mercado ibérico exige capacidad de red suficiente para permitir intercambios en ambos sentidos y con pocas congestiones.
Sin embargo, el informe también introduce sensibilidades sobre el grado de dependencia de la interconexión. En situaciones de estrés, asumir que toda la capacidad comercial estará disponible puede ser demasiado optimista, especialmente si España atraviesa al mismo tiempo un episodio de escasez o tensión en servicios de sistema.
Esta es una de las razones por las que la capacidad nacional vuelve al centro del debate. La interconexión ayuda, pero no sustituye por completo la necesidad de recursos disponibles dentro del propio sistema portugués.
Por qué llega ahora
El anuncio coincide con el desarrollo de tres puntos clave:
El primero es la electrificación. La demanda eléctrica portuguesa crecerá con el vehículo eléctrico, nuevos consumos industriales, autoconsumo, electrólisis para hidrógeno y centros de datos. El RMSA-E incorpora precisamente estas variables en sus hipótesis de demanda.
El segundo es la transformación del mix energético. La salida del carbón ya se ha producido y el papel de los ciclos combinados se discute en un sistema con más renovables y menos horas de funcionamiento para tecnologías fósiles. Menos horas de mercado significan menos ingresos energéticos, pero el sistema puede seguir necesitando esa potencia en momentos puntuales.
El tercero es el crecimiento del almacenamiento. Portugal necesita baterías y gestión de demanda para acompañar el despliegue renovable, pero esos recursos requieren señales económicas previsibles. Un mecanismo de capacidad puede aportar parte de esa visibilidad si se diseña con contratos suficientemente bancables.
La comparación con España
La referencia española es inevitable tras la noticia de hace un par de semanas donde la Comisión Europea aprobaba el mercado de capacidad de España, con un presupuesto máximo de 9.000 millones de euros durante diez años. El diseño español remunera generación, almacenamiento y respuesta de demanda que se comprometan a estar disponibles durante episodios de escasez.
Portugal llega más tarde y todavía está en una fase menos avanzada. No ha presentado aún el diseño final, ni las condiciones de las subastas, ni la duración contractual. Pero el movimiento apunta en la misma dirección: la Península Ibérica empieza a pasar de un mercado puramente energético a un marco donde la disponibilidad de capacidad tendrá una remuneración explícita.
Esto puede tener efectos relevantes sobre baterías, ciclos combinados, hidráulica gestionable y grandes consumidores. También sobre la coordinación ibérica, porque España y Portugal compartirán mercado diario, interconexión y riesgos de adecuación cada vez más parecidos, pero con mecanismos nacionales que deberán convivir sin distorsionar el MIBEL.
Qué falta por definir
El comunicado portugués deja abiertas las cuestiones decisivas.
Falta saber si el mecanismo será de mercado amplio o si adoptará una fórmula más acotada. Falta conocer la duración de los contratos, los criterios de firmeza de baterías y demanda, la metodología de penalizaciones, el calendario de subastas y el modo en que se integrará la participación transfronteriza.
También queda por ver cómo Bruselas evaluará la divergencia entre la evaluación europea, que no detectó problema de adecuación, y la evaluación nacional portuguesa, que sí identifica necesidades adicionales de capacidad. Esa diferencia metodológica será uno de los puntos clave del expediente.
Un cambio estructural para el sistema portugués
Portugal no está anunciando solo un nuevo instrumento regulatorio. Está reconociendo que la transición renovable necesita una segunda pata: capacidad disponible cuando la producción variable no cubre las horas críticas.
El mecanismo de capacidad puede convertirse en una señal de inversión para baterías, demanda flexible y generación firme. También puede encarecer el sistema si se dimensiona mal.
Para la Península Ibérica, la noticia refuerza una tendencia de gran importancia y crecimiento en la complejidad operativa. España ya tiene aprobado su mercado de capacidad y Portugal empieza a preparar el suyo. El MIBEL entra así en una etapa en la que la integración de renovables y la operativa óptima del mercado dispondrán por fin de los recursos necesarios para avanzar en la descarbonización.
