El 17 de septiembre de 2026, el BOE publicó la Orden TED/966/2026, por la que se crea el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular español. Es una de las reformas más importantes del marco regulatorio eléctrico de los últimos años, y sus implicaciones para el sector del almacenamiento energético son enormes.
En pocas palabras: España crea por primera vez un mecanismo específico para remunerar no la energía que se produce, sino la disponibilidad de potencia firme cuando el sistema la necesita. Y las baterías, junto con la generación convencional y la demanda flexible, son tecnologías elegibles para participar y cobrar por esa disponibilidad.
En este artículo explicamos qué es el mercado de capacidad, por qué España lo necesitaba, cómo funciona exactamente y qué significa para las empresas industriales con instalaciones de almacenamiento o que estén evaluando instalarlas.
Qué es el mercado de capacidad y cómo funciona
El mercado de capacidad es un mecanismo en el que Red Eléctrica subasta la necesidad de potencia firme que tiene el sistema, y los participantes compiten por adjudicarse contratos que les garantizan una retribución mensual fija a cambio de comprometerse a estar disponibles durante las horas de estrés del sistema.
El producto que se subasta es la potencia firme, expresada en megavatios (MW). Las ofertas se formulan en euros por MW firme al año (€/MW firme y año). El sistema de casación es pay-as-bid: cada adjudicatario cobra exactamente el precio que ofertó, no el precio marginal de la subasta.
Los tres tipos de subasta
El mecanismo se organiza en torno a tres modalidades:
- Subastas principales: Son las subastas centrales del mecanismo. Contratan la capacidad firme para un horizonte temporal futuro, con un período de desfase de hasta cinco años entre la subasta y el inicio del servicio (o hasta nueve años para nuevas inversiones en tecnologías renovables, almacenamiento o demanda). Para instalaciones existentes de generación y almacenamiento, el periodo de prestación es de 12 meses. Para nuevas inversiones, el periodo se define por tecnología de referencia orientado a la mitad de su vida útil, con un máximo de 15 años.
- Subastas de ajuste. Para instalaciones ya operativas exclusivamente. El periodo de prestación es de 12 meses y se inician en un plazo máximo de 12 meses desde la adjudicación. Cubren necesidades de cobertura no atendidas por las subastas principales.
- Subastas transitorias. De carácter extraordinario, para cubrir las necesidades de firmeza desde la entrada en vigor de la orden hasta que comiencen los periodos de prestación contratados en las subastas principales. Son anuales y pueden celebrarse de forma simultánea para distintos periodos.
Los coeficientes de firmeza: cómo se mide la potencia firme de cada tecnología
El mercado de capacidad aplica el principio de neutralidad tecnológica: cualquier tecnología puede participar, pero cada una tiene un coeficiente de firmeza entre 0 y 1 que permite comparar su contribución real a la seguridad del sistema.
El coeficiente de firmeza refleja la probabilidad real de que esa tecnología esté disponible en los momentos de mayor estrés del sistema. Una central de gas tiene un coeficiente cercano a 1 (casi siempre disponible cuando se necesita). Una instalación solar tiene un coeficiente más bajo (porque en las horas de mayor estrés puede no haber sol). Las baterías tienen un coeficiente que depende de su capacidad de almacenamiento y su potencia de descarga.
Estos coeficientes se establecerán antes de cada subasta, de forma que los participantes conozcan las condiciones antes de formular sus ofertas.
Para las baterías, la potencia firme se calcula multiplicando la potencia instalada por el coeficiente de firmeza, con el límite adicional de que no puede superar la capacidad de acceso a la red de la instalación.
Las baterías: las grandes beneficiadas del mercado de capacidad
El mercado de capacidad llega en un momento especialmente favorable para el almacenamiento con baterías. Y hay varios elementos del diseño regulatorio que lo hacen especialmente atractivo para esta tecnología:
Contratos de hasta 15 años para nuevas inversiones. Es el dato más relevante para quien esté evaluando instalar un sistema de baterías. Un contrato de 15 años de retribución fija por potencia firme transforma radicalmente el modelo financiero de una instalación de almacenamiento. Reduce el riesgo de proyecto, mejora las condiciones de financiación y acorta el periodo de amortización.
Participación para instalaciones de cualquier tamaño (con agregación). Las instalaciones individuales deben disponer de al menos 1 MW de potencia firme. Pero las agregaciones pueden incluir unidades inferiores a 1 MW si alcanzan conjuntamente ese mínimo. Esto abre la puerta a la participación de instalaciones industriales de tamaño medio que de forma individual no alcanzarían el umbral.
Elegibilidad para proyectos híbridos. Los proyectos que combinan generación y almacenamiento pueden participar, con la potencia firme calculada como la suma de la aportación de cada módulo multiplicada por su coeficiente de firmeza. Esto es especialmente relevante para instalaciones fotovoltaicas con batería, que pueden participar con la contribución conjunta de ambos módulos.
Una fuente de ingresos adicional y estable. Para una empresa industrial con batería instalada, el mercado de capacidad representa una cuarta fuente de valor, junto con el ahorro en factura, el peak shaving y el SRAD. La diferencia respecto al SRAD es que el mercado de capacidad tiene contratos de mayor duración y una retribución más predecible y estable.
La remuneración: cómo cobra una instalación adjudicada
Las instalaciones adjudicadas en el mercado de capacidad reciben una retribución mensual fija equivalente a la potencia firme adjudicada multiplicada por el precio de adjudicación en €/MW firme y año, dividido entre doce.
Esta retribución se cobra independientemente de si el servicio se activa o no en ese mes, siempre que la instalación esté disponible cuando se le requiera. Red Eléctrica realiza la liquidación y puede aplicar penalizaciones por incumplimiento cuando la instalación no esté disponible durante las horas de estrés.
Las horas de estrés son aquellas en las que el operador del sistema activa el servicio porque la cobertura del sistema cae por debajo de los umbrales establecidos. Estas horas no pueden superar el 10% de las horas anuales, lo que significa un máximo de 876 horas al año. En la práctica, la frecuencia de activación dependerá de las condiciones del sistema en cada momento.
La conexión con el SRAD: dos mecanismos complementarios
El mercado de capacidad y el SRAD son mecanismos diferentes pero complementarios. Entender la diferencia es importante para cualquier empresa que gestione activos de almacenamiento:
El SRAD es un mecanismo de balance que actúa en tiempo real, con avisos de 12,5 minutos y activaciones de hasta 2 horas. Remunera la reducción efectiva de consumo en el momento en que el sistema lo necesita. La retribución varía según el precio de balance en cada activación.
El mercado de capacidad es un mecanismo de adecuación a medio y largo plazo. Remunera la disponibilidad de potencia firme durante las horas de estrés del sistema. Los contratos son de mayor duración (hasta 15 años para nuevas instalaciones) y la retribución es fija y predecible.
Una batería industrial bien dimensionada puede participar en ambos mecanismos simultáneamente, con algunas restricciones: no puede percibir retribución por la misma potencia firme y periodo en determinados productos de balance específicos. El diseño del sistema de gestión de la batería debe tener en cuenta esta complementariedad para maximizar el valor total.
Qué significa para las empresas industriales con baterías en Galicia
Para las empresas industriales en Galicia que ya tienen instalaciones de almacenamiento o que están evaluando instalarlas, el mercado de capacidad añade una dimensión nueva al análisis de rentabilidad.
Hasta ahora, el argumento económico de una batería industrial se basaba en tres pilares: ahorro en factura mediante autoconsumo solar y reducción del término de energía, peak shaving para reducir la potencia contratada y SRAD para generar ingresos por flexibilidad.
El mercado de capacidad añade un cuarto pilar: contratos de retribución fija por disponibilidad de potencia firme, con horizontes de hasta 15 años para nuevas inversiones. Eso significa que una batería instalada hoy puede tener asegurada una parte de sus ingresos futuros mediante un contrato a largo plazo, reduciendo significativamente el riesgo económico de la inversión.
Los detalles concretos (coeficientes de firmeza, precios máximos de oferta, volúmenes de capacidad requeridos) se concretarán en las primeras convocatorias de subasta, cuya fecha todavía no está fijada. Lo que sí está fijado es el marco normativo que las hace posibles.
El almacenamiento con baterías entra en una nueva era regulatoria
La creación del mercado de capacidad en España es un hito regulatorio que cambia el análisis de rentabilidad de las instalaciones de almacenamiento. Las baterías pasan de ser activos que compiten únicamente en mercados de energía y servicios de balance a ser activos que pueden acceder a contratos de adecuación a largo plazo, con retribuciones fijas y previsibles.
Para las empresas industriales con instalaciones de almacenamiento o que estén evaluando instalarlas, el mercado de capacidad es una variable nueva que debe integrarse en el análisis de rentabilidad desde el primer momento del diseño del proyecto.
En Isberoal diseñamos e instalamos sistemas de almacenamiento energético para empresas industriales en Galicia, teniendo en cuenta desde el principio todos los mecanismos de valor disponibles: autoconsumo solar, peak shaving, SRAD y ahora también el mercado de capacidad. Si quieres analizar cómo este nuevo mecanismo puede mejorar la rentabilidad de tu instalación existente o de una nueva que estés evaluando, contacta con nuestro equipo.
El almacenamiento con baterías tiene ahora cuatro fuentes de valor. ¿Tu análisis de rentabilidad las contempla todas?
