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Mercado de capacidad: Todo lo que necesitas saber para entender su futuro en España y Europa
El mercado de capacidad garantiza la disponibilidad eléctrica en todo momento, complementando la penetración de energías renovables
Su diseño centralizado, basado en subastas y neutralidad tecnológica, promueve la innovación y atrae inversión en tecnologías flexibles y almacenamiento
Existe consenso sobre su papel clave en la transición energética, aunque debe vigilarse su eficiencia y los costes para los consumidores
El sector eléctrico está viviendo una transformación sin precedentes en España y Europa, impulsada por la integración de energías renovables y el aumento en la demanda energética. Garantizar que siempre haya suficiente capacidad de generación disponible para satisfacer la demanda en todo momento se ha convertido en uno de los retos clave del sistema eléctrico. Esta necesidad ha dado pie al surgimiento y consolidación de los mercados de capacidad, mecanismos que aseguran la fiabilidad eléctrica tanto en periodos de consumo ordinario como en momentos de máxima exigencia, liderando la revolución energética hacia un futuro más limpio y resiliente.
Si te preguntas qué es un mercado de capacidad, cómo funciona, qué modelos existen, qué ventajas y retos presenta y cuál es su impacto real en España y Europa, has llegado al sitio adecuado. Te explicamos todos los detalles, desde los principios básicos hasta los aspectos regulatorios más actualizados, para que comprendas por qué estos mercados están llamados a ser la columna vertebral de la transición energética.
Definición de mercado de capacidad: ¿De qué estamos hablando?
Un mercado de capacidad es un mecanismo regulatorio diseñado para garantizar la disponibilidad suficiente de potencia firme (capacidad de generación eléctrica o de reducción de consumo) en el sistema eléctrico, asegurando así el suministro incluso en los momentos de mayor demanda o ante condiciones climáticas adversas. A diferencia de los mercados de energía convencionales, donde se remunera exclusivamente la electricidad producida y consumida, el mercado de capacidad compensa por la disponibilidad de recursos preparados para responder en situaciones críticas, aunque no estén generando energía de forma activa en ese momento.
En estos mercados, pueden participar centrales eléctricas (convencionales o renovables), instalaciones de almacenamiento energético (como baterías y bombeo) y programas de gestión de la demanda, así como consumidores o agregadores que aceptan reducir su consumo cuando el sistema lo requiera. A cambio de su disponibilidad, estos actores reciben pagos por capacidad, que complementan sus ingresos tradicionales y les permiten garantizar la viabilidad y la continuidad de sus servicios.
¿Por qué surge la necesidad de un mercado de capacidad?
La transición energética, marcada por una fuerte penetración de energías renovables variables como la eólica o la solar, ha introducido desafíos hasta hace poco impensables en la gestión del sistema eléctrico. Aunque estas fuentes sostenibles son esenciales para luchar contra el cambio climático, su intermitencia y dependencia de factores meteorológicos puede crear periodos en los que la generación no cubre la demanda, poniendo en jaque la seguridad de suministro.
Además, el cierre programado de centrales nucleares y de carbón en Europa y el creciente consumo eléctrico asociado a la electrificación (coches eléctricos, bombas de calor, etc.) han intensificado la urgencia de contar con mecanismos que incentiven la inversión no solo en energía renovable, sino también en tecnologías capaces de aportar firmeza y flexibilidad al sistema (almacenamiento, gestión de demanda, ciclos combinados de gas, etc.).
Todo esto ha llevado a la extensión de los mercados de capacidad tanto en España como en muchos otros países europeos, adoptando modelos adaptados a sus necesidades y circunstancias (centralizados, descentralizados, pagos por capacidad, reservas estratégicas y más).
Funcionamiento básico de los mercados de capacidad
El mecanismo de un mercado de capacidad se basa, en líneas generales, en una estructura de subastas periódicas donde se licita la “potencia firme” necesaria para garantizar la estabilidad ante potenciales escenarios de estrés o picos de demanda.
El operador del sistema (como Red Eléctrica de España, REE) calcula la cantidad de capacidad adicional que será necesaria en determinados horizontes temporales (normalmente varios años vista).
Se organizan subastas en las que generadores, instalaciones de almacenamiento y consumidores pueden ofertar su disponibilidad a cambio de una retribución fija.
Los recursos adjudicados se comprometen a estar disponibles cuando lo requiera el sistema, incluso si no llegan a producir energía (o reducir consumo) cada año.
El pago recibido suele cubrir tanto costes fijos de inversión (CAPEX), como costes de operación y mantenimiento (OPEX), mejorando la viabilidad económica de las tecnologías que proporcionan firmeza. Esto anima a que existan inversiones incluso en caso de caídas puntuales de los precios energéticos o aparición de escenarios de menor rentabilidad en el mercado “energy-only”.
Diferencias clave entre el mercado de capacidad y otros mecanismos
Uno de los errores más frecuentes es confundir el mercado de capacidad con los servicios de ajuste del sistema (como la regulación secundaria, terciaria, energía de balance, etc.). Aunque todos buscan garantizar el equilibrio entre generación y demanda, hay diferencias claras:
El mercado de energía tradicional remunera únicamente la electricidad producida y consumida a tiempo real.
El mercado de capacidad compensa por la mera disponibilidad futura, independientemente de si finalmente ese recurso se utiliza o no.
Los servicios de ajuste y restricciones técnicas actúan en tiempo real para solucionar desequilibrios inmediatos (desviaciones de frecuencia, incidencias técnicas, etc.), mientras que el mercado de capacidad actúa de forma preventiva.
Esto convierte al mercado de capacidad en un instrumento estratégico de planificación que aporta predictibilidad e incentivos para inversiones a largo plazo en tecnologías flexibles.
¿Qué tecnologías y actores intervienen en los mercados de capacidad?
El diseño típico de los mercados de capacidad permite la participación de una amplia variedad de agentes, con el objetivo de mantener neutralidad tecnológica y garantizar una competencia real:
Productores tradicionales: Centrales térmicas, ciclos combinados, hidroeléctricas, etc., siempre que cumplan límites de emisiones de CO₂ (suelen estar restringidas a instalaciones con menos de 550 gramos de CO₂ por kWh).
Instalaciones renovables: Pueden participar aquellas renovables que aporten algún grado de firmeza.
Sistemas de almacenamiento energético: Las baterías (BESS), bombeo hidráulico y otras soluciones aportan flexibilidad y permiten desplazar generación renovable a las horas de mayor demanda.
Gestores de la demanda y agregadores: Grandes consumidores y empresas especializadas pueden ofertar su capacidad para reducir la demanda en momentos críticos, y recibir pagos equivalentes.
Consumidores directos: Algunos consumidores industriales electrointensivos acceden a estas subastas a cambio de comprometerse a parar o reducir cargas cuando se requiera.
Esta diversidad de actores fomenta la innovación y ayuda a mantener los costes lo más ajustados posible para el sistema, beneficiando tanto a inversores como a consumidores.
Principales modelos y ejemplos internacionales
La implantación de mecanismos de capacidad no es exclusiva de España ni de la Unión Europea. Varios países han desarrollado experiencias distintas según sus necesidades:
Modelo centralizado vs. descentralizado
Centralizado: El operador del sistema gestiona la identificación/magnitud de necesidades y la adjudicación de capacidad mediante subastas (caso de Reino Unido, España o Italia).
Descentralizado: Son los propios agentes de mercado (comercializadoras/consumidores) quienes gestionan sus propias obligaciones de capacidad y/o adquieren garantías a través de mercados paralelos (caso de Francia).
Reservas estratégicas: Las plantas adjudicadas no participan en el mercado spot, actuando solo como respaldo en situaciones críticas (modelo alemán).
Caso de Reino Unido
El Reino Unido diseñó su mercado de capacidad en 2014, con subastas anuales y contratos a plazo (3-4 años). Generadores, almacenamiento y gestores de respuesta pueden ofertar su disponibilidad, garantizando recursos sobre todo en picos de demanda invernal. Aunque al principio se apoyó mucho en energías fósiles, ha evolucionado hacia un mix mucho más bajo en carbono, incentivando el almacenamiento y renovables en los últimos años.
Caso de Francia
El mercado de capacidad francés, activo desde 2017, combina tecnologías tradicionales (nuclear, renovable, almacenamiento) y exige que las comercializadoras adquieran certificados de capacidad para sus carteras de consumo, actuando como obligación descentralizada.
Caso de Estados Unidos
En Estados Unidos, regido por operadores regionales como PJM o ISO New England, los mercados de capacidad sirven para cubrir necesidades en regiones con gran volatilidad, permitiendo la entrada de nuevas inversiones renovables y de almacenamiento gracias a subastas competitivas. A pesar de diferencias entre estados, las experiencias están acelerando la transición energética también allí.
España ha experimentado en los últimos años un incremento exponencial en instalación de renovables —por ejemplo, más de 29 GW en fotovoltaica y 30 GW en eólica en 2024— alcanzando, según datos de Red Eléctrica de España (REE), que el 50% de la generación sea renovable en 2023. Sin embargo, la intermitencia de estas fuentes y el cierre del parque nuclear requieren mecanismos que afiancen el suministro y eviten déficits puntuales.
Según estudios europeos, el estándar de fiabilidad óptimo es de 0,94 horas/año en las que el sistema no puede suministrar energía (LOLE, Loss of Load Expectation). En España, el informe NRAA apunta que esa cifra podría ser 6,26 horas en 2025 y 2,34 horas en 2030, mejorando anualmente, pero superando los estándares.
De cara al futuro, el PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030) establece, además, objetivos de instalación de 14 GW de almacenamiento para 2030 y la necesidad de nueva capacidad firme. Son cifras ambiciosas que subrayan la urgencia de mecanismos de respaldo.
Diseño del mercado de capacidad español
El diseño propuesto en España es centralizado, neutro tecnológicamente y basado en subastas competitivas. El operador del sistema (REE) calcula cuánta potencia firme será necesaria según análisis de cobertura futuros y convoca subastas mencionando:
Subastas principales: Plazos de prestación de hasta cinco años para instalaciones existentes y hasta quince para nuevas inversiones clave. Uniéndose a ellas, plantas modernas de almacenamiento, renovables y agregadores de demanda. El resultado: contratos de prestación de servicio a medio-largo plazo que facilitan la financiación de nuevos activos.
Subastas de ajuste anual: Dirigidas a cubrir déficits puntuales a corto plazo, solo para instalaciones existentes. Plazos habituales: 12 meses.
Subastas transitorias: Convocadas mientras el modelo se afianza, garantizan cobertura en el corto plazo previo al despliegue pleno del sistema.
Las instalaciones que participen no pueden emitir más de 550 gr CO₂/kWh en caso de que sean existentes, y las nuevas deben ser 100% renovables, de almacenamiento o soluciones de demanda. El requisito mínimo suele ser de 1 MW de potencia firme ofertada.
Métodos de retribución y penalizaciones
Los proveedores adjudicados en las subastas reciben una remuneración mensual fija por la potencia firme comprometida (€/MW/año), con condiciones de penalización progresiva en caso de incumplimientos. Si un proveedor oculta indisponibilidades o no responde cuando se le ordena, las sanciones pueden ser severas (pérdida de derechos económicos, exclusión del sistema, etc.).
La financiación de estas retribuciones la asume el conjunto de consumidores eléctricos, incorporada a las tarifas según consumo y perfil horario, al igual que los peajes y cargos actuales en la factura de luz.
Beneficios del mercado de capacidad
Impulso a la inversión y modernización del sistema
El principal atractivo del mercado de capacidad es que reduce el riesgo financiero para los inversores, ya que les proporciona fuentes de ingresos estables además de las puramente ligadas al precio de energía. Por ejemplo, la integración de las baterías tanto en modo stand-alone como hibridadas con renovables se ha visto acelerada gracias a la previsibilidad de ingresos que ofrecen los pagos de capacidad. Esto permite desbloquear financiación bancaria, reducción del coste de capital y proliferación de nuevas infraestructuras.
Seguridad y resiliencia del suministro
Al mantener una base de recursos siempre disponible, los mercados de capacidad mitigan los riesgos de apagones, sobreprecios y volatilidad extrema. Las mayores cotas de renovable pueden convivir con una sólida garantía de suministro, ya que las tecnologías de almacenamiento y la gestión dinámica de la demanda cubren los huecos de generación en los momentos críticos.
Fomento de una transición climática justa
El diseño europeo y español ha sido especialmente cuidadoso en excluir a las tecnologías más contaminantes de las nuevas subastas y restringir la participación a fuentes respetuosas con los objetivos climáticos (cero emisiones para nuevas inversiones, límite de 550g/kWh para existentes, etc.). Así, se promueve un mix cada vez más bajo en carbono y compatible con las exigencias de la Comisión Europea.
Apoyo a las tecnologías innovadoras y flexibles
Las señales de precio a largo plazo y la competencia entre tecnologías fomentan la aparición de soluciones innovadoras: baterías, hidrógeno, agregadores, DR, etc. El almacenamiento, en particular, se beneficiará del mercado de capacidad como parte esencial de su “revenue stack” operativo, integrando diversas fuentes de ingresos y asegurando su papel central en la nueva matriz eléctrica.
Retos y limitaciones del mercado de capacidad
Costes asociados para el consumidor
El principal punto crítico de los mercados de capacidad es el aumento potencial del coste del suministro, ya que su financiación recae sobre todos los consumidores mediante recargos en la tarifa eléctrica. Aunque estos costes deben ser calculados y monitorizados para no distorsionar el mercado interior ni sobrepasar los beneficios obtenidos, existe preocupación por los posibles sobrecostes innecesarios si el diseño no es eficiente o si se produce sobrecapacidad.
Riesgo de sobrecapacidad y distorsiones de mercado
En ciertos modelos, los incentivos pueden llevar a mantener centrales eléctricas que deberían abandonar el sistema, desincentivando la señal de precios de los mercados energéticos y generando exceso de capacidad. Es un punto de debate frecuente entre economistas y reguladores, que exigen revisiones periódicas del diseño para evitar ineficiencias.
Complejidad regulatoria y operativa
El mercado de capacidad añade niveles extra de complejidad legal, técnica y administrativa. Su correcta implantación exige análisis detallados acerca de la demanda, la flexibilidad, las ratios de firmeza por tecnología, la evolución previsible del mix, la coordinación europea y la adaptación dinámica conforme avanza la transición energética.
La relación con otros mercados eléctricos
Aunque el mercado de capacidad es clave para asegurar ingresos estables y la viabilidad de inversiones, no puede considerarse suficiente ni sustituye a la diversificación de las fuentes de ingreso. Muchos proyectos, especialmente de almacenamiento, combinan su participación en:
El mercado diario (energía spot): donde se asigna la mayor parte de la energía comercializada y se obtienen ingresos por arbitraje de precios.
El mercado intradiario continuo: fundamental para ajustes de energía a corto plazo, ideal para instalaciones flexibles y de almacenamiento.
Mercados de balance, regulación secundaria y terciaria: ofrecen retribuciones adicionales por capacidad y rápida respuesta ante variaciones en frecuencia/demanda.
Banda de regulación: actualmente bien remunerada, aunque su liquidez puede variar a medio plazo.
Por tanto, la integración de los ingresos por capacidad en un modelo financiero global mejora notablemente el atractivo de los proyectos, pero no representa la totalidad de los retornos esperados.
Situación actual y próximos pasos en España
El proceso de regulación del nuevo mercado de capacidad en España está en una fase decisiva. La consulta pública abierta hasta finales de enero de 2025, liderada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), recoge aportaciones de todos los agentes del sector. El siguiente paso será la publicación de la orden definitiva y el procedimiento de operación, con vistas a que la primera subasta principal se celebre previsiblemente en 2026.
Se ha hecho especial hincapié en garantizar una regulación alineada con la normativa europea (transparentes, neutras tecnológicamente, competitivas y sin distorsiones graves en el mercado interior). Además, se trabaja en compatibilizar los pagos de capacidad con otros mecanismos de retribución para evitar dobles incentivos y maximizar la eficiencia del gasto público y privado.
En este contexto, la industria, los inversores y los desarrolladores deben extremar el control de sus modelos previsionales y monitorizar los movimientos regulatorios, de modo que cuenten con toda la información a la hora de tomar decisiones de inversión y promover el desarrollo de nuevas tecnologías.
Preguntas frecuentes sobre el mercado de capacidad en España
¿Quién puede participar? – Tienen cabida productores de energía, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores directos en el mercado y agregadores de demanda, cumpliendo los requisitos legales y técnicos.
¿Cómo se participa? – Es necesario presentar solicitud al operador del sistema y ofertar potencia firme en las subastas, aportando la documentación pertinente y, de resultar adjudicados, pasar por procesos de habilitación y garantías.
¿Cuándo se celebrarán las primeras subastas? – Tras el proceso de consulta pública (previsto hasta el 29 de enero de 2025), se espera que la primera subasta principal tenga lugar en 2026.
¿Cuál es el régimen retributivo? – Las instalaciones adjudicadas reciben una retribución mensual fija calculada sobre la potencia adjudicada y el precio de adjudicación de la subasta.
¿Cómo se financian estos pagos? – A través de precios unitarios incluidos en la factura eléctrica, asumidos por las comercializadoras y consumidores directos.
¿Existen penalizaciones por incumplimiento? – El sistema prevé sanciones progresivas y muy estrictas para quienes no cumplan sus compromisos de disponibilidad o intenten ocultar indisponibilidades.
Impacto esperado y opinión del sector
La reacción general en el sector eléctrico ha sido positiva. El mercado de capacidad español es considerado una herramienta imprescindible para atraer inversión —especialmente en almacenamiento y flexibilidad— y para acelerar la transición a un sistema eléctrico descarbonizado y resiliente. Permite superar los principales obstáculos financieros, dota al sistema de señales de precio estables y transparente, y mejora la rentabilidad de los proyectos innovadores, al tiempo que garantiza la seguridad de suministro para consumidores e industrias.
Para maximizar sus beneficios, será fundamental integrar estos mecanismos con otros del sistema, como los mercados de flexibilidad y las políticas de innovación tecnológica, en un marco coherente que fomente un desarrollo equilibrado y sostenible.
Mirando al futuro
El mercado de capacidad representa el paso necesario para adaptar el sistema eléctrico al siglo XXI, de la mano de la transición energética, la digitalización y la democratización de la energía. Sus ventajas en términos de estabilidad, atracción de inversiones y gestión de riesgos son notorias, aunque el camino estará salpicado de retos regulatorios, económicos y sociales a medida que se ajustan los mecanismos y se incorporan nuevas tecnologías de balance.
El caso español, por estar plenamente alineado con los requisitos europeos y apostar por la neutralidad tecnológica y la transparencia, puede convertirse en referencia internacional para otros países en transición. El perfeccionamiento del sistema, la coordinación con mercados adyacentes y la revisión periódica de los resultados serán esenciales para sacar el máximo partido a un modelo que, con todos sus matices, ha venido para quedarse.
En los próximos años, el seguimiento del despliegue de las subastas, la penetración de renovables y almacenamiento, y la optimización de los modelos financieros y operativos será clave. Las empresas y agregadores deben extremar su preparación técnica y su actualización normativa para aprovechar todas las ventajas competitivas que surgirán tanto de la flexibilidad como de la seguridad que aporta el mercado de capacidad.
