La Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el 17 de septiembre de 2026, crea y regula el mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español.
Este mecanismo, aprobado previamente por la Comisión Europea y que prevé movilizar hasta 9.000 millones de euros en una década, tiene como finalidad primordial asegurar la garantía de suministro (firmeza y resiliencia) ante el rápido despliegue de las energías renovables intermitentes.
El servicio consiste en retribuir a determinados agentes del sector, no por la energía que producen en tiempo real, sino por comprometer su disponibilidad (potencia firme). De esta forma, deben estar listos para inyectar electricidad al sistema o reducir su consumo inmediatamente cuando el Operador del Sistema (Red Eléctrica) lo requiera ante situaciones de alto estrés o escasez.
¿Quiénes pueden participar?
El mecanismo se basa en el principio de neutralidad tecnológica, abarcando tres modalidades principales:
- Instalaciones de generación: centrales eléctricas que cumplan con un límite estricto de emisiones de menos de 550 g CO₂/kWh (lo que excluye directamente tecnologías fósiles altamente contaminantes y a la energía nuclear por criterios técnicos específicos del mercado).
- Almacenamiento: instalaciones como baterías y centrales de bombeo hidráulico.
- Gestión de la demanda: grandes consumidores industriales y agregadores de demanda capaces de mitigar o rebajar su consumo a requerimiento técnico.
Para incentivar la descarbonización, los proyectos futuros (nuevas inversiones) que participen deberán basarse exclusivamente en renovables, almacenamiento o gestión de la demanda.
Asignación por subasta
La asignación de potencia firme (expresada en MW) y su respectivo precio base se gestionará mediante subastas competitivas bajo el formato pay-as-bid (cada adjudicatario recibe exactamente el precio que ofertó). La orden diseña tres tipos de subastas según su horizonte temporal:
| Tipo de subasta | Destinatarios | Duración del contrato | Objetivo |
|---|---|---|---|
|
Principal |
Instalaciones existentes y nuevos proyectos |
1 año (existentes), hasta 15 años (nuevas inversiones) y 1-10 años (nuevas demandas) |
Cubrir las necesidades de potencia firme identificadas en análisis a 5 años vista |
|
De ajuste anual |
Solo instalaciones ya operativas |
12 meses |
Resolver necesidades e imprevistos de caracter estrictamente coyuntural |
|
Transitoria |
Instalaciones existentes y nuevas inversiones |
1 año (renovable por ejercicios) |
Garantizar la firmeza en el periodo puente hasta que arranquen los contratos de la subasta principal |
Supervisión y mercado secundario
- Mercado Secundario: se habilitará una plataforma secundaria de negociación que permitirá a los agentes adjudicatarios ceder o traspasar sus derechos y obligaciones de capacidad a terceros autorizados para aportar flexibilidad y liquidez.
- Control y Vigilancia: la verificación del cumplimiento normativo y las inspecciones técnicas correrán a cargo de Red Eléctrica y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
Financiación
El coste del mercado de capacidad se integrará en el sistema eléctrico y será sufragado por las comercializadoras y los consumidores directos en mercado.
Se aplicarán precios unitarios diferenciados por periodos horarios. El diseño penaliza económicamente de forma mayoritaria los consumos que se produzcan durante las horas de máximo estrés del sistema (que no superarán el 10% del total anual). Esto busca dar un incentivo económico directo para que la demanda se desplace voluntariamente a horas de menor carga y se aplane el consumo general.
