Qué es
El mercado de capacidad es un pago por estar disponible. Quien resulta adjudicatario en una subasta se compromete a tener una potencia firme a disposición del sistema en las horas de estrés y, a cambio, cobra una cantidad fija cada mes. Lo crea la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, publicada en el BOE el 17 de septiembre y en vigor desde el día siguiente. La Comisión Europea lo autorizó el 29 de mayo de 2026 como ayuda de Estado, con un presupuesto de hasta 9.000 millones de euros entre 2026 y 2036 (unos 900 millones al año).
Por qué ahora
La orden lo justifica con los análisis de cobertura de Red Eléctrica y de ENTSO-E: las horas esperadas de energía no suministrada (el indicador LOLE) superan el estándar de fiabilidad de 1,5 horas al año. Red Eléctrica calculó 4,08 horas en 2028 y 2,41 en 2030 en su análisis de octubre de 2025. Con tanta renovable, el problema ya no es la energía total sino tener respaldo en las horas sin sol ni viento.
Quién puede participar (art. 2 y 11)
- Productores y titulares de almacenamiento.
- Consumidores finales que compren su energía en el mercado, directamente o a través de una comercializadora, con al menos 1 MW de potencia firme.
- Agregadores de demanda, incluidas las comercializadoras, con agregaciones de 1 MW firme o más formadas por instalaciones de menos de 1 MW cada una.
- Instalaciones con autoconsumo con excedentes, como consumidor, como productor o como ambas cosas (art. 13.2).
La potencia firme es la potencia instalada multiplicada por un coeficiente de firmeza por tecnología, que fijará cada convocatoria (art. 10). Para la demanda, la potencia firme no puede superar la menor potencia contratada. Hay que estar al corriente de pagos con el sistema y no ser empresa en crisis.
Las tres subastas (art. 7 y disposición transitoria)
- Principal: contrata la mayor parte de la potencia. El servicio empieza como mucho cinco años después de la subasta. La demanda elige un periodo de 1 a 10 años.
- De ajuste: anual, para cubrir desvíos; solo instalaciones ya en servicio.
- Transitorias: anuales, desde ahora hasta que arranque el servicio de la principal. Serán las primeras en celebrarse.
Todas son de sobre cerrado y pago según oferta: cada adjudicatario cobra lo que ofertó, en euros por MW firme y año, en bloques de 1 MW. La convocatoria fija un precio máximo y puede fijar un precio inferior de reserva para las instalaciones existentes, pero no para la demanda (art. 15.3).
Cómo se cobra (art. 20)
Cada mes, una doceava parte de la potencia firme adjudicada por el precio adjudicado. Ese precio no se actualiza en todo el periodo. Los derechos y obligaciones se pueden ceder a otra instalación habilitada por años naturales completos (art. 21).
Qué te piden (art. 22 a 24)
- Atender las activaciones de Red Eléctrica en las horas de estrés, que serán como mucho el 10 % de las horas del año y se conocerán antes de empezar cada año. Puede haber turnos rotatorios entre la demanda.
- Formar parte de unidades de programación habilitadas en los servicios de balance estándar de activación manual (mFRR).
- Los agregadores deben identificar sus instalaciones 12 meses antes de cada año de servicio.
- Pruebas al menos una vez al año y garantías económicas para habilitarse.
Penalizaciones (art. 27 y 28)
Para la demanda, no atender una activación, real o de prueba, cuesta:
- Primera vez: un mes de retribución × 1,2.
- Segunda: tres meses × 1,2.
- Tercera: el año entero × 1,2 y la inhabilitación, con pérdida de las garantías.
Además, la falta de disponibilidad media en las horas de estrés se paga con un factor 1,2. Por eso conviene ofertar solo la potencia que de verdad se puede reducir.
Y el SRAD (art. 11.m)
No se puede cobrar del mercado de capacidad por una potencia que ya cobra un producto específico de balance, como el SRAD, en el mismo periodo. Una empresa con varios MW flexibles puede repartirlos; con los mismos MW, tendrá que elegir.
Quién lo paga (art. 30 a 33)
Las comercializadoras y los consumidores directos, a través de un término de energía que se cobra en las horas punta y llano (P1 y P2 del peaje 2.0TD). En la práctica, lo verás en tu factura. Calcula cuánto te puede costar.
Lo que falta por saber
La orden deja para el procedimiento de operación y para cada convocatoria lo que más importa a una empresa: los coeficientes de firmeza de la demanda, las horas de estrés, el precio máximo, los requisitos técnicos y las pruebas. Cada convocatoria se somete a información pública y a informe de la CNMC en 20 días hábiles, y la habilitación se abre al menos un mes y cierra seis semanas antes de la subasta (art. 7 y 13). Todavía no se ha convocado ninguna.
Apúntate a los avisos y te escribimos el día que se publique la primera convocatoria.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el mercado de capacidad?
Un mecanismo creado por la Orden TED/966/2026 que paga a centrales, almacenamiento y consumidores por tener potencia firme disponible en las horas de más riesgo para el suministro. Se adjudica por subasta y lo paga la demanda.
¿Pueden participar los consumidores?
Sí. La orden incluye a los consumidores finales (con al menos 1 MW de potencia firme) y a los agregadores de demanda, incluidas las comercializadoras, que pueden agrupar instalaciones de menos de 1 MW.
¿Cuándo será la primera subasta?
No hay fecha. La orden prevé subastas transitorias anuales hasta que empiece el servicio de la subasta principal. Cada convocatoria necesita una resolución de la Secretaría de Estado de Energía, información pública e informe de la CNMC.
¿Cuánto se cobrará?
Lo que oferte cada adjudicatario: es una subasta de pago según oferta, en euros por MW firme y año, con un precio máximo que fija la convocatoria. Aún no hay ningún precio de referencia.