El Boletín Oficial del Estado publicó este 17 de septiembre la Orden TED/966/2026, que crea formalmente el mercado de capacidad peninsular y establece cómo podrán competir generación, almacenamiento y demanda por una retribución asociada a la disponibilidad de potencia firme.
El cambio tiene especial relevancia para el almacenamiento, ya que las nuevas inversiones en generación y BESS podrán acceder a periodos de prestación definidos según la vida útil de cada tecnología, con un máximo de 15 años.
Las instalaciones existentes competirán por contratos de doce meses, mientras que la demanda podrá escoger periodos de entre uno y diez años.
No obstante, la publicación de la Orden resuelve el marco jurídico, pero todavía no permite calcular cuánto podrá ingresar una batería concreta.
El mercado remunerará MW firmes, no MW instalados. Cada tecnología tendrá un coeficiente de firmeza entre cero y uno, que multiplicará la potencia instalada para determinar la capacidad reconocida a efectos del mecanismo. En tanto que en instalaciones híbridas, el cálculo se realizará módulo por módulo.
Por ello, un BESS de 100 MW no necesariamente podrá ofertar 100 MW firmes. El coeficiente aplicable al almacenamiento todavía no está fijado y se conocerá junto con otros parámetros en cada convocatoria.
Hasta 15 años de ingresos, pero todavía faltan las cifras clave
La Orden articula el mercado alrededor de tres modalidades de subasta.
La subasta principal contratará las necesidades estructurales de firmeza del sistema. Entre la adjudicación y el inicio de la prestación podrán transcurrir, con carácter general, hasta cinco años, de modo que nuevos proyectos tengan margen para construirse antes de asumir sus obligaciones.
Además, la convocatoria podrá reservar excepcionalmente un cupo para determinadas nuevas inversiones con un horizonte de hasta nueve años desde la adjudicación hasta el comienzo del servicio. Los promotores podrán adelantar esa fecha si sus proyectos finalizan antes.
Para nuevas instalaciones de generación y almacenamiento, el periodo de prestación deberá aproximarse a la mitad de la vida útil de la tecnología de referencia, con un límite máximo de quince años.
La primera lectura del sector combina alivio por contar finalmente con un marco regulatorio y cautela ante las variables todavía abiertas. Eloy J. Márquez, country head de MARS Renewable Iberia, puso el foco precisamente en ese punto: la posibilidad de que los nuevos BESS puedan ofertar a largo plazo aporta mayor certidumbre para la financiación, pero todavía falta conocer cuánto valor económico podrá capturar cada proyecto.
“El coeficiente BESS todavía no está fijado”, advirtió Márquez, que resumió la ecuación del nuevo ingreso como potencia instalada multiplicada por el coeficiente de firmeza y por el precio adjudicado en €/MW firme/año.
También señaló otra de las incógnitas que deja la publicación de la Orden: “seguimos sin fecha" para la primera subasta.
La resolución que convoque cada proceso deberá concretar la curva de potencia requerida, los coeficientes de firmeza, el umbral de flexibilidad, los periodos de prestación por tecnología, los valores unitarios de inversión y, entre otros elementos, los límites económicos aplicables.
Ese diseño también abre otra incógnita para los BESS: cuánto costará estar disponible.
La remuneración no dependerá únicamente del precio obtenido en la subasta. Una batería adjudicataria deberá mantener capacidad suficiente para responder durante las horas de estrés del sistema, lo que puede condicionar su estado de carga y su participación simultánea en arbitraje o mercados de balance.
Por ende, el valor económico del mecanismo deberá medirse frente al posible coste de oportunidad de reservar potencia para cumplir con la obligación de capacidad.
Mientras tanto, distintas voces del mercado continúan situando las primeras subastas durante el primer semestre de 2027, con algunas expectativas que apuntan incluso al primer trimestre.
Sin embargo, no existe una fecha oficial publicada y antes deberán convocarse tanto las subastas transitorias como la principal.
Pay-as-bid, demanda agregada y nuevas térmicas fuera del esquema
El producto que se negociará será potencia firme expresada en MW y las ofertas económicas se formularán en €/MW firme y año.
La adjudicación se realizará mediante sobre cerrado bajo un esquema pay-as-bid, por lo que cada participante seleccionado percibirá el precio incluido en su propia oferta.
La convocatoria podrá incluir un precio máximo de la curva de potencia firme y, para las instalaciones existentes de generación y almacenamiento, un precio inferior de reserva. Este último busca limitar potenciales rentas excesivas, aunque determinadas instalaciones que acometan nuevas inversiones podrán solicitar que no se les aplique. También se establece un tratamiento específico para las hibridaciones cuando la nueva inversión supere el umbral que se determine.
El diseño introduce además un corte claro para la nueva capacidad fósil.
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Cuando se trate de nuevas inversiones que concurran a las subastas principales, únicamente podrán hacerlo renovables, almacenamiento o demanda.
Las centrales térmicas existentes sí podrán participar, pero deberán respetar un máximo de 550 gramos de CO₂ procedente de combustibles fósiles por kWh eléctrico y cumplir con el umbral de flexibilidad que se determine para cada tecnología. Ese indicador se calculará a partir de su comportamiento histórico en los mercados de balance de activación manual.
La convocatoria podrá incorporar, además, un límite global de emisiones de CO₂ equivalente para el conjunto de adjudicatarios. Si el umbral se supera, podrán descartarse las ofertas de tecnologías emisoras de mayor precio hasta regresar al nivel establecido.
El mecanismo tampoco queda restringido a grandes plantas.
Podrán participar productores, titulares de almacenamiento, consumidores finales, agregadores de demanda y agregadores de generación y almacenamiento.
Las instalaciones que concurran individualmente deberán alcanzar al menos 1 MW de potencia firme, mientras que recursos más pequeños podrán agruparse. En estos casos, cada módulo deberá tener menos de 1 MW firme y la agregación deberá superar conjuntamente el mínimo requerido.
La incorporación de agregadores de producción y almacenamiento amplía así el perímetro respecto de esquemas centrados únicamente en respuesta de la demanda y abre la puerta a que activos distribuidos de menor tamaño accedan al mercado de capacidad.
Tres subastas y penalizaciones si la capacidad no responde
Junto con la subasta principal, el diseño incorpora una subasta de ajuste destinada a corregir desviaciones de cobertura o cubrir capacidad que no haya llegado a materializarse.
Tendrá una prestación de doce meses que deberá iniciarse en un máximo de un año desde la adjudicación y solo podrán concurrir instalaciones que ya estén en servicio antes de su convocatoria.
Hasta que comience la prestación correspondiente a la primera subasta principal habrá, además, subastas transitorias anuales. Podrán incluso celebrarse simultáneamente para distintos ejercicios con el objetivo de cubrir el periodo intermedio.
Pero la retribución tendrá como contrapartida una obligación efectiva de disponibilidad.
Red Eléctrica podrá realizar pruebas al menos una vez al año para comprobar que la potencia comprometida puede responder cuando el sistema la necesite.
El primer incumplimiento puede suponer una penalización equivalente a una mensualidad incrementada en un 20 %; el segundo, una retribución trimestral más ese recargo; y un tercer fallo puede implicar la pérdida de la remuneración anual, también incrementada en un 20 %, además de la inhabilitación para prestar el servicio y la ejecución de las garantías correspondientes.
Márquez también puso el foco en este punto al advertir que el nuevo ingreso “no será gratis”: la disponibilidad comprometida deberá probarse y los fallos tendrán consecuencias económicas.
También se habilita un mercado secundario que permitirá ceder o traspasar los derechos y obligaciones adjudicados entre instalaciones habilitadas, siempre con la conformidad del operador del sistema y sin reducir la potencia firme comprometida.
El coste del mecanismo recaerá sobre los comercializadores y consumidores directos en mercado mediante precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios.
La metodología tendrá en cuenta el grado de cobertura del sistema hora a hora. Cuando la relación entre potencia firme disponible y demanda sea menor, esa franja soportará un peso mayor del coste, trasladando también una señal económica para desplazar consumos hacia momentos de mayor holgura.
La Orden llega después de varios años de tramitación y en un sistema eléctrico que ha cambiado con rapidez. La potencia eólica ya supera los 33 GW, mientras que la fotovoltaica pasó de unos 9 GW a comienzos de 2019 a más de 41 GW en 2025. En 2024, las renovables alcanzaron el 56,8 % de la generación nacional.
Ese avance explica parte del problema que el nuevo mercado pretende resolver. El propio texto reconoce que el mercado energy-only, pese al aumento de la volatilidad y de las oportunidades de arbitraje, todavía no genera señales suficientes para movilizar toda la inversión necesaria en tecnologías firmes y flexibles. La Orden utiliza expresamente el concepto de “missing money” para describir esa brecha.
Las interconexiones con Europa también forman parte de la estrategia para reducir los riesgos de cobertura, pero el Gobierno admite que necesitan horizontes más largos y no ofrecen una solución suficiente para el corto y medio plazo.
Con la publicación de la TED/966/2026, España ya tiene las reglas generales de su mercado de capacidad. Ahora comienza la parte que determinará su impacto económico real.
Para los BESS, la pregunta deja de ser únicamente si podrán cobrar por estar disponibles. La incógnita pasa a ser cuántos MW de cada proyecto serán reconocidos como firmes, qué remuneración conseguirán por ellos y cuánto valor deberán dejar sobre la mesa en otros mercados para garantizar esa disponibilidad.
Las próximas convocatorias pondrán números a esa ecuación.