El mercado de capacidad entra en el BOE y la red suma 3.400 millones

El Boletín Oficial del Estado publicó el 17 de septiembre la Orden TED/966/2026, que crea el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular: el mecanismo con el que se retribuirá a centrales, instalaciones de almacenamiento y consumidores industriales por estar disponibles cuando el sistema se tense. Llega un día después de que el Ministerio para la Transición Ecológica anunciara en el Congreso que la planificación de la red de transporte con horizonte 2030 rebasará los 17.000 millones, un 30% más que la cifra llevada a audiencia pública.

Las subastas adjudican potencia firme y cada oferta cobra su propio precio

El diseño es un mercado centralizado de ámbito peninsular: el operador del sistema calcula la potencia firme que hace falta en cada horizonte temporal y esa cantidad se subasta. Las ofertas se presentan en sobre cerrado y la casación es del tipo pay-as-bid, de modo que cada adjudicatario cobra el precio que pidió y no un precio único de corte. Para comparar tecnologías dispares, la orden introduce coeficientes de firmeza, conocidos antes de cada puja, que miden el respaldo real de cada una.

Concurren la generación, el almacenamiento y la demanda, incluidos consumidores y agregadores que se comprometan a recortar consumo a requerimiento del operador. Las centrales no podrán emitir más de 550 gramos de dióxido de carbono por kilovatio hora y quedan fuera si perciben cualquier retribución regulada. A los proyectos futuros se les exige además ser de almacenamiento, de demanda o de origen renovable.

Un año de compromiso para lo existente y hasta quince para la nueva inversión

Habrá tres modalidades. La principal contrata con antelación la firmeza prevista para un horizonte dado, con un desfase entre la puja y el inicio del servicio calculado para que dé tiempo a construir. El compromiso dura un ejercicio en las instalaciones ya operativas, hasta quince años en las nuevas inversiones y entre uno y diez en las nuevas demandas. La subasta de ajuste anual corrige desviaciones imprevistas con volúmenes menores, y la transitoria cubre el hueco hasta que arranque el servicio adjudicado en la principal.

Lo existente y lo nuevo concurren juntos, para elevar la presión competitiva, aunque la orden permite fijar un precio de reserva más bajo a lo que ya está en operación. Habrá además un mercado secundario donde revender derechos y obligaciones, y la verificación queda en manos del operador del sistema y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

El coste recae en las horas de estrés, que no pasarán del 10% del año

Lo financian las comercializadoras de electricidad y los consumidores directos en mercado, con precios unitarios distintos por segmento tarifario y franja horaria. El reparto está cargado hacia las horas de mayor tensión del sistema, acotadas a un máximo del 10% del año, para empujar el desplazamiento del consumo. La Comisión Europea autorizó el esquema en mayo conforme a las reglas de ayudas de Estado y lo valoró en unos 9.000 millones a lo largo de una década, alrededor de 900 millones anuales.

La justificación técnica está en los análisis de cobertura: el indicador de horas esperadas con energía no suministrada arrojaba 6,26 horas para 2025, 4,76 para 2027 y 2,34 para 2030, todas por encima del estándar de fiabilidad de 1,5 horas. La orden admite que el mercado por sí solo no rentabiliza la inversión en tecnologías firmes y flexibles, y que las interconexiones, la vía preferida, exigen plazos demasiado largos.

La red de transporte crece hasta 6.706 kilómetros de líneas nuevas

El segundo anuncio ataca el otro cuello de botella. El expediente de planificación de la red de transporte partía de 13.600 millones hasta 2030 y, tras el análisis de 2.566 alegaciones, sube por encima de los 17.000, un 144% más que la planificación vigente. Lo relevante es el cambio de perfil: cuatro de cada diez alegaciones llegaron del lado de la demanda, el 41%; otras tantas, de la generación; y el 19% restante, del almacenamiento. En el ejercicio anterior las solicitudes de acceso eran casi todas de generación renovable.

Eso se traduce en obra. Las posiciones para atender nuevas demandas conectadas a la red de distribución crecen un 52%, hasta 300; las de consumo directo desde transporte, un 12%, hasta 162; y las de ejes ferroviarios y electrificación de puertos, un 75%, hasta 59. Hay 193 subestaciones, un 17% más, y 6.706 kilómetros de líneas nuevas, un 11% más, además de 8.164 kilómetros de red repotenciada. La planificación sigue en tramitación.