Mercados de Capacidad

¿Qué es el Mercado de Capacidad?

Los mercados de capacidad son mecanismos diseñados para garantizar la disponibilidad de suficiente capacidad de generación eléctrica para satisfacer la demanda en todo momento, especialmente durante picos de consumo o situaciones de estrés en el sistema.

A diferencia de los mercados de energía, que remuneran la electricidad efectivamente producida y consumida, el mecanismo de capacidad compensa la disponibilidad de potencia, asegurando que existan recursos preparados para generar electricidad cuando sea necesario.

En estos mercados, los operadores del sistema eléctrico, como Red Eléctrica de España (REE), realizan análisis periódicos para identificar posibles déficits de capacidad en escenarios futuros. Con base en estos estudios, se organizan subastas en las que generadores, instalaciones de almacenamiento y programas de gestión de la demanda pueden ofertar su disponibilidad para proporcionar capacidad firme. Los participantes adjudicados reciben una retribución a cambio de comprometerse a estar disponibles para generar electricidad o reducir su consumo en momentos críticos, según las necesidades del sistema.

Este enfoque es esencial para mantener la seguridad del suministro eléctrico, especialmente en sistemas con alta penetración de energías renovables, cuya producción puede ser variable e intermitente. Al asegurar una capacidad de respaldo adecuada, se facilita la integración de fuentes limpias y se promueve la estabilidad del sistema eléctrico.

En cuanto a la operativa, los proveedores de capacidad no necesariamente deben tener energía almacenada en todo momento. Su compromiso radica en estar disponibles para generar o reducir consumo cuando el operador del sistema lo requiera. REE puede emitir avisos anticipados indicando las horas específicas en las que se necesita su intervención, permitiendo a los proveedores planificar su respuesta para garantizar la disponibilidad comprometida.

Diferencia entre el Mercado de Capacidad y los Servicios de Ajuste

El mercado de capacidad y los servicios de ajuste son herramientas esenciales para la estabilidad del sistema eléctrico, pero sus enfoques son claramente distintos. Los servicios de ajuste se activan en tiempo real para mantener el equilibrio entre generación y demanda, mientras que el mercado de capacidad asegura, de manera preventiva, que haya recursos suficientes disponibles en el futuro para cubrir escenarios críticos. Aunque ambos mecanismos están diseñados para garantizar la seguridad del suministro, su forma de operar y los problemas que abordan difieren sustancialmente.

Restricciones Técnicas

El servicio de restricciones técnicas aborda incidencias específicas en la red eléctrica, como sobrecargas o limitaciones físicas que comprometen la seguridad del sistema. En estos casos, se ajustan los programas de generación o consumo en tiempo real para garantizar la estabilidad.

Comparado con el mercado de capacidad, este servicio no busca asegurar disponibilidad futura, sino reaccionar a problemas concretos e inmediatos. El mercado de capacidad, por el contrario, previene que estas restricciones técnicas lleguen a ser un problema crítico al garantizar que haya suficiente capacidad de generación y almacenamiento disponible.

Regulación Secundaria (aFRR)

La regulación secundaria actúa automáticamente para corregir desviaciones de frecuencia o desajustes entre generación y consumo en plazos ultracortos, de entre 20 segundos y 15 minutos. Los generadores que participan reciben una retribución tanto por la disponibilidad de la capacidad de respuesta como por la energía utilizada para estabilizar el sistema.

A diferencia del mercado de capacidad, que remunera únicamente la disponibilidad a medio o largo plazo, la regulación secundaria combina disponibilidad y uso efectivo en tiempo real, solucionando problemas operativos inmediatos en lugar de planificar para posibles escenarios futuros.

Regulación Terciaria (mFRR)

La regulación terciaria es una herramienta de ajuste manual que permite reponer las reservas utilizadas en la regulación secundaria y resolver desajustes mayores en menos de 15 minutos. Es obligatoria para los generadores y busca restaurar el equilibrio del sistema tras eventos significativos.

Mientras que la regulación terciaria tiene un horizonte de minutos y está diseñada para operar sobre eventos inesperados en tiempo real, el mercado de capacidad planifica y retribuye la disponibilidad de recursos para un horizonte de meses o incluso años. Ambos aseguran la firmeza del sistema, pero en escalas temporales completamente diferentes.

Energía de Balance (RR)

La energía de balance se utiliza para restaurar los niveles de reservas del sistema en un plazo de hasta 30 minutos, preparando al sistema para futuros desequilibrios. Este servicio se activa manualmente y permite mantener las reservas necesarias para responder a emergencias operativas.

El mercado de capacidad y la energía de balance comparten el objetivo de garantizar recursos suficientes, pero difieren en su enfoque: mientras que la energía de balance se utiliza en tiempo real para cubrir déficits inmediatos, el mercado de capacidad asegura que haya recursos disponibles antes de que ocurra cualquier déficit, incentivando inversiones a largo plazo.

Servicios de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD)

Los SRAD permiten a los consumidores reducir su consumo en momentos críticos, actuando como una herramienta para aliviar la presión sobre el sistema eléctrico. Este mecanismo conecta directamente a los consumidores con la operación del sistema, ofreciendo flexibilidad y opciones de respuesta rápida.

En este caso, los SRAD comparten cierta similitud con el mercado de capacidad al integrar la gestión de la demanda como un recurso disponible. Sin embargo, los SRAD son reacciones inmediatas y específicas para situaciones concretas, mientras que el mercado de capacidad recompensa la disponibilidad general de recursos que podrían incluir gestión de demanda, pero de manera planificada.

Sistema de Reducción Automática de Potencia (SRAP)

El SRAP es un servicio de ajuste dirigido específicamente a los generadores. Su función es anticipar y resolver restricciones técnicas mediante la reducción automática de potencia, mejorando la flexibilidad del sistema. Este mecanismo permite prevenir incidencias operativas asociadas a la seguridad del sistema, apoyando la integración de energías renovables y la transición ecológica.

En comparación con el mercado de capacidad, el SRAP se enfoca en soluciones inmediatas y específicas, relacionadas con el ajuste en tiempo real para evitar problemas técnicos. Por el contrario, el mercado de capacidad tiene un enfoque más estratégico: garantiza que existan los recursos necesarios para enfrentar déficits futuros, pero no opera a nivel operativo inmediato como el SRAP.

Necesidad de los Mercados de Capacidad

Los mercados de capacidad son esenciales para garantizar la seguridad y estabilidad del suministro eléctrico, especialmente en sistemas con alta penetración de energías renovables. Su principal objetivo es asegurar que exista suficiente capacidad de generación y almacenamiento disponible para cubrir la demanda en momentos críticos, complementando así a los mercados de energía tradicionales.

En un contexto donde las fuentes renovables, como la solar y la eólica, son intermitentes y dependientes de condiciones climáticas, se hace imprescindible contar con mecanismos que proporcionen firmeza al sistema eléctrico. Los mercados de capacidad ofrecen incentivos económicos para que tecnologías capaces de aportar esta firmeza, como los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS, por sus siglas en inglés), se desarrollen y operen de manera eficiente.

La implementación de estos mercados permite que los sistemas BESS obtengan ingresos adicionales a través de subastas de capacidad. Este modelo de retribución mejora la rentabilidad de las inversiones en almacenamiento energético, atrayendo nuevos proyectos que contribuyen a la estabilidad del sistema.

Además, los BESS pueden destinar una parte de su capacidad al mercado de capacidad, garantizando disponibilidad en situaciones de alta demanda, y utilizar el resto para operaciones diarias, como desplazar la energía generada por fuentes renovables a las horas de mayor consumo.

En España, la reciente propuesta de regulación para un mercado de capacidad busca precisamente fomentar estas inversiones. Según el Ministerio para la Transición Ecológica, este mecanismo es fundamental para asegurar el suministro eléctrico y promover tecnologías que aporten firmeza y flexibilidad al sistema, como el almacenamiento energético y la gestión de la demanda.

La creación de un mercado de capacidad proporciona un marco regulatorio estable y señales claras que fomentan la inversión en infraestructuras energéticas necesarias para la transición ecológica. Al garantizar ingresos adicionales y estables, se facilita la viabilidad económica de proyectos de almacenamiento, que son cruciales para integrar de manera eficiente las energías renovables en el sistema eléctrico.

Ejemplos Internacionales de Mercados de Capacidad

Mercado de Capacidad en el Reino Unido

El Reino Unido implementó su mercado de capacidad en 2014 como parte de su estrategia para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en un contexto de creciente penetración de renovables y retirada de plantas de carbón. Este sistema opera mediante subastas anuales, en las que los generadores, almacenamiento energético y programas de respuesta de la demanda ofrecen su capacidad para un período de tres a cuatro años en el futuro.

El mercado ha sido particularmente eficaz para cubrir picos de demanda durante el invierno, asegurando que el sistema disponga de recursos suficientes. Sin embargo, en sus primeras etapas, enfrentó críticas por depender de plantas de generación fósil, lo que incrementó los costes para los consumidores. En los últimos años, ha evolucionado hacia una mayor integración de tecnologías limpias, como el almacenamiento en baterías, lo que demuestra su capacidad de adaptarse a las necesidades de la transición energética.

Mercado de Capacidad en la Unión Europea

En la Unión Europea, los mercados de capacidad han adoptado enfoques diversos, guiados por principios comunes establecidos por la Comisión Europea. Estos incluyen la neutralidad tecnológica, la transparencia y la coordinación entre los estados miembros para evitar distorsiones en el mercado interior.

Francia lideró la adopción de estos mecanismos, con un mercado que comenzó a operar en 2017. Este modelo combina tecnologías nucleares, renovables y almacenamiento energético, asegurando que haya recursos disponibles durante picos de demanda. Italia, por su parte, ha priorizado subastas específicas para tecnologías emergentes, como las baterías, promoviendo así una mayor participación de renovables en su sistema eléctrico. A pesar de los avances, la fragmentación y las diferencias regulatorias entre países continúan siendo un desafío para la eficiencia del mercado a nivel regional.

Mercado de Capacidad Estados Unidos

En Estados Unidos, los mercados de capacidad están gestionados por operadores regionales como PJM, ISO New England y NYISO, que supervisan áreas con alta volatilidad en la demanda eléctrica o donde la retirada de plantas tradicionales ha creado la necesidad de mecanismos adicionales para garantizar el suministro.

Estos mercados operan a través de subastas competitivas que asignan capacidad a generadores, almacenamiento y programas de respuesta de la demanda. Aunque inicialmente dominados por tecnologías fósiles, en los últimos años han fomentado la participación de sistemas de almacenamiento en baterías, gracias a incentivos regulatorios y avances tecnológicos. Sin embargo, la transición hacia un mix energético más sostenible avanza a un ritmo desigual, influida por las políticas locales y las diferencias entre regiones.

Mercado de Capacidad en España

Estado Actual del Proceso de Regulación

El mercado de capacidad en España se encuentra actualmente en una fase decisiva de regulación, con el proceso de consulta pública liderado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO). Este esfuerzo tiene como objetivo definir un marco normativo que permita garantizar la seguridad del suministro eléctrico en la península, alineado con los desafíos de la transición energética y la creciente penetración de fuentes renovables.

Actualmente, el periodo de consulta pública, abierto desde el 18 de diciembre de 2024 hasta el 29 de enero de 2025, ofrece una oportunidad para que agentes del sector energético, asociaciones y otros actores interesados contribuyan con sus comentarios y sugerencias.

En el centro de esta consulta se encuentra el «Proyecto de Orden por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. Este documento establece las bases regulatorias del mercado, detallando objetivos como asegurar la disponibilidad de recursos durante picos de demanda y fomentar la integración de tecnologías que aporten flexibilidad al sistema.

Otro componente clave es la «Propuesta de Resolución de la Secretaría de Estado de Energía», que especifica el procedimiento de operación del servicio de capacidad. Este procedimiento aborda aspectos operativos como el diseño de subastas, los requisitos de disponibilidad que deberán cumplir los recursos adjudicados y la interacción entre el mercado de capacidad y otros mercados eléctricos, incluyendo los servicios de ajuste. La intención es que el mercado sea eficiente y transparente, promoviendo la entrada de tecnologías innovadoras que refuercen la resiliencia del sistema eléctrico español.

Necesidad de un Mercado de Capacidad en España

La transformación del mix energético en España hacia un sistema basado principalmente en energías renovables, como se refleja en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030, plantea importantes desafíos para garantizar la seguridad del suministro eléctrico.

En los últimos años, España ha experimentado un incremento significativo de la capacidad instalada en energías renovables, particularmente en la energía fotovoltaica, que ha superado los 29 GW en 2024, con un crecimiento de más del 200% en solo cinco años, y en la energía eólica, que ha alcanzado los 30 GW.

Estos avances han permitido que, en 2023, más del 50% de la electricidad producida en España provenga de fuentes renovables. No obstante, la intermitencia inherente a estas fuentes de energía, como la eólica y la solar, exige la implementación de mecanismos adicionales que aseguren la disponibilidad de capacidad firme para cubrir las demandas críticas.

En este contexto, el análisis realizado por Red Eléctrica de España (REE) en noviembre de 2023, a través del informe nacional de cobertura (NRAA), revela la necesidad de contar con fuentes de respaldo y flexibilidad en el sistema eléctrico para evitar déficits de suministro. Según este informe, se proyecta que para 2025 se presenten 6,26 horas de energía no suministrada (LOLE), cifra que irá disminuyendo progresivamente a 2,34 horas en 2030. Estos valores superan el estándar de fiabilidad de 0,94 horas fijado por la normativa europea.

A pesar de la reducción de la proyección del LOLE en 2030, que pasa de 1,5-2,4 horas a 0,7 horas en los análisis realizados por la CNMC y ENTSO-e, las proyecciones de algunas consultoras indican que sigue existiendo una necesidad de nueva capacidad firme en el corto y medio plazo. Para 2028, se estiman necesidades de 2 GW de capacidad firme, lo que justifica la urgencia de implementar un mercado de capacidad que garantice esa disponibilidad.

El mercado de capacidad tiene como objetivo proporcionar incentivos para la inversión en almacenamiento y tecnologías de generación flexible, claves para asegurar el suministro cuando las energías renovables no estén disponibles. Sin embargo, el mercado de capacidad, por sí solo, no será suficiente para cubrir los ambiciosos objetivos de almacenamiento del PNIEC, que se fijan en 14 GW para 2030.

A pesar de que el mercado de capacidad contribuirá de manera significativa a aumentar la potencia firme necesaria, se requiere un enfoque más amplio que incluya mecanismos adicionales como los mercados de flexibilidad y el mercado de control de tensión, aún en desarrollo. Estas herramientas adicionales permitirán a las tecnologías de almacenamiento jugar un papel clave en la integración de renovables, almacenando energía durante las horas de baja demanda para liberarla cuando la demanda alcance sus picos.

Además, el aumento de la capacidad eólica proyectada en el PNIEC, que sube de 50 GW a 62 GW, podría tener un impacto positivo sobre el LOLE, reduciendo las horas sin suministro previstas en los análisis, pero también presenta desafíos en términos de viabilidad, ya que alcanzar estos objetivos de capacidad eólica en el tiempo estimado resulta cada vez más complicado. A pesar de los esfuerzos para aumentar la penetración renovable, la integración de tecnologías de almacenamiento y generación flexible será fundamental para asegurar que el sistema eléctrico pueda mantenerse estable y fiable.

Funcionamiento Propuesto del Mercado de Capacidad

El mercado de capacidad en España se ha diseñado para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en un contexto de creciente dependencia de fuentes renovables. Este mecanismo combina subastas competitivas, retribuciones predecibles y un marco normativo sólido. A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de su funcionamiento.

Los participantes del mercado incluyen una diversidad de actores, como productores de energía, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores directos y agregadores de demanda. Para participar, las instalaciones deben cumplir con estrictos requisitos legales, técnicos y económicos:

Las instalaciones existentes deben limitar sus emisiones a un máximo de 550 gr CO₂/kWh y demostrar coeficientes de flexibilidad mínimos para garantizar su capacidad de respuesta.
Las nuevas inversiones pueden optar a periodos de prestación más largos, que alcanzan hasta la mitad de su vida útil, con un máximo de 15 años.
Quedan excluidas del mercado aquellas instalaciones que reciban incentivos previos, como mecanismos de capacidad antiguos o retribuciones específicas bajo el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico.
Todas las instalaciones deben ofertar una capacidad firme mínima de 1 MW para poder participar en las subastas.

El mercado de capacidad cuenta con distintas modalidades de subasta que responden a diferentes horizontes temporales y necesidades del sistema eléctrico.

Las subastas de capacidad principal están orientadas a garantizar la capacidad firme a largo plazo, permitiendo periodos de prestación de hasta cinco años desde la adjudicación, y de hasta nueve años para nuevas inversiones.
Las subastas de capacidad de ajuste tienen un carácter correctivo, diseñadas para cubrir déficits puntuales a corto plazo. Estas subastas están limitadas a un año de prestación y solo admiten instalaciones existentes.
Durante el periodo transitorio, se realizarán subastas transitorias anuales, que comparten muchas características con las principales pero incluyen flexibilidad en precios de reserva y potencia firme requerida.

El producto subastado es la potencia firme, medida en MW, y la variable de oferta es el precio por MW firme/año. Los adjudicatarios reciben una retribución mensual fija, calculada en función de la potencia adjudicada y el precio de adjudicación.

Esta retribución está financiada mediante precios unitarios aplicados al consumo eléctrico, asumidos por las comercializadoras y los consumidores directos.
Los precios se actualizan anualmente para reflejar el coste real del servicio, calculado considerando la demanda horaria y el índice de cobertura del sistema.

El mercado incluye un sistema de penalizaciones progresivas y tecnológicamente neutras para garantizar el cumplimiento de los compromisos adquiridos por los adjudicatarios:

Las sanciones se aplican según el nivel de incumplimiento de la potencia firme comprometida.
El ocultamiento de la indisponibilidad de una instalación se considera una falta muy grave, con penalizaciones severas.
El operador del sistema puede emitir órdenes de arranque a las instalaciones adjudicadas durante periodos de estrés, asegurando la disponibilidad de la capacidad comprometida.

Además, los adjudicatarios están obligados a presentar garantías económicas que respalden su compromiso durante el periodo de prestación del servicio. Estas garantías son gestionadas junto con los resultados de pruebas técnicas que verifican la capacidad real de las instalaciones para cumplir con los requisitos.

Hasta que el mercado esté plenamente implementado, las subastas transitorias garantizarán la cobertura anual de las necesidades críticas, actuando como un puente hacia un mercado de capacidad estable y operativo.

FAQ Mercado de Capacidad en España

¿Quién podrá participar en el mercado de capacidad en España?

Podrán participar productores de energía, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores directos en el mercado y agregadores de demanda. Las instalaciones participantes deben cumplir requisitos específicos, como un límite máximo de emisiones para instalaciones existentes y un compromiso mínimo de potencia firme de 1 MW. Las nuevas inversiones, además, pueden optar a periodos de prestación más largos.

¿Cómo participar en el mercado de capacidad en España?

Los participantes deben presentar una solicitud de habilitación al operador del sistema y cumplir con los requisitos establecidos en la normativa. Esto incluye demostrar capacidad técnica, disponer de los permisos necesarios, y, en el caso de instalaciones existentes, cumplir con coeficientes de flexibilidad y límites de emisiones. Tras la habilitación, el participante puede ofertar su potencia firme en las subastas de capacidad.

¿Cuándo se esperan que sean las primeras subastas del mercado de capacidad en España?

No hay fechas oficiales por el momento. Durante el segundo semestre de 2024 se indicaba que las subastas estaban al caer, pero por el momento se está planteando el Proyecto de Orden con el funcionamiento de este mercado y que estará en periodo de consulta pública hasta el 29 de enero de 2025. Algunas fuentes indican que España planea realizar la primera subasta de un nuevo mercado de capacidad antes del verano, con el objetivo de que el servicio esté activo en enero de 2026, según una fuente del ministerio de Transición Ecológica.

¿Cuál es el marco legal de los titulares habilitados para participar en la subasta del mercado de capacidad en España?

Los titulares habilitados deben adherirse formalmente al marco legal del mercado mediante un proceso de adhesión definido en las Reglas de Subasta. Este acto vincula a los participantes con las condiciones del servicio y las obligaciones de prestación, salvo en casos excepcionales de inhabilitación o desistimiento regulados en la normativa.

¿Cuál es el régimen retributivo de las instalaciones que participan en el mercado de capacidad en España?

Las instalaciones adjudicatarias reciben una retribución mensual fija calculada en función de la potencia firme adjudicada en la subasta y el precio de adjudicación. Esta retribución asegura ingresos regulares para los proveedores durante el periodo de prestación del servicio.

¿Qué deben hacer los adjudicatarios de las subastas en el mercado de capacidad en España?

Tras resultar adjudicatarios, deben solicitar la habilitación como proveedores del servicio de capacidad. Este proceso incluye verificar la documentación presentada, aportar garantías económicas, y cumplir con los términos definidos en el procedimiento de operación. Si no cumplen con los requisitos establecidos, no podrán ser habilitados.

¿Cómo es la retribución del servicio de capacidad en España?

La retribución para las instalaciones adjudicatarias es mensual y se calcula en función de la potencia firme adjudicada y el precio resultante de la subasta, según lo establecido en el artículo 20 de la orden. Este esquema proporciona ingresos regulares a los proveedores durante el periodo de prestación del servicio, asegurando estabilidad económica y transparencia en el proceso.

¿Hay penalizaciones si no cumplo con la reserva de potencia firme?

Sí, el mercado establece un sistema de penalizaciones progresivas y tecnológicamente neutras basado en el nivel de incumplimiento. El ocultamiento de la indisponibilidad de una instalación se considera una falta muy grave y puede acarrear sanciones severas. Además, el operador del sistema puede emitir órdenes de arranque a las instalaciones durante periodos críticos.

¿Cómo se financian las retribuciones por los servicios de capacidad?

Las retribuciones se financian mediante precios unitarios aplicados al consumo eléctrico, que son asumidos por las comercializadoras y los consumidores directos. Estos precios son calculados en función del coste total del servicio de capacidad y distribuidos proporcionalmente según el consumo por segmento tarifario y periodo horario.

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¿Qué es el Mercado de Capacidad?