La transformación del sistema eléctrico español da un nuevo paso con la Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre, publicada en el BOE el 17 de septiembre de 2026 y en vigor desde el día 18.
La norma crea oficialmente el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular español, un mecanismo destinado a garantizar que exista suficiente potencia firme disponible para mantener la seguridad de suministro a medida que aumenta la penetración de energías renovables.
Para el sector del almacenamiento energético, y especialmente para los proyectos de baterías BESS (Battery Energy Storage Systems), la nueva regulación tiene especial relevancia: el almacenamiento aparece expresamente entre los recursos que pueden participar en el mercado.
La consecuencia es importante. Una batería ya no tendrá que buscar su rentabilidad exclusivamente en el arbitraje de precios, los mercados de balance u otros servicios eléctricos. El mercado de capacidad introduce potencialmente una nueva fuente de ingresos: cobrar por aportar potencia firme y estar disponible cuando el sistema eléctrico lo necesite.
¿Qué es el nuevo mercado de capacidad?
El concepto es relativamente sencillo.
En el mercado eléctrico convencional se remunera principalmente la energía que se produce o intercambia. El mercado de capacidad introduce otra variable: el valor de tener potencia disponible en los momentos críticos para el sistema.
La Orden define el servicio de capacidad como un servicio de disponibilidad de potencia firme que permite responder a posibles problemas de suministro detectados en los análisis de cobertura del sistema eléctrico peninsular.
El mecanismo tendrá ámbito peninsular, será centralizado y estará basado en las necesidades de potencia firme identificadas por el operador del sistema.
La capacidad necesaria será contratada mediante procedimientos competitivos.
Para una instalación adjudicataria, por tanto, el activo económico no será solamente el MWh producido o almacenado. También tendrá valor su capacidad de aportar MW firmes al sistema.
¿Por qué necesita España este mecanismo?
El motivo está directamente relacionado con la transición energética.
España está incorporando grandes cantidades de energía solar fotovoltaica y eólica. Ambas tecnologías permiten generar electricidad con bajas emisiones, pero presentan una característica fundamental: su producción depende de la disponibilidad del recurso renovable.
Puede existir una enorme potencia fotovoltaica instalada y, sin embargo, disponer de una aportación solar prácticamente nula durante determinadas horas nocturnas.
Algo parecido sucede con la eólica cuando las condiciones meteorológicas reducen simultáneamente la producción.
Por ello, un sistema eléctrico con una elevada penetración renovable necesita combinar tres elementos:menergía renovable, flexibilidad y potencia firme.
Es precisamente en los dos últimos donde tecnologías como las baterías adquieren un papel estratégico.
El mercado de capacidad pretende asegurar que el sistema disponga de recursos suficientes para responder en situaciones en las que la generación disponible pueda resultar insuficiente para cubrir la demanda.
¿Quién podrá participar?
Uno de los aspectos más interesantes de la Orden TED/966/2026 es que el mercado no queda limitado a las centrales eléctricas convencionales.
La regulación permite participar, siempre que se cumplan los requisitos establecidos, a productores de electricidad, titulares de instalaciones de almacenamiento, consumidores finales, agregadores de demanda y sujetos que agreguen producción y almacenamiento.
Esto introduce un principio relevante de neutralidad tecnológica.
Una central de generación, una batería o un conjunto de consumidores capaces de modificar su demanda pueden aportar capacidad al sistema de formas diferentes.
Lo importante será determinar cuánta potencia firme puede aportar realmente cada recurso.
Las baterías BESS, ante una nueva fuente de ingresos
Para el sector del almacenamiento, este es probablemente uno de los puntos de mayor interés.
Hasta ahora, el modelo económico de una batería conectada al sistema eléctrico podía apoyarse en diferentes fuentes de ingresos.
Entre ellas se encuentran el arbitraje energético —comprar o almacenar electricidad cuando los precios son bajos y venderla cuando son elevados— y la participación en diferentes mercados y servicios de balance.
El mercado de capacidad añade potencialmente una nueva capa al denominado revenue stacking de los proyectos BESS.
Un proyecto podría combinar ingresos procedentes de distintas actividades, siempre que la regulación y las obligaciones asumidas en cada mercado sean compatibles.
Esto puede modificar la forma de analizar la rentabilidad de futuras instalaciones.
En lugar de estudiar únicamente los diferenciales horarios del mercado eléctrico, los promotores deberán incorporar una nueva pregunta a sus modelos financieros:
¿Cuánto vale la potencia firme que puede aportar esta batería al sistema?
La potencia instalada no será lo mismo que la potencia firme
Esta distinción será especialmente importante.
Una batería de 100 MW no tiene por qué disponer automáticamente de 100 MW de potencia firme reconocida a efectos del mercado de capacidad.
La Orden contempla el establecimiento de coeficientes de firmeza por tecnología de referencia.
Estos coeficientes permitirán determinar la potencia que cada tecnología puede aportar efectivamente a la cobertura de la demanda teniendo en cuenta sus características de disponibilidad y fiabilidad.
En almacenamiento será especialmente relevante la relación entre potencia y energía.
No es lo mismo una batería de:
100 MW / 100 MWh
que una batería de:
100 MW / 200 MWh
o una instalación de:
100 MW / 400 MWh.
Aunque las tres tengan la misma potencia nominal, su capacidad para sostener una determinada entrega durante varias horas es completamente diferente.
Por ello, el desarrollo metodológico de los coeficientes de firmeza será uno de los aspectos regulatorios que más deberá vigilar el sector BESS.
Tres tipos de subastas
El mercado se estructura mediante distintos horizontes de contratación.
Las subastas principales estarán destinadas a cubrir necesidades estructurales de potencia firme. Incorporarán un periodo entre la adjudicación y el comienzo de la prestación del servicio, permitiendo que puedan competir proyectos que todavía necesiten ser desarrollados.
Esto es especialmente relevante para nuevas inversiones.
Un promotor podría obtener una adjudicación antes de que el proyecto esté construido y utilizar esa visibilidad de ingresos futuros dentro de la estructura económica y financiera de la inversión, siempre sujeto a las condiciones concretas de cada convocatoria.
Las subastas de ajuste permitirán cubrir necesidades de capacidad detectadas en horizontes más próximos.
Finalmente, existirán subastas transitorias hasta que comience el primer periodo de prestación asociado a las subastas principales.
El resultado es un sistema que intenta combinar señales económicas de largo plazo con instrumentos capaces de corregir necesidades de capacidad más próximas.
¿Cómo se adjudicará la capacidad?
La Orden establece un procedimiento competitivo basado en ofertas económicas.
Las ofertas se presentarán a sobre cerrado y la adjudicación seguirá un sistema pay-as-bid.
Esto significa que los adjudicatarios percibirán el precio correspondiente a su propia oferta adjudicada.
La variable económica se expresará en euros por MW firme y año.
Para los participantes, la estrategia de oferta tendrá por tanto una importancia considerable.
No bastará con conocer el coste de la instalación. Será necesario estimar correctamente el valor de la capacidad ofrecida, las obligaciones futuras, el riesgo de indisponibilidad y los posibles ingresos procedentes de otros mercados.
Las horas de estrés serán determinantes
El concepto de horas de estrés del sistema será otro elemento clave.
Los proveedores de capacidad deberán garantizar determinados niveles de disponibilidad durante estas horas.
Para una batería esto introduce una cuestión operativa fundamental: el estado de carga.
Una instalación puede estar técnicamente disponible y, sin embargo, no disponer en ese momento de suficiente energía almacenada para mantener la entrega requerida.
Por ello, los operadores de BESS tendrán que integrar las obligaciones del mercado de capacidad dentro de sus algoritmos de operación.
La optimización económica de una batería dejará de depender únicamente de variables como:precio horario de electricidad + mercados de balance + degradación.
Habrá que incorporar también: probabilidad de horas críticas + obligaciones de capacidad + estado de carga mínimo + penalizaciones por incumplimiento.
Esta combinación puede aumentar la sofisticación de los sistemas EMS (Energy Management System) utilizados para gestionar las instalaciones.
Más importancia para el EMS, PCS y electrónica de potencia
El mercado de capacidad no solo tiene implicaciones para promotores e inversores.
También puede generar oportunidades para fabricantes e integradores tecnológicos.
La participación de una batería en múltiples mercados exige una coordinación precisa entre diferentes capas del sistema:
BMS + PCS + EMS + comunicaciones + operador del sistema.
El BMS deberá garantizar una operación segura de las celdas y módulos.
El PCS o sistema de conversión de potencia deberá responder con las prestaciones requeridas.
Y el EMS deberá decidir cuándo cargar, descargar o reservar capacidad teniendo en cuenta simultáneamente los diferentes mercados eléctricos.
A medida que aumenta el número de fuentes de ingresos de un BESS, también aumenta la importancia del software de optimización.
El valor de una instalación dependerá cada vez menos exclusivamente del hardware y más de **cómo se gestiona ese hardware dentro del mercado eléctrico**.
El mercado secundario añade flexibilidad
Otra novedad interesante es la creación de un mercado secundario de capacidad.
Los derechos y obligaciones derivados del servicio podrán, bajo las condiciones establecidas, ser objeto de cesión o traspaso.
Esto puede resultar especialmente útil cuando un adjudicatario prevea que no podrá cumplir sus compromisos.
En lugar de limitarse a afrontar las consecuencias de un incumplimiento, el mercado secundario introduce una herramienta para transferir determinadas obligaciones a otro recurso habilitado.
Además de aumentar la flexibilidad para los participantes, puede favorecer la aparición de nuevas actividades de agregación y optimización de carteras de activos energéticos.
¿Qué ocurre si una batería no está disponible?
Cobrar por capacidad implica asumir obligaciones.
Los proveedores deberán demostrar que la potencia comprometida está realmente disponible.
La regulación contempla mecanismos de verificación, pruebas del servicio y obligaciones de pago asociadas al incumplimiento.
Para un proyecto BESS, esto significa que la estrategia de maximización de ingresos tendrá que equilibrarse con el riesgo de no poder cumplir con el compromiso de capacidad.
Un operador podría encontrar oportunidades económicas atractivas en otros mercados y, aun así, decidir reservar una parte de la batería para asegurar el cumplimiento de sus obligaciones.
En otras palabras, aparecerá un nuevo coste de oportunidad:
¿es más rentable utilizar ahora la batería o conservar capacidad para garantizar el compromiso adquirido?
Los algoritmos de optimización tendrán que responder continuamente a esta cuestión.
Una señal adicional para financiar proyectos de almacenamiento
Uno de los posibles efectos del mercado de capacidad estará en la financiación de nuevos proyectos.
Los ingresos de una batería obtenidos exclusivamente mediante arbitraje pueden resultar difíciles de proyectar a largo plazo porque dependen de la evolución futura de los precios eléctricos.
Un ingreso asociado a una adjudicación de capacidad durante un periodo determinado puede introducir una fuente adicional de visibilidad económica.
Esto no significa que el mercado de capacidad vaya a garantizar por sí solo la rentabilidad de los proyectos BESS.
El resultado dependerá del volumen de capacidad contratado, de los precios obtenidos en las subastas, de los coeficientes de firmeza aplicables, de la duración de los contratos y de las obligaciones impuestas a los adjudicatarios.
Pero sí añade una variable que promotores, bancos, fondos de inversión y fabricantes deberán incorporar a sus modelos.
También habrá oportunidades para la demanda flexible
Las baterías no son las únicas beneficiarias potenciales.
Los consumidores capaces de modificar temporalmente su consumo también podrán competir por aportar capacidad al sistema.
Para determinadas industrias, centros de datos, instalaciones de climatización, procesos con almacenamiento térmico o consumidores con generación y almacenamiento detrás del contador, la flexibilidad puede convertirse progresivamente en un activo económico.
La agregación permitirá además reunir numerosos recursos pequeños y presentarlos conjuntamente al mercado.
Esto puede impulsar nuevas plataformas de Virtual Power Plant (VPP) capaces de coordinar baterías, generación distribuida y demanda flexible.
¿Quién financiará el mercado?
La creación de capacidad adicional tiene un coste.
La Orden establece que la financiación del servicio corresponderá a los comercializadores de electricidad, incluidos los comercializadores de referencia, y a los consumidores directos en mercado.
El mecanismo se trasladará mediante precios unitarios diferenciados según segmentos tarifarios y periodos horarios.
Por tanto, el mercado de capacidad no debe analizarse únicamente desde la perspectiva de los nuevos ingresos que puede proporcionar a determinadas tecnologías.
También será necesario observar su coste total y su impacto sobre el sistema y los consumidores.
Lo que todavía falta por conocer
La publicación de la Orden TED/966/2026 es un paso decisivo, pero no significa que todos los detalles del mercado estén cerrados.
El procedimiento de operación que desarrolle el mecanismo deberá concretar aspectos esenciales como los requisitos técnicos y documentales para participar, el procedimiento de habilitación, las pruebas, los mecanismos de verificación, las liquidaciones, la financiación y, especialmente, la metodología para calcular los coeficientes de firmeza de cada tecnología.
Para el sector BESS, estos detalles pueden ser tan importantes como la propia creación del mercado.
La duración energética mínima necesaria para competir, la potencia firme reconocida y las condiciones de disponibilidad pueden influir directamente en el diseño óptimo de futuros proyectos.
De vender MWh a vender también disponibilidad
La Orden TED/966/2026 refleja una transformación más profunda del sistema eléctrico.
Durante décadas, el negocio eléctrico estuvo centrado fundamentalmente en producir y vender energía.
En un sistema con una penetración renovable cada vez mayor, el valor empieza a desplazarse también hacia otras variables: flexibilidad, almacenamiento, disponibilidad y potencia firme.
Y este cambio puede resultar especialmente relevante para el almacenamiento energético.
Las baterías BESS tienen capacidad para desplazarse entre distintos mercados y prestar múltiples servicios utilizando el mismo activo físico. El nuevo mercado de capacidad añade otra posibilidad a ese modelo.
La gran cuestión para los próximos meses será conocer las condiciones concretas de las primeras subastas y, sobre todo, los coeficientes de firmeza que se asignen al almacenamiento.
De esos parámetros dependerá en buena medida cuánto valor adicional podrá capturar una batería dentro del nuevo mercado eléctrico español.
