Mercado de capacidad: qué supone para baterías e industria

El 17 de septiembre el BOE publicó la Orden TED/966/2026, que crea el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular. No es un real decreto, sino una orden ministerial, pero su alcance es igual de relevante: por primera vez en España habrá un pago estable por estar disponible cuando el sistema lo necesite, y las baterías y la demanda flexible entran en la misma subasta que las centrales. Llevaba en tramitación desde 2021 y entró en vigor el 18 de septiembre. Aquí explicamos qué dice la norma, qué falta por concretar y qué implica para quien tiene o está pensando en instalar un BESS en una industria.

Qué es el mercado de capacidad y cómo funciona

Hasta ahora, una batería conectada a red ganaba dinero moviendo energía: cargar barato, descargar caro, recortar picos de potencia. El mercado de capacidad añade otro tipo de ingreso. No paga por los MWh que entregas, paga por los MW que te comprometes a tener disponibles en las horas críticas del sistema.

El producto que se subasta es la potencia firme, en MW. Se calcula multiplicando la potencia instalada por un coeficiente de firmeza propio de cada tecnología, y nunca puede superar la capacidad de acceso a red de la instalación. Red Eléctrica calcula cuánta potencia firme necesita el sistema en cada horizonte y la saca a subasta. La CNMC supervisa el proceso.

Subasta pay-as-bid y retribución mensual

Las subastas son a sobre cerrado y con casación pay-as-bid: cada adjudicatario cobra el precio que ofertó, en euros por MW firme y año, sin actualización posterior. Se van aceptando ofertas de menor a mayor precio hasta cubrir la curva de potencia requerida. Una vez empieza el periodo de servicio, el adjudicatario recibe cada mes una doceava parte de su potencia adjudicada por su precio.

Esto cambia la lógica de la puja respecto a un mercado marginalista. Si ofertas bajo para asegurar la adjudicación, ese es el precio que cobrarás durante todo el contrato. Hay que conocer muy bien los costes y los ingresos alternativos del activo antes de pujar.

Tres tipos de subasta

La orden prevé subastas principales, con entrega hasta cinco años después de la adjudicación (nueve para bombeo y eólica marina); subastas de ajuste anuales, de 12 meses y solo para instalaciones ya en servicio; y subastas transitorias anuales, que cubren el hueco hasta que arranque el primer periodo de las principales. En las principales, la nueva inversión solo puede ser renovable, almacenamiento o demanda.

Los plazos de contrato también dependen de la tecnología. Las instalaciones existentes firman por 12 meses. Las nuevas inversiones en generación y almacenamiento pueden llegar hasta 15 años, con la idea de cubrir la mitad de su vida útil. La demanda elige entre 1 y 10 años en su oferta.

Quién puede participar: baterías, demanda y agregadores

Pueden pujar productores, titulares de almacenamiento, consumidores finales, agregadores de demanda (comercializadoras incluidas) y agregadores de producción y almacenamiento. Las instalaciones con autoconsumo pueden participar como productor, como consumidor o por una sola de las dos vías.

El umbral clave es de 1 MW de potencia firme por instalación. Por debajo, la única vía es la agregación: varias instalaciones con menos de 1 MW firme cada una pueden sumarse hasta alcanzar el mínimo. Para el segmento comercial e industrial esto es lo más importante de toda la orden. Una batería de 500 kW en una nave no entra sola, pero sí dentro de una cartera agregada.

Quedan fuera las instalaciones que emitan más de 550 g de CO2/kWh, las que ya cobran régimen retributivo específico, las que reciben pagos por capacidad del esquema anterior (salvo renuncia) y las que no alcancen el umbral de flexibilidad que se fije.

Qué exige la prestación del servicio

Cobrar por disponibilidad obliga a estar disponible de verdad. Red Eléctrica definirá las horas de estrés del sistema, que no podrán superar el 10% de las horas del año y se conocerán de antemano. En esas horas, la potencia firme comprometida tiene que estar ahí: una batería con carga suficiente para descargar, o una demanda capaz de reducir consumo cuando el operador lo pida.

El incumplimiento sale caro. Además de las obligaciones de pago por indisponibilidad, el operador puede hacer pruebas de activación. Un primer fallo cuesta una mensualidad con un 20% de recargo, un segundo fallo un trimestre con el mismo recargo, y un tercero supone la inhabilitación, con pérdida de la retribución y ejecución de las garantías depositadas.

Lo que todavía no sabemos

La orden fija la arquitectura, pero las cifras que deciden la rentabilidad llegarán con cada convocatoria y con el nuevo procedimiento de operación. Faltan los coeficientes de firmeza por tecnología (para una batería, cuánto cuenta según sus horas de duración), los precios máximos y de reserva, el volumen a subastar y la fecha de la primera subasta transitoria. Cualquier cifra de ingreso por MW que circule hoy es una estimación, no un dato.

Lo que sí está claro es la dirección. El almacenamiento tendrá un ingreso estable que se suma al arbitraje y al peak shaving, y la demanda flexible pasa a tener valor reconocido en el sistema.

Qué cambia para un BESS industrial

Para una industria con batería, el mercado de capacidad no sustituye a lo que ya hace el activo; se superpone. Y ahí aparece el problema operativo: el compromiso de capacidad exige reservar energía para las horas de estrés, justo cuando el arbitraje o el recorte de picos podrían pedir descargar antes. Si el sistema de control no tiene en cuenta ese compromiso, o incumples la disponibilidad o dejas ahorro sobre la mesa por ser demasiado conservador.

Un EMS con reglas fijas no resuelve bien este equilibrio. Hace falta prever consumo, generación solar y precios, conocer con antelación las horas de estrés y decidir cada día cuánta energía reservar y cuánta usar para otras estrategias. Es el tipo de optimización multiobjetivo para la que diseñamos el EMS de NeuraSun: la batería sigue haciendo peak shaving y arbitraje, y el compromiso de capacidad pasa a ser una restricción más del despacho, con el registro de disponibilidad que exigirá la verificación.

Para instaladores y distribuidores, la agregación abre una conversación nueva con sus clientes C&I. Cada batería instalada puede formar parte de una cartera que acceda a este mercado, siempre que el control sea capaz de coordinar varios activos y demostrar que responden cuando se les pide. Si estás empezando a dimensionar un proyecto, nuestra calculadora de BESS te da un primer orden de magnitud, y la guía práctica para instaladores recoge los criterios técnicos básicos.

Conclusión

El mercado de capacidad convierte la disponibilidad en ingreso y coloca a baterías y demanda flexible al mismo nivel que la generación convencional. El valor real para cada instalación dependerá de coeficientes y precios que aún no están publicados, pero la preparación empieza ahora: saber cuánta potencia firme puedes ofrecer, si necesitas agregar y si tu sistema de control puede cumplir el compromiso sin renunciar al resto de ingresos.

Desde NeuraSun seguimos de cerca cada desarrollo de la norma. Si quieres saber cómo encajaría tu batería en este mercado, analizamos tu caso o puedes solicitar una demo técnica.