Datos clave
| Normativa | Orden TED/966/2026, de 15 de septiembre |
|---|---|
| Publicación | 17 de septiembre de 2026 |
| Entrada en vigor | 17 de septiembre de 2026 |
| Afectados | Productores eléctricos, almacenadores, inversores en energía y Red Eléctrica (operador del sistema) |
| Categoría | Energía |
| Ejercicio | 2026 |
| Estándar de fiabilidad | LOLE máximo de 1,5 horas (fijado por la CNMC) |
| Tipo de subastas | Subastas principales plurianuales + subastas de ajuste anuales |
| Fuente oficial | BOE-A-2026-19329 |
Los análisis de adecuación del sistema eléctrico peninsular español —tanto el nacional (NRAA) como el europeo (ERAA)— han confirmado un déficit de cobertura: el indicador LOLE (Loss of Load Expectation) supera el estándar de fiabilidad de 1,5 horas establecido por la CNMC. Para corregirlo, la Orden TED/966/2026 crea un mercado de capacidad centralizado que entra en vigor el mismo día de su publicación, el 17 de septiembre de 2026.
El problema de fondo es el llamado «missing money»: con el auge de las renovables, los precios de energía en el mercado mayorista caen en muchas horas del año, haciendo inviable económicamente mantener o construir plantas de generación firme y flexible que el sistema necesita como respaldo. Este mecanismo crea una retribución adicional para cubrir ese hueco de ingresos.
¿Qué establece esta normativa?
La Orden TED/966/2026 diseña un mecanismo de retribución de capacidad con los siguientes elementos estructurales:
| Elemento | Descripción |
|---|---|
| Tipo de mecanismo | Mercado de capacidad centralizado mediante subastas competitivas |
| Subastas principales | Plurianuales, con periodo de desfase para permitir nuevas inversiones |
| Subastas de ajuste | Anuales, para cubrir imprevistos y ajustes de última hora |
| Derecho de cobro | Los adjudicatarios reciben una retribución fija a cambio de disponibilidad garantizada |
| Obligación de disponibilidad | Exigible durante el periodo de prestación del servicio, diferenciada por tecnología según vida útil |
| Tecnologías objetivo | Almacenamiento, gas, hidrógeno y otras tecnologías firmes y flexibles |
| Operador del sistema | Red Eléctrica, responsable de la planificación y gestión del mecanismo |
| Base de activación | Déficit detectado en análisis NRAA y ERAA; LOLE superior a 1,5 h (estándar CNMC) |
El periodo de desfase en las subastas principales es un elemento clave: permite que inversores en nuevas plantas tengan visibilidad de ingresos futuros antes de comprometer el capital, reduciendo el riesgo de inversión en activos con horizontes de amortización largos.
La diferenciación por tecnología en la obligación de disponibilidad reconoce que no todas las plantas tienen la misma vida útil ni los mismos costes de operación y mantenimiento, adaptando las exigencias a la realidad técnica de cada activo.
Impacto económico y operativo
Este mecanismo transforma la ecuación financiera de los proyectos de generación firme y flexible en España. Hasta ahora, la caída de precios en el mercado mayorista provocada por el crecimiento de las renovables hacía inviable la inversión en plantas de respaldo: el «missing money» impedía recuperar los costes fijos. El mercado de capacidad introduce una segunda fuente de ingresos desvinculada del precio de la energía.
Las implicaciones operativas y financieras más relevantes son:
- Nuevas plantas: El periodo de desfase en subastas plurianuales permite estructurar financiación de proyectos con mayor certidumbre de ingresos, mejorando la bancabilidad de los activos.
- Plantas existentes: Los operadores actuales de generación firme (gas, almacenamiento) pueden participar en subastas de ajuste anuales y acceder a retribución adicional por disponibilidad.
- Almacenamiento: Tecnología especialmente beneficiada, ya que combina flexibilidad con capacidad firme y encaja directamente en el objetivo del mecanismo.
- Hidrógeno: Se reconoce explícitamente como tecnología elegible, lo que refuerza el caso de negocio para proyectos en desarrollo.
- Red Eléctrica: Asume nuevas responsabilidades de planificación y gestión del mecanismo, con impacto en sus procesos operativos.
- Consumidores industriales: El coste del mecanismo se repercutirá en el sistema eléctrico, con posible impacto en tarifas de acceso a medio plazo.
¿A quién afecta?
- Productores eléctricos con tecnología firme o flexible (gas, cogeneración, hidráulica gestionable): pueden participar en subastas y obtener retribución adicional por disponibilidad.
- Operadores de almacenamiento energético (baterías, bombeo): tecnología prioritaria del mecanismo, con alta elegibilidad en subastas.
- Inversores en nuevas plantas de generación firme, almacenamiento o hidrógeno: el mercado de capacidad mejora la viabilidad financiera de sus proyectos.
- Desarrolladores de proyectos de hidrógeno: reconocidos explícitamente como tecnología elegible, lo que abre una nueva vía de ingresos regulados.
- Red Eléctrica (REE): como operador del sistema, asume la gestión y planificación del mecanismo de subastas.
- CFOs y directores de inversión de utilities y fondos de infraestructuras: el mecanismo altera los modelos financieros de proyectos energéticos en España.
- Grandes consumidores industriales: el coste del mecanismo se socializa en el sistema, con potencial impacto en peajes y tarifas.
Ejemplo práctico
Un promotor que tenga en desarrollo una planta de almacenamiento por baterías de gran escala en la península ibérica se enfrenta actualmente a un problema de bancabilidad: los ingresos del mercado mayorista de energía son volátiles y no permiten garantizar el retorno de la inversión a un banco financiador.
Con el nuevo mercado de capacidad, ese promotor puede acudir a una subasta principal plurianual —con el periodo de desfase que permite construir la planta antes de que comience el periodo de prestación— y obtener un derecho de cobro por su disponibilidad garantizada. Ese ingreso regulado y predecible actúa como «colchón» financiero que complementa los ingresos del mercado de energía, mejora la cobertura del servicio de la deuda y hace el proyecto bancable.
Si la planta no cumple su obligación de disponibilidad durante el periodo de prestación, queda expuesta a penalizaciones contractuales del mecanismo. Por eso, la gestión operativa y el mantenimiento preventivo pasan a ser críticos, no solo para la eficiencia, sino para no perder el derecho de cobro.
¿Qué deben hacer las empresas ahora?
- Evaluar la elegibilidad de tus activos: Determina si tus plantas o proyectos (almacenamiento, gas, hidrógeno, hidráulica gestionable) cumplen los requisitos técnicos para participar en las subastas de capacidad.
- Revisar los modelos financieros de proyectos en desarrollo: Incorpora el ingreso potencial del mercado de capacidad en los flujos de caja proyectados para mejorar la bancabilidad ante entidades financiadoras.
- Seguir el calendario de subastas que publique Red Eléctrica: Las subastas principales plurianuales y las de ajuste anuales tendrán plazos de presentación de ofertas. Perder una convocatoria puede suponer esperar al siguiente ciclo.
- Analizar la obligación de disponibilidad aplicable a tu tecnología: La diferenciación por vida útil implica condiciones distintas según el tipo de activo. Conocer tus obligaciones antes de ofertar es crítico para evitar penalizaciones.
- Coordinar con Red Eléctrica si eres operador del sistema o tienes activos con impacto en la planificación de la red, dado que REE asume nuevas responsabilidades de gestión del mecanismo.
- Monitorizar el desarrollo reglamentario: La Orden establece el marco general; es previsible que se publiquen disposiciones de desarrollo con los detalles técnicos de las subastas, requisitos de participación y penalizaciones.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el indicador LOLE y por qué ha activado este mecanismo?
El LOLE (Loss of Load Expectation) mide las horas esperadas al año en que el sistema eléctrico no puede cubrir la demanda con los recursos disponibles. La CNMC ha fijado un estándar máximo de 1,5 horas. Los análisis NRAA (nacional) y ERAA (europeo) han detectado que el sistema eléctrico peninsular español supera ese umbral, lo que ha justificado la creación del mercado de capacidad mediante la Orden TED/966/2026.
¿Qué tecnologías pueden participar en las subastas del mercado de capacidad?
La Orden TED/966/2026 orienta el mecanismo hacia tecnologías firmes y flexibles: almacenamiento energético (baterías, bombeo), gas y hidrógeno. También pueden participar otras tecnologías gestionables que aporten capacidad firme al sistema. La obligación de disponibilidad se diferencia por tecnología según su vida útil.
¿Qué diferencia hay entre las subastas principales y las subastas de ajuste?
Las subastas principales son plurianuales e incluyen un periodo de desfase que permite a los inversores construir nuevas plantas antes de que comience el periodo de prestación del servicio. Las subastas de ajuste son anuales y sirven para cubrir imprevistos o necesidades de capacidad que no quedaron cubiertas en las subastas principales.
¿Qué es el «missing money» y cómo lo resuelve este mecanismo?
El «missing money» es el déficit de ingresos que sufren las plantas de generación firme cuando el auge de las renovables deprime los precios del mercado mayorista de energía, haciendo inviable recuperar los costes fijos. El mercado de capacidad lo resuelve creando un derecho de cobro adicional al precio de la energía: los adjudicatarios reciben una retribución por su disponibilidad garantizada, independientemente de cuánto generen o del precio de mercado.
¿Cuándo entra en vigor el mercado de capacidad y qué papel tiene Red Eléctrica?
El mecanismo entra en vigor el 17 de septiembre de 2026, fecha de publicación de la Orden TED/966/2026 en el BOE. Red Eléctrica, como operador del sistema eléctrico peninsular, asume la responsabilidad de planificación y gestión del mecanismo de subastas, incluyendo la determinación de las necesidades de capacidad y la convocatoria de las subastas.
Fuente oficial
Consultar normativa completa en fuente oficial
Aviso: Este artículo tiene carácter meramente informativo y no constituye asesoramiento legal. Para decisiones específicas, consulte a un profesional cualificado. Fuente: https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2026-19329
