El problema: la "energía firme" desaparece
En el mercado eléctrico tradicional, las centrales se remuneraban exclusivamente por la energía que producían (€/MWh). Mientras hubo abundantes ciclos combinados de gas funcionando como base, el sistema tenía margen de reserva natural.
Con el avance acelerado de renovables variables y el cierre de las centrales de carbón (2020) y las centrales nucleares (cierre programado 2027–2035), la potencia firme disponible en momentos críticos disminuye. Una semana de invierno con poca eólica, poco sol y demanda alta exige tener gas y/o hidráulica disponibles aunque solo se usen 100 horas al año.
El problema económico: una central de gas que funciona solo 100 horas al año no recupera costes solo con ingresos del mercado mayorista. Sin un pago adicional, el inversor cierra la planta. Si todos los inversores hacen lo mismo, el sistema se queda sin reservas.
Qué es un mercado de capacidad
Un mercado de capacidad o mecanismo de capacidad paga a recursos firmes por estar disponibles, no por producir. Es un seguro:
- El operador del sistema (REE) hace una previsión de necesidades para los próximos años.
- Se subasta la capacidad necesaria a la baja: los recursos compiten por ofrecer disponibilidad al menor precio (€/MW·año).
- Los ganadores se comprometen a estar listos cuando se les requiera durante los años del contrato.
- Si no responden a las llamadas, hay penalizaciones.
El coste se traslada finalmente a la factura eléctrica como cargo regulado.
Quién puede participar
El mecanismo español es tecnológicamente neutro. Pueden competir:
- Ciclos combinados de gas: el caso evidente. Su rentabilidad depende de estos pagos.
- Centrales hidráulicas con embalse: gestión de reserva.
- Almacenamiento BESS: una batería de 4 horas puede cubrir picos críticos.
- Plantas renovables con almacenamiento: hibridación.
- Gestión de demanda: industrias que se comprometan a reducir consumo cuando se les avise.
- Interconexiones: capacidad de importar de Francia o Portugal.
La neutralidad tecnológica es uno de los pilares del visto bueno europeo. Si el mecanismo favoreciera al gas, no se habría aprobado.
Cuánto cuesta
El presupuesto inicial autorizado es de aproximadamente 1.000-1.500 millones de euros anuales para todos los recursos seleccionados. La cifra exacta depende de las subastas y de la potencia adjudicada.
El impacto en la factura del consumidor doméstico tipo (2.500 kWh/año) se estima inicialmente entre 15 y 35 € al año. Para grandes consumidores industriales, el impacto absoluto es mucho mayor pero relativo a su consumo similar.
Críticas y debate
Los grupos ecologistas y algunas plataformas de consumidores han criticado el mecanismo por varias razones:
- "Pagar al gas dos veces": las gasistas ya cobran por la energía que venden caro en horas críticas. Pagarles además por estar disponibles podría ser doble retribución.
- Posible retraso al cierre de centrales contaminantes: si el gas se vuelve rentable solo con pagos por capacidad, su cierre podría posponerse.
- Falta de transparencia en las previsiones de necesidad: si REE sobreestima la necesidad, el sistema pagará más capacidad de la necesaria.
Las defensas habituales:
- Es la única forma de garantizar suministro sin sobre-instalación masiva de renovables (mucho más cara que un mecanismo de capacidad bien diseñado).
- El mercado mayorista solo no remunera la firmeza porque los precios pico se diluyen al haber renovables baratas marginando.
- Otros países europeos (Reino Unido, Francia, Bélgica, Italia, Polonia) llevan años con mecanismos similares.
Diferencias con el servicio de interrumpibilidad
España ya tenía un mecanismo previo: el servicio de interrumpibilidad, que paga a grandes industrias por estar dispuestas a cortar su consumo en emergencias. Es un instrumento de gestión de demanda, no de capacidad firme de generación.
El mecanismo de capacidad nuevo no sustituye al de interrumpibilidad; lo complementa. La interrumpibilidad reduce demanda; el mecanismo de capacidad asegura oferta.
Calendario
- Aprobación de la Comisión Europea: 2024.
- Primera subasta: prevista para 2025.
- Duración de contratos: 1 a 15 años según tecnología (los nuevos proyectos firmes pueden recibir contratos de hasta 15 años para amortizar inversión).
- Primera entrega de servicios: a partir de 2026.
Para entender el papel del almacenamiento como recurso firme, consulta la guía sobre [almacenamiento BESS](/guias/almacenamiento-bess-espana). Para los cierres nucleares programados, [cierre nuclear 2027-2035](/guias/cierre-nuclear-2027-2035).