En mayo de 2026, la Comisión Europea aprobó el mecanismo de capacidad de España, otorgando hasta 9.000 millones de euros hasta 2036. Este mecanismo no remunerará la energía producida, sino la capacidad firme proporcionada por generadores y consumidores durante las horas pico.
El borrador de la propuesta del Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico (MITECO), publicado en 2024, establece factores de reducción de potencia para cada tecnología, pero para las nuevas tecnologías, como las baterías, estos factores siguen basándose en modelos, no en la experiencia operativa real.
El mecanismo ya debería de estar en marcha con la primera subasta anunciada, pero el Ministerio de Economía lo ha parado porque quiere conocer a fondo hasta dónde va a afectar dicha medida a los consumidores.
Un reciente informe de la consultora AFRY ha puesto el foco en el mecanismo de capacidad y no trae buenas noticias sobre un posible impacto de dicho mercado.
Un sobrecoste desorbitado
Según la consultora especializada en costes energéticos, un diseño ineficiente del mecanismo de capacidad puede costar a los consumidores más de 17.000 millones de euros durante la próxima década y media. La buena noticia: "que es evitable", dice la firma.
AFRY ha modelado dos escenarios para el diseño del mercado de capacidad: uno que solo considera el año de entrega de cada subasta, reflejando una perspectiva a corto plazo, y otro que anticipa cómo evolucionará el sistema a lo largo de la vigencia del contrato de capacidad, mostrando qué sucede al considerar una visión más amplia e integral.
La diferencia entre estos dos escenarios podría generar costos adicionales de hasta 4.000 millones de euros.
Uno de los fallos a tener en cuenta es el factor de-rating de las baterías de poca duración, de dos o 4 horas. AFRY lo que busca es que en España no suceda lo que ha pasado en Reino Unido o Polonia donde se ha generado un sobrecoste innecesario a los consumidores.
Ambos países arrancaron sus mecanismos de capacidad con de-ratings favorables al almacenamiento de más corta duración. Esto resultó en una avalancha de proyectos de baterías de corta duración que empujó fuera del mercado a parte de la capacidad existente.
Sin embargo, tan sólo unos pocos años después, cuando llegó la evidencia operativa, los operadores de los sistemas británico y polaco llegaron a la misma conclusión: esas baterías resultantes de los primeros mecanismos de capacidad no aportaban la firmeza asumida inicialmente. El de-rating polaco cayó del 95% al 13,4% en apenas dos años mientras el operador británico corregía de una manera similar la firmeza del almacenamiento de corta duración.
En ambos casos la corrección implicó nuevos ciclos de gas contratados de urgencia, planes ad hoc para almacenamiento de larga duración y servicios de balance adicionales procurados fuera del propio mecanismo de capacidad, con el coste correspondiente para el consumidor.
Posibles soluciones
Según la consultora, una de las claves para que no se dé este sobrecoste es la firmeza que aporta cada tecnología, porque todo depende del mix instalado en cada momento. Por ejemplo, cuanto más almacenamiento de corta duración haya, menor será su contribución marginal. "Nuestros modelos muestran que los de-rating del almacenamiento de corta duración se reducen drásticamente, hasta casi por 10, en tres o cuatro años. Por tanto, es importante que el de-rating calculado para las subastas considere la evolución del mix de capacidad y la firmeza de cada tecnología durante todo el contrato de capacidad resultante del mecanismo, es decir, durante los hipotéticos 10 años de duración del contrato y no solo del primer año", explica la firma.
Otra de las claves es que exista realmente neutralidad tecnológica. Además, la firma que dirige ahora en España, Ignacio Cobo, autor del informe, cree que la clave de todo está en separar firmeza estructural de flexibilidad. Reino Unido ha tardado seis años en abrir la consulta para dividir su mecanismo en diferentes productos para flexibilidad y firmeza, y Polonia ya lo estudia post-2030. "España haría bien en hacer esta distinción: una subasta para firmeza estructural (típicamente para ciclos combinados, almacenamiento de larga duración, y en su día, por qué no, hidrógeno) y otra para flexibilidad (más enfocada a baterías 2-6h, gestión de la demanda)", señala la firma.
Diseñar el mecanismo teniendo en cuenta cómo evolucionará el sistema durante la próxima década, en lugar de solo el primer año de cada subasta, podría reducir el coste acumulado de las subastas hasta en un 62 % en la próxima década. "La cuestión no es si tendremos que corregir el mecanismo más adelante, sino si preferimos hacerlo ahora o más tarde, a un coste mayor", explica la firma.
Anton Cortés
14/09/2026