El 17 de septiembre de 2026 el BOE publicó la Orden TED/966/2026, que crea el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular. Entró en vigor al día siguiente.
Dicho en una línea: a partir de ahora el sistema no solo paga por producir electricidad. También paga por estar disponible cuando hace falta.
Qué es el mercado de capacidad
El sistema eléctrico español tiene un problema que ya hemos contado en este blog: a mediodía sobra electricidad hasta el punto de regalarla, por la noche falta, y casi no hay almacenamiento para llevar una a la otra. Cuando se va el sol y sube la demanda, alguien tiene que estar ahí.
El mercado de capacidad es la forma de asegurarlo. Se calcula cuánta potencia firme necesita el sistema para cubrir la demanda en los peores momentos y se contrata mediante subastas. Quien gana se compromete a estar disponible y cobra por ello un pago mensual fijo por megavatio. Si luego no está cuando se le necesita, paga por el incumplimiento.
Las subastas son a sobre cerrado y cada adjudicatario cobra lo que ofertó, lo que se conoce como pay as bid. Habrá subastas principales, subastas de ajuste y, mientras todo arranca, unas subastas transitorias de carácter anual para cubrir el hueco. Red Eléctrica las administra y la CNMC las supervisa.
Los contratos pueden llegar a 15 años para nueva inversión. Para instalaciones que ya existen son de un año, y para la demanda, de uno a diez.
Quién lo paga: al final, tu empresa
Esta es la parte segura. La orden financia el mercado con unos precios unitarios que pagan las comercializadoras y los consumidores que compran directamente en el mercado. Esos precios son un término de energía: se pagan por cada kilovatio hora, y son distintos según la tarifa y el periodo horario, igual que los peajes.
Las comercializadoras trasladan este tipo de costes a sus clientes, así que en la práctica tu empresa va a pagar el mercado de capacidad por cada kilovatio hora que consuma, tenga batería o no. Y cuánto le toque dependerá también de a qué hora consume.
Cuánto supondrá en la factura todavía no se sabe, porque depende de lo que salga de las subastas. Pero la pregunta ya no es si lo vas a pagar. Es si vas a estar solo en el lado que paga.
Quién puede cobrar, y el umbral que lo cambia todo
La orden reconoce cinco tipos de participantes: productores, titulares de almacenamiento, consumidores finales capaces de reducir su consumo cuando se les requiera, y dos clases de agregadores: los de demanda, comercializadoras incluidas, y los de producción y almacenamiento.
Hasta aquí parece que una fábrica con batería puede presentarse a la subasta y cobrar. Aquí está la letra pequeña.
Para participar por tu cuenta hace falta al menos 1 MW de potencia firme. Y potencia firme no es lo mismo que potencia instalada. Cada tecnología tiene un coeficiente de firmeza, entre 0 y 1, que mide con cuánta de su potencia se puede contar en los momentos críticos. La potencia firme es la instalada multiplicada por ese coeficiente.
Para las baterías, el coeficiente todavía no está fijado. La orden deja la metodología a un procedimiento de operación posterior y el valor a cada convocatoria, a propuesta de la CNMC. Las estimaciones que maneja el sector lo sitúan entre 0,27 y 0,70, y depende sobre todo de cuántas horas seguidas puede descargar la batería. Como referencia, en otros mercados europeos las baterías de dos horas reciben entre 0,14 y 0,44.
Haz la cuenta con una batería de 1 MW instalado:
Ver los datos en tabla
| Coeficiente de firmeza | MW firmes de 1 MW instalado | MW instalados para llegar a 1 MW firme |
|---|---|---|
| 0,27 (estimación baja) | 0,27 | 3,7 |
| 0,70 (estimación alta) | 0,70 | 1,4 |
En ninguno de los dos casos llega al mínimo. Para entrar sola, una batería necesitaría entre 1,4 MW instalados, si el coeficiente sale alto, y 3,7 MW, si sale bajo. Eso es una batería de escala de red, no la de una nave.
La mayoría de las baterías de empresa, las que se instalan detrás del contador, no van a llegar solas al mercado de capacidad.
Por qué el agregador es la pieza que falta
La propia orden prevé ese caso. Las agregaciones se forman precisamente con instalaciones de menos de 1 MW firme cada una, y es el conjunto el que tiene que alcanzar el mínimo.
Aquí encaja otra norma de este año, el Real Decreto 88/2026, que reconoce la figura del agregador independiente: una empresa que agrupa baterías y consumos flexibles de muchos clientes y los presenta al sistema como si fueran uno solo.
Juntas, las dos normas dibujan el camino realista para una batería industrial. No entrar sola al mercado de capacidad, sino a través de un agregador que sume la tuya con la de otras empresas.
Lo que todavía no se sabe
Conviene ser claros, porque con esto es fácil vender humo:
- Las subastas no tienen fecha. La orden crea el marco. Las convocatorias llegarán después, mediante resolución.
- Los coeficientes de firmeza no están fijados, y de ellos depende cuánto vale en este mercado cada megavatio de batería.
- No se sabe a qué precio saldrán las subastas. Con pay as bid cada uno cobra lo que oferta, así que no habrá un precio de referencia hasta que haya resultados.
- Los incumplimientos se pagan. Quien se compromete a estar disponible y luego no lo está, paga. Para una batería que además trabaja para la fábrica, eso obliga a decidir qué parte de su capacidad se reserva para cada cosa y en qué horas. Ese reparto es la parte difícil de todo esto.
Cualquiera que hoy te ponga una cifra de ingresos por mercado de capacidad para la batería de tu empresa está adivinando.
Qué significa para una empresa que está pensando en una batería
Tres conclusiones, por orden de importancia.
La primera: una batería se sigue justificando por tu factura, no por el mercado de capacidad. Recortar los picos de potencia y mover consumo de las horas caras a las baratas es un ahorro que funciona desde el primer día, todos los días del año. Si una batería solo sale a cuenta contando con los ingresos de un mercado que aún no ha celebrado ninguna subasta, no sale a cuenta.
La segunda: lo que cambia es que ahora puede haber un ingreso encima del ahorro. Todavía no se puede contar con él, pero existe, y todo apunta a que en los próximos años el sistema va a necesitar más potencia firme, no menos.
La tercera, y la más práctica: si vas a instalar una batería, que quede preparada para poder agregarse. Medida y telemetría que un agregador pueda leer, un sistema de gestión capaz de reservar capacidad por franjas horarias, y un contrato que diga con claridad quién decide y quién cobra si algún día se participa. Nada de eso cuesta mucho si se piensa al diseñar. Añadirlo después, sí.
El mercado de capacidad no cambia por qué se pone una batería en una empresa. Cambia lo que conviene exigir cuando se pone.
Si tu empresa es un almacén frigorífico, hemos desarrollado qué gana con una batería y en qué orden de seguridad, y este mercado es solo el último peldaño.
De dónde salen estos datos
Todo lo que se dice aquí de la norma sale del texto de la Orden TED/966/2026, publicada en el BOE el 17 de septiembre de 2026: el umbral de 1 MW de potencia firme y las agregaciones (artículos 7 y 11), el pago según oferta (artículo 15), el papel de Red Eléctrica y la CNMC (artículos 17 y 18), la retribución mensual (artículo 20) y la financiación mediante un término de energía (artículos 30 y 31).
El rango de coeficientes de firmeza para baterías no está en la orden. Es una estimación del sector, recogida en el análisis de AleaSoft publicado el 27 de agosto de 2026. Sobre el agregador independiente, ver el análisis del Real Decreto 88/2026 en el mismo medio.
La cuenta del umbral es nuestra: 1 dividido entre 0,70 da 1,4, y 1 dividido entre 0,27 da 3,7. Cualquiera puede rehacerla.