Art. [preambulo]
En vigor desde 18 sept 2026
I
La transición energética del sistema eléctrico español se constituye como una de las palancas imprescindibles para lograr el cumplimiento de los objetivos de descarbonización a los que se ha comprometido el Reino de España.
La necesaria integración de renovables en el mix eléctrico, reflejada en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030, y refrendada en la actualización del PNIEC 2023-2030, permitirá pasar de un modelo tradicional de producción de energía eléctrica basado en fuentes convencionales a un modelo de generación a partir de fuentes de origen renovable libre de emisiones, lo que en combinación con otros instrumentos de transformación tales como la electrificación de los usos finales de la energía o la eficiencia energética, permitirán cumplir con los grandes objetivos de reducción de emisiones antes referidos.
Pero, además, esta integración de renovables no se constituye como un mero proyecto de transformación previsto para un determinado horizonte temporal futuro, sino que ya se erige como una auténtica realidad en la configuración del mix de producción de energía eléctrica a nivel nacional. Buen ejemplo de ello es el incremento de la capacidad instalada en renovables observada en los últimos años, tanto en tecnología eólica (superando los 33 GW de potencia instalada) como, sobre todo, en fotovoltaica (con un incremento superior al 360 % en apenas seis años, pasando de los apenas 9 GW a principios de 2019 a más de 41 GW en 2025), lo que ha supuesto, entre otros aspectos, que el porcentaje de generación a partir de fuentes de origen renovable superara por primera vez el 50 % de la producción total en España en 2023, y que en 2024 se alcanzara un máximo histórico del 56,8 % de producción con estas tecnologías.
No obstante lo anterior, esta incorporación decidida y necesaria de instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovable en el sistema eléctrico nacional requiere de otras medidas normativas de apoyo para garantizar la existencia de suficientes fuentes de respaldo y flexibilidad que permitan garantizar la seguridad de suministro.
En este sentido, en noviembre de 2023, Red Eléctrica de España publicó un análisis nacional de cobertura (NRAA, por sus siglas en inglés), de conformidad con lo establecido en el artículo 24 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, en el que se analizaban las necesidades de cobertura en diferentes horizontes temporales (hasta 2030) y en el que se pone de manifiesto la necesidad de contar con dichas medidas normativas para cubrir las necesidades de demanda estimadas en dichos horizontes temporales.
En particular, empleando como indicador de la cobertura de la demanda el número de horas esperadas con energía no suministrada (LOLE, por sus siglas en ingles), el informe anterior pone de manifiesto la existencia de unos valores de 6,26 horas en 2025, 4,76 horas en 2027 y 2,34 horas en 2030. Todos ellos resultan superiores al estándar de fiabilidad previsto en la Resolución de 7 de julio de 2025, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los valores del valor de carga perdida y el estándar de fiabilidad, de conformidad con lo previsto en el Reglamento (UE) 2019/943, del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad., donde se establece un estándar de fiabilidad de 1,5 horas, valor obtenido por aplicación de la Decisión 23/2020, de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía, por la que se establece la metodología para el cálculo del valor de carga perdida, el coste de nueva entrada y el estándar de fiabilidad.
A una conclusión similar se puede llegar empleando como herramienta de justificación del presente mercado de capacidad, el análisis europeo de cobertura (ERAA, por sus siglas en inglés), elaborado por el ENTSO-e y aprobado por ACER en mayo de 2024, donde se identifican unos valores de LOLE de 5 horas y 4,5 horas en 2025 y 2028, respectivamente, superiores al estándar de fiabilidad señalado.
Complementariamente al análisis europeo de cobertura ERAA 2024, Red Eléctrica de España publicó un análisis nacional de cobertura (NRAA, por sus siglas en inglés) en octubre de 2025, analizando las necesidades de cobertura para los años 2028 y 2030 y aportando unos resultados de horas esperadas con energía no suministrada (LOLE) de 4,08 horas en 2028 y 2,41 horas en 2030, ambos superiores al estándar de fiabilidad de 1,5 horas ya citado.
Así, con carácter general, se considera necesario el despliegue de un mecanismo de capacidad en un determinado sistema eléctrico cuando del resultado de los análisis y simulaciones de cobertura se desprende un «LOLE» (en número de horas) superior al estándar de fiabilidad.
Las razones que explican esta situación del estrés del sistema eléctrico son varias. Así, el actual contexto de mercado no permite viabilizar las nuevas inversiones en nuevas tecnologías firmes y flexibles, ya que a pesar de que los ingresos por arbitraje se han venido incrementando en los últimos tiempos por efecto del incremento de la volatilidad en los mercados, y de que se han venido eliminando barreras para que las tecnologías de almacenamiento puedan participar en todos los segmentos de mercado, lo cierto es que sigue existiendo un «missing money» (término empleado por la literatura económica para referirse a este fenómeno habitual en los mercados energéticos) que impide el acometimiento de estas inversiones, imprescindibles ya no solo desde la perspectiva de la seguridad de suministro, sino desde la propia necesidad de integración de renovables, ya que sin estas tecnologías no resultará posible abordar con éxito los ambiciosos objetivos de renovables a nivel nacional.
El análisis anterior, particularizado para el caso español, no es sin embargo único ni extraordinario en el seno de la Unión Europea. Prueba de ello es que muchos de los principales países del entorno cuentan precisamente con un mecanismo de capacidad que permite dar solución eficaz a los problemas de seguridad de suministro que pudiesen detectarse como consecuencia de análisis nacional de cobertura.
Continuando con la vía procedimental planteada por el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, tras la elaboración de los análisis de cobertura antes mencionados, el Estado miembro elaborará un Plan de Implementación que recoja las principales barreras que impiden la resolución de los problemas de cobertura por medio de soluciones de «solo energía». A tal fin, en noviembre de 2023 se notificó a la Comisión Europea, de conformidad con el artículo 20 del referido reglamento, un plan de implementación que destacaba las interconexiones como el principal elemento de mejora para la consecución de un mercado interior de electricidad. En efecto, entre otros beneficios, las interconexiones permiten explotar las complementariedades de los sistemas eléctricos vecinos, aprovechándose de las sinergias y mitigando los problemas de suministro, ya que se logra reducir el número de eventos «de estrés» para el sistema, muchos de ellos marcados por una naturaleza inherentemente estocástica.
Si bien la expansión y mejora de las interconexiones (principalmente con Centroeuropa) es una de las principales prioridades de política energética impulsada por el Gobierno, su despliegue real y efectivo requiere por lo general de horizontes de más largo plazo, por lo que esta no puede ser la solución, al menos en el corto y medio plazo, de los problemas de cobertura antes reflejados.
Todo lo anterior deriva en la necesaria aprobación de un mecanismo de capacidad, como instrumento normativo de apoyo específicamente diseñado para resolver los problemas de cobertura identificados en un determinado sistema eléctrico. Este es precisamente el objeto de esta orden ministerial; la aprobación de un mecanismo de capacidad en la forma de un mercado de capacidad que, dando cumplimiento a los requisitos y exigencias derivados de la normativa europea (tanto desde la perspectiva de su justificación como de los elementos de diseño que la integran), permita dar solución a los retos identificados en materia de seguridad de suministro.
II
El mecanismo de capacidad planteado por medio de esta orden ministerial se constituye como un mercado de capacidad, de ámbito peninsular, centralizado y basado en las necesidades de potencia firme identificadas en nudo único por el operador del sistema para los diferentes horizontes temporales establecidos.
En efecto, se trata de un mercado de capacidad centralizado en tanto que se pretenden cubrir, por medio de un procedimiento de concurrencia competitiva convenientemente diseñado, las necesidades de firmeza identificadas, subastando toda la capacidad firme necesaria. Este esquema de concurrencia competitiva previsto se organiza en torno a tres modelos de subasta.
Una primera, la principal, tendrá como objetivo contratar la capacidad firme identificada para un determinado horizonte de tiempo. Dicha subasta incluirá un periodo de desfase entre el momento de celebración de la misma y el momento en que los adjudicatarios de la subasta comiencen a prestar el servicio de capacidad, de tal forma que se disponga del tiempo suficiente para acometer los proyectos en caso de que los adjudicatarios correspondan a nuevas inversiones. Asimismo, la subasta principal incluirá un periodo de prestación del servicio de capacidad durante el cual los adjudicatarios obtendrán un derecho de cobro resultado de la subasta a cambio de una obligación de disponibilidad para el sistema eléctrico.
En relación con este periodo de prestación del servicio, y para evitar que este pueda beneficiar a unas tecnologías en detrimento de otras, se propone la fijación de periodos de prestación del servicio distintos relacionados con la vida útil equivalente para cada tipo de tecnología de referencia identificada. Estos periodos de prestación del servicio por tecnología de referencia se fijarán con anterioridad a la celebración de las subastas principales, de tal forma que los participantes en el mercado de capacidad conozcan las condiciones de contorno del servicio y puedan adaptar convenientemente sus ofertas en la subasta.
Adicionalmente, se prevé la celebración de subastas de ajuste de carácter anual que permitan resolver los problemas de cobertura que pudieran surgir de forma imprevista (desvío en las necesidades de cobertura de la demanda, frustración en algunos de los proyectos adjudicados en la subasta principal, etc.). Por su propia configuración, estas subastas movilizarán una reducida capacidad firme en relación con las subastas principales, donde se espera que se produzca la inmensa mayoría de la contratación de potencia firme requerida.
Las dos modalidades de subasta anteriores se encuentran reguladas en el artículo 7 de esta orden.
Finalmente, de forma extraordinaria y para resolver los problemas de cobertura entre el momento de la entrada en vigor de esta orden ministerial y el momento del inicio del periodo de prestación del servicio fijado por la subasta principal, se prevé en la disposición transitoria única la celebración de unas subastas transitorias, de carácter anual y que podrán tener celebración simultánea que permita satisfacer las necesidades de firmeza durante dicho periodo transitorio.
Por otro lado, para preservar el principio de neutralidad tecnológica establecido en el artículo 22 del Reglamento 2019/943, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, se establecerán coeficientes de firmeza que permitan comparar la aportación de firmeza real de unas tecnologías respecto de otras. Igualmente, estos ratios serán conocidos con anterioridad a la celebración de las distintas subastas y se basarán en la mejor previsión de la capacidad de respaldo prestada por las distintas tecnologías, pudiendo emplear para ello tanto datos históricos como previsiones para los diferentes horizontes de cobertura establecidos.
De esta forma, todas las tecnologías (generación, almacenamiento y demanda) para las que el mercado de capacidad tenga efecto incentivador real podrán participar en dichas subastas en igualdad de condiciones.
Igualmente, se ha juzgado conveniente no distinguir entre instalaciones existentes y nuevas inversiones, de tal forma que ambas puedan concurrir a las modalidades de subasta de capacidad principal y transitoria, incrementándose así la presión competitiva en las mismas. No obstante, y para evitar la aparición de ciertas rentas excesivas, en estas subastas podrán fijarse, además de un precio máximo de la curva aplicable a ambas tipologías de instalaciones –nuevas y existentes–, un precio inferior de reserva específico para las instalaciones existentes. Esta regulación no resulta novedosa en el ámbito europeo, habiendo sido convalidada por la Comisión Europea en su autorización al mercado de capacidad belga.
Por lo demás, para cada subasta se construirá una curva de potencia firme requerida elaborada a partir de las previsiones existentes para cada horizonte temporal y en función de las necesidades de cobertura identificadas por el operador del sistema a partir de los parámetros existentes, tales como el estándar de fiabilidad. El punto de encuentro entre la oferta y la demanda fijará la potencia firme contratada, adjudicándose por medio de una subasta en sobre cerrado y con un proceso de casación del tipo «pay-as-bid».
Se prevé la configuración de un mercado secundario, que incrementará la liquidez del mercado por la mayor flexibilidad que otorga dicho mecanismo a los agentes adjudicatarios de la subasta.
Las obligaciones de pago previstas en esta orden, junto con los correspondientes sistemas de verificación y cumplimiento detallados en el procedimiento de operación que la desarrolle, incentivarán la adecuada prestación del servicio por los proveedores del servicio de capacidad.
III
Esta orden ha sido elaborada teniendo en cuenta los principios de necesidad, eficacia, proporcionalidad, seguridad jurídica, transparencia, y eficiencia que conforman los principios de buena regulación a que se refiere el artículo 129.1 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.
La aprobación de esta orden cumple con el principio de seguridad jurídica, puesto que supone el desarrollo de la previsión contenida en el artículo 14.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, generando un marco normativo estable, claro y de certidumbre, que facilite su conocimiento y comprensión a los sujetos a los que afecta.
Igualmente, cumple con el principio de necesidad, dado que completa el marco normativo que permite dotar al sistema eléctrico de la necesaria potencia firme y flexible que garantice la seguridad de suministro a la vez que no limita, gracias a su flexibilidad, la penetración de renovables.
A su vez, esta norma cumple con el principio de eficacia dado que permite salvaguardar los objetivos de integración de renovables, constituyéndose como un instrumento de acompañamiento al despliegue de dichas tecnologías imprescindible, preservando la robustez del sistema y fomentando al mismo tiempo la entrada de nuevas inversiones en tecnologías de respaldo, en línea con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima.
Se adecua, asimismo, al principio de proporcionalidad, dado que la norma contiene la regulación imprescindible para atender la necesidad a cubrir, sin que existan otras medidas menos restrictivas de derechos o que impongan menos obligaciones y requisitos a los sujetos afectados por la presente disposición normativa para la consecución de los fines previstos en la misma.
En aplicación del principio de transparencia, en primer lugar, se ha sustanciado la correspondiente consulta pública previa, a través del portal web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, de conformidad con el artículo 26.2 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, cuyo plazo para formular alegaciones finalizó el 13 de septiembre de 2020. Además, y tal y como establece el artículo 26.6 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, esta orden ha sido sometida a una audiencia e información pública en el portal web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico entre el 19 de abril y el 12 de mayo de 2021. Posteriormente, fue sometida a un segundo trámite de audiencia e información pública entre el 18 de diciembre de 2024 y el 29 de enero de 2025, igualmente a través del portal web del citado ministerio.
Por último, es coherente con el principio de eficiencia, dado que esta norma no impone cargas administrativas innecesarias o accesorias.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 5.2 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, lo dispuesto en la presente orden ha sido objeto de informe por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con fecha 27 de julio de 2021.
Adicionalmente, durante la tramitación de esta orden ministerial, se ha recabado el informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico previsto en el artículo 26.5, párrafo cuarto, de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno; el informe de la Secretaría de la Comisión Ministerial de Administración Digital y de la Dirección General de Servicios del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico; el informe del Ministerio de Economía, Comercio y Empresa; y el Informe de la Oficina Española de Cambio Climático.
Mediante Acuerdo de fecha 14 de septiembre de 2026 la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado a la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a dictar la presente orden.
En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, y de acuerdo con el Consejo de Estado, dispongo:
Historial de versiones
Este artículo no ha sufrido modificaciones desde su publicación.
Tus anotaciones
Proeli/es/o/2026/09/15/ted966#preambulo-pr