S'aprova un nou mercat de capacitat clau per a la…

L’Ordre TED/966/2026 crea un nou mercat de capacitat per garantir que el sistema elèctric disposi de prou potència ferma quan la necessiti. El nou model substitueix progressivament l’antic esquema de pagaments per capacitat i obre la participació a bateries, generació, demanda flexible i agregadors, una peça clau per assegurar la transició energètica en un sistema cada vegada més renovable.

El sistema elèctric no només necessita produir prou energia al llarg de l’any: també ha de garantir que hi hagi potència disponible just quan la demanda ho requereixi, fins i tot en hores o períodes en què determinades instal·lacions poden funcionar poc i no recuperar els seus costos només venent electricitat. Per això existeixen els mecanismes de capacitat: remuneren la disponibilitat i la fermesa que el mercat d’energia, per si sol, pot no pagar suficientment. Durant dècades, bona part d’aquesta funció l’han assumit les centrals de gas —especialment els cicles combinats—, capaces d’entrar ràpidament en funcionament quan faltava producció d’altres tecnologies. La transició energètica obliga ara a substituir progressivament aquesta garantia basada en combustibles fòssils per un sistema en què bateries, emmagatzematge, demanda flexible i altres recursos baixos en carboni puguin aportar la mateixa seguretat de subministrament a un cost molt menor.

El nou mercat de capacitat, a més de garantir potència disponible, permet que les bateries també puguin competir en la prestació de serveis d’ajust. Segons Red Eléctrica, entre gener i setembre de 2026 els serveis d’ajust van costar 4.219 milions d’euros. Per això, l’entrada massiva de bateries que puguin assumir part d’aquests serveis d’ajust i també participin dels mercats de capacitat amb un cost molt menor és una prioritat del Govern.

Dit i fet, l’Ordre TED/966/2026, publicada al BOE el 17 de setembre, crea un nou mercat de capacitat per al sistema elèctric peninsular. Substitueix un règim de pagaments per inversió en capacitat de 2007 (derogat parcialment el 2018) per un sistema de subhastes competitives de potència ferma, on l’emmagatzematge i flexibilitat de la demanda competeixen amb les centrals convencionals de gas.

Pot semblar una regulació molt tècnica, però dona resposta a un dels riscos econòmics més importants de la transició energètica: el mercat de l’electricitat pot deixar de generar ingressos suficients per mantenir les inversions que el mateix sistema necessita per garantir flexibilitat i seguretat de subministrament.

La raó d’aquest risc és que el mercat elèctric remunera principalment l’energia produïda. Però en un sistema amb molta solar i eòlica això genera una paradoxa. Quan hi ha molta producció renovable, els preus baixen, sovint fins a zero o valors negatius. Quan desapareix la producció solar, en canvi, els preus poden augmentar ràpidament.

Les bateries són una resposta especialment útil a aquest problema: carreguen quan hi ha electricitat abundant i barata i descarreguen quan és més escassa i cara. D’aquesta manera redueixen els excedents renovables, ajuden a recuperar el valor de la fotovoltaica i suavitzen els pics de preu.

Però el seu propi èxit conté una contradicció: com més bateries hi ha, menor és la diferència de preus que permet obtenir ingressos amb l’arbitratge.

Una prospectiva elaborada per Renovem-nos a partir de les dades del mercat elèctric espanyol mostra precisament aquesta evolució. Amb les condicions observades durant el 2026, els primers GW de bateries poden trobar marges molt elevats i contribuir de manera important a recuperar el preu de les hores solars. A mesura que augmenta la capacitat d’emmagatzematge, però, les bateries eleven els preus de les hores barates i redueixen els de les hores cares. Aquest fet que és molt beneficiós pel consumidor és alhora molt contraproduent per a mantenir les inversions. El marge d’arbitratge es va comprimint i redueix els marges comercials de l’emmagatzematge.

Això implica que el mercat d’energia pot deixar de remunerar-les prou abans que el sistema hagi cobert totes les seves necessitats d’emmagatzematge i flexibilitat.

Aquest és el que en economia elèctrica es coneix com a missing money: instal·lacions que aporten un servei necessari per garantir el sistema poden no recuperar totes les inversions necessàries únicament amb els ingressos que obtenen venent electricitat.

Del vell sistema de pagaments per capacitat a un mercat competitiu

La necessitat de remunerar alguna cosa més que l’energia no és nova. L’Ordre ITC/2794/2007 ja va crear un sistema de pagaments per capacitat amb dos components: un servei de disponibilitat a mitjà termini i incentius a la inversió a llarg termini. L’objectiu ja era evitar que instal·lacions necessàries per garantir la cobertura deixessin d’estar disponibles perquè els ingressos del mercat no permetien recuperar els seus costos fixos.

Aquell model, però, estava pensat essencialment per a un sistema dominat per centrals convencionals. El servei de disponibilitat va ser suprimit el 2018 precisament perquè calia adaptar els mecanismes de capacitat al nou marc europeu, a la descarbonització, a l’electrificació de l’economia i a una participació més activa dels consumidors.

La TED/966/2026 culmina ara aquest canvi de model. El nou mecanisme ja no es basa en pagaments administrativament assignats a determinades centrals, sinó en subhastes competitives de potència ferma. El producte que es contractarà no serà energia, sinó la capacitat efectiva que cada recurs pot aportar al sistema quan sigui necessària, expressada en MW ferms.

Remunerar la disponibilitat, no només l’energia

El nou mercat podrà contractar mitjançant subhastes potència ferma per respondre davant possibles problemes de cobertura. Hi podran participar instal·lacions de generació, sistemes d’emmagatzematge i recursos de demanda, incloses agregacions de consum. La potència que cada tecnologia podrà oferir dependrà d’un coeficient de fermesa que reflectirà la seva disponibilitat real per contribuir a la cobertura del sistema.

Per tant, una bateria ja no dependrà exclusivament de comprar electricitat barata i vendre-la unes hores després més cara. A més dels ingressos que pugui obtenir als mercats d’energia i de serveis de balanç, podrà ser remunerada per posar a disposició del sistema una determinada potència ferma quan sigui necessària.

Per a les noves inversions en generació i emmagatzematge, els períodes de prestació es definiran per tecnologia i podran arribar fins a un màxim de quinze anys. Aquesta estabilitat d’ingressos pot ser especialment important per finançar inversions intensives en capital.

El canvi és substancial: el sistema deixa de confiar exclusivament en els senyals de preu del mercat d’energia per aconseguir totes les inversions que necessita.

La coexistència amb l’antic règim serà transitòria. La mateixa Ordre preveu que les instal·lacions que encara percebin pagaments per capacitat anteriors hagin de renunciar-hi si volen participar amb la mateixa potència en les noves subhastes.

Les bateries són necessàries, però no suficients

Un sistema amb molta producció renovable no es pot construir només afegint generació fotovoltaica i bateries. Necessita avançar simultàniament en electrificació, flexibilitat de la demanda, xarxes, emmagatzematge de diferents durades i mecanismes que remunerin adequadament la potència ferma i els serveis que necessita el sistema.

El mateix disseny del nou mercat apunta en aquesta direcció: no està reservat a les bateries. També la demanda flexible podrà competir per aportar fermesa al sistema. Una de les novetats més rellevants del nou mercat és que la fermesa ja no haurà de provenir necessàriament de grans centrals o instal·lacions d’emmagatzematge. L’Ordre permet també participar als agregadors de demanda, que podran reunir molts petits consumidors flexibles i oferir conjuntament la seva capacitat de reduir o desplaçar consum en les hores de més estrès del sistema. Això pot convertir recursos avui dispersos —processos industrials flexibles, climatització, recàrrega de vehicles elèctrics o altres consums gestionables— en una alternativa competitiva a construir nova potència de generació o emmagatzematge. El mercat de capacitat, per tant, no només remunera la disponibilitat: crea també un valor econòmic per a la flexibilitat de la demanda i reforça el paper que l’electrificació intel·ligent haurà de tenir en el nou sistema elèctric.

L’experiència de mercats més madurs com Gran Bretanya, Texas, Califòrnia o Austràlia mostra que aquest procés no és teòric. A mesura que augmenta l’emmagatzematge, primer es poden saturar alguns serveis auxiliars i després es redueixen progressivament les oportunitats d’arbitratge. El valor econòmic de les bateries es va desplaçant així des del simple diferencial horari de preus cap a un conjunt més ampli de serveis al sistema.

Un nou model econòmic per a un nou sistema elèctric

L’Ordre TED/966/2026 és important perquè adapta els mecanismes de capacitat a una realitat molt diferent de la que existia quan es van crear els primers pagaments per capacitat fa gairebé vint anys.

En un sistema dominat per combustibles fòssils, bona part de la remuneració de les centrals provenia de vendre energia. En un sistema amb una elevada penetració de fonts renovables de cost marginal molt baix, una part creixent del valor econòmic estarà associada a altres atributs: flexibilitat, disponibilitat, fermesa, emmagatzematge i capacitat de resposta.

El repte, a partir d’ara, serà dissenyar les subhastes perquè aquests serveis es remunerin suficientment per garantir les inversions necessàries, però evitant sobrecompensacions i mantenint la competència entre tecnologies.

Renovem-nos ha elaborat una prospectiva tècnica sobre l’evolució conjunta de la fotovoltaica i l’emmagatzematge fins al 2030, analitzant com l’entrada progressiva de bateries pot recuperar inicialment el valor de l’energia solar però també reduir progressivament els ingressos que obtenen les mateixes bateries, i quin paper pot tenir el nou mercat de capacitat per cobrir aquest missing money.