España entró en la cuenta regresiva para activar su mercado de capacidad y, a casi un mes de la publicación de la Orden TED/966/2026, el sector continuó pendiente de las primeras convocatorias, los procedimientos de operación y las condiciones definitivas para ofertar potencia firme.
Entre las incógnitas apareció una especialmente sensible para la demanda: ¿podrán los agregadores independientes participar desde la primera subasta?
El mecanismo, aprobado el 17 de septiembre tras siete años de tramitación, abrió la contratación a generación, almacenamiento y consumo flexible mediante tres modalidades: subastas principales, de ajuste y transitorias. Estas últimas permitirían cubrir las necesidades de firmeza hasta el inicio de los contratos de la primera adjudicación principal, mientras las nuevas inversiones podrían acceder a remuneraciones de hasta 15 años y la demanda a periodos de entre uno y diez años.
Sin embargo, el calendario de implementación podría convertirse en una barrera de entrada para uno de los participantes que el propio diseño buscó incorporar.
Así lo advirtió Álvaro Fuentes Postigo, representante de RD-ES, en diálogo con Energía Estratégica:
“Tienen que regular definitivamente la figura del agregador independiente y acto seguido publicar la convocatoria de la primera subasta del mercado de capacidad, y no al revés”.
La advertencia llegó mientras el sector evaluaba la posibilidad de que el mecanismo comenzara mediante adjudicaciones transitorias, destinadas a cubrir las necesidades del sistema antes de que entraran en vigor los compromisos de largo plazo. Aunque todavía no existía una fecha oficial, distintas expectativas sectoriales habían situado los primeros procesos durante el primer semestre de 2027.
El especialista también puso el foco en el orden de las primeras adjudicaciones, cuyo calendario oficial todavía estaba pendiente.
“Seguramente empezarán por transitorias, no empezarán por la principal. Eso no significa que sea malo, al contrario, creo que viene bien para que todo el sector se vaya acostumbrando”, sostuvo.
La preparación exigirá identificar consumidores capaces de modificar su demanda, evaluar sus instalaciones y determinar qué potencia podrán comprometer. La normativa estableció un mínimo de 1 MW firme para participar individualmente y habilitó la agrupación de recursos de menor tamaño, una vía especialmente relevante para industrias y consumidores distribuidos.
“Nosotros vamos a tener que ir con nuestros clientes, los consumidores eléctricos, y ver en qué medida sus instalaciones van a poder participar en el mercado de capacidad y eso necesita tiempo”, explicó.
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La Directiva europea de 2019 ya había reconocido la agregación independiente, pero España todavía debía completar las condiciones para su participación efectiva en los mercados eléctricos.
“Como no se permita al agregador independiente participar desde el principio, ese equilibrio entre generación, almacenamiento y demanda no se va a generar", advirtió.
La discusión sobre el acceso al mercado de capacidad también abrió un frente económico. RD-ES cuestionó los criterios de financiación adoptados por el Gobierno español, al identificar diferencias entre el tratamiento de la agregación independiente y el nuevo esquema de remuneración por potencia firme.
El antecedente se remontó al 3 de septiembre, cuando finalizó la consulta pública sobre la regulación de los agregadores. Según explicó el representante de RD-ES, la Secretaría de Estado de Energía había descartado mutualizar las compensaciones entre estos operadores y las comercializadoras, bajo el argumento de que el coste terminaría trasladándose al conjunto de los usuarios eléctricos.
“Lo que nos resulta muy llamativo dentro del grupo de trabajo es que quien va a financiar este mercado de capacidad son los consumidores de electricidad en sus facturas”, cuestionó.
La Orden TED/966/2026 estableció que el coste del mecanismo recaería sobre comercializadores y consumidores directos en el mercado, mediante precios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios. La metodología asignó mayor peso a las franjas de menor cobertura eléctrica, con el objetivo de incentivar el desplazamiento del consumo hacia momentos de mayor disponibilidad.
“Es contradictorio frente a lo que decían hace un par de semanas sobre la mutualización de la compensación entre agregador independiente y comercializadora”, afirmó.
El debate coincidió con una transformación acelerada del sistema eléctrico español. La potencia eólica superó los 33 GW y la fotovoltaica alcanzó más de 41 GW en 2025, frente a los aproximadamente 9 GW solares registrados a comienzos de 2019.
Esa expansión también se reflejó en la cartera de almacenamiento. Solo durante septiembre, el relevamiento de Energía Estratégica identificó diez expedientes BESS, con al menos 334,8 MW de potencia conocida, entre ellos los 150,8 MW de BESS FV La Puebla 3, en Huelva. Otros desarrollos, como Pegaso, de 31 MW, y Solaria-Tordesillas II, de casi 20 MW, avanzaron mediante procedimientos administrativos simplificados.
Mientras los promotores de baterías aprovecharon las nuevas facilidades para acelerar sus proyectos, los agregadores independientes continuaron pendientes de completar su habilitación operativa. La diferencia en los tiempos de preparación añadió otra variable a la futura competencia por potencia firme, aunque todavía faltaban las condiciones económicas que determinarían el atractivo de cada oferta.
Fuentes Postigo mantuvo una posición prudente respecto de los resultados que podría ofrecer el mecanismo.
“Para sacar conclusiones, hasta que no conozcamos, por ejemplo, el procedimiento de operación, que es fundamental, y luego la convocatoria de las primeras subastas, cualquier análisis puede conducir a error”, advirtió.