Un 'mercado de capacidad' de emergencia: así será el refuerzo 'anti apagones' que pagarán los consumidores en su factura
El apagón ocurrido el 28 de abril de 2025 dejó al descubierto dos vulnerabilidades críticas del sistema eléctrico español: por un lado, la fragilidad estructural que provocó la interrupción del suministro, y por otro, la insuficiente capacidad de la red para atender la creciente demanda de industrias, centros de datos, proyectos de energía renovable y nuevas construcciones residenciales.
Ante esta situación, el Gobierno ha anunciado dos medidas clave para subsanar ambas lagunas. La primera consiste en la puesta en marcha de un “mercado de capacidad”, una herramienta de emergencia que reunirá a grandes consumidores, plantas de generación y unidades de almacenamiento que se comprometan a ceder, de forma puntual, parte de la energía que consumen para reforzar la red cuando sea necesario. La segunda medida implica un aumento del 30 % en la inversión destinada a la mejora de la red de transporte eléctrico, pasando de los 13.600 millones de euros inicialmente previstos a 17.000 millones de euros para 2030.
Creación del mercado de capacidad y su funcionamiento
La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, explicó que el mercado de capacidad se activará a petición del operador del sistema, Red Eléctrica, y ofrecerá una remuneración a los participantes por aportar firmeza y flexibilidad a la red. Los participantes –generadores, almacenes y grandes consumidores– recibirán una compensación por inyectar energía o reducir su consumo cuando el operador lo requiera.
El coste de este mecanismo se repercutirá en la factura eléctrica de los consumidores, tal como señaló el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO): “La financiación del nuevo mercado de capacidad corresponde a la comercialización de electricidad y a los consumidores directos en el mercado”.
Para integrarse en el mercado, los agentes deberán presentar ofertas en subastas públicas organizadas según el volumen de potencia y el precio ofertado. Se contemplan tres tipos de subastas:
- Subasta principal: dirigida a instalaciones existentes y a nuevos proyectos de renovables, almacenamiento y demanda. Los contratos tendrán una duración de 1 a 15 años, según el tipo de inversión.
- Subasta de ajuste anual: orientada a instalaciones operativas que aporten capacidad adicional para cubrir necesidades coyunturales.
- Subasta transitoria: diseñada para garantizar la firmeza del sistema hasta el inicio del servicio adjudicado en la subasta principal.
Las subastas se convocarán anualmente y se ajustarán a las necesidades de firmeza que identifique Red Eléctrica.
En paralelo, el Gobierno ha revisado su planificación eléctrica a la luz de 2.566 alegaciones recibidas del sector y ha decidido destinar 17.000 millones de euros a la modernización de la red de transporte y distribución. Este incremento responde al crecimiento sostenido de la demanda, impulsada por la expansión de centros de datos, instalaciones industriales, proyectos de energías renovables con almacenamiento y nuevas promociones inmobiliarias.
Según los datos publicados, las solicitudes de conexión a la red se distribuyen de la siguiente manera: un 41 % corresponde a demandas de consumo, un 40 % a proyectos de generación y el 19 % restante a instalaciones de almacenamiento. El plan de inversiones definitivo eleva en un 52 % el número de proyectos cubiertos en la red de distribución, alcanzando aproximadamente 300 iniciativas. En la red de transporte, las demandas de consumo aumentan un 12 %, llegando a 162 proyectos, mientras que en los sectores ferroviario y portuario las solicitudes relacionadas con electrificación se disparan un 75 %, sumando 59 proyectos.
La ampliación prevista también contempla un aumento del 17 % en el número de subestaciones, que pasará a 193, y un incremento del 11 % en la longitud total de líneas eléctricas, que alcanzará los 6.706 km. Si se suman las redes de refuerzo existentes, la longitud total de la infraestructura llegará a 8.164 km.
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