Los mecanismos de capacidad (CRM) han emergido como instrumentos regulatorios fundamentales para garantizar la fiabilidad del suministro eléctrico en un contexto de transición energética acelerada. Estos mecanismos complementan los ingresos generados en los mercados de energía a corto plazo, proporcionando señales económicas estables que incentivan la inversión en activos flexibles capaces de respaldar la intermitencia de las energías renovables. En mercados “energy-only”, los precios volátiles y los techos regulatorios a menudo generan el conocido problema del “missing money”, desincentivando las inversiones necesarias para mantener la adecuación del sistema. Las opciones de fiabilidad (Reliability Options o RO) representan una de las soluciones más prometedoras, ya que minimizan las distorsiones en los mercados spot al activarse únicamente ante precios extremadamente altos que reflejan condiciones reales de escasez.
El diseño adecuado de estos mecanismos resulta crítico para la viabilidad financiera de activos renovables, almacenamiento y respuesta de la demanda. Lejos de ser un subsidio encubierto a tecnologías fósiles, los CRM modernos están evolucionando para integrar tecnologías limpias mediante coeficientes de firmeza (de-rating factors) que reconocen su contribución real a la seguridad del sistema. Este artículo analiza las lecciones aprendidas de experiencias internacionales en Colombia, Nueva Inglaterra, Irlanda, Italia y Bélgica, extrayendo recomendaciones prácticas para el caso español, donde el mercado de capacidad se encuentra en fase avanzada de desarrollo regulatorio con primera subasta prevista para 2026.
La integración masiva de energías renovables variables ha transformado radicalmente la dinámica de los mercados eléctricos. Las tecnologías solares y eólicas, con costes marginales cercanos a cero, desplazan a las plantas convencionales durante gran parte del año, reduciendo significativamente las horas de operación de las tecnologías flexibles necesarias para equilibrar el sistema. Este efecto “cannibalización” de precios, combinado con límites regulatorios en los precios máximos (lejos del Value of Lost Load o VOLL), impide que los generadores recuperen sus costes fijos de inversión a través de los mercados de energía. El resultado es una señal de inversión insuficiente que compromete la fiabilidad a largo plazo.
Estudios recientes demuestran que este problema no es transitorio sino estructural. A medida que aumenta la elasticidad de la demanda y se generaliza el almacenamiento, la distinción entre periodos de escasez y periodos de precios elevados se difumina. Los mecanismos de capacidad basados en opciones de fiabilidad abordan este desafío al crear un contrato a largo plazo que transfiere el riesgo de precios extremos desde los consumidores a los generadores, a cambio de una prima fija. Esta prima proporciona ingresos predecibles que mejoran el perfil financiero de los proyectos, reduciendo su coste de capital y facilitando el acceso a financiación.
Los activos renovables puros tradicionalmente han tenido limitada participación en los CRM debido a sus bajos factores de firmeza. Sin embargo, los diseños regulatorios avanzados están incorporando fórmulas que reconocen el valor del “firm supply” cuando se combina con almacenamiento. Un parque solar hibridado con baterías puede alcanzar de-rating factors significativamente superiores, convirtiendo al almacenamiento no solo en un activo de arbitraje sino en un proveedor de servicios de capacidad. Esta evolución regulatoria es especialmente relevante para España, donde el PNIEC establece objetivos ambiciosos de almacenamiento que requieren marcos retributivos complementarios al mercado energético.
La experiencia italiana y belga demuestra que los diseños de RO pueden adaptarse para incentivar la participación de renovables sin distorsionar el mercado. En Italia, la liquidación en múltiples mercados de referencia (day-ahead, intraday y balancing) permite que tecnologías con diferente grado de flexibilidad compitan en igualdad de condiciones. Esta aproximación reduce el riesgo para activos inflexibles mientras mantiene incentivos adecuados para recursos rápidos. Para proyectos renovables, la clave reside en calcular correctamente los coeficientes de firmeza basados en datos históricos de correlación con periodos de estrés del sistema, evitando tanto la sobrevaloración como la infravaloración de su contribución real.
Colombia fue pionera en la implementación de Reliability Options en 2006, diseñando un sistema que ha evolucionado significativamente tras la crisis de El Niño de 2015-2016. La experiencia colombiana demostró la importancia crítica de una correcta indexación del precio de ejercicio (strike price). Cuando el precio de ejercicio se indexó únicamente al fuel oil internacional sin considerar la evolución de los costes locales, numerosas plantas térmicas incurrieron en pérdidas durante periodos de activación, desincentivando su disponibilidad. Esta lección ha sido incorporada en diseños europeos posteriores.
El mercado de ISO-NE en Nueva Inglaterra evolucionó desde un sistema de RO básico hacia el actual “Pay-for-Performance”, incorporando fuertes penalizaciones explícitas por incumplimiento. Esta reforma respondió a la constatación de que la mera liquidación financiera de la opción no generaba incentivos suficientes para mantener disponibilidad real durante eventos de escasez. El esquema actual combina una prima de capacidad con penalizaciones que pueden multiplicar varias veces el valor de la prima anual, creando un fuerte alineamiento entre intereses privados y seguridad del sistema.
Irlanda implementó un sofisticado sistema de “multi-reference market” que liquida las RO según el segmento de mercado en el que se casó la energía: day-ahead, intraday o balancing. Esta aproximación aborda la incertidumbre sobre el tipo de escasez que predominará en el futuro, al tiempo que proporciona cobertura financiera directa a los consumidores. El regulador irlandés decidió vincular la liquidación descubierta a un Administrative Scarcity Price que alcanza hasta el 25% del VOLL, reforzando la señal económica sin distorsionar el funcionamiento normal del mercado.
Italia y Bélgica adoptaron enfoques diferentes que ilustran el equilibrio entre objetivos regulatorios. Mientras Italia sigue un modelo similar al irlandés con liquidación por mercado de casación (aunque con precio administrativo para volúmenes no casados), Bélgica optó por un único mercado de referencia (day-ahead) y un precio de ejercicio calculado inicialmente mediante análisis econométrico de precios históricos. La crisis energética de 2022 puso en evidencia las limitaciones de este último enfoque, obligando a una reformulación que separa el precio de ejercicio en componente fijo y variable actualizado a posteriori.
El diseño del mercado de capacidad español, actualmente en fase de análisis de alegaciones tras la consulta pública de diciembre de 2024, debe incorporar las lecciones internacionales para maximizar su efectividad. La neutralidad tecnológica anunciada es un principio correcto, pero su implementación práctica mediante coeficientes de de-rating será decisiva. Estos coeficientes deben reflejar no solo la disponibilidad histórica sino también la correlación de cada tecnología con los periodos de mayor estrés del sistema ibérico, caracterizado por sequías, bajas velocidades de viento y picos de demanda estival.
La definición del precio de ejercicio representa uno de los mayores desafíos. Siguiendo las mejores prácticas internacionales, debería basarse en los costes variables de una unidad de referencia de alta eficiencia (probablemente una turbina de gas de última generación) con una indexación robusta que incluya combustible, CO2 y costes de operación y mantenimiento. Esta indexación debe actualizarse con frecuencia suficiente (mensual o trimestral) para evitar las distorsiones observadas en Colombia y Bélgica durante periodos de alta volatilidad de precios. Además, incorporar un precio mínimo que refleje costes de activación de demanda response mejoraría la neutralidad tecnológica.
El régimen de penalizaciones debe equilibrar incentivos fuertes con protección razonable contra riesgos incontrolables. La experiencia sugiere que un enfoque combinado de penalización explícita y precio administrativo de escasez ofrece los mejores resultados. El stop-loss o mecanismo de limitación de pérdidas debería fijarse en torno al 100-150% de la prima anual o, preferiblemente, como múltiplo del Cost of New Entry (CONE) utilizado en la subasta. Esta última aproximación garantiza mayor consistencia entre diferentes subastas y reduce el riesgo de comportamientos oportunistas.
Respecto a las obligaciones de seguimiento de carga (load-following), el regulador español debe decidir si adopta obligaciones fijas o variables. Las obligaciones variables, que ajustan el compromiso según la demanda real y la producción renovable no cubierta por RO, evitan penalizaciones ineficientes y “windfall profits” para la demanda. Sin embargo, añaden complejidad al settlement. La experiencia belga, que optó por obligaciones fijas ante preocupaciones de suficiencia, contrasta con el enfoque irlandés e italiano más orientado a la eficiencia económica.
Los desarrolladores de proyectos renovables e híbridos deben adoptar estrategias sofisticadas de participación en el mercado de capacidad. La diversificación de ingresos o revenue stacking en sistemas de almacenamiento BESS resulta esencial: mientras el mercado de capacidad proporciona ingresos estables y predecibles, los mercados de energía (diario e intradiario) y de servicios de flexibilidad (banda de regulación, terciaria) pueden generar rentas adicionales significativas. Los sistemas de almacenamiento BESS optimizados para arbitraje intradiario y prestación de reserva pueden complementar perfectamente su participación en el CRM.
La estructuración financiera de los proyectos debe incorporar los flujos esperados de los CRM desde fase temprana. Los contratos de compraventa de energía (PPA) pueden rediseñarse para liquidarse únicamente hasta el strike price de la RO, facilitando su colocación entre consumidores industriales y comercializadores. Esta integración entre mecanismos de capacidad y contratos bilaterales reduce significativamente el riesgo de “basis risk” y mejora la bancabilidad de los proyectos. Los inversores institucionales, cada vez más presentes en el sector renovable español, valoran especialmente esta predictibilidad de ingresos.
El regulador español debe abordar específicamente la participación de plantas hibridadas, un aspecto señalado en las alegaciones a la consulta pública. La metodología de cálculo de firmeza para configuraciones solar+batería, eólica+batería o incluso solar+eólica+batería requiere fórmulas que reconozcan el valor incremental del almacenamiento sin generar incentivos perversos a sobredimensionar uno u otro componente. La experiencia de ISO-NE con su “Composite Storage Facility” puede servir de referencia.
Otra cuestión crítica es la coordinación entre el mercado de capacidad y los mecanismos existentes de retribución a renovables. Evitar doble contabilidad o incompatibilidades regulatorias resulta fundamental para no distorsionar las señales de inversión. El diseño final debería permitir que proyectos renovables con derecho a prima puedan participar en el CRM, reconociendo que la prima cubre principalmente el coste de inversión mientras el CRM remunera la disponibilidad y flexibilidad.
Los mecanismos de capacidad son como un seguro colectivo para el sistema eléctrico. Pagamos una prima anual para garantizar que siempre haya suficiente energía disponible cuando el sol no brilla, el viento no sopla o hay un pico inesperado de consumo. Para las energías renovables, que son baratas pero variables, estos mecanismos abren una nueva fuente de ingresos estable que hace más atractiva su construcción. En lugar de depender únicamente de vender energía cuando pueden producirla, las plantas renovables pueden obtener ingresos fijos por estar disponibles cuando el sistema realmente las necesita, especialmente cuando se combinan con baterías.
En España estamos diseñando este “seguro” para que funcione con todas las tecnologías sin favorecer a ninguna. Esto es importante porque nos permite avanzar hacia un sistema más limpio sin arriesgar el suministro eléctrico. Si se diseña correctamente, beneficiará a consumidores, inversores y al medio ambiente al hacer viables los proyectos de almacenamiento que necesitamos para integrar más energía solar y eólica. El éxito dependerá de encontrar el equilibrio adecuado entre coste y seguridad, aprendiendo de lo que ya ha funcionado y fallado en otros países.
El éxito de los CRM basados en RO dependerá críticamente de tres parámetros de diseño: (i) la robustez de la fórmula de indexación del strike price, que debe incorporar mensualmente la evolución de costes de gas, CO2 y O&M de la unidad de referencia; (ii) la metodología de cálculo de de-rating factors que integre adecuadamente la correlación temporal entre producción renovable y periodos de escasez ibéricos; y (iii) el esquema de penalizaciones que combine incentivos explícitos con stop-loss calibrado respecto al CONE. La experiencia de 2022 en Bélgica confirma que enfoques econométricos basados en precios históricos fallan bajo regímenes de alta volatilidad, recomendando volver a metodologías basadas en costes variables de tecnologías de respaldo a través de un riguroso modelado económico y financiero.
Para maximizar la contribución de almacenamiento y renovables hibridados, el regulador debería considerar implementar obligaciones de seguimiento de carga (load-following) combinadas con un mercado de referencia múltiple similar al irlandés. Esto minimizaría ineficiencias en periodos de alta generación renovable no cubierta por RO y reduciría el riesgo de “missing money” residual. Adicionalmente, la introducción de un Administrative Scarcity Price escalonado hasta el VOLL en el mercado de balancing fortalecería las señales económicas sin necesidad de penalizaciones excesivamente punitivas. La primera subasta de 2026 servirá como prueba de estrés del diseño final: su éxito en atraer inversión en nueva capacidad firme a precios competitivos determinará la eficacia del mecanismo para acompañar la descarbonización del mix eléctrico español.
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