El Mercado de Capacidad (CM) proporciona a las baterías un flujo de ingresos predecible y contratado, pagado durante todo el año, a cambio del compromiso de aportar capacidad en periodos de máxima demanda. La subasta T-4 también permite a los promotores asegurar ingresos contratados hasta cuatro años antes del año de entrega, un factor que suele ser clave para financiar los proyectos.

Desde junio de 2025, el CM ha representado el 13 % de los ingresos de las baterías, porcentaje que aumenta al 22 % en los meses con menores ingresos de mercado, como ocurrió recientemente en febrero de 2026. En algunos inviernos, esta proporción puede crecer considerablemente. En el invierno de 2023/24, los ingresos del CM alcanzaron el 30 % de los ingresos totales.

Índice

• ¿Qué es el Mercado de Capacidad?
• Cómo funcionan las subastas del Mercado de Capacidad
• Precios de adjudicación del Mercado de Capacidad entre 2018/19 y 2029/30
• Factores de reducción: cómo la duración de las baterías determina la capacidad contratada
• Cómo calcular el valor de un contrato del CM para una batería
• Ciclo anual de participación: de la precalificación a la entrega
• Obligaciones de entrega, pruebas y sanciones
• Fuentes de datos clave
• Datos de referencia

¿Qué es el Mercado de Capacidad?

El Mercado de Capacidad de Gran Bretaña existe para resolver el problema del «dinero faltante». Sin un pago independiente por capacidad, el mercado corre el riesgo de invertir menos de lo necesario en la generación requerida para mantener la seguridad del suministro.

En un mercado eléctrico basado exclusivamente en la energía, los generadores solo obtienen ingresos cuando producen electricidad. Esto puede generar incentivos insuficientes para construir o mantener capacidad firme. El sistema necesita que estas centrales estén disponibles en caso de requerirse durante periodos de tensión, pero sus costes de operación hacen que no sea rentable utilizarlas salvo cuando los precios son elevados. Esto puede ocurrir con tan poca frecuencia que la central no resulte rentable. Por tanto, el objetivo del pago por capacidad es garantizar la viabilidad económica de la generación y que el sistema disponga de suficiente capacidad firme.

El CM paga a los proveedores de capacidad una tarifa fija por kilovatio de capacidad ajustada al año (£/kW/año) a cambio de estar disponibles durante el invierno. Los proveedores deben aportar la capacidad contratada cuando se les solicite durante un Evento de Tensión del Sistema. El año de entrega va del 1 de octubre al 30 de septiembre.

El CM es neutral en cuanto a tecnología. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), las centrales de gas de punta, la energía nuclear, la hidroeléctrica de bombeo, la respuesta de la demanda y las interconexiones compiten en las mismas subastas. Los pagos del CM se suman a la negociación mayorista, el Mecanismo de Balance y los servicios auxiliares dentro de las fuentes de ingresos de un BESS. Para obtener una visión general de cómo generan ingresos las baterías en estos mercados, consulta ¿Cómo genera ingresos un sistema de almacenamiento de energía en baterías?.

Cómo funcionan las subastas del Mercado de Capacidad

La capacidad firme describe un recurso teórico que proporciona un suministro eléctrico completamente constante e ininterrumpido. El Gobierno fija un objetivo sobre la cantidad de capacidad firme que considera necesario contratar. Los contratos del Mercado de Capacidad se adjudican mediante dos subastas anuales distintas, ambas celebradas en febrero o marzo y gestionadas por el organismo de ejecución EMR (EMR Delivery Body).

Cómo se determina el resultado de la subasta

El Mercado de Capacidad utiliza una subasta de reloj descendente con precio de liquidación uniforme. La subasta comienza con un precio máximo de 75 £/kW/año y el precio baja 5 £/kW/año en cada ronda. Los participantes permanecen en la subasta implícitamente mediante ofertas continuas o presentan ofertas de salida indicando el precio mínimo que aceptarían.

La mayoría de los activos existentes se clasifican como tomadores de precios; se considera que pueden operar con precios más bajos y deben retirarse cuando el precio sea igual o inferior a 25 £/kW/año. Los activos que demuestren necesitar mayores ingresos para ser viables económicamente se clasifican como formadores de precios y pueden mantenerse en la subasta hasta cualquier precio dentro del límite máximo.

La subasta se cierra en la ronda en la que la oferta restante cae por debajo de la curva de demanda publicada por la red. El precio final de adjudicación se establece mediante una coincidencia exacta, cuando la oferta y la demanda coinciden con precisión, o, mucho más habitualmente, mediante el algoritmo de bienestar neto, que calcula si a los consumidores les conviene más contratar una cantidad de capacidad ligeramente superior o inferior a la necesaria.

Subastas T-4

Las subastas T-4 se celebran cuatro años antes del año de entrega al que corresponden. Constituyen una señal temprana clave de inversión para los nuevos activos: los promotores pueden asegurar ingresos a largo plazo antes de comprometer capital. La T-4 funciona como una subasta de reloj descendente: el precio de adjudicación baja en incrementos de 5 £/kW en cada ronda hasta que la capacidad restante coincide con el objetivo del Gobierno. La subasta puede prolongarse varios días si no se adjudica el primer día.

Subastas T-1

Las subastas T-1 se celebran un año antes del año de entrega. Funcionan como un mecanismo complementario que ajusta la contratación a los cambios en las previsiones de demanda y a cualquier capacidad que haya cerrado o no haya superado la precalificación desde la T-4. Al igual que la T-4, la T-1 puede prolongarse varios días si no se adjudica el primer día. En ella predomina la capacidad existente, no la nueva.

Duración de los contratos

Los acuerdos plurianuales solo están disponibles en las subastas T-4; su duración depende del gasto de capital (CapEx) del proyecto. Los ganadores de las T-1 reciben acuerdos de un año, independientemente del CapEx.

El Gobierno introdujo el tramo de 9 años en 2024 para ofrecer a los proyectos de CapEx intermedio una vía para obtener acuerdos plurianuales. Se aplicó por primera vez en la subasta T-4 de 2029/30, celebrada en marzo de 2026. El tramo está disponible para proyectos nuevos y de rehabilitación que emitan menos de 100 g de CO2 por kWh, incluidos los de almacenamiento en baterías.

El DESNZ fija el umbral de 9 años en el punto medio entre los umbrales de 3 y 15 años, redondeado a las 5 £ más cercanas. Los umbrales aumentan con la inflación en cada ciclo de subastas.

Unidades del Mercado de Capacidad (CMU)

Cada participante en el CM registra una Unidad del Mercado de Capacidad (CMU), la entidad titular de un Acuerdo de Capacidad y obligada a suministrar energía durante un evento de tensión. Un emplazamiento puede registrarse como una única CMU agregada o dividirse en varias CMU, una por unidad de generación.

La división ofrece flexibilidad: distintas CMU pueden presentar ofertas para duraciones diferentes, mantener acuerdos para distintos años de entrega y transferir cada acuerdo por separado. Para dividir un emplazamiento, cada unidad de generación debe poder controlarse de forma independiente, disponer de medición que identifique por separado su producción y presentarse en una solicitud de precalificación distinta.

Requisitos para los acuerdos

Una CMU solo puede tener un Acuerdo de Capacidad activo a la vez y no puede volver a participar en subastas mientras esté sujeta a un acuerdo plurianual. Cuando vence un acuerdo de 15 años, la CMU pasa a ser una CMU existente, apta únicamente para acuerdos de un año.

Para volver a optar a un plazo plurianual, debe presentar una solicitud como CMU en rehabilitación y prever un CapEx que alcance el umbral correspondiente. En la práctica, el CapEx incremental de un emplazamiento existente suele quedar por debajo del umbral de 350 £/kW para un nuevo acuerdo de 15 años, ya que excluye la conexión a la red, el terreno, las obras civiles y otras infraestructuras fijas que ya existen.

Precios de adjudicación del Mercado de Capacidad entre 2018/19 y 2029/30

Los precios de adjudicación de las T-4 y T-1 reflejan dinámicas distintas de oferta y demanda. Los precios T-1 son más volátiles, responden al excedente o déficit de capacidad a corto plazo y a menudo tienen un componente político.

Alcanzaron un máximo de 75 £/kW para el año de entrega 2022/23 y bajaron a 5 £/kW para 2026/27 debido al de tecnologías gestionables como los BESS. Los precios T-4 subieron de 8,40 £/kW para el año de entrega 2021/22 a un máximo de 65 £/kW para 2027/28, antes de caer a 27,10 £/kW para 2029/30.