Hace un a\u00f1o analizamos en nuestra newsletter<\/a> el nuevo dise\u00f1o del mecanismo de capacidad franc\u00e9s y el paso desde el sistema de certificados a un modelo centralizado gestionado por RTE. La primera subasta permite ahora observar c\u00f3mo este dise\u00f1o se traduce en resultados econ\u00f3micos.<\/p>\n Para el invierno 2026-2027 se contrataron 82,45 GW, con un precio de casaci\u00f3n de 28.183 \u20ac\/MW\/a\u00f1o y una remuneraci\u00f3n agregada de aproximadamente 1.394 millones de euros. El periodo de entrega comprende del 1 de noviembre de 2026 al 31 de marzo de 2027.<\/p>\n \u00bfC\u00f3mo se construye la demanda de capacidad?<\/strong><\/p>\n RTE no fija un volumen \u00fanico de capacidad a contratar, sino una curva de demanda el\u00e1stica.<\/p>\n La principal referencia es Cref, el volumen de capacidad certificada necesario para cumplir el criterio de seguridad de suministro. Para determinarlo, RTE parte de un escenario prospectivo de demanda y del parque el\u00e9ctrico esperado y ajusta la capacidad disponible hasta alcanzar dicho criterio. Para 2026-2027, este c\u00e1lculo da como resultado un Cref de 79 GW.<\/p>\n La segunda referencia es el CONE (Cost of New Entry), que representa el coste anual de disponer de nueva capacidad y se sit\u00faa en 60.000 \u20ac\/MW\/a\u00f1o. La curva se construye alrededor del punto (Cref, CONE): si la capacidad disponible es m\u00e1s escasa, el precio aumenta, reforzando la se\u00f1al para mantener o incorporar capacidad; si existe mayor disponibilidad, el precio disminuye. El mecanismo puede as\u00ed contratar un volumen superior o inferior a Cref en funci\u00f3n del precio de las ofertas recibidas.<\/p>\n Para 2026-2027, la curva se completa con un precio m\u00e1ximo de 72.000 \u20ac\/MW\/a\u00f1o y un rango de elasticidad entre Cmin = 78,5 GW y Cmax = 85,5 GW. De este modo, el volumen finalmente contratado puede situarse por encima o por debajo de Cref en funci\u00f3n del precio resultante de la subasta.<\/p>\n El dimensionamiento de la curva de demanda para 2026-2027 se basa en el escenario de consumo de \u00abdescarbonizaci\u00f3n lenta \u2013 objetivos p\u00fablicos no alcanzados\u00bb del Bilan pr\u00e9visionnel de RTE.<\/p>\n El dimensionamiento incorpora adem\u00e1s una contribuci\u00f3n transfronteriza de 14,25 GW, considerada impl\u00edcitamente al calcular las necesidades francesas de capacidad. El Cref ya tiene, por tanto, en cuenta la contribuci\u00f3n esperada de las interconexiones. El mecanismo reserva asimismo 4,7 GW para flexibilidades descarbonizadas, incluyendo bater\u00edas, bombeo y respuesta de la demanda.<\/p>\n La certificaci\u00f3n de la capacidad disponible<\/strong><\/p>\n Antes de participar, las instalaciones deben certificar su capacidad, de forma que los MW considerados reflejen su contribuci\u00f3n efectiva a la seguridad de suministro. Un MW instalado no equivale necesariamente a un MW certificado: RTE aplica coeficientes diferenciados seg\u00fan la tecnolog\u00eda y sus caracter\u00edsticas.<\/p>\n Para 2026-2027 se certificaron 2.164 entidades, equivalentes a 86,20 GW, de los cuales 86,05 GW fueron finalmente ofertados en la subasta. El cruce entre oferta y demanda se produjo en 82,45 GW y 28.183 \u20ac\/MW\/a\u00f1o. Se contrataron as\u00ed 3,45 GW por encima de Cref y los ciclos combinados de gas (CCGT) fueron la tecnolog\u00eda marginal.<\/p>\n Sin embargo, 28.183 \u20ac\/MW\/a\u00f1o no es la remuneraci\u00f3n de toda la capacidad contratada. Las capacidades existentes de generaci\u00f3n y almacenamiento est\u00e1n, por defecto, sujetas al PPI (Prix Plafond Interm\u00e9diaire), que limita su remuneraci\u00f3n a 15.000 \u20ac\/MW\/a\u00f1o, salvo determinadas exenciones.<\/p>\n Finalmente, aproximadamente 11,5 GW contratados reciben el precio de casaci\u00f3n, mientras que 70,9 GW reciben el PPI. Como resultado, la remuneraci\u00f3n agregada se sit\u00faa en aproximadamente 1.394 millones de euros, sensiblemente por debajo de la que resultar\u00eda de aplicar el precio de casaci\u00f3n al conjunto de la capacidad contratada.<\/p>\n El coste del mecanismo se traslada a los consumidores a trav\u00e9s de los proveedores, cuya contribuci\u00f3n depende del consumo de sus clientes durante los periodos de punta (PP) relevantes para la seguridad de suministro. Como referencia, los 1.394 millones de euros equivalen a aproximadamente 3,1 \u20ac\/MWh si se distribuyen sobre el conjunto de la demanda el\u00e9ctrica francesa.<\/p>\n Coste de la capacidad en Europa<\/strong><\/p>\n Seg\u00fan ACER[1]<\/a>, en 2024 se destinaron en la UE cerca de 11.000 millones de euros a medidas de seguridad de suministro, de los cuales aproximadamente 6.500 millones correspondieron a mecanismos de capacidad. Los precios de las subastas difieren entre pa\u00edses.<\/p>\n Francia, B\u00e9lgica e Italia cuentan con mecanismos de capacidad de alcance general, mientras que Alemania mantiene actualmente una reserva estrat\u00e9gica. Espa\u00f1a dispone ya de la aprobaci\u00f3n europea para su nuevo mecanismo, aunque todav\u00eda no cuenta con resultados de subasta.<\/p>\n Fuentes: ACER, Comisi\u00f3n Europea, reguladores nacionales, operadores de los sistemas el\u00e9ctricos. Elaboraci\u00f3n de Haya Energy Solutions.<\/span><\/p>\n La comparaci\u00f3n muestra diferencias significativas en el coste de los mecanismos. Italia presenta el mayor coste relativo, con aproximadamente 7,8 \u20ac\/MWh, frente a 3,1 \u20ac\/MWh en Francia y 1,6 \u20ac\/MWh en B\u00e9lgica. Alemania se sit\u00faa en torno a 0,3 \u20ac\/MWh, aunque su reserva estrat\u00e9gica remunera \u00fanicamente 1,3 GW, un volumen muy inferior al contratado por los mecanismos de alcance general.<\/p>\n Estas cifras no son directamente equivalentes. Los mecanismos difieren en el producto contratado, volumen remunerado, duraci\u00f3n de los contratos y tratamiento de capacidad existente y nueva. Adem\u00e1s, el \u00faltimo precio de subasta no determina necesariamente el coste anual del mecanismo. En B\u00e9lgica, por ejemplo, el CRM para 2026-2027 supone un coste de 125,4 M\u20ac, equivalente a un coste medio de 20,2 k\u20ac\/MW, mientras que el precio medio ponderado de la \u00faltima Y-1 fue de 14,1 k\u20ac\/MW\/a\u00f1o. El mismo efecto aparece en Italia, donde el coste de 2027 incorpora remuneraciones de nueva capacidad adjudicada en subastas anteriores.<\/p>\n Las \u00faltimas referencias de precio muestran igualmente diferencias sustanciales: 28,2 k\u20ac\/MW\/a\u00f1o en Francia, 14,1 k\u20ac\/MW\/a\u00f1o de media en la Y-1 belga y 47 k\u20ac\/MW\/a\u00f1o para la capacidad nacional en la Asta Madre italiana de 2027. Espa\u00f1a todav\u00eda no dispone de una referencia observable, mientras que los 100 k\u20ac\/MW\/a\u00f1o de Alemania corresponden a un producto diferente: una reserva estrat\u00e9gica de capacidad.<\/p>\n Perspectivas<\/strong><\/p>\n La primera subasta constituye solo el punto de partida del nuevo mecanismo franc\u00e9s. El dise\u00f1o evolucionar\u00e1 hacia contratos plurianuales para nuevas capacidades, con duraciones de hasta 15 a\u00f1os para los proyectos que cumplan los criterios de elegibilidad. Estos contratos introducir\u00e1n una mayor visibilidad sobre los ingresos futuros de nuevas inversiones en generaci\u00f3n, almacenamiento y flexibilidad.<\/p>\n La experiencia francesa muestra tambi\u00e9n que el precio de casaci\u00f3n no es suficiente para valorar el coste de un mecanismo de capacidad ni los ingresos de un activo. El volumen contratado, las reglas de remuneraci\u00f3n y la duraci\u00f3n de los contratos modifican sustancialmente el resultado econ\u00f3mico. La comparaci\u00f3n con B\u00e9lgica, Italia y Alemania muestra adem\u00e1s hasta qu\u00e9 punto estos par\u00e1metros difieren entre mercados.<\/p>\n A medida que los mecanismos de capacidad ganan peso en Europa, su dise\u00f1o tendr\u00e1 una influencia creciente sobre las se\u00f1ales de inversi\u00f3n en generaci\u00f3n firme, almacenamiento y flexibilidad. Para los participantes del mercado, esto requiere analizar conjuntamente la evoluci\u00f3n regulatoria, los ingresos de capacidad y su interacci\u00f3n con los mercados de energ\u00eda y servicios de ajuste.<\/p>\n En Haya Energy Solutions analizamos estos factores para evaluar precios futuros de capacidad, ingresos y decisiones de inversi\u00f3n en los principales mercados energ\u00e9ticos europeos.<\/span><\/p>\n <\/a>[1]<\/a> https:\/\/www.acer.europa.eu\/monitoring\/security-of-eu-electricity-supply-2025<\/p>\n Lourdes Granados Mesa<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" El pasado 6 de julio, RTE celebr\u00f3 la primera subasta bajo el nuevo dise\u00f1o centralizado del mecanismo de capacidad franc\u00e9s para el periodo de entrega invierno 2026-2027. La subasta adjudic\u00f3 82,45 GW a un precio de 28.183 \u20ac\/MW\/a\u00f1o, lo que supone una remuneraci\u00f3n cercana a 1.394 millones de euros. 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