El Gobierno lanza un mercado de capacidad para garantizar firmeza al sistema eléctrico en la senda renovable

Prevé celebrar el año que viene las primeras subastas y que esté operativo en 2026

MADRID, 18 Dic. (EUROPA PRESS) -

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha lanzado a audiencia pública una propuesta de orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español con el que se pretende contar con un mecanismo a partir de 2026 que garantice la firmeza del sistema y la integración de renovables, esquivando así las situaciones de estrés que puedan surgir con la entrada masiva de energías 'verdes'.

Según indicaron en fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, con este mercado lo que se pretende es tener "un seguro" garantizado 'ex ante' que dé firmeza en los momentos en que se pueda vivir mayor "estrés" en el sistema, con riesgos de apagón, algo que por mercado puro no se está seguro de que pueda ocurrir en los años venideros.

En concreto, este mercado se articulará mediante subastas, cuyo objetivo es que sean lanzadas a partir de 2025 y a las que podrán acudir la mayoría de tecnologías de generación -siendo tecnológicamente neutro (generación, almacenamiento y demanda, incluyendo agregación), aunque con algunos requisitos-, con la idea de que el servicio esté en marcha de manera transitoria a partir de 2026.

Las mismas fuentes señalaron que el objetivo es tramitar la versión definitiva de la orden por la vía "más urgente", ya que hay "mucha voluntad política" en impulsar la medida y se considera "una prioridad", con el fin de que se pueda convocar y celebrar la primera de las subastas antes del verano.

Así, la prestación de este servicio de capacidad se otorgará mediante subastas -a sobre cerrado- de potencia firme y de precio, medidos en megavatios (MW) y en euros por MW y año, respectivamente.

REQUISITOS.

Además, las instalaciones generadoras participantes deberán cumplir una serie de requisitos que van desde los medioambientales, ya que no podrán emitir más de 550 gramos de CO2 por kWh; así como cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad que fije cada procedimiento de concurrencia competitiva para permitir la integración de renovables y no perciban ningún tipo de retribución regulada como el RECORE o pagos por capacidad. Asimismo, cuando se trate de nuevas inversiones, sólo podrán corresponder a tecnologías renovables, almacenamiento o demanda.

De esta manera, quedan excluidas de poder concurrir a estas subastas centrales que todavía siguen percibiendo los antiguos pagos por capacidad, como los más de 4 gigavatios (GW) de ciclos combinados que los reciben, o la gran industria que participa actualmente en el Sistema de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), ya que no pueden ser compatibles los dos.

TRES TIPOS DIFERENTES DE SUBASTAS.

En lo que respecta a las subastas, se recoge la celebración de hasta tres tipos diferentes, en las que el volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas mediante los correspondientes análisis de cobertura europeos o nacionales a cinco años vista.

Así, dentro de estos tipos, está la subasta principal, en la que podrán participar instalaciones existentes y nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda que vayan a prestar servicio a partir de la fecha que fije la convocatoria, hasta cinco años después de la adjudicación. Con carácter general se celebrarán anualmente, siempre que se haya detectado necesidades de firmeza y la duración del servicio será de un año para instalaciones existentes, hasta 15 años para nuevas inversiones, y entre uno y 10 años para nuevas demandas.

Otro modelo será la subasta de ajuste anual, en la que sólo podrán participar instalaciones en servicio, que prestarán el servicio durante 12 meses, a contar a partir de una fecha definida en la convocatoria, dentro de los siguientes 12 meses desde la adjudicación. Diseñadas para resolver situaciones coyunturales, deberán otorgar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que convivirán.

Finalmente, el tercer tipo será la subasta transitoria, que garantizará la firmeza del sistema eléctrico hasta el año de inicio de la prestación del servicio otorgado con la subasta principal. Se celebrará todos los ejercicios hasta entonces y podrán participar instalaciones existentes y nuevas inversiones, con un plazo de prestación anual.

A este respecto, fuentes del Ministerio destacaron que con estos tipos de subastas se busca asegurar el suministro y que, a la vez, venga acompañado de una transformación del mix, con un objetivo de que el mecanismo ayude a sustituir ese parque de ciclos combinados, siendo conscientes de que para que ello debe ocurrir que las nuevas tecnologías entrantes deben ser competitivas.

También para dar más liquidez al nuevo mecanismo de capacidad se prevé la existencia de un mercado secundario de los derechos y las obligaciones adjudicadas en las subastas, bien por cambio de titularidad de las instalaciones, bien por traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos.

FINANCIACIÓN A CARGO DE LOS CONSUMIDORES.

Fuentes del gabinete dirigido por Sara Aagesen no fueron capaces de precisar el coste del mecanismo, al estimar complicado estimarlo actualmente, aunque sí que precisaron que su financiación corresponderá a la comercialización de electricidad y a los consumidores directos en mercado, por medio de precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución. De esta manera, lo sufragarán en mayor medida los consumos que se produzcan en las horas con más estrés del sistema.

Red Eléctrica de España (REE), como operador del sistema, y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) se encargarán de la verificación y la inspección de la prestación del servicio de capacidad.

La implementación de este mercado debe respetar la normativa europea en materia de ayudas de Estado y del mercado interior de la electricidad, para lo que el Ministerio ha trabajado con la Comisión Europea, intensificándose especialmente desde que se dio luz verde a la reforma del mercado eléctrico europeo durante la presidencia española de la UE, hace un año, que, entre otros elementos, elimina la condición temporal de los mecanismos de capacidad.

La necesidad de este mecanismo se basa en un análisis de cobertura con una metodología europea que realiza ENTSO-E, la agrupación de los grandes operadores del sistema, en base a los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima (PNIEC).

Así, se utiliza un estándar de fiabilidad que determina la necesidad de cobertura en ausencia de un mecanismo de capacidad y establece un indicador que es el cociente entre el coste que supondría incrementar la firmeza en un MW dividido entre lo que se está dispuesto a pagar por parte de la demanda. En el caso español ese cociente está en torno a una hora, por lo que si se encuentra por encima está justificado el mecanismo.

Para España, el cálculo de horas esperadas con energía no suministrada (LOLE, por sus siglas en inglés) se sitúa en unos valores de unas 4,5 para 2028.