El Gobierno aprueba 9.000 millones para evitar apagones

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El Gobierno ha aprobado la creación del mercado de capacidad en el sistema eléctrico español. El mecanismo, valorado en 9.000 millones de euros, supone retribuir económicamente a instalaciones de generación, almacenamiento e incluso demanda por tener potencia disponible para aportar firmeza al sistema y evitar apagones.

La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha anunciado esta mañana en el Congres de los Diputados la inminente publicación en el BOE de la orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español.

Se trata de un instrumento para dar «mayor resiliencia y robustez al sistema», según sus palabras. Este nuevo mercado tiene por objetivo preservar la seguridad de suministro, ofreciendo a la par señales de inversión para que el almacenamiento y la gestión de la demanda se incorporen definitivamente al sistema y se avance ordenadamente hacia una economía neutra en emisiones de carbono.

La decisión del Gobierno llega tras el visto bueno de la Comisión Europea el pasado mayo y nace de meses de trabajo conjunto entre el ministerio que lidera Aagesen y Bruselas.

El mercado de capacidad incluye la reforma de la normativa comunitaria para eliminar la condición de temporal de este tipo de mecanismos y la conformidad del modelo español con las reglas relativas a las ayudas de Estado.

En la UE se han incrementado el número de estados (Italia, Francia, Bélgica…) que están desarrollando este tipo de mecanismos. Alemania ha sido el último en obtener la aprobación de la Comisión Europea, este mismo mes de septiembre.

Un pago por disponibilidad y tres tipos de subastas

Las instalaciones de generación y almacenamiento, así como la demanda –los consumidores y los agregadores– podrán participar en este mercado, de ámbito peninsular.

Percibirán así una retribución por aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, bien por estar disponibles para inyectar electricidad en las redes o bien por reducir el consumo, siempre a requerimiento del operador del sistema, es decir, Red Eléctrica.

La prestación del servicio se adjudicará con subastas tecnológicamente neutras de potencia firme (MW) y precio (€/MW/año) en las que se otorgará el precio ofertado, lo que se conoce como sistema pay-as-bid.

Las centrales de generación no podrán emitir más de 550 gr/CO2/kWh, tendrán que cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad que fije cada subasta, y no cobrarán ningún tipo de retribución regulada.

Para incentivar la incorporación de tecnologías no fósiles, cuando se participe en las subastas con proyectos futuros –nuevas inversiones–, éstos solo podrán ser de renovables, almacenamiento o demanda.

De este modo, se organizarán tres tipos de subastas, cuyo volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas con los correspondientes análisis de cobertura a cinco años vista.

Una subasta principal en la que podrán participar las instalaciones existentes y los 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. La idea es garantizar ingresos a futuros proyectos, facilitando su viabilidad y abaratando su financiación.

El periodo de prestación del servicio será distinto en función del tipo de instalación (existente o nueva inversión) y del tipo de tecnología. Con carácter general, se celebrarán anualmente, siempre que se hayan 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.

Otra subasta de ajuste anual en la que sólo podrán participar instalaciones ya operativas, 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, deberían otorgar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que convivirán.

Por último, el Gobierno ha definido una subasta transitoria para garantiza 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.

El Gobierno defiende la eficiencia económica del mecanismo

La financiación del nuevo mercado de capacidad corresponde a la comercialización de electricidad y a los consumidores directos en mercado, por medio de precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y períodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución.

En resumen, el coste de implementar este mecanismo recaerá en hogares, empresas e industrias a través de los costes fijos que se ven reflejados en la factura de la luz.

No obstante, Transición Ecológica asegura que el sistema lo sufragarán en mayor medida los consumos que se produzcan en las horas con más estrés del sistema, que no podrán exceder el 10% del cómputo anual.

Además, desde el ministerio explican que se darán señales para flexibilizar y desplazar la demanda a otras franjas horarias, aplanar la curva de carga y facilitar la gestión del sistema.

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

Red Eléctrica 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.