Fuente: Cinco Días
Más de tres años después de la propuesta de orden para crear un mecanismo o mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular, que se quedó en el cajón, el Ministerio para la Transición Ecológica retoma una medida cuyo objetivo es garantizar la seguridad de suministro en momentos críticos a través de una nueva orden ministerial que ha sido lanzada hoy a consulta pública por el departamento que dirige Sara Aagesen. El mecanismo de capacidad fue la gran asignatura pendiente que dejó su predecesora el ministerio, Teresa Ribera, ahora vicepresidenta para la Transición Limpia de la UE.
En la memoria de la nueva propuesta, que ha sido elaborada sin consultar con las empresas del sector, se reconoce que la orden de 2021 “se vio truncada” por la crisis energética derivada de la invasión rusa de Ucrania en 2022, pero cuyos primeros síntomas afloraron en el verano de 2021. Y es que haber aplicado este mecanismo habría supuesto una subida del precio de la electricidad, pues se financiarán a través de las comercializadoras, que trasladarán dicho coste a la factura final de los consumidores. Algo que habría chocado con la multitud de medidas contrarias del Gobierno destinadas a contener los desorbitados precios de la luz.
Dado que los mercados se han estabilizado, “se ha juzgado necesario volver a someter el texto normativo a audiencia, permitiendo así que los agentes involucrados puedan conocer la nueva propuesta regulatoria y ofrecer la valoración (y posible mejoras) que consideren más oportunas”, señala Transición en la convocatoria de audiencia, que terminará el 29 de enero. La propuesta de orden, al igual que la de 2021, que incluso fue informada por la CNMC, tiene por objeto la creación de un mercado de capacidad en el sistema estableciendo los requisitos para participar como proveedor del servicio de capacidad, las condiciones de prestación del servicio, así como su régimen retributivo y de financiación.
La idea de entonces, que ha sobrevivido, es la creación de sistema de subastas organizadas por el operador del sistema, Red Eléctrica de España, y supervisadas por la CNMC, a las que podrán acudir los productores de energía, los almacenamientos, los consumidores y los nuevos agregadores, para ofrecer su disponibilidad en momentos de estrés del sistema a cambio de una retribución mensual. Precisamente, la semana pasada el sistema vivió momentos críticos debido a la falta de viento y menos luz, un aumento de la demanda por las bajas temperaturas y la indisponibilidad de los dos grupos nucleares de Ascó, lo que obligó al operador a interrumpir el suministro a las industrias durante 2,5 horas en dos días consecutivos haciendo uso del SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda), que ofrecen estas empresas, para hacer bajar la demanda.
El mecanismo de capacidad, una larga reivindicación de las compañías, sería un servicio que complementaría al SRAD, pero por el lado de la oferta, al lograr el compromiso de producción firme de las instalaciones que a través de las subastas se comprometen a estar disponibles cuando se lo requiera el operados. Los problemas suelen darse en pleno verano o pleno invierno.
La orden regula tres tipos de subastas, una por año, y la primera podría convocarse antes de mediados de 2025. Una de ellas será 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. 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 por 12 meses. Deberán ofrecer menos capacidad firme que las principales, con las que convivirán. Finalmente, el tercer tipo será la subasta transitoria, que garantizarán 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.
Quedan excluidas de estas subastas las renovables que todavía siguen percibiendo retribución especial (las del llamas Redore) los cuatro GW de ciclos que cobran los antiguos pagos por capacidad o la gran industria que participa actualmente en el SRAD, por no ser compatibles.
Potencia firme
A la hora de diseñar el servicio se distingue entre la potencia nominal y la potencia firme, la que con mayor probabilidad puede estar disponible más horas al año y pueden cubrir los picos de demanda. Es la potencia firme la que se ofrecerá en la subasta: las adjudicatarias recibirán una retribución fija, que evitará que se disparen los precios en momentos puntuales. Antes de la celebración de la subastas se elaborará una curva de la potencia requerida, según las previsiones de demanda del propio ministerio.
La de mayor firmeza sería la nuclear y los ciclos combinados de gas, la eólica un 7% y la fotovoltaica, cero. Los más beneficiados serán los ciclos, muchos ineficientes y cuyo futuro depende de estas ayudas. Y es que no se paga por la energía, sino por estar disponible para producir. En caso de incumplimiento la instalación podría perder el derecho a cobrar los pagos por capacidad y sería sancionada en función de la infracción.
Para aplicar el mecanismo, los países europeos tienen en cuenta un estándar de fiabilidad. La del sistema español hace necesario su aplicación para garantizar el suministro. A la necesidad de tecnologías de respaldo ha contribuido el fuerte desarrollo de las renovables en España: la eólica suma una potencia superior a los 30 GW y la fotovoltaica, con un crecimiento del 200% en apenas cinco años, asciende a 29 GW, lo que supone mas del 50% de la producción eléctrica.
Además de garantizar la seguridad de suministro, la orden, según el ministerio, pretende facilitar las inversiones en descarbonización, de hecho, no podrán ir a las subastas plantas que emitan más de 550 gramos de CO2 por kWh, lo que deja fuera a las pocas centrales de carbón que quedan. A falta de un reglamento, las empresas han recibido con satisfacción la propuesta: porque se reconoce el papel de los ciclos combinados y se incluye el bombeo como almacenamiento, lo que facilitará las inversiones a 15 años.
Las instalaciones, “en particular, deberán mantener en las horas de estrés, a lo largo del período de entrega un nivel de disponibilidad que dependerá de la potencia firme adjudicada”, señala el texto. Las hora de estrés no podrán superar el 10% de horas anuales.
