El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha lanzado este miércoles a consulta pública una propuesta de Orden Ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español.

Desde el ministerio lo definen como “un seguro que el regulador compra en nombre de los consumidores para que estén tranquilos” en fechas como esta, con bajas temperaturas al anochecer, alta demanda y escasez de viento por la presencia de anticiclones invernales. 

El mecanismo requiere del visto bueno de la Comisión Europea. El objetivo es que, tras seis semanas a audiencia pública, la versión definitiva de la orden ministerial y el procedimiento de operación se someta por la vía más urgente posible a los distintos dictámenes (también del Consejo de Estado) para tenerlo aprobado “lo antes posible dentro del primer semestre” de 2025 y celebrar la primera subasta “antes del verano”. 

El mecanismo servirá para garantizar una rentabilidad a miles de megavatios (MW) de gas que están infrautilizados y que no son viables. Hace un año, un informe de Red Eléctrica de España (REE) advertía de que “el sistema eléctrico peninsular español podría enfrentarse a riesgos de cobertura a corto plazo en caso de desmantelamiento de un cierto volumen de centrales de ciclo combinado”.

El ministerio no precisa el coste del mecanismo porque dice que es imposible determinarlo ahora. Correrá a cargo de los consumidores con la misma estructura de niveles de tensión que tienen los cargos: a mayor contribución al estrés del sistema, más pagarán los usuarios por los consumos que se produzcan en las horas de más estrés.

El objetivo de capacidad a contratar lo dará el operador del sistema (REE) con una metodología establecida en el procedimiento. Será un mercado centralizado gestionado por esta empresa, que estimará cuánta firmeza necesita el sistema peninsular bajo numerosos escenarios (viento, sol, consumo, posibles fallos…) y será tecnológicamente neutro: podrán ofrecer este servicio prácticamente todas las tecnologías, tanto de generación como almacenamiento. En principio, también la nuclear, si demuestra que puede operar con flexibilidad.

La demanda también podrá participar, ofreciendo reducir carga; y la agregación independiente, un modelo de negocio que se está desarrollando ahora para actuar en los mercados agregando demanda y recursos sin que esté asociada a la comercialización y el suministro, de una manera separada.

Con este sistema habrá tres tipos de subastas. La principal, se celebrará cada año, siempre que se detecte que es necesario hacerlo, y será para contratar el servicio hasta cinco años vista durante un plazo que determinará el tipo de tecnología. Una instalación existente (con autorización de explotación en el momento de celebrarse la subasta) solo podrá acogerse durante un año.

Para nuevas inversiones (sin autorización de explotación en el momento de la subasta, pero con acceso y conexión a la red) el plazo podrá ser de hasta la mitad de la vida estimada de cada tecnología, con un máximo de 15 años. En el caso de la demanda que esté dispuesta a reducir consumo, el plazo será de entre uno y diez años. Cuando se trate de nuevas inversiones, solo podrán ser tecnologías renovables, de almacenamiento o demanda.

También habrá subastas de ajuste, orientadas a resolver problemas de cobertura puntuales, y otras transitorias, destinadas a cubrir los problemas de cobertura hasta el inicio de la primera subasta principal.

Para dar más liquidez al nuevo mecanismo de capacidad, se creará un mercado secundario de los derechos y las obligaciones adjudicados en las subastas, por ejemplo ante la venta de las instalaciones acogidas.

Para que la subasta sea “tecnológicamente neutra” y que las tecnologías pueda competir en igualdad de competiciones, se usarán coeficientes en función del grado de contribución de cada una a la seguridad del suministro, que calculará REE en función de la disponibilidad real histórica de cada tecnología.

A las subastas podrán concurrir las instalaciones existentes si tienen emisiones inferiores a 550 gramos de C02 por kilovatios hora, lo que deja fuera a las centrales de fuel. Para las instalaciones no renovables se exigirá flexibilidad: que puedan modular su producción para facilitar la integración de las renovables.

Tampoco podrán concurrir las centrales que reciben todavía los antiguos pagos por capacidad: hay todavía 5.000 MW que, que el año que viene sumarán más de 40 millones de euros, de los que 4.000 son ciclos combinados. Estas plantas tendrán que elegir si siguen cobrando esos incentivos o se acogen al nuevo sistema. 

Lo mismo ocurrirá con las tecnologías con pagos regulados como las renovables más antiguas acogidas al régimen conocido como RECORE. O las plantas que participan en el Servicio de Respuesta Activa a la Demanda que REE adjudica a grandes consumidores a cambio de desconectarse de la red en momentos puntuales.

Hasta ahora no existía en España un mercado de capacidad con un horizonte más allá de la gestión diaria. Los instrumentos de capacidad están previstos desde hace años en la normativa pero siempre se han hecho mediante pagos regulatorios establecidos ex ante, y como instrumento de último recurso.

Este instrumento, según explican desde el ministerio, evita que muchas tecnologías salgan de mercado porque no sean capaces de recuperar sus costes fijos. Esto no significa que se puedan aprobar tal cual, hay que justificar su necesidad y proporcionalidad. Y por eso necesitarán del visto bueno de Bruselas.

Para determinar que es necesario ese mecanismo de capacidad se realiza un análisis de cobertura con una metodología europea (Adequacy Assesment) que realiza ENTSO-E, agrupación de los operadores del sistema, con los objetivos de los planes nacionales de energía y clima (PNIEC) de los países miembros, y valida la asociación europea de reguladores ACER. 

Ese estándar de fiabilidad se basa en la pérdida de carga prevista y determina la necesidad de cobertura mediante un indicador que es el cociente entre lo que cuesta incrementar la firmeza en un MW dividido entre lo que están dispuestos a pagar por parte de la demanda. Si ese cociente es mayor a 1, está justificado adoptar ese mecanismo. En el caso de España, REE calculó hace un año unos valores de 6,26 horas en 2025, 4,76 horas en 2027 y 2,34 horas en 2030, medidos en número de horas esperadas con energía no suministrada (LOLE, por sus siglas en inglés).