20 de diciembre, nueve de la noche. Cero grados en la calle, sin viento y toda la familia en casa, cocinando, poniendo lavadoras y con la calefacción a tope. En invierno estas situaciones son frecuentes y suponen un momento de estrés para el sistema eléctrico porque reúnen una demanda de electricidad muy elevada y poca oferta que pueden comportar riesgos para el suministro y posibles apagones. Para evitarlos, España dispone hasta ahora de un sistema por el que Red Eléctrica puede dar la orden de parar a grandes fábricas que reciben un pago por ello, como ha sucedido varias veces este año, la última hace unos días. Para complementar, superar y hacer más estable este sistema, el Gobierno acaba de dar los primeros pasos para sistematizar esta solución mediante la creación de un denominado "mercado de capacidad" por el que, por medio de subastas reguladas, retribuirá a productores de electricidad, instalaciones de almacenamiento y a los propios grandes consumidores para que estén disponibles durante periodos de uno a 15 años, bien para inyectar más electricidad al sistema cuando sea necesario, bien para dejar de consumirla y reducir el estrés en momentos críticos.
El Ministerio de Transición Ecológica ha lanzado este miércoles una consulta pública como paso previo a tener listo un mecanismo que trata de asegurar el suministro eléctrico no de forma puntual, sino a medio y largo plazo. Tras culminar su tramitación dentro del Gobierno, deberá ser autorizado por la Comisión Europea, en concreto por la Dirección General de Competencia que dirige Teresa Ribera. "Es un seguro que compramos los reguladores en nombre de los consumidores", resumen fuentes del Ministerio de Sara Aagesen, sobre un instrumento que esperan que pueda empezar a funcionar en 2026 y que, a la postre, se financiará a cargo del consumidor de electricidad, dentro del concepto de cargos de la factura de la luz y de manera proporcional al consumo y, por tanto, riesgo que el consumo eléctrico de cada uno —industria, comercio, hogares, etc— supone para la seguridad del sistema, para que pueda producir un apagón.
El llamado "mercado de capacidad" consiste en que Red Eléctrica como operador del sistema pueda contar con una determinada cantidad de electricidad, no para el consumo, sino para estar disponible ante momentos en que mucha demanda y poca oferta hagan peligrar el suministro. Ahora esta situación solo se puede afrontar en momentos puntuales y con intervenciones muy inmediatas por medio del parón de la industria a cambio de una retribución.
Renovables y gas mejor retribuido
Tal y como ha diseñado el sistema, se incentivará la generación renovable, específicamente las inversiones en nuevas plantas, pero también el Ministerio contará con la generación de electricidad a partir de gas natural, que al menos en los primeros años, previsiblemente tendrá una retribución mayor porque ofrece más fiabilidad al suministro.
Transición Ecológica no precisa si la energía nuclear -también continua y no sometida a los vaivenes de la fotovoltaica o la eólica- reunirá los requisitos técnicos para entrar también en el mecanismo de capacidad.
El riesgo de interrupción del suministro existe y es precisamente por eso por lo que el Gobierno ha podido justificar ante Bruselas la necesidad de armar un sistema que tiene consideración de ayuda de Estado.
En términos económicos y en base a numerosas variables, incluido lo que le cuesta pagar a las fábricas que están dispuestas parar puntualmente su producción cuando se lo pide Red Eléctrica, el Ministerio ha determinado que España no puede "permitirse" el coste de estar más de una hora en la que el suministro no sea suficiente para cubrir la demanda. Y esta hora de necesidad de cobertura máxima que admite el Ministerio contrasta con las cinco horas en 2025 y 4,5 horas para 2028 que el organismo de referencia European Resource Adequacy Assesment calcula que podría darse una situación similar en España.
Primeras subastas en 2025
Con este argumento sobre la necesidad de poner en marcha un mercado de capacidad que la Comisión Europea ha rechazado en otros países por considerarlo desproporcionado o contrario a la libre competencia, Transición Ecológica ha diseñado un sistema en el que organizará hasta tres tipos de subastas, al estilo de las que organiza para la compra de generación eléctrica. Pagará una retribución a generadores de electricidad, instalaciones de almacenamiento y también a consumidores -grandes, en principio- para que estén disponibles para aumentar la oferta o reducir la demanda cuando sea necesario.
Cada año, Red Eléctrica determinará cuánta "firmeza" necesita el sistema, se decir, electricidad disponible en momentos de 'estrés', con riesgo de apagón, en base a un análisis que tomará muchas horas, escenarios climáticos o la disponibilidad de viento, sol o demanda. Con este dato, organizará una "subasta principal" que no diferenciará por tecnologías y mediante un sistema que no será marginal, de modo que no pagará a todas en función del coste más alto, sino a cada uno por el coste ofertado que haya sido aceptado en la subasta, lo que se espera que abarate un coste que el Ministerio no determina en estos momentos. Tampoco, por eso, lo que tendrán que pagar los consumidores a través de la factura de la luz.
Podrán participar en las subastas y, por tanto, en el mercado de capacidad, un productor de energía fotovoltaica o eólica, una instalación de baterías o almacenamiento hidráulico, una central de ciclo combinado (gas natural). O una fábrica o un agregador de energía, dentro de la categoría de demanda.
No podrán hacerlo las instalaciones más contaminantes -que emitan más de 550 grCO2/kWh-, las plantas que reciban pagos por capacidad o las renovables más antiguas, dentro del RECORE, porque en todos estos casos habría una sobrerretribución. Por lo mismo, tampoco las fábricas e industrias que participen en el actual sistema de interruptibilidad.
En el caso de las nuevas inversiones, estas solo podrán ser en tecnologías renovables o en almacenamiento, de modo que se cumplirá el propósito del Ministerio de ir desplazando la generación de electricidad con combustibles fósiles, aunque en los primeros años también cuente con el gas natural para el mercado de capacidad.
El Ministerio espera poder lanzar en a principio del segundo semestre del año que viene la primera de los tres tipos de subasta, la "principal". Se hará a cinco años vista -de modo, que no estaría en funcionamiento hasta 2030- para dar tiempo a las plantas que todavía no están en funcionamiento a que empiecen a funcionar. Para ello, sí deben contar con permiso de acceso y conexión, el primer paso para estar operativas en cinco años. En este tipo, las plantas ya en funcionamiento podrán hacer adaptaciones necesarias para poder garantizar el suministro en caso de riesgo de apagón.
Los contratos de capacidad tendrán distinta duración, dependiendo de la tecnología. Para las plantas ya existentes de producción eléctrica y de almacenamiento solo tendrán una duración de un año. Cuando se trata de nuevas inversiones, la duración será hasta la mitad de la vida útil de la planta proyectada y hasta un máximo de 15 años.
Con esta distinción, Transición Ecológica quiere contar con el gas en los primeros años, pero sin garantizarle más de un año tras cada subasta -que será anual-. Por el contrario, trata de incentivar las inversiones en energías renovables, con contratos a más largo plazo que les suponga una seguridad financiera.
Por lo que respecta a la demanda, a los consumidores que podrán ir a la subasta ofreciendo reducir su consumo, estos podrán elegir entre un contrato de un año o hasta 10, en el caso de que, por ejemplo, una gran fábrica necesite invertir, por ejemplo en crear un sistema de 'back uo' que le garantice seguir funcionando en los momentos en de reducción de la demanda eléctrica comprometida.
Si todo va según espera el Ministerio y puede lanzarla a mitad de 2025, esta primera subasta no supondrá crear el mercado de capacidad hasta 2030. Para que sea una realidad antes, plantea un segundo tipo de subasta, "transitoria", para cada uno de los años que medien entre la aprobación del mercado de capacidad y el año en que se aplique el resultado de la subasta principal. Es decir, según los plazos que maneja el Ministerio, para 2026, 2027, 2028 y 2029.
El tercer tipo de subasta es la de "ajuste", más corta que la principal y para resolver un problema puntual de cobertura que no se haya identificado correctamente en el momento de organizarla.
