El Gobierno activa el mercado de capacidad eléctrico y eleva a 17.000 millones de euros la inversión en redes. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha anunciado este miércoles en el Congreso la puesta en marcha del mecanismo, cuya orden ministerial se publicará el 17 de septiembre en el Boletín Oficial del Estado. La inversión en redes hasta 2030 crece un 144% respecto a la planificación anterior, mientras que el texto recibe el visto bueno de la Comisión Europea en materia de ayudas de Estado.
Así funciona el mercado de capacidad que publica el BOE este jueves
El Ministerio para la Transición Ecológica ha diseñado un instrumento distinto al mercado mayorista. No retribuirá la energía producida, sino la capacidad de estar disponible cuando el sistema lo requiera. La orden activa subastas en las que podrán participar instalaciones de generación y almacenamiento, consumidores y agregadores de demanda. Todos podrán cobrar por mantener potencia firme para inyectar electricidad o reducir consumo a petición del operador del sistema.
En esas subastas competirán tecnologías de forma neutral. Las centrales de generación deberán cumplir un límite de emisiones de 550 gramos de CO2 por kilovatio hora y los requisitos de firmeza y flexibilidad que fije cada convocatoria. El mecanismo se apoyará en un sistema pay-as-bid: cada instalación adjudicataria percibirá exactamente el precio ofertado, sin casación marginal.
Las subastas principales se celebrarán, con carácter general, cada año cuando los análisis de cobertura detecten necesidades de potencia firme. Las instalaciones existentes obtendrán contratos de un año, mientras que las nuevas inversiones podrán optar a periodos de hasta 15 años. El diseño incluye además una subasta de ajuste anual para necesidades inmediatas y una subasta transitoria que aportará firmeza mientras entran en operación los proyectos adjudicados.
El camino no ha sido lineal. En agosto, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, entonces dirigida por Carlos Cuerpo, frenó la aprobación para pedir un análisis más detallado de su impacto en tarifas. El foco estaba en el coste del mecanismo y en el posible protagonismo de los ciclos combinados de gas. El diseño aprobado por Bruselas contempla un apoyo que puede alcanzar 9.000 millones de euros hasta 2036, con estimaciones cercanas a 900 millones de euros anuales durante la próxima década. La luz verde comunitaria incluyó además la apertura a instalaciones de Francia y Portugal.
El mercado de capacidad no paga la producción: paga la disponibilidad, y ese matiz condicionará todas las decisiones de inversión del sistema eléctrico.
El mantenimiento operativo de la central nuclear de Almaraz hasta 2030 ha obligado a revisar parte del punto de partida. Los análisis de cobertura con los que se justificó el mecanismo ante Bruselas cambiaron tras confirmarse la continuidad de sus dos reactores. La energía firme que aporta la planta reduce, en principio, la necesidad de recurrir a ciclos combinados durante los próximos años. De ahí que algunos parámetros de las futuras subastas puedan ajustarse antes de la primera convocatoria.
La continuidad de Almaraz altera el escenario de firmeza que justificó el mecanismo ante Bruselas.
El coste para el consumidor y el papel del almacenamiento
El coste para los consumidores centra el debate desde el primer borrador. La financiación recaerá sobre las comercializadoras y los consumidores directos en mercado mediante precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios, y periodos horarios. El objetivo es que paguen más los consumos situados en las horas de mayor estrés del sistema, que no podrán superar el 10% del total anual. Con ello se busca desplazar parte de la demanda hacia horas con menos presión y reducir los picos.
El mecanismo incorpora un mercado secundario para transferir derechos y obligaciones entre instalaciones que cumplan los requisitos. Red Eléctrica y la CNMC serán los encargados de verificar y supervisar la prestación efectiva del servicio. Esa gobernanza busca evitar que la capacidad contratada quede en papel y que la disponibilidad comprometida sea real cuando el sistema la necesite.
El almacenamiento será una de las tecnologías llamadas a desempeñar un papel relevante. También, uno de los elementos que más dudas ha generado durante el diseño. Un informe de AFRY citado por la fuente económica advierte de que un diseño ineficiente del mecanismo podría generar más de 17.000 millones de euros de costes adicionales para los consumidores durante los próximos quince años.
El foco se concentra en las baterías de corta duración, de entre dos y cuatro horas. AFRY considera que su contribución real a la potencia firme puede disminuir a medida que aumente el número de instalaciones conectadas. Los factores de de-rating, que determinan cuánta firmeza se atribuye a cada tecnología, podrían reducirse de manera significativa en apenas tres o cuatro años.
El precedente polaco invita a la cautela.
La experiencia de Reino Unido y Polonia respalda esa tesis. Ambos países arrancaron sus mercados de capacidad con factores de de-rating favorables al almacenamiento corto, lo que impulsó la entrada de baterías. Después, los operadores rebajaron la firmeza atribuida a estas instalaciones al ganar experiencia. En Polonia, el factor pasó del 95% al 13,4% en apenas dos años.
Para AFRY, el error sería dimensionar las primeras subastas solo con las condiciones del sistema en el momento de la adjudicación, sin incorporar la evolución del mix eléctrico durante la vida de los contratos. Adoptar una perspectiva de largo plazo podría reducir hasta un 62% el coste acumulado de las subastas durante la próxima década.
Nada garantiza que no pase aquí.
La encrucijada del sistema eléctrico español
El diseño final coloca al mercado de capacidad ante un reto más amplio que el puramente técnico. Debe emitir señales suficientes para movilizar baterías, gestión de demanda y otras tecnologías flexibles, al tiempo que evita convertir la seguridad de suministro en una factura desproporcionada.
La transición energética no se financia sola.
El caso español llega tarde respecto a otros mercados europeos, pero esa demora ofrece una ventaja: la posibilidad de incorporar lecciones ajenas sin repetir sus excesos. El diseño aprobado incluye límites de emisiones y contratos largos para proyectos nuevos, dos elementos coherentes con una señal de inversión más selectiva. Sin embargo, la decisión sobre los factores de de-rating será la prueba decisiva. Si las baterías de corta duración reciben una firmeza inflada en las primeras subastas, el mecanismo estará pagando por una disponibilidad que podría degradarse antes de que concluyan los contratos.
La incógnita no es menor. En un sistema con más de la mitad de su generación eléctrica procedente de renovables, la firmeza se convierte en el recurso más valioso. La cuestión no es si el almacenamiento debe cobrar por ello, sino cuánta firmeza real puede garantizar cuando el sistema atraviese varios días consecutivos sin viento y con alta demanda. La respuesta no la tiene el regulador en el momento de la subasta; la construye la operación real del sistema. Ese desfase entre el diseño y la realidad es el verdadero riesgo económico para los consumidores.
La continuidad de Almaraz también introduce una variable que Bruselas no contempló en su evaluación inicial. Durante los próximos años, la energía nuclear moderará la demanda de ciclos combinados y, con ello, la urgencia de contratar firmeza fósil. Si el mecanismo no ajusta sus parámetros a ese contexto, podría sobrecomprar capacidad y trasladar costes innecesarios a la tarifa. El precedente británico muestra que revisar los factores de de-rating no es una debilidad técnica, sino una corrección sana. España tendrá que demostrar que sabe hacerlo sin disparar el recibo.
El tiempo de los contratos será la clave.
El desenlace dependerá de un calendario que aún no está cerrado. La orden del BOE activa el marco normativo, pero el calendario de la primera subasta principal y la fijación de los factores de firmeza marcarán el tono de los próximos quince años. El mercado todavía no ha dicho su última palabra; la supervisión de Red Eléctrica y de la CNMC será el primer termómetro.
