El mecanismo de capacidad y la seguridad de suministro del sistema eléctrico

El respaldo de los ciclos combinados de gas es necesario para abastecer la demanda eléctrica.

Hace unos días se aprobaba en nuestro país la Ley de cambio climático y transición energética, que establece ambiciosos objetivos en el ámbito de la reducción de emisiones, despliegue de tecnologías renovables y eficiencia energética.

Entre dichos objetivos, destaca la consecución de un mix eléctrico en el que las energías renovables (hidráulica, solar y eólica, principalmente) alcancen el 74% en 2030 y el 100% en 2050 (frente al 44% de 2020).

De este modo, nuestro parque energético deberá ir aumentando el peso relativo de las renovables y las tecnologías de almacenamiento (principalmente, bombeos y baterías), incorporándose hasta 2030 en torno a 60 GW de energías renovables y alcanzándose los 20 GW de almacenamiento en dicho año.

Dado que las tecnologías renovables que más van a crecer en los próximos años (fotovoltaica y eólica) son intermitentes, es preciso garantizar la seguridad de suministro, para que en ningún momento se produzca una insuficiencia de producción, no pudiéndose satisfacer la demanda eléctrica. Este principio básico de la política energética es aún más importante en nuestro país, teniendo en cuenta nuestro reducido nivel de interconexión con el resto de Europa, muy por debajo de los objetivos recomendados por la Unión Europea, saturándose la interconexión con Francia en muchas ocasiones.

Es por tanto necesario asegurar que el sistema cuente con el respaldo de los ciclos combinados de gas, los bombeos hidráulicos y las baterías, que jugarán un papel clave en la transición energética.

Por este motivo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha elaborado un proyecto de Orden por el que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español, dado el hecho constatado, tanto en España como en otros países de nuestro entorno, de que los precios del mercado mayorista no son suficientes para incentivar la inversión en estas tecnologías de respaldo. 

Se ha observado cómo incluso instalaciones que sí participan en la casación del mercado, y de las que el sistema no puede prescindir por seguridad de suministro, como los ciclos combinados, están experimentando claras dificultades para recuperar sus costes fijos de operación y mantenimiento, dada la significativa reducción de su número de horas de funcionamiento (factor de carga).

De este modo, y en cumplimiento del Reglamento (UE) 2019/943, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (cuyo capítulo IV se dedica a la regulación de los mecanismos de capacidad), se ha optado por un mecanismo competitivo de subastas, en las que podrán participar instalaciones de consumidores, de generación o almacenamiento, siempre que cumplan los requisitos establecidos y aseguren su disponibilidad en los momentos de mayor estrés del sistema eléctrico peninsular.  

Se ha introducido el principio de neutralidad tecnológica, pero creando ratios de firmeza, con el fin de establecer una equivalencia entre las distintas formas de generación -con y sin almacenamiento, teniendo en cuenta su diferente capacidad relativa para estar disponibles en los momentos de estrés del sistema.

Se ha optado por un sistema centralizado, en el que el operador del sistema (REE) contratará la potencia firme requerida (es decir, la potencia que se puede ofrecer en esos momentos de demanda punta), teniendo en cuenta las necesidades que se deriven de sus análisis de cobertura de la demanda para todos los horizontes temporales.

Las subastas, al igual que las reguladas en el ámbito de las renovables, son del tipo pay-as-bid, de modo que cada instalación pujará por el precio que estén dispuestos a cobrar por la disponibilidad de su capacidad de potencia firme, siendo ese el precio que se les asignaría en caso de adjudicación.

Se prevén dos modalidades de subastas anuales de capacidad:

Por un lado, las subastas principales, asociadas a un periodo de prestación de servicio de capacidad de cinco años que se inicia en un plazo máximo de cinco años desde la asignación del servicio.

Por otro, las subastas de ajuste (para resolver posibles problemas de cobertura no cubiertos por la potencia firme asegurada en las subastas principales), asociadas a un periodo de prestación del servicio de doce meses, que se inicia en un plazo máximo de doce meses desde la asignación del servicio.

Además, de modo transitorio hasta que entre en funcionamiento la potencia firme de la primera subasta principal, podrán celebrarse subastas extraordinarias.

En definitiva, esta nueva norma permitirá seguir avanzando en la cada vez más relevante integración de las energías renovables en el mix de generación, en línea con los objetivos establecidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 y en la Estrategia de Almacenamiento Energético.

Dado el papel que juegan los bombeos hidráulicos en nuestro país y su importante potencial a medio plazo, como tecnología madura, eficiente y flexible, sería conveniente analizar la posibilidad de ampliar los plazos de prestación de servicio más allá de los 5 años para nuevas inversiones, teniendo en consideración el mayor periodo de amortización de esta tecnología.

Por otra parte, teniendo en cuenta que en 2022 el análisis de cobertura para demostrar que existe un problema de seguridad de suministro (condición exigida por el reglamento para establecer el mecanismo de capacidad) deberá ser europeo (realizado por ENTSO-E), utilizándose una metodología de evaluación económica que está pendiente de desarrollar, debería agilizarse la norma y desarrollos regulatorios posteriores, con el fin de que dicho análisis de cobertura sea realizado por REE, que conoce bien las peculiaridades y situación de cobertura de nuestro sistema.

Publicado en El Economista