Un futuro enchufados a las renovables: esta es la herramienta que utilizaremos cuando no haya sol ni viento

Madrid¿Cuánto estarías dispuesto a pagar por no sufrir un corte eléctrico? Ésta es la pregunta de fondo que se esconde tras el llamado mecanismo o mercado de capacidad del sistema eléctrico. Un mercado pensado para que, a medida que las energías fósiles dejen de tener protagonismo, y sean las tecnologías renovables las que produzcan la energía, tanto el suministro como la seguridad energética estén garantizadas en todo momento. Serán las comercializadoras las que financiarán este mecanismo y, por tanto, lo pagará los consumidores. Ahora el gobierno español acaba de poner la primera piedra para que España cuente con una herramienta así. En concreto, ha sacado a consulta pública la regulación del mecanismo de capacidad del sistema eléctrico peninsular.

Palmo a palmo. Los mercados de capacidad son uno de los pilares de la última reforma del sistema eléctrico europeo, aunque históricamente han estado sobre la mesa. Países como Bélgica, Irlanda o Francia ya los han implementado. Han nacido con la filosofía de asegurar que, en un futuro, cuando el mix eléctrico sea principalmente o totalmente renovable, se pueda dar una respuesta y abastecer a toda la demanda eléctrica ante una situación sobrevenida. Por ejemplo, si existe una caída de la generación renovable (al depender de materias primas como el sol o el viento, es más inestable que las centrales de gas), o porque el consumo se dispara por un temporal de frío o una ola de calor. Por tanto, también se busca "firmeza" en momentos de posible estrés de demanda, explican fuentes del ministerio de Transición Ecológica.

Las mismas voces lo ejemplifican así: "Se trata de un mecanismo más que nos puede ayudar a que la gente esté tranquila incluso en aquellos momentos más estresantes del año: en medio de un anticiclón, pero ejemplo, a las nueve de la noche cuando no hace ni sol ni viento y hace frío. La demanda se dispara y es precisamente cuando los consumidores quieren estar seguros”.

Es cierto que ese momento de estrés podría no ocurrir, pero lo que se paga es, precisamente, la "seguridad" en caso de que ocurra. Es decir, se retribuye para que pueda tener cubierta la demanda sin sufrir, por ejemplo, por un corte eléctrico, como se ha planteado al principio. Ahora bien, ¿quién paga? Y, sobre todo, ¿dónde va a parar el dinero?

¿Cómo funcionan?

Esta retribución o ayudas las recibirían los generadores de electricidad y las instalaciones dealmacenamiento de energía. Por ejemplo, las plantas de baterías pensadas para guardar energía solar cuando se produce mucha más que la consumida. La idea es que a cambio de esta retribución, de estar ante un momento de estrés, la potencia se mantenga. "¿Podemos permitirnos como país no dar respuesta a la demanda eléctrica? Pues creemos que no, porque el valor que nos cuesta tener un megavatio adicional es más bajo que el valor de un corte eléctrico, por tanto, tiene sentido económico y está justificado", argumentan desde el ministerio de Transición Ecológica, los encargados de diseñar el sistema. De hecho, ésta fue una de las carpetas que Teresa Ribera, actual vicepresidenta para la Transición Energética de la Unión Europea, dejó en manos de su sucesora, la ahora ministra Sara Aagesen.

Ahora bien, no todo el mundo podrá participar de este mercado. La letra pequeña de la regulación que el ministerio ha sacado a consulta pública establece unos requisitos para poder participar como proveedor de esta capacidad (y, por tanto, recibir la retribución adicional), las condiciones bajo las que debe prestarse el servicio, así como el régimen retributivo y de financiación. El eje vertebrador de todo ello serán subastas de oferta: al ganar una se acomete el compromiso de estar disponible cuando lo requiera el operador del sistema eléctrico, ante posibles problemas o momentos de tensión entre demanda y oferta. Aunque habrá hasta tres subastas, la principal podría convocarse a mitad de 2025.

Incentivo para el almacenamiento

En esta subasta se establecerá una curva de potencia (capacidad de dar respuesta al momento de estrés) en función de las previsiones de la demanda. La que saldrá mejor parada será la llamada potencia firme, que significa que puede estar disponible con mayor facilidad a la hora de cubrir la demanda en el momento de estrés.

La clave de vuelta es que las adjudicatarias reciban una retribución fija, con lo que se evitaría que se dispare el precio de la electricidad, como suele ocurrir en estos momentos. Asimismo, es una forma de incentivar la inversión en el almacenamiento y que se puedan desarrollar estos sistemas. Hay que recordar que cuando se guarda energía renovable es porque no es necesaria y, por tanto, los precios están por el suelo. Los ciclos combinados serán los más beneficiados, aunque existen límites. En caso de incumplimiento, la instalación podría perder el derecho a cobrar y, además, se prevén sanciones.