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Casi dos años después de presentar el primer borrador de la iniciativa, el Gobierno ha dado un paso decisivo con la aprobación de las bases del denominado mercado de capacidad, un mecanismo diseñado para asegurar que el sistema eléctrico español disponga de suficiente potencia disponible incluso en aquellos momentos en los que la demanda supere las previsiones o la generación resulte insuficiente.
La medida aparece publicada este jueves en el Boletín Oficial del Estado (BOE) mediante una Orden Ministerial firmada por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen. El objetivo es crear una reserva de capacidad eléctrica que actúe como respaldo durante los llamados “periodos tensionados”, evitando problemas de suministro mediante un sistema de subastas organizado por el Estado.
Cómo funcionará el nuevo mercado de capacidad
El nuevo modelo permitirá contratar potencia eléctrica adicional antes de que sea necesaria. Para ello, la Secretaría de Estado de Energía será la encargada de convocar las subastas, mientras que Red Eléctrica asumirá la gestión del sistema y determinará cuántos megavatios de respaldo necesita el conjunto de la red.
A diferencia de otros mecanismos utilizados hasta ahora, este mercado introducirá un elemento clave: la evaluación de la firmeza de cada tecnología de generación o almacenamiento. Ese concepto mide la capacidad real de una instalación para producir electricidad cuando el sistema lo requiera, y será determinante para establecer el precio de salida con el que cada tecnología participará en las subastas.
En la práctica, las centrales capaces de generar energía de forma continua, como los ciclos combinados o las centrales nucleares, parten con ventaja frente a tecnologías cuya producción depende de las condiciones meteorológicas, como la energía eólica o la fotovoltaica.
Además, la normativa incorpora un límite máximo de emisiones de dióxido de carbono (CO₂) que deberán cumplir las instalaciones que quieran participar en este mercado, introduciendo también un criterio ambiental dentro del proceso de adjudicación.
El coste recaerá sobre la factura de la electricidad
La financiación del mecanismo también queda definida en la Orden Ministerial. El coste derivado de los pagos a las instalaciones adjudicatarias será asumido por los comercializadores de electricidad, incluidos los comercializadores de referencia, así como por los consumidores que compran directamente energía en el mercado mayorista. Ese importe terminará repercutiendo en la factura eléctrica de los usuarios.
La Comisión Europea, que autorizó el sistema como ayuda de Estado a finales del pasado mes de mayo, calculó que el mercado de capacidad podría movilizar alrededor de 9.000 millones de euros durante su funcionamiento, una cantidad que será sufragada por los consumidores españoles.
Desde el Ministerio para la Transición Ecológica ya definían esta herramienta cuando fue presentada en 2024 como una especie de seguro colectivo adquirido por los reguladores para proteger a los consumidores frente a posibles episodios de escasez energética.
España no será una excepción dentro de la Unión Europea. Países como Francia ya cuentan con mecanismos similares, mientras que Alemania continúa desarrollando su propio modelo.
Según el Ejecutivo, este sistema permitirá garantizar la cobertura de la demanda de una forma más eficiente y económica que el método actualmente vigente. Hasta ahora, el respaldo del sistema eléctrico español se apoyaba principalmente en el servicio de interruptibilidad, mediante el cual determinadas industrias reciben una compensación económica por reducir o detener temporalmente su consumo cuando existe un déficit entre oferta y demanda.
Con el mercado de capacidad, en lugar de depender únicamente de que grandes consumidores desconecten su actividad, el sistema dispondrá de generación y almacenamiento previamente contratados para responder a esas situaciones extraordinarias.
Tres modalidades de subastas para asegurar la potencia necesaria
La nueva regulación contempla tres tipos diferentes de subastas, cada una destinada a cubrir necesidades específicas del sistema eléctrico.
- Subastas principales: contratos de hasta cinco años
Serán el eje central del mercado de capacidad. Estas convocatorias permitirán contratar potencia firme durante un periodo máximo de cinco años, aunque de manera excepcional podrán alcanzar los nueve años para proyectos que requieran largos plazos de construcción, como determinadas infraestructuras de bombeo hidroeléctrico.
Podrán participar tanto instalaciones ya operativas como proyectos que todavía no estén construidos pero cuya entrada en funcionamiento esté prevista dentro del periodo contratado. El mercado estará abierto a todas las tecnologías de generación y almacenamiento.
- Subastas transitorias para instalaciones existentes
Hasta que entren en servicio las plantas adjudicatarias de las subastas principales, el Gobierno celebrará subastas transitorias de carácter anual. En este caso, únicamente podrán concurrir instalaciones que ya estén en funcionamiento.
La Orden Ministerial prevé que la primera convocatoria tenga lugar durante el próximo año, mientras que el sector eléctrico maneja la expectativa de que las primeras adjudicaciones efectivas puedan desarrollarse en 2027.
- Subastas de ajuste para situaciones imprevistas
El tercer formato será el de las subastas de ajuste, también anuales pero de carácter extraordinario. Su finalidad consistirá en resolver problemas de cobertura que aparezcan de forma inesperada y que no hayan quedado cubiertos mediante las subastas principales.
Su volumen será significativamente menor, ya que el Gobierno espera que la mayor parte de la contratación de potencia firme se concentre en las convocatorias principales.
La definición de la “firmeza” centra la atención del sector
Tras la publicación de la Orden, las principales empresas y asociaciones energéticas analizan el texto con detalle. Aunque las primeras reacciones muestran una valoración generalmente positiva, existe una cuestión considerada decisiva por todo el sector: los coeficientes de firmeza que el Ministerio asignará a cada tecnología antes de cada subasta en el mercado de capacidad.
Estos coeficientes determinarán el grado de garantía que ofrece cada fuente energética para producir electricidad cuando sea necesario y, en consecuencia, influirán directamente en el precio con el que competirá en las subastas.
Fuentes del sector consideran previsible que los ciclos combinados, alimentados por gas, obtengan una valoración de firmeza superior a la de instalaciones eólicas o solares, cuya disponibilidad depende de la existencia de viento o radiación solar en el momento de la demanda.
Desde APPA Renovables, su director general, José María González Moya, señala que el diseño definitivo de estos coeficientes será determinante para comprobar si el mercado reconoce adecuadamente la contribución de las energías renovables y del almacenamiento. A su juicio, el nuevo mecanismo puede impulsar tecnologías gestionables como la biomasa, la minihidráulica, el bombeo hidráulico y otras soluciones de flexibilidad e hibridación que permitan integrar más renovables en el sistema eléctrico.
Con la aprobación de esta Orden, el Gobierno inicia una nueva etapa en la planificación energética española, pendiente ahora de las primeras convocatorias que concretarán el funcionamiento real del mercado de capacidad y el papel que desempeñará cada tecnología en la seguridad del suministro.
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