Fotomontaje de una planta de ciclo combinado de gas y una instalación de almacenamiento en baterías.
Los mecanismos de capacidad no convencen ni a los ciclos de gas ni al almacenamiento: estas son sus alegaciones
El Gobierno espera que antes del verano se lancen las primeras subastas, de modo que puedan comenzar a funcionar en enero de 2026.
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La propuesta de Orden ministerial para crear un mercado de capacidad en España, lanzada el pasado mes de diciembre, fue celebrada por las empresas gasistas y de almacenamiento energético tras más de tres años de espera. Sin embargo, el detalle de la norma (o la falta del mismo) no convence a ninguno de los sectores implicados.
Por ello, varias entidades han presentado alegaciones ante el Ministerio de Transición Ecológica y el Reto Demográfico porque, según fuentes consultadas por EL ESPAÑOL-Invertia, el diseño actual plantea aspectos importantes que necesitan aclaración o modificaciones.
El Gobierno espera que antes del verano se lancen las primeras subastas, para que puedan comenzar a funcionar en enero de 2026.
Tres tipos de subastas
La propuesta regulatoria establece tres tipos de subasta, dependiendo de la demanda y las necesidades de potencia firme a cinco años vista.
● La subasta principal permitirá la participación de instalaciones existentes y nuevos proyectos, con servicios que varían entre 1 y 15 años, celebrándose anualmente si se detectan necesidades de firmeza.
● La subasta de ajuste anual será sólo para instalaciones en servicio, con una duración de 12 meses, buscando resolver situaciones coyunturales y ofreciendo menos capacidad firme que la subasta principal.
● La subasta transitoria garantizará la firmeza hasta el inicio de los servicios de la subasta principal, con participación de instalaciones existentes y nuevas inversiones.
Se trata de un sistema de retribuciones millonarias para que las compañías energéticas que puedan garantizar la seguridad de suministro en todo momento, especialmente las que tienen centrales de gas y las que instalen grandes baterías para almacenar electricidad y poder usarla cuando sea necesaria.
Una vez finalizado el plazo de audiencia pública el 29 de enero, el texto definitivo se remite a Bruselas, luego pasa por el Consejo de Estado y finalmente se somete a la aprobación del Consejo de Ministros.
Alegaciones del gas
Los pagos por capacidad son fundamentales para que los ciclos combinados de gas sigan operando en España, ya que permitirán compensar las pérdidas económicas que enfrentan debido a su intermitencia.
La intermitencia se refiere a que las plantas de ciclos combinados no operan de manera continua, sino que se activan cuando es necesario para asegurar el suministro de electricidad en momentos de alta demanda o cuando las energías renovables (como la solar o la eólica) no están generando suficiente energía, debido a su naturaleza variable.
La "curva de potencia firme" es el modelo que define cuánta capacidad necesita el sistema en función del precio. Compañías del sector gasista han pedido mayor claridad sobre "cómo se construirá esta curva" y "cuáles serán sus valores", ya que esto afecta directamente a sus posibilidades de participación, según indican fuentes sectoriales a este medio.
Además, si una central de gas no resulta adjudicataria en las subastas del mercado de capacidad, "no se sabe qué sucede con ella". Es fundamental que la norma "defina un procedimiento claro para el cierre o la hibernación de estas plantas", apuntan. Argumentan que, si realmente no son necesarias, se les debería permitir salir del mercado sin restricciones.
El texto también prevé la posibilidad de establecer un límite máximo de emisiones para ciertas tecnologías. "Es necesario que haya una aclaración sobre cuáles serán esos umbrales y cómo se aplicarán, ya que pueden afectar la viabilidad operativa de las centrales de gas", apuntan fuentes sectoriales.
Cuando se suman diferentes tecnologías en una misma instalación (por ejemplo, ciclos combinados y almacenamiento), no queda claro cómo se calculará el coeficiente de firmeza (parámetro que mide la capacidad de asegurar energía constante). Piden una definición clara de cómo se calcularán esos factores cuando se dé la hibridación de tecnologías.
Actualmente, los precios de reserva (precio mínimo de adjudicación en las subastas) son confidenciales. En este sentido, solicitan que estos precios sean transparentes, ya que su desconocimiento dificulta la planificación de ofertas en las subastas.
Otro punto importante es que las subastas actuales sólo garantizan el servicio por 12 meses, lo que genera incertidumbre para las inversiones en eficiencia o mejoras tecnológicas.
Así, desde el sector, han solicitado al Gobierno dar certidumbre a las plantas de gas, que requieren de inversiones planificadas para mejorar su eficiencia y dar soporte al sistema.
En este sentido, por ejemplo, reclaman que evalúe la posibilidad de ofrecer periodos de prestación de servicio más largos, subastas que cubran 4 o 5 años, o al menos rondas sucesivas que den mayor previsibilidad.
Alegaciones del almacenamiento
Tal y como recoge la propia orden ministerial, la Comisión Europea plantea que los Estados miembros evalúen sus necesidades de flexibilidad y establezcan objetivos para satisfacer esas necesidades.
Además, permite que se ajusten los mecanismos de capacidad para promover la flexibilidad de tecnologías no fósiles. También abre la posibilidad de introducir sistemas de ayuda para fomentar estas tecnologías, como el almacenamiento y la respuesta de la demanda.
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Actualmente, España está enfocada en el diseño básico de los mecanismos de capacidad, pero compañías del sector del almacenamiento insisten en que no se espere a finalizar esta etapa y que se implementen ya incentivos específicos para energías limpias, aunque suponga un procedimiento administrativo adicional.
"Entendemos que sería necesario un nuevo procedimiento, pero nos parece importante que lo vayan introduciendo ya", subrayan fuentes del sector a EL ESPAÑOL-Invertia.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) ya reconoce la necesidad de mantener 25 gigavatios (GW) de ciclos combinados en el sistema, lo que podría bloquear la entrada de tecnologías más limpias si no se establecen cupos específicos para nuevas inversiones. "O se fomentan las nuevas tecnologías o lo más probable es que los ciclos combinados existentes continúen siendo predominantes", advierten.
Por otro lado, "un parámetro clave es el coeficiente de firmeza", señalan. Las tecnologías con almacenamiento de al menos 6 horas y poca experiencia en operación (como baterías o plantas de bombeo) requieren simulaciones para determinar su coeficiente de firmeza. Si el almacenamiento es de solo 2 o 4 horas, probablemente tendrán coeficientes más bajos.
Los estudios europeos indican que, si se toman escenarios como los del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima), "las necesidades de cobertura serían relativamente bajas". Esto implica que si el sistema tiene suficiente capacidad para cubrir la demanda en los análisis, el coeficiente de firmeza debería ser alto. Sin embargo, "si faltan elementos clave, como los 4 GW de bombeo, los coeficientes para tecnologías como baterías deben ser bajos", señalan.
Desde el sector del almacenamiento reclaman claridad en lo que ocurrirá con este coeficiente de cobertura, ya que es clave para que el almacenamiento en baterías pueda ser competitivo.
