El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha puesto en marcha la tramitación de un nuevo concurso de potencia firme por un total de 820,5 megavatios (MW) en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares —Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla—, con el objetivo de asegurar la cobertura de la demanda eléctrica prevista para el año 2031.
Este segundo concurso de potencia firme arranca con la audiencia pública de la propuesta de resolución que regula el procedimiento de concurrencia competitiva para conceder la resolución favorable de compatibilidad necesaria para el reconocimiento del régimen retributivo adicional en los sistemas eléctricos extrapeninsulares.
Tras adjudicar más de 1.450 MW en la primera convocatoria, resuelta el pasado mes de febrero, el Ministerio solicitó a Red Eléctrica, como operador del sistema, un estudio prospectivo para revisar las necesidades de cobertura a cinco años vista en los territorios no peninsulares —el horizonte temporal fijado en la normativa— y anticipar las posibles carencias de suministro.
Según detalló en una nota el departamento encabezado por Sara Aagesen, el informe de Red Eléctrica, que incorpora los resultados del primer concurso y la entrada en funcionamiento de varias nuevas interconexiones, concluye que será preciso disponer de potencia adicional en 2031 en todos los territorios no peninsulares, fundamentalmente por el crecimiento económico previsto. El reparto previsto es: Islas Baleares (80 MW), Gran Canaria (320 MW), Tenerife-La Gomera (230,5 MW), Lanzarote-Fuerteventura (95 MW), La Palma (52 MW), El Hierro (10 MW), Ceuta (1 MW) y Melilla (32 MW).
Al igual que en la primera convocatoria, podrán concurrir tres tipos de proyectos: nuevos grupos de generación gestionable, nuevas inversiones sobre grupos ya existentes y ampliaciones de la vida útil regulatoria de las instalaciones en operación.
La elección de las propuestas se realizará siguiendo una prelación técnico-económica basada en el ahorro de costes totales, a la que se sumarán otros criterios, como las emisiones de carbono —no podrán superar los 550 grCO2/kWh—, la capacidad de autoenergización o la localización de las plantas, atendiendo a los nudos de conexión y a las indicaciones de los gobiernos autonómicos. Asimismo, se eleva el umbral técnico para lanzar una señal que favorezca la incorporación de equipos más eficientes.
En el caso concreto de Canarias, se impulsa la renovación del parque de generación mediante la entrada de nuevos grupos, al penalizar la participación de unidades con más de 40 años de antigüedad en 2031, y se exigirá que las nuevas instalaciones puedan utilizar al menos un 5% de combustible de origen renovable, siempre que exista disponibilidad.
Marco para el almacenamiento de electricidad en sistemas no peninsulares
Paralelamente, el Ministerio ha sometido a audiencia pública el Proyecto de Real Decreto que modifica el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, que regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas de los territorios no peninsulares.
La nueva norma diseña el marco jurídico para el almacenamiento de electricidad en estos sistemas, tanto para instalaciones hibridadas con plantas de generación como para instalaciones independientes (stand-alone).
Por primera vez se publicará el precio medio marginal de la generación en los sistemas canarios, introduciendo un mecanismo de mercado que permitirá a las instalaciones de almacenamiento competir directamente con los precios de las centrales convencionales que utilizan combustibles fósiles.
El Ministerio explicó que el proyecto de Real Decreto establece un esquema de despacho en el que, para las baterías stand-alone, el operador del sistema determina su funcionamiento a partir de una señal de precio destinada a incentivar la inversión.
En el caso de las baterías asociadas a plantas fotovoltaicas y eólicas, el incentivo será el denominado factor de hueco térmico, que promueve la inyección en el sistema de la energía almacenada en los momentos en los que se requiere una mayor aportación de generación fósil para cubrir la demanda.
Mayor estabilidad de ingresos para la generación renovable
El proyecto incorpora además una reforma relevante: la sustitución del precio diario actual por el precio medio del mercado eléctrico peninsular del último año móvil como referencia para retribuir la generación renovable.
Con esta modificación, el Ministerio considera que “se aporta mayor previsibilidad de ingresos, se incentivan nuevas inversiones, y se evita que las centrales no produzcan cuando el precio peninsular es nulo o negativo, a pesar de que en los territorios no peninsulares estarían reduciendo generación fósil, con el subsiguiente ahorro total”.
El secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, subrayó que, con este paquete de medidas, se continúa “profundizando en la transición ecológica más allá de la España peninsular, potenciando la integración de renovables y ayudando a reducir la dependencia energética exterior”.