Tras la petición de España para poner en marcha un mecanismo de capacidad para el suministro de electricidad, la Comisión Europea ha terminado dando luz verde al sistema de 9.000 millones de euros diseñado por el Ministerio para la Transición Ecológica. El objetivo de esta herramienta es ofrecer señales de inversión estables para que el almacenamiento energético y otras soluciones capaces de aportar firmeza al sistema, como la gestión de la demanda, se incorporen de forma estructural al mercado eléctrico español.
El mecanismo, que funcionará durante los próximos diez años, remunerará la capacidad necesaria para hacer frente al denominado estándar de fiabilidad. Este indicador hace referencia al número máximo aceptable de horas de carga perdida al año que el sistema eléctrico puede asumir para garantizar una seguridad adecuada del suministro. En la práctica, esta “carga perdida” representa la cantidad de demanda eléctrica que no puede satisfacerse debido a interrupciones o insuficiencias del suministro.
Hasta ahora, las centrales eléctricas recibían ingresos fundamentalmente por la energía efectivamente producida e inyectada a la red. Con el nuevo sistema, las instalaciones también serán remuneradas por estar disponibles para entrar en funcionamiento cuando el sistema lo necesite.
El planteamiento responde a una lógica similar a la de un servicio de respaldo: se pagará no solo por generar electricidad, sino también por garantizar que existe capacidad preparada para actuar en momentos de tensión o escasez, aunque finalmente no llegue a utilizarse.
El objetivo último del mecanismo es reforzar la seguridad del suministro en un contexto de creciente penetración de energías renovables. El Gobierno sostiene que el despliegue masivo de tecnologías como la solar y la eólica, cuya producción depende de factores meteorológicos variables, requiere instrumentos complementarios que aseguren la estabilidad de la red y eviten riesgos de desabastecimiento cuando las renovables no sean suficientes para cubrir la demanda.
En este contexto, el mecanismo aprobado por Bruselas pretende garantizar que siempre exista capacidad suficiente para producir electricidad, almacenarla o incluso reducir el consumo en situaciones críticas. La Comisión Europea considera que el diseño español cumple con las normas comunitarias sobre ayudas de Estado al tratarse de una medida “necesaria, proporcionada y tecnológicamente neutral”.
¿Quién podrá participar?
Las partidas económicas no irán dirigidas exclusivamente a las eléctricas tradicionales. El sistema distribuirá la remuneración entre tres grandes grupos de actores capaces de garantizar disponibilidad en momentos de escasez.
Por un lado, podrán participar los generadores eléctricos convencionales capaces de aportar energía firme, siempre que cumplan con los límites de emisiones de carbono fijados por la normativa europea.
Por otro, se abrirá la puerta a instalaciones de almacenamiento energético, como grandes baterías o centrales hidroeléctricas reversibles, que permitan guardar electricidad para liberarla posteriormente cuando sea necesario.
Finalmente, también podrán concurrir grandes consumidores industriales o agregadores de demanda que acepten reducir temporalmente su consumo eléctrico a cambio de una compensación económica.
Subastas competitivas y respaldo tecnológico
El acceso al mecanismo se realizará mediante subastas competitivas. Las empresas competirán ofreciendo el menor precio posible por cada megavatio de capacidad puesto a disposición del sistema. Aquellos operadores que soliciten una menor remuneración para garantizar esa disponibilidad serán los adjudicatarios de los contratos.
El volumen de capacidad que se subastará no se fijará de manera arbitraria. Estará vinculado precisamente al estándar de fiabilidad definido por el sistema eléctrico, basado en el cálculo de las denominadas “horas de carga perdida”. Con ello, el Ejecutivo busca ajustar las necesidades reales de respaldo a las previsiones de demanda y penetración renovable.
El mecanismo no se configura como una ayuda puntual, sino como una arquitectura estable basada en tres tipos de subastas con distintos horizontes temporales. El diseño pretende atraer tanto a instalaciones ya existentes como a nuevos proyectos de inversión que requieran visibilidad financiera a largo plazo.
La subasta principal se celebrará con cinco años de antelación respecto al inicio de la prestación del servicio. Las instalaciones existentes podrán comprometerse durante un año, mientras que las nuevas inversiones —como grandes sistemas de almacenamiento mediante baterías— podrán acceder a contratos de hasta quince años de duración. El Ejecutivo considera que este horizonte temporal es esencial para garantizar la viabilidad económica de tecnologías intensivas en capital y facilitar su financiación.
Mercado secundario y flexibilidad operativa
Junto a la subasta principal, el esquema incluirá una subasta de ajuste anual destinada a corregir posibles desviaciones de corto plazo. En este caso, el compromiso de disponibilidad será de doce meses. Además, se habilitará una subasta transitoria cuyo objetivo será cubrir el vacío de seguridad existente hasta que entren en operación los proyectos adjudicados en la primera gran convocatoria.
El diseño incorpora igualmente un mercado secundario de capacidad. A través de este sistema, las empresas que hayan obtenido contratos podrán intercambiar entre sí derechos y obligaciones de disponibilidad. El objetivo es dotar al mecanismo de una mayor flexibilidad operativa y reducir riesgos de incumplimiento.
Así, si una instalación sufre una avería o no puede prestar el servicio comprometido, podrá transferir temporalmente su obligación a otro operador disponible, evitando penalizaciones y garantizando que el sistema eléctrico siga contando con el respaldo comprometido. El Ministerio defiende que este componente dota al esquema de una mayor eficiencia y resiliencia.
Recargos en las horas de mayor tensión
Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica explican a Demócrata que el coste del mecanismo recaerá fundamentalmente sobre las comercializadoras eléctricas y los consumidores directos en mercado, es decir, aquellos agentes que adquieren electricidad directamente del pool. La financiación de los 9.000 millones de euros no procederá de los Presupuestos Generales del Estado, sino que se trasladará a la factura eléctrica mediante un precio unitario específico.
El Gobierno sostiene que este diseño pretende introducir señales económicas que incentiven un consumo más eficiente. En la práctica, los consumidores con mayor demanda en las horas de máxima tensión para el sistema asumirán un mayor coste asociado al mecanismo.
Una de las piezas clave del esquema es que no solo recibirán remuneración las instalaciones capaces de inyectar energía a la red. También podrán participar los denominados agregadores de demanda, empresas que agrupan a múltiples consumidores y que se comprometen a reducir el consumo eléctrico en momentos críticos para aliviar la presión sobre el sistema.
Con ello, el Ejecutivo busca avanzar hacia un modelo eléctrico más flexible, donde no solo importe cuánto se genera, sino también la capacidad del conjunto del sistema para adaptarse en tiempo real a las necesidades de suministro y estabilidad de la red.