El Ministerio de Transición Ecológica tiene previsto publicar mañana en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español, un incentivo que beneficiará especialmente a las centrales de ciclo combinado de gas. El sector llevaba meses esperando esta medida, desde que la Comisión Europea autorizara el pasado mes de mayo un mecanismo que implicaba ayudas estatales y el pago de millones de dólares por parte de los consumidores a través de su factura de la luz. El mecanismo se articulará mediante subastas, para lo cual era necesaria la aprobación de dicha orden ministerial. Seguir leyendo
Los incentivos, que beneficiarán especialmente a las centrales de gas, ya que están disponibles, aportarán estabilidad al sistema, según el Gobierno.
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El Ministerio de Transición Ecológica tiene previsto publicar mañana en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español, un incentivo que beneficiará especialmente a las centrales de ciclo combinado de gas. El sector llevaba meses esperando esta medida, una vez que la Comisión Europea autorizó el pasado mes de mayo un mecanismo que implica ayudas estatales y millones de dólares que deberán pagar los consumidores en su factura de la luz. El mecanismo se articulará mediante subastas, para lo cual era necesaria la aprobación de dicha orden ministerial. Según la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, se trata de «un instrumento que hará que nuestro sistema eléctrico sea más robusto y resiliente»; en sus propias palabras, «preservará la seguridad del suministro, ofreciendo al mismo tiempo señales de inversión para que el almacenamiento y la gestión de la demanda se incorporen finalmente al sistema y se avance hacia una economía neutra en carbono». El mercado de capacidad se creó tras dos años de estrecha colaboración del Gobierno con la Unión Europea, que incluyeron la reforma de la legislación de la UE para poner fin al carácter temporal de dichos mecanismos —lo cual se logró durante la Presidencia española— y los esfuerzos del Gobierno por adaptar el modelo antes de finales de mayo, según indica el ministerio en un comunicado de prensa. España se comprometió a que el mecanismo estuviera abierto a todos los proyectos, tanto existentes como nuevos, que se ofrezcan a estar disponibles durante los periodos de escasez. Se estima que los beneficiarios podrían recibir alrededor de 9 000 millones de euros en la próxima década. El número de países (Italia, Francia o Bélgica) que están desarrollando este tipo de mecanismos ha aumentado en la UE. Alemania fue el último país en obtener la aprobación de la Comisión Europea este mes de septiembre. Las instalaciones de generación y almacenamiento, así como la demanda —los consumidores y los denominados «agregadores»— podrán participar en este mercado peninsular. Se les remunerará por aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, ya sea por estar disponibles para inyectar electricidad en las redes o por reducir el consumo, siempre a petición del operador del sistema, REE. Quedan excluidas las centrales nucleares. El ministerio deja claro en su comunicado que el servicio se ofrecerá mediante subastas tecnológicamente neutras de potencia firme (MW) y precio (EUR/MW/año), en cuyo caso se determinará el precio de la oferta. Las centrales eléctricas no deberán emitir más de 550 gramos de CO₂ por kWh, deberán cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad establecidos en cada subasta y no recibirán ninguna remuneración regulada. Para fomentar la incorporación de tecnologías no fósiles, cuando se participe en subastas con proyectos futuros —nuevas inversiones—, estos solo podrán ser de energías renovables, almacenamiento o demanda. El volumen y la periodicidad de las subastas se determinarán en función de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas mediante el correspondiente análisis de cobertura quinquenal. Las instalaciones existentes y los nuevos proyectos de energías renovables, almacenamiento o gestión de la demanda que vayan a prestar servicio a partir de la fecha en que se fije la convocatoria podrán participar en una subasta principal, hasta cinco años después de la adjudicación. De este modo, se garantizan los ingresos a los proyectos futuros, lo que facilita su viabilidad y reduce su financiación. El período de prestación del servicio variará en función del tipo de instalación (existente o nueva inversión) y del tipo de tecnología. En general, se celebrarán anualmente, siempre que se hayan identificado necesidades de firmeza, y la duración del servicio será de un año para las instalaciones existentes, de hasta 15 años para las nuevas inversiones y de entre uno y 10 años para las nuevas demandas. Además, habrá una segunda subasta de ajuste anual, en la que solo podrán participar instalaciones que ya estén en funcionamiento, y que prestarán el servicio durante 12 meses, a partir de una fecha definida en la convocatoria, en los 12 meses siguientes a la adjudicación. Diseñadas para resolver situaciones a corto plazo, deberían aportar menos capacidad firme que las subastas principales con las que convivirán. Y, por último, una subasta de transición, que garantizará la firmeza del sistema eléctrico hasta el año en que comience el servicio prestado mediante la subasta principal. Todas las subastas se celebrarán hasta entonces y podrán participar tanto las instalaciones existentes como las nuevas inversiones, con un período de beneficio anual. La financiación del nuevo mercado de capacidad correrá a cargo de los comercializadores de electricidad y los consumidores directos del mercado, mediante precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y franjas horarias que se ajusten a las tarifas de transporte y distribución. De este modo, según la información facilitada por el ministerio, el sistema se financiará en mayor medida mediante el consumo que se produzca en las horas de mayor tensión de la red, que no podrá superar el 10 % del cálculo anual, y dará incentivos para flexibilizar y desplazar la demanda a otras franjas horarias, con el fin de aplanar la curva de carga y facilitar la gestión del sistema. Por otra parte, para dotar de mayor liquidez al nuevo mecanismo, se prevé la creación de un mercado secundario de derechos y obligaciones adjudicados en subastas, ya sea mediante el cambio de titularidad de las instalaciones o mediante la transferencia a otras instalaciones que cumplan los requisitos. La Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC) y Red Eléctrica se encargarán de la supervisión e inspección de la prestación del servicio de capacidad.
