El Gobierno busca compañías eléctricas por si hay un gran apagón

A nivel técnico, se trata de un mecanismo que busca capacidad en el sistema eléctrico que pueda estar siempre disponible para entrar en acción. Es decir, como si fuera una especie de seguro, el Gobierno abrirá una subasta pública para que las compañías ofrezcan sus centrales de producción de energía por si se origina un apagón.

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Raúl Masa

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¿Pero puede quedarse España sin electricidad? En la 'Memoria del Análisis de Impacto Normativo', el ministerio explica que nuestro país está transformando radicalmente el mix eléctrico. Esto se debe a la entrada masiva de renovables en el sistema. De hecho, en 2024, el 56% de la generación eléctrica ya se produjo con esta tecnología. Una situación que va a ir a más en los próximos años.

No obstante, recuerda que este cambio en la composición del 'pool' energético, donde además se sumará el cierre de las centrales nucleares desde 2027, requiere de medidas normativas que confieran «la existencia de suficientes fuentes de respaldo y flexibilidad que permitan garantizar la seguridad de suministro».

Aunque hay que volver a la pregunta: ¿puede quedarse España a oscuras? Red Eléctrica, el gestor del sistema, ha tenido que pronunciarse al respecto, y de conformidad con el mandato del Parlamento Europeo, ha llevado a cabo un análisis para determinar la situación. La compañía presidida por Beatriz Corredor determina que en 2025 podría darse un vacío de 6,2 horas, lo que supondría una generación eléctrica superior a los 12 GWh. Esa cifra decrece con el paso de los años, entre otras cosas, porque los sistemas de almacenamiento irán mejorando, y siempre habrá mayor respaldo. Aun así, para 2027 se prevé una potencial caída del sistema que llegaría a las 4,7 horas; y que sería de 1,6 horas en 2030.

Cabe preguntarse si es necesario un mercado de capacidad continuo, con el coste que supone, por una potencial ausencia de electricidad similar a la duración de tres partidos de fútbol. La respuesta es sí. El coste que supondría quedarse sin luz en todo el sistema durante unas horas es, simplemente, no cuantificable. Por tanto, es necesario tener este mecanismo de respaldo.

Sobre su financiación, fuentes del ministerio prefieren no llevar a cabo ningún tipo de pronóstico. Lo que se sabe es que el gasto lo asumirá el sistema eléctrico, cuya traducción simple es: todos los consumidores. En este sentido, en la documentación referente a la consulta pública tampoco se quiere desvelar la cifra. El proceso es de subasta cerrada, es decir, las distintas empresas ofrecerán la capacidad de sus centrales, con una propuesta de lo que querrían cobrar por ello, y el Gobierno determinará en función de las necesidades lo que quiera. Por eso, argumentan que se provocaría un elemento distorsionador si se lanzan aproximaciones de lo que supondría este mercado de capacidad. Habrá que esperar por tanto a que se celebren las subastas.

Lo antes posible se hará una subasta transitoria para los próximos años, que además son los más apremiantes; y más tarde se harán las subastas principales para los próximos años. La prestación del servicio será de cinco años, una vez que se inicie el servicio, y siempre dependiendo de las necesidades que requiera el sistema. Lógicamente, en caso de incumplimiento por parte de la compañía conllevaría una fuerte sanción.

Asimismo, este mercado de capacidad tiene un debate soterrado que ha lanzado el Gobierno. En la memoria justificativa explica que este mecanismo se utilizará también para fomentar el uso del almacenamiento.

Según explican desde la consultora AleaSoft, «la implementación del nuevo mercado de capacidad en España es fundamental para el desarrollo y despliegue acelerado de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en el sistema eléctrico. En un contexto de creciente integración de energías renovables intermitentes, como la solar y la eólica, las baterías desempeñan un papel crítico al proporcionar flexibilidad, almacenamiento y respaldo en los momentos en que la producción renovable no puede cubrir la demanda».

Con la entrada en vigor de este mecanismo se pretende fomentar el auge del almacenamiento, que será necesario.

La duda en estos momentos es qué tipo de centrales serán las que cuenten con mayores opciones para hacerse con esta capacidad.

A nivel técnico, la consulta explica que «las instalaciones generadoras que participen no podrán emitir más de 550 gramos de CO2 por kWh y deberán cumplir con los requisitos de firmeza y flexibilidad establecidos en cada convocatoria. Las nuevas inversiones estarán limitadas a tecnologías renovables, almacenamiento o gestión de la demanda». Bajo esta fórmula, el Gobierno habilita a mucha tipología el acceso a este mercado de capacidad, aunque en realidad, tal y como están ahora mismo las cosas, este sistema está hecho a medida para las centrales de ciclo combinado.

De hecho, ha sido principalmente el sector gasista quien más ha insistido en el desarrollo normativo de este mecanismo. Con la entrada masiva de renovables, el gas ha empezado a tomar un papel secundario en la elaboración del mix eléctrico. Así, según datos ofrecidos por Enagás, el gestor del sistema gasista, en 2024 hubo un descenso superior al 20% en las necesidades de gas natural para generar electricidad. Por tanto, las compañías empiezan a ver como un problema tener una gran cantidad de centrales sin uso, pero cuyos costes de mantenimiento son muy elevados.

En este contexto, el mercado de capacidad otorga unos ingresos por tener disponibles estas centrales. No obstante, habrá qué ver también cómo afecta en la inversión de baterías. En todo caso, lo deseado y esperado es que finalmente no se produzca ningún apagón.