Las eléctricas quieren cobrar 800 millones del nuevo sistema ‘antiapagones’ que prepara el Gobierno

El Gobierno trabaja en un nuevo mecanismo para reforzar la seguridad de suministro eléctrico y que sirva para evitar grandes apagones. El nuevo sistema, cuyo diseño y tramitación ya estaban avanzados antes del colapso energético de hace dos semanas, conllevará el reparto de ayudas millonarias a las compañías energéticas que garanticen inyecciones de electricidad adicional cuando sea necesario para evitar desajustes entre oferta y demanda de energía.

El Ministerio para la Transición Ecológica, omandado por la vicepresidenta Sara Aagesen, aún ultima el diseño definitivo del mecanismo, pero lo que sí está decidido es que la cuantía de los pagos millonarios se determinará mediante un sistema de subastas y que se cargará en el recibo de la luz que pagan todos los consumidores. Antes de que quede definido por completo el diseño, las compañías energéticas ya echan números sobre las retribuciones a las que aspiran recibir por este sistema ‘antiapagones’.

El mecanismo en ciernes apuesta por crear un mercado en el que participen las instalaciones de producción de electricidad, de almacenamiento y también de gran demanda de energía (grandes consumidores y agregadores de energía). Todos ellos percibirán una retribución a través del recibo de luz por aportar seguridad al sistema eléctrico, tanto por estar disponibles para inyectar electricidad en las redes o bien por reducir el consumo cuando se lo exija Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico.

Las grandes candidatas para llevarse el grueso de las ayudas en juego mediante estas pujas son las centrales de gas y las compañías que las controlan aspiran a recibir cerca de 800 millones de euros para estar disponibles siempre que lo necesite el sistema eléctrico, para cubrir los costes explotación crecientes que soportan y garantizarse una rentabilidad cada vez más complicada por el escaso número de horas que producen electricidad, según explican a EL PERIÓDICO fuentes del sector eléctrico vinculadas a la explotación de estas instalaciones.

El coste de estar casi paradas

Los ciclos combinados -las centrales que queman gas para producir electricidad- fueron instalados en España muy mayoritariamente en los primeros años dos mil. Las plantas operaron el año pasado una media de 1.400 horas, apenas un 15% del total de horas anuales. Las centrales están diseñadas para operar de manera continua, pero actualmente las condiciones del mercado eléctrico hacen que sólo funcionen un número reducido de horas y que estén apagándose y encendiéndose para producir sólo en los momentos en que hace falta. Una dinámica, que según las compañías eléctricas que los gestionan, hace que los costes de operación y también de mantenimiento de las instalaciones se hayan disparado.

El cálculo que hacen las eléctricas con centrales de gas es que, para cubrir esos costes operativos y seguir estando disponibles para cubrir toda la demanda cuando otras tecnologías de producción de electricidad no son suficientes, el futuro mercado de capacidad que prepara el Gobierno les debería garantizar una retribución de cerca de 30.000 euros por cada megavatio de potencia instalada. Esto es, unos 800 millones de euros cada año para los 26.600 MW de ciclos combinados con que cuenta el mercado eléctrico nacional.

España viene defendiendo desde la crisis energética la creación de un mercado de capacidad nacional con el que pagar a las instalaciones que den seguridad y firmeza al sistema eléctrico, ya sea por ser capaces de producir electricidad casi a voluntad frente a la intermitencia de las energías renovables (como las centrales de gas o las hidroeléctricas de bombeo, o determinadas plantas de renovables), por poder inyectar a la red electricidad almacenada (como las plantas de baterías) o por reducir la demanda eléctrica lo suficiente.

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Las eléctricas que operan las centrales de gas llevan años reivindicándose como garantes de la seguridad de suministro en el mercado español frente a la producción intermitente de las instalaciones de energías renovables, dependientes de que haya viento, sol o agua. Las centrales de gas no funcionan siempre, sólo cuando el resto de tecnologías no son suficientes para cubrir toda la demanda de electricidad. Pero siempre han de estar disponibles para enchufarse de ser necesario, dado que es una tecnología que puede producir prácticamente a voluntad y con rapidez. La patronal gasista Sedigás saca pecho del “rol determinante” que jugaron las centrales para recuperar el suministro eléctrico en toda España tras el apagón y para reactivar el sistema desde el ‘cero energético’ histórico.

La prestación del servicio y la cuantía de los pagos se establecerá mediante un sistema de subastas de potencia firme (medida en megavatios, MW, que se consideren necesarios) y por precio (medido en euros por cada MW y por año). El plan pasa por lanzar subastas para determinar cuánto pagar -el mínimo posible- a estas instalaciones que dan estabilidad al sistema eléctrico y que pueden estar siempre disponibles para cubrir las espaldas cuando toda la producción sea insuficiente para cubrir todo el consumo requerido en momento de estrés máximo del sistema eléctrico.

La puesta en servicio de nuevos escudos para el sistema eléctrico toma más relevancia en plena resaca del gran apagón que paralizó España hace dos semanas. Sin embargo, a la espera de conocer las causas exactas del apagón masivo del 28 de abril, lo que parece claro es que en el momento del colapso del sistema eléctrica había una demanda relativamente baja y también capacidad de producción suficiente.

La autorización de Bruselas

El Gobierno español lleva años tratando de impulsar este sistema sorteando las pegas de la Comisión Europea, que ahora tiene que dar su autorización final de Bruselas para ponerlo en marcha, El Ejecutivo abrió el pasado diciembre un proceso audiencia pública sobre una propuesta de orden ministerial que contemplará la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español (Baleares y Canarias quedan fuera del mecanismo).

Transición Ecológica aún estudia todas las alegaciones presentadas por las compañías y patronales del sector eléctrico y el industrial para redactar una propuesta definitiva y remitirla formalmente a la Comisión Europea, que debe autorizar la puesta en marcha del plan. El Gobierno ya ha realizado una prenotificación a Bruselas de la normativa en ciernes en cuanto abrió el proceso de audiencia pública, pero la propuesta definitiva debe recibir la aprobación de la Comisión Europea.

La pretensión del Gobierno es tener el diseño final del mecanismo ‘antiapagones’ “cuanto antes’ y mantiene el objetivo de realizar la primera subasta este mismo año. A la espera de esa autorización de la Comisión Europea y de toda la tramitación legal, El Ejecutivo se moviliza para que el sistema esté activo de manera transitoria a partir de 2026 y se despliegue de manera íntegra a partir de 2030.

La participación en la subasta tiene condiciones, según se recogía en la primera propuesta del Gobierno y aún está por confirmarse que se recoja en el texto definitivo. Sólo podrán participar instalaciones existentes generadoras de electricidad cuyas emisiones de CO2 estén por debajo de los 550 gramos por kilovatio hora producido (lo que permite que entren las centrales de gas, las grandes candidatas para recibir pagos y poder así mantener su actividad), las plantas de producción aún no activas sólo podrán ser de energías renovables o sistemas de almacenamiento, y quedarán fuera las plantas que ya reciban otros tipos de retribución regulada (sean las primas a renovables del Recore, los antiguos pagos de capacidad que mantienen algunas centrales de gas o hidroeléctricas de bombeo, o los pagos para la gran industria que participa del actual sistema de respuesta activa de la demanda).  

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