No obstante, según el informe de ENTSO-E (asociación europea de los gestores de transporte), de no desarrollarse los mercados de capacidad en España, para el 2025 el número esperado de horas al año en el que el parque de generación de electricidad no puede satisfacer la demanda se elevaría hasta 6,7 -Red Eléctrica las sitúa en 6,2-, duplicando el máximo estándar.
En su análisis sobre la reforma del mercado eléctrico de la Unión Europea, la consultora EY pone de manifiesto que un ‘mix’ eléctrico con alta penetración renovable hacia el que avanza -y del que ya goza- España debe llevar asociado la necesidad de una importante capacidad de soporte para hacer frente a la intermitencia. Destaca que los ciclos combinados de gas natural han tomado un papel relevante como mecanismo de respaldo a la intermitencia renovable. El PNIEC, cuya su versión definitiva se está ultimando y el Gobierno tiene que enviar a Bruselas antes de que finalice junio, también cuenta con la potencia actual del parque hasta 2030.
«La aprobación cuanto antes de los mercados de capacidad en España, algo sobre lo que la Administración ya está trabajando, es esencial para evitar los problema de fiabilidad del sistema eléctrico analizados por ENTSO-E y Red Eléctrica a partir de 2025 y para cumplir el objetivo previsto en el PNIEC de 22 gigavatios de almacenamiento para 2030», señala a La Información el socio de sectores regulados, análisis económicos y sostenibilidad en EY, Antonio Hernández.
Asimismo, desde EY ponen de manifiesto que el incremento renovable debe ir acompañado de almacenamiento y una mayor flexibilidad del sistema. «Los mecanismos de capacidad tienen que garantizar que las tecnologías de respaldo puedan contribuir a este fin esencial, evitando su cierre por falta de viabilidad económica», señala el documento. Tanto del sector gasista como del almacenamiento esperan como agua de mayo la puesta en marcha de este mecanismo, que aún está a la espera del aprobado en Bruselas.
Dicho de otra manera, los mecanismos de capacidad son medidas de apoyo que los Estado miembros pueden introducir para remunerar a las centrales eléctricas con el fin de garantizar la seguridad del suministro de electricidad a medio y largo plazo. No obstante, cuando un Gobierno confecciona un mecanismo de capacidad, debe ser analizado y aprobado por la Comisión Europea, en línea con la normativa de ayudas de Estado.
Según EY, los mecanismos de capacidad deberían consolidarse bajo un diseño ‘market wide’, es decir, en el que puedan participar generación, demanda y almacenamiento valorándose su contribución a la flexibilidad y seguridad a los sistemas eléctricos, y no solo el almacenamiento y la gestión de la demanda; todo ello, sin descuidar las emisiones generadas y aplicando el principio de neutralidad tecnológica.
El sistema eléctrico peninsular cuenta con cerca de 609 megavatios (MW) de respuesta activa de demanda para garantizar el equilibrio entre generación y demanda y mantener el adecuado nivel de reserva del sistema en caso de necesidad, asignados en la subasta que se celebró el 4 de diciembre de 2023 para el año en curso. Bajo este escenario, Red Eléctrica lleva años impulsando la participación de la demanda en los servicios de ajuste porque es una herramienta que ofrece una mayor flexibilidad a la operación del sistema e impulsa el proceso de descarbonización.
El servicio de respuesta activa de la demanda, que se activó el 22 de mayo por segunda vez desde 2023, es una herramienta que aporta flexibilidad extra a la operación del sistema eléctrico en los momentos puntuales de escasez de recursos en los que sea necesario ajustar la demanda a la producción. Países como Francia o Portugal, y más recientemente el Reino Unido, también cuentan con distintos mecanismos de reducción de la demanda similares.
