Es decir, un sistema que servirá para retribuir a las centrales eléctricas que aporten potencia firme suficiente para garantizar el suministro eléctrico en momentos de estrés del sistema, es decir, cuando existe un riesgo de apagón como el sufrido. Transición Ecológica finalizó recientemente una consulta pública sobre este mecanismo y está manteniendo en este momento conversaciones informales con la Comisión para que el sistema propuesto, que supone una ayuda de estado, puede recibir el visto bueno. La propuesta regulatoria prevé la celebración de tres tipos de subastas cuyo volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas mediante los análisis de cobertura europeos o nacionales a cinco años vista.
La subasta principal permitirá participar a instalaciones existentes y nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda que vayan a prestar servicios a partir de la fecha que fije la convocatoria hasta cinco años después de la adjudicación. El periodo de prestación del servicio será distinto en función del tipo de instalación (existente o nueva inversión) y del tipo de tecnología. Con carácter general se celebrarán anualmente y la duración del servicio será de un año para instalaciones existentes, hasta 15 años para nuevas inversiones y entre uno y diez años para nuevas demandas.
Se producirá una segunda subasta de ajuste anual donde sólo podrán participar instalaciones en servicio durante un año a contar desde la fecha definida en la convocatoria, dentro de los siguientes meses de la adjudicación.
Por último habrá una subasta transitoria que garantizará la firmeza del sistema eléctrico hasta el año de inicio de la prestación del servicio otorgado con la subasta principal. Se celebrará todos los ejercicios hasta entonces y podrán participar las instalaciones existentes y nuevas inversiones, con un plazo de prestación anual.
Según explica el Ejecutivo en su memoria económica, las razones que explican esta situación del estrés del sistema eléctrico son varias. Así, el actual contexto de mercado no permite viabilizar las nuevas inversiones en tecnologías firmes y flexibles, ya que a pesar de que los ingresos por arbitraje se han venido incrementando por efecto de la volatilidad en los mercados, y de que se han venido eliminando barreras para que las tecnologías de almacenamiento puedan participar en todos los segmentos de mercado, lo cierto es que sigue existiendo un «missing money» (término empleado por la literatura económica para referirse a este fenómenos habitual en los mercados energéticos) que impide el acometimiento de estas inversiones, imprescindibles ya no solo desde la perspectiva de la seguridad de suministro, sino desde la propia necesidad de integración de renovables, ya que sin estas tecnologías no resultará posible abordar con éxito los ambiciosos objetivos de renovables a nivel nacional.
La nueva orden además creará un mercado secundario para aportar liquidez con los derechos y obligaciones adjudicaciones en las subastas, bien por cambio de titularidad de las instalaciones, bien por traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos. Red Eléctrica y la CNMC se encargarán de la verificación y la inspección de la prestación del servicio de capacidad. Su financiación corresponderá a la comercialización de electricidad y a los consumidores directos en mercado, por medio de precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución. De este modo, lo sufragarán en mayor medida los consumos que se produzcan en las horas con más estrés del sistema.
La norma, según el Gobierno, tiene impacto medioambiental positivo, ya que uno de sus fundamentos consiste en la integración de instalaciones de almacenamiento que permitirán la mayor penetración de renovables y, en última instancia, la descarbonización de la economía.
