España entra en la recta final para poner en marcha uno de los mecanismos más esperados por el sector eléctrico.
Tras casi dos años desde que se sometiera a audiencia la propuesta inicial y una vez obtenido el visto bueno de la Comisión Europea, el mercado de capacidad queda ahora pendiente de los últimos pasos regulatorios antes de poder celebrar sus primeras subastas.
Desde AELEC consideran que todavía existe margen para que el mecanismo comience a materializarse en 2027, aunque para ello será necesario acelerar el calendario durante las próximas semanas.
Así lo señala Marina Serrano, presidenta de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica, en conversación con Energía Estratégica.
La directiva pone el foco no solo en el respaldo que necesitan los ciclos combinados para garantizar la seguridad de suministro, sino también en el papel que el nuevo esquema puede desempeñar para mejorar la rentabilidad del almacenamiento.
Además, vincula su puesta en marcha con otro de los grandes desafíos del sistema español: conseguir que el crecimiento renovable avance acompañado por nueva demanda, redes preparadas y tecnologías capaces de aportar flexibilidad.
AELEC lleva años reclamando un mercado de capacidad tecnológicamente neutro y abierto a generación, almacenamiento y gestión de la demanda. ¿Qué diseño necesita España y cuánto margen queda para aprobarlo antes de que la demora empiece a afectar las decisiones de inversión?
Es uno de los elementos que seguimos esperando. Incluso pensábamos que podría haberse aprobado antes de las vacaciones para que la primera subasta pudiera realizarse ya en 2027.
Es necesario porque proporciona una señal al mercado. En primer lugar, es fundamental para garantizar la seguridad de suministro y mantener el backup de las centrales que deben estar disponibles cuando el sistema las requiera.
También es clave para el almacenamiento.
Estábamos de acuerdo con el planteamiento de subastas que figuraba en la propuesta de orden que conocimos, destinadas también a facilitar nuevas inversiones.
Por lo que sabemos, después del análisis de la Comisión Europea no parece que vaya a haber demasiados cambios.
El modelo planteado es mejorable, como cualquier regulación, pero nos parecía positivo y alineado con otros países europeos.
Ahora lo importante es que se apruebe y se implemente. Después, a medida que evolucione el mercado, siempre se podrán introducir ajustes o modificaciones.
Pero lo más significativo es que empiece a funcionar cuanto antes.
Todo indicaba que el mercado de capacidad estaría aprobado antes de terminar el verano, pero eso no pasó. ¿Qué está retrasando el proceso y qué calendario manejáis de cara a los próximos meses?
Hasta ahora faltaba el visto bueno de la Comisión Europea. Esa era la explicación que se nos daba.
Pero esa aprobación ya está y, por lo que conocemos, la Comisión no ha planteado grandes modificaciones a la propuesta española.
Por eso esperamos que se apruebe cuanto antes.
Y si eso sucede, ¿cómo se avanzaría?
Si se aprueba en septiembre, luego hay que aprobar la resolución y las reglas de la subasta y poder convocar la primera subasta para el año que viene.
Ese es el calendario que manejamos y creemos que en septiembre podríamos llegar a tiempo.
¿Qué papel puede jugar este mecanismo frente al boom en almacenamiento que ya estamos viendo?
Es un elemento muy importante para que el almacenamiento tenga rendimiento económico.
Las subastas permitirán que aquellas instalaciones que estén disponibles puedan aportar seguridad de suministro y que participen distintos tipos de tecnologías.
Fundamentalmente están los ciclos combinados, que actúan como backup, pero también el almacenamiento, las renovables y otros agentes relacionados con la gestión de la demanda.
El mercado de capacidad puede dar una señal al almacenamiento y eso es importante.
Además, estas instalaciones tienen que poder participar en los demás mercados de operación y ser sujetos capaces de prestar servicios al sistema.
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Dando un giro y poniendo el foco en el BOE… Se está detectando una cantidad creciente de proyectos de BESS en tramitación, pero existe una diferencia importante frente a la capacidad que realmente termina construyéndose. ¿Qué necesita el mercado hoy para pasar del papel a la ejecución?
El almacenamiento es una nueva figura dentro del sistema y, efectivamente, existen muchos proyectos.
Muchos de ellos están planteados en hibridación con instalaciones fotovoltaicas, que es lo que se está viendo actualmente en tramitación.
Lo primero que hay que hacer es conseguir que esos proyectos se establezcan.
Para ello hacen falta una serie de elementos relacionados también con el permitting.
Los reales decretos-leyes anteriores ya han incorporado mecanismos para mejorar determinados procedimientos y facilitar la implantación de aquellos proyectos que cumplen ciertas características, sobre todo en relación con su ubicación.
Es algo en lo que se ha avanzado, pero en lo que hay que seguir insistiendo para lograr la tramitación necesaria y que las instalaciones terminen ejecutándose.
Más allá del almacenamiento, ¿cuáles son las otras decisiones regulatorias que España debería tomar en el corto plazo?
Uno de los elementos más significativos es facilitar el acceso de la demanda.
Un sistema con mucha generación renovable solo puede avanzar si existe equilibrio entre oferta y demanda.
La demanda está llamando a la puerta de las redes: la industria que quiere descarbonizarse, los centros de datos, los puntos de recarga y la electrificación de la climatización de las ciudades.
Por eso hacen falta medidas que permitan favorecer el establecimiento de esa nueva demanda.
Tenemos oferta suficiente y necesitaremos seguir incorporando renovables, pero no podemos seguir manteniendo precios cero o vertidos. Para eso hace falta que crezca el consumo eléctrico.
Tenemos que poner el foco en el crecimiento de la demanda, facilitar el acceso y conexión y reforzar las redes como elemento vertebrador del sistema.
En ese escenario, ¿qué importancia tiene la reciente regulación de los permisos de acceso flexible?
Es un cambio de paradigma porque hasta ahora no existía la conexión flexible.
Quien solicitaba acceso lo hacía para disponer de toda la capacidad las 24 horas del día, los siete días de la semana.
Introducir esta posibilidad supone una nueva forma de trabajar tanto para los agentes que solicitan conexión como para los propios gestores de las redes.
Va a permitir ofrecer una alternativa a quienes han solicitado acceso y no pueden disponer de toda la capacidad que necesitan, facilitándoles conexión durante determinadas horas o bajo determinadas condiciones.
Es especialmente importante para el almacenamiento, porque se ajusta muy bien a su funcionamiento: consumir cuando la electricidad es más barata y aportar al sistema cuando es necesario y tiene mayor valor.
Ahora bien, esto no sustituye las inversiones en redes.
Es un elemento importante y va a dar mucho juego, pero debe completarse con nueva infraestructura.
¿España cuenta con las condiciones para atraer las inversiones que necesita el sistema?
España tiene una oportunidad inmejorable.
Disponemos de renovables y contamos con precios entre un 20% y un 30% más baratos gracias al esfuerzo que se ha realizado tanto desde la regulación como desde el propio sector para desplegarlas.
Tenemos que conseguir que esa ventaja permita atraer industria, centros de datos, electrificación de puertos, bombas de calor, movilidad eléctrica y toda aquella nueva demanda que pueda aprovechar esa generación.
No podemos perder esa oportunidad.
Hay que resolver aquellos obstáculos que, muchas veces por la burocratización, la dispersión de competencias o por no tener claro cuál es el objetivo, terminan ralentizando los proyectos.
El objetivo es conseguir que España no pierda la oportunidad que tiene ahora.