El Gobierno eleva la inversión en redes eléctricas a un récord de más 17.000 millones y lanza el nuevo mecanismo antiapagones
La Planificación eléctrica a 2030 eleva la inversión un 30% respecto a lo anunciado hace un año; el ministerio aprueba el nuevo mecanismo de capacidad tras el visto bueno de Bruselas El Gobierno atribuye el retraso de la CNMC en la norma clave del apagón a intereses económicos: “Follow the money” El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha elevado hasta un récord de más de 17.000 millones de euros la inversión prevista en la nueva Planificación eléctrica 2025-2030, y va a publicar este jueves en el BOE de la orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español, el denominado sistema antiapagones anunciado en enero del año pasado. Así lo ha anunciado este miércoles la vicepresidenta y ministra, Sara Aagesen. La propuesta de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2030, actualmente en tramitación, supondrá una inversión de “más de 17.000 millones, un 30% más que lo planteado inicialmente”, un 144% por encima de la vigente y “la mayor inversión en redes de la historia”, ha anunciado Aagesen, que ha señalado que la medida “más importante” tras el histórico apagón del 28 de abril de 2025 es “mejorar la supervisión del sistema” La Propuesta de planificación sometida a audiencia pública hace un año contemplaba una inversión de 13.600 millones para cubrir las necesidades del país y cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030. Tras analizar las 2.566 alegaciones recibidas, ese volumen de inversión ha crecido hasta superar los 17.000 millones. El Gobierno confía en aprobarla antes de que acabe 2026, según dijo el martes en el Congreso el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard. La demanda es la gran protagonista en esta planificación, a direrencia de las anteriores. Aglutina el 41% de las propuestas recibidas, seguidas por la generación, con el 40%, y el almacenamiento, con el 19%. En el nuevo texto, tras la fase de alegaciones, las posiciones de la red de transporte para atender nuevas demandas en la red de distribución crecen un 52% respecto a la propuesta original, hasta 300, y las posiciones para consumo directo en transporte han crecido un 12%, hasta 162. “Se han incrementado un 75% las posiciones previstas para ejes ferroviarios y electrificación de puertos, hasta alcanzar las 59”, explica el ministerio. Tras la audiencia pública también ha aumentado el número de subestaciones un 17%, hasta 193, así como la longitud de las líneas eléctricas previstas: un 11% más, hasta 6.706 kilómetros. A esto se añade un incremento del 6% de las redes existentes repotenciadas, hasta 8.164 kilómetros. Subastas de capacidad Además de la nueva planificación, el ministerio ultima la puesta en marcha del mercado de capacidad, planteado meses antes del histórico cero energético de 2025 con la idea de que entrara en vigor en el primer semestre del año pasado. Este instrumento, finalmente aprobado por la Comisión Europea en mayo, busca preservar la seguridad de suministro, con señales de inversión para que el almacenamiento y la gestión de la demanda se incorporen definitivamente al sistema y “se avance ordenadamente hacia una economía neutra en emisiones de carbono”, explica el ministerio. El mecanismo se activa tras la reforma de la normativa comunitaria para eliminar la condición temporal de este tipo de mecanismos –lograda durante la Presidencia Española de la UE– y la conformidad del modelo español con las reglas relativas a las Ayudas de Estado, obtenida a finales de mayo . Ese visto bueno cifró las ayudas del esquema en 9.000 millones. Ahora, se lanza tras confirmarse la prórroga hasta 2030 de la central nuclear de Almaraz. Este miércoles, durante la sesión de control en el Congreso, el diputado del PP Guillermo Mariscal le ha reprochado al Gobierno que prorrogar Almaraz supone una rectificación de su política energética. La vicepresidenta Aagesen ha reiterado que “este gobierno es pragmático” con esta extensión “limitada”, que justifica por la crisis energética por la guerra en Irán. Y ha arremetido contra quienes hablan “de política irresponsable y errónea” cuando durante siete años de gobierno “no instalaron prácticamente un megavatio renovable” y aprobaron el impuesto al sol, con una factura “en diferido” en forma de laudos de inversores internacionales por los recortes retroactivos a las renovables. Según Aagesen, en España “la factura energética es un 24% más baja que la de Alemana y casi un 50% más baja que la de Italia”. Fuentes del ministerio recuerdan que Italia, Francia o Bélgica están desarrollando mecanismos de capacidad como este. Alemania ha sido el último en obtener la aprobación de la Comisión Europea este mes. Las instalaciones de generación y almacenamiento, así como la demanda –los consumidores y los agregadores– podrán participar en este mercado, de ámbito peninsular. Percibirán una retribución por aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, bien por estar disponibles para inyectar electricidad en las redes o bien por reducir el consumo, siempre a requerimiento del Operador del Sistema, Red Eléctrica de España (REE). La prestación del servicio se adjudicará con subastas tecnológicamente neutras de potencia firme (MW) y precio (€/MW/año), en las que se otorgará el precio ofertado (sistema conocido como pay-as-bid ). Las centrales de generación no podrán emitir más de 550 gr/CO2/kWh, tendrán que cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad que fije cada subasta, y no cobrarán ningún tipo de retribución regulada. Para incentivar la incorporación de tecnologías no fósiles, cuando se participe en las subastas con proyectos futuros –nuevas inversiones–, éstos solo podrán ser de renovables, almacenamiento o demanda. Tres subastas Se organizarán tres tipos de subastas, cuyo volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y las necesidades de potencia firme identificadas con los correspondientes análisis de cobertura a cinco años vista. En primer lugar, habrá una subasta principal en la que podrán participar las instalaciones existentes y los nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda que vayan a prestar servicio a partir de la fecha que fije la convocatoria, hasta cinco años después de la adjudicación. Así se garantizan ingresos a futuros proyectos, facilitando su viabilidad y abaratando su financiación. 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, estas subastas se celebrarán anualmente, siempre que se hayan detectado necesidades de firmeza. La duración del servicio será de un año para instalaciones existentes, hasta 15 años para nuevas inversiones, y entre uno y 10 años para nuevas demandas. En segundo lugar, habrá una subasta “de ajuste anual” en la que sólo podrán participar instalaciones ya operativas, que prestarán el servicio durante 12 meses. Diseñadas para resolver situaciones coyunturales, deberían otorgar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que convivirán. Y habrá también 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 instalaciones existentes y nuevas inversiones, con un plazo de prestación anual. El nuevo mercado de capacidad lo financiarán los consumidores de electricidad por medio de precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y períodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución. Así, el sistema lo sufragarán en mayor medida los consumos de las horas con más estrés del sistema, que no podrán exceder el 10% del cómputo anual, y “se darán señales para flexibilizar y desplazar la demanda a otras franjas horarias, aplanar la curva de carga y facilitar la gestión del sistema”, explica el ministerio. Por otro lado, para dar más liquidez al nuevo mecanismo, se prevé la existencia de un mercado secundario de los derechos y las obligaciones adjudicados en las subastas, bien por cambio de titularidad de las instalaciones, bien por traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos. El Operador del Sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) se encargarán de la verificación y la inspección de la prestación del servicio de capacidad.
elDiario.es•Antonio M. Vélez16 sept
