La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha anunciado esta mañana en el Congreso de los Diputados que la Propuesta de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, la que gestiona Red Eléctrica, con horizonte 2030, actualmente en tramitación, “va a suponer una inversión de más de 17.000 millones de euros, un 30% por encima de los planteado inicialmente y un 144% por encima de la vigente”
La propuesta de planificación sometida a audiencia pública desde hace ya más de 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, pero tras analizar las 2.566 alegaciones recibidas, ese volumen de inversión ha crecido hasta superar los 17.000 millones.”Es la mayor inversión en redes de la historia y un 144% frente a la actual. Ahora ya no solo es generación porque hay mucho apetito por electrificar porque nuestro país genera mucho atractivo para esta inversión”, ha asegurado Aagesen en declaraciones a la prensa tras su intervención en el Pleno del Congreso.
“Es la mayor inversión en redes eléctricas de este país, porque nuestra política energética ha generado un gran apetito inversor: más industria, más vivienda y más renovables”, ha valorado Aagesen.
A diferencia de otras planificaciones anteriores, la demanda es la gran protagonista en esta ocasión, aglutinando el 41% de las propuestas recibidas, seguidas por la generación, con el 40%, y el almacenamiento, con el 19%.
Así, 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 han crecido un 52% con relación a la propuesta original, hasta alcanzar las 300, y las posiciones para consumo directo en transporte han crecido un 12%, hasta las 162. Igualmente, se han incrementado un 75% las posiciones previstas para ejes ferroviarios y electrificación de puertos, hasta alcanzar las 59.
Tras la audiencia también ha aumentado el número de subestaciones un 17%, hasta las 193, así como la longitud de las líneas eléctricas previstas, que se eleva un 11% hasta los 6.706 kilómetros, a lo que se añade un incremento del 6% de las redes existentes repotenciadas, hasta los 8.164 kilómetros.
Por otro lado, Aagesen ha adelantado que de forma inminente se publicará en el Boletín Oficial del Estado (BOE) un nuevo mercado de capacidad por el que las instalaciones renovables 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.
La prestación del servicio se adjudicará con subastas tecnológicamente neutras de potencia firme, definida en megavatios (MW) y precio definido en euros megavatio y año. En ellas, se otorgará el precio ofertado (sistema pay-as-bid, según la jerga del sector). 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.
Tres tipos de subastas
Se organizarán tres tipos de subastas, cuyo volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas con los correspondientes análisis de cobertura a cinco años vista:
Subasta principal. 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. De este modo 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, se celebrarán anualmente, siempre que se hayan detectado necesidades de firmeza, y 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.
Subasta de ajuste anual. Sólo podrán participar instalaciones ya operativas, que prestarán el servicio durante 12 meses, a contar a partir de una fecha definida en la convocatoria, dentro de los siguientes 12 meses desde la adjudicación. Diseñadas para resolver situaciones coyunturales, deberían otorgar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que convivirán.
Subasta transitoria. 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.
Sistema sufragado por los consumidores
El sistema lo sufragarán en mayor medida los consumos que se produzcan en 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.
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.
