La publicación del diseño definitivo del mercado de capacidad español amplió el abanico de competidores por la potencia firme y, con reglas más precisas, empezó a ordenar un escenario en el que centrales existentes, nuevas inversiones y almacenamiento quedaron sujetas a lógicas distintas.
Dentro de ese nuevo tablero, la agregación ganó una posición especialmente relevante al poder integrar bajo una misma oferta unidades de demanda, generación y baterías.
El cambio abrió la puerta a portfolios capaces de acudir al mecanismo apoyándose en activos cuyas inversiones ya habían sido ejecutadas y, por esa misma razón, competir con costes potencialmente inferiores a los de un proyecto greenfield que todavía debía justificar una nueva decisión de inversión.
“Antes se quería considerar la agregación únicamente como un activo de agregación de demanda. Ahora puede ser un sujeto que oferte con distintas unidades de demanda, de generación y de almacenamiento”, explicó Roger Pasola Dolader, Spain's Head for Corporate Affairs, Regulation and Strategy de SSE, a Energía Estratégica.
El cambio introdujo una nueva variable en la competencia que enfrentarían los BESS. Una batería greenfield no tendría necesariamente enfrente únicamente a otro sistema de almacenamiento, una central convencional o una instalación renovable híbrida, sino también a portfolios capaces de combinar diferentes recursos para construir una oferta conjunta de potencia firme.
Para el ejecutivo, esa configuración encajó con uno de los objetivos centrales del esquema: garantizar disponibilidad al sistema al menor coste posible. La agregación permitiría maximizar los ingresos de instalaciones ya desarrolladas sin exigir que toda la remuneración obtenida justificara una inversión nueva.
“Si yo soy el Estado, lo que quiero es que me garanticen capacidad firme al menor precio. En este sentido, a nivel de diseño del mecanismo está muy bien tirado. Habrá que ver si alguien puede participar con esa configuración”, planteó.
El avance regulatorio, sin embargo, no había convertido todavía ese diseño en una señal económica cuantificable para los inversores. Aunque la Orden había establecido las reglas generales, seguían pendientes las convocatorias que determinarían el volumen contratado y varios de los parámetros necesarios para trasladar el mecanismo a una oferta concreta.
“No tenemos ninguna posibilidad de saber cuánto va a ser el volumen contratado y a qué remuneración se nos va a pagar la disponibilidad según la tecnología que presentemos, ya sean renovables, almacenamiento, bombeo u otras”, señaló el ejecutivo.
Dentro de las modificaciones incorporadas apareció también el estándar de fiabilidad. La expectativa de carga perdida, o LOLE, quedó establecida en 1,5 horas, después de que versiones anteriores hubieran situado la referencia en 0,94 horas y distintas instituciones hubieran recomendado revisar al alza.
El especialista consideró en diálogo con este medio que su impacto debería analizarse junto con la futura curva de contratación. Dependiendo de cómo se combinarán las ofertas y la necesidad de potencia firme, el parámetro podría terminar influyendo sobre el volumen finalmente adjudicado o sobre el nivel económico al que se produjera el corte.
En paralelo, el mecanismo introdujo diferencias entre activos existentes y nuevas inversiones que condicionaron la forma en que cada uno llegaría a la subasta. Las instalaciones operativas quedaron sometidas a restricciones asociadas tanto a emisiones como a precios máximos, mientras que los nuevos proyectos partirían de una lógica distinta al necesitar ingresos capaces de respaldar capital todavía no comprometido.
Ese contraste podía evitar que toda la capacidad contratada termine concentrándose en activos existentes y, al mismo tiempo, abrir espacio a tecnologías que todavía debían construir su caso de inversión.
Los límites a activos existentes abrieron espacio para nueva capacidad, pero los ciclos siguieron dentro de la ecuación
La capacidad ya operativa contaba con una ventaja evidente: no necesitaba recuperar una inversión inicial equivalente a la de un proyecto greenfield. Por eso, el diseño había establecido restricciones que buscaban impedir que esa diferencia terminara desplazando completamente a las nuevas instalaciones.
“Podés participar con bastantes activos existentes que no necesitan una remuneración excesivamente elevada para justificar una decisión de inversión. Es una inversión ya acometida y vas a intentar rentabilizar más ofreciendo un servicio al sistema”, sostuvo Pasola Dolader.
Uno de los interrogantes quedó centrado en los ciclos combinados. El límite de emisiones establecido en 550 gramos de CO2 equivalente permitía pensar que una parte relevante del parque español podría presentarse al mecanismo.
“La duda está en cuánto ciclo combinado va a entrar”, advirtió.
Seguir leyendo
La Orden añadió, además, restricciones orientadas a evitar que el conjunto del mercado fuera absorbido por esa tecnología. Esa configuración podía dejar margen para nuevas inversiones, entre ellas renovables acompañadas de almacenamiento, que necesitarían contratos de mayor duración y señales adicionales para respaldar su entrada.
El equilibrio no consistiría, por tanto, únicamente en escoger la oferta más barata, sino en articular capacidad existente con recursos nuevos que pudieran sostener las necesidades futuras del sistema sin convertir el mecanismo en una remuneración concentrada sobre activos ya operativos.
Para las inversiones greenfield, el pago por capacidad tampoco pasó a representar el núcleo completo de su rentabilidad. Roger Pasola Dolader estimó que podría aportar un suelo de ingresos de alrededor del 10% al 15%, suficiente para reforzar determinadas decisiones financieras sin sustituir otras fuentes de remuneración.
“Ninguna nueva inversión está confiando 100% en el mecanismo de capacidad para ser rentable. Al final va a ser como un suelo de ingresos de en torno al 10-15%, pero siempre ayuda a tomar esa decisión de inversión porque la decisión de inversión va de unas décimas”, afirmó.
Ese porcentaje situó al mecanismo como una pieza complementaria dentro de estructuras que continuarían dependiendo del mercado eléctrico, contratos bilaterales, arbitraje u otras vías de ingresos. Para un proyecto situado cerca de su umbral de rentabilidad, sin embargo, ese componente adicional podía terminar inclinando la decisión final.
La interacción con los portfolios agregados añadía otra capa. Mientras una instalación nueva debía construir su oferta incorporando CAPEX, costes operativos y expectativa de retorno, una cartera formada por recursos ya existentes podía buscar principalmente maximizar ingresos adicionales y competir con una estructura económica diferente.
El nuevo plazo devolvió al bombeo a una competición de la que podía quedar prácticamente fuera
Entre las modificaciones con mayor incidencia sobre nuevas inversiones, Pasola Dolader puso el foco en la ampliación del periodo disponible para que determinados proyectos alcanzaran la operación.
El esquema había contemplado inicialmente un máximo de cinco años entre la adjudicación y la puesta en servicio para las nuevas instalaciones, una ventana difícil de compatibilizar con tecnologías que requerían desarrollos particularmente largos.
La posibilidad de extender ese margen hasta nueve años modificó especialmente las perspectivas del almacenamiento mediante bombeo hidroeléctrico.
“Para proyectos como el bombeo, que tardan bastante más en tramitarse y en acometer las actuaciones necesarias para poner las turbinas dentro de las presas hidroeléctricas, te da mucho más margen para tramitar tu proyecto, tomar la decisión de inversión, empezar la construcción y tenerlo operativo”, explicó.
Con el límite anterior, los tiempos administrativos, técnicos y constructivos podían dejar a estos desarrollos fuera del mecanismo antes incluso de que tuvieran posibilidad real de competir.
“Al final lo que estaba haciendo era sacar al bombeo de este mecanismo”, señaló.
La modificación tuvo relevancia adicional por las características económicas de esa tecnología. Los proyectos requerían inversiones elevadas y afrontaban una recuperación de capital difícil de sostener exclusivamente a partir del arbitraje en el mercado mayorista o de su participación en determinados servicios de ajuste.
Para SSE, el bombeo necesitaba precisamente una mayor previsibilidad de ingresos que permitiera acompañar inversiones intensivas en capital y con plazos de ejecución más extensos.
La ampliación temporal no eliminó ese riesgo ni convirtió al mercado de capacidad en una fuente suficiente de remuneración por sí misma, pero permitió que proyectos que anteriormente podían quedar excluidos por calendario pasaran a contar con una vía realista para presentarse.
El resultado fue un esquema en el que la competencia por capacidad firme se extendió más allá de la comparación tradicional entre generación térmica, renovables y baterías. Ciclos combinados con restricciones específicas, nuevas inversiones, bombeo y portfolios agregados de demanda, generación y almacenamiento terminarían compartiendo una misma arena con estructuras de costes, tiempos de desarrollo y necesidades de ingreso muy diferentes.
La convocatoria sería la que terminaría mostrando cuánto espacio conseguiría cada uno.