Madrid, 26 dic (EFECOM).- El Ministerio para la Transición Ecológica ha lanzado a información pública un proyecto de real decreto para mejorar la regulación de las renovables, que incluye adecuar su retribución a las nuevas condiciones del mercado eléctrico para que el entorno de precios bajos, entre otros aspectos, no afecte a su rentabilidad.
De acuerdo con la propuesta, el régimen retributivo tendrá en cuenta las franjas a precios negativos, la energía no vendida por restricciones técnicas o la menor participación de centrales que, siendo claves para cubrir los instantes de mayor demanda, ven reducidas sus horas equivalentes de funcionamiento en ciertos momentos en un contexto de elevada penetración renovable.
El documento, conocido este jueves y que estará en audiencia pública hasta el próximo 24 de enero, modifica el real decreto 413/2014, que regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (Recore).
Durante la última década, el régimen retributivo específico ha sido el principal marco normativo para estas tecnologías, explica el Ministerio en su resumen ejecutivo, y recuerda que, en este tiempo, se ha requerido de intervenciones "puntuales" motivadas por ciertas situaciones de excepcionalidad.
Actualmente, el sector eléctrico se está enfrentando a nuevos retos derivados de una alta penetración de las energías renovables, los cuales han tenido una "consecuencia de particular relevancia" durante este año.
Así, el porcentaje de vertidos de energía se ha incrementado "sustancialmente" y los precios del mercado mayorista de la electricidad se han reducido "de forma notable" en determinadas horas, alcanzando incluso valores negativos "por primera vez en su historia".
"Dichos retos motivan la realización de ciertos ajustes en el régimen retributivo específico que permitan a las instalaciones con derechos económicos adaptarse a la nueva situación del sector", recalca el texto.
Además, debido a la gran cantidad de potencia renovable instalada en los últimos años, algunos nodos de la red eléctrica pueden encontrarse saturados en ciertos periodos.
Para que las instalaciones acogidas al régimen retributivo específico que se encuentren en esta situación no vean reducidos sus ingresos anuales o lleguen a perder completamente sus derechos económicos, la propuesta defiende modificar la definición del número de horas equivalentes de funcionamiento.
De este modo, plantea que, en el cálculo, se considere la energía que no ha podido ser vendida por las instalaciones como consecuencia del proceso para solucionar restricciones técnicas ejecutado por el operador del sistema.
Asimismo, ve necesario que se introduzcan los precios negativos en la metodología. Y es que la redacción vigente exceptúa del cálculo a aquellas franjas durante las cuales los precios del mercado diario son cero durante seis horas consecutivas o más.
Aunque prevista en la norma desde 2018, este panorama no se ha producido de forma recurrente hasta la pasada primavera, cuando la elevada producción renovable y una demanda contenida desplomaron los niveles del 'pool'.
La propuesta avanza, igualmente, en fomentar el almacenamiento, una de las tecnologías clave para facilitar la gestión del sistema, para lo que incluye un nuevo orden de prioridad para la evacuación de la electricidad a la red en condiciones económicas de igualdad, que ahora sólo prevé la de la generación renovable.
Este irá de las instalaciones de energía renovable, incluyendo las que incorporen sistemas de almacenamiento, a las de cogeneración de alta eficiencia, de bombeo puro y de almacenamiento energético independiente, y resto de tecnologías.
Del mismo modo, todas las instalaciones de almacenamiento y demanda conectada a la red de transporte con una potencia superior a 5 megavatios o MW (0,5 MW en los sistemas no peninsulares) deberán adscribirse a un centro de control antes del 1 de enero de 2026.
El futuro real decreto traspondrá normativa europea e incorporará el principio de la jerarquía de los residuos a la normativa sectorial, obligando a certificar la recogida separada para que la incineración pueda percibir el Recore.
Se establece, además, que la retribución de las plantas de tratamiento se ajuste en función del porcentaje de combustible que no acredite dicha recogida separada a partir de 2026.
Las centrales de cogeneración tendrán más flexibilidad para vender toda su energía neta generada en el mercado o en régimen de autoconsumo, ya que podrán cambiar de uno a otro de forma trimestral en lugar de anual.
El proyecto también potencia el régimen de Garantías de Origen de la electricidad de origen renovable, permitiendo su venta en los mercados internacionales y liberando el destino de los ingresos que se obtengan, hasta ahora limitados a nuevos desarrollos de renovables o a actividades de I+D de mejora ambiental. EFECOM
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