España pondrá en marcha un nuevo mercado de capacidad para reforzar la firmeza y flexibilidad del sistema eléctrico mediante subastas en las que podrán participar instalaciones de generación y almacenamiento, así como consumidores y agregadores de demanda.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha anunciado este 16 de septiembre la inminente publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE) de la orden ministerial que regulará el mecanismo, de ámbito peninsular.

El nuevo mercado remunerará a los participantes por estar disponibles para inyectar electricidad a la red o, en el caso de la demanda, reducir su consumo cuando lo solicite el operador del sistema. El objetivo es preservar la seguridad de suministro y proporcionar señales de inversión que faciliten la incorporación de almacenamiento y gestión de la demanda al sistema eléctrico.

El diseño llega después del trabajo realizado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) con la Unión Europea y tras obtener a finales de mayo la conformidad del modelo español con las normas comunitarias sobre ayudas de Estado.

Subastas pay-as-bid de potencia firme

La capacidad se adjudicará mediante subastas tecnológicamente neutras en las que se ofertará potencia firme, expresada en MW, y un precio en €/MW/año.

El mecanismo utilizará un esquema pay-as-bid, por lo que los adjudicatarios recibirán el precio que hayan ofertado.

Las centrales de generación que participen no podrán superar unas emisiones de 550 gramos de CO2 por kWh, deberán cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad establecidos en cada convocatoria y no podrán recibir otro tipo de retribución regulada.

El diseño introduce además una diferencia entre las instalaciones existentes y las futuras inversiones. Cuando se participe con nuevos proyectos, estos únicamente podrán corresponder a renovables, almacenamiento o demanda, una condición con la que el Gobierno pretende incentivar la incorporación de tecnologías no fósiles.

Contratos de hasta 15 años para nuevas inversiones

El mercado de capacidad contará con tres tipos de subastas: principal, de ajuste anual y transitoria. Su volumen y periodicidad dependerán de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme detectadas mediante análisis de cobertura con un horizonte de cinco años.

La subasta principal estará abierta tanto a instalaciones existentes como a nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda. Los nuevos activos podrán comenzar a prestar el servicio en la fecha establecida en cada convocatoria y hasta cinco años después de su adjudicación.

El MITECO busca así proporcionar visibilidad de ingresos a los proyectos futuros para facilitar su viabilidad y reducir sus costes de financiación.

Con carácter general, estas subastas se celebrarán anualmente siempre que se identifiquen necesidades de firmeza. Las instalaciones existentes podrán obtener contratos por un año, mientras que las nuevas inversiones podrán alcanzar periodos de prestación de hasta 15 años. Para las nuevas demandas, la duración estará comprendida entre uno y diez años.

Subastas anuales para necesidades coyunturales

El segundo mecanismo será la subasta de ajuste anual, reservada exclusivamente a instalaciones que ya se encuentren operativas.

Los adjudicatarios prestarán el servicio durante 12 meses a partir de la fecha que establezca la convocatoria, dentro del año posterior a la adjudicación. Estas subastas estarán destinadas a resolver necesidades coyunturales y deberían adjudicar menos capacidad firme que las subastas principales.

A ellas se añadirá una subasta transitoria, concebida para garantizar la firmeza del sistema hasta que comience la prestación del servicio adjudicado mediante la primera subasta principal. Se celebrará cada año durante ese periodo y permitirá participar tanto a instalaciones existentes como a nuevas inversiones, con contratos anuales.

Los consumos en las horas de mayor estrés pagarán más

La financiación del nuevo mercado recaerá sobre las comercializadoras eléctricas y los consumidores directos en mercado mediante precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios.

El diseño establece que los consumos realizados durante las horas de mayor estrés del sistema soportarán una mayor parte del coste. Estas horas no podrán representar más del 10% del cómputo anual.

Con ello, el mecanismo pretende introducir una señal económica para desplazar el consumo hacia otras franjas horarias, aumentar la flexibilidad de la demanda y aplanar la curva de carga del sistema eléctrico.

El mercado también contará con un mercado secundario para los derechos y obligaciones adjudicados en las subastas. Estos podrán transferirse por cambios en la titularidad de las instalaciones o a otras instalaciones que cumplan los requisitos establecidos.

El operador del sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) serán los responsables de verificar e inspeccionar la prestación de los servicios de capacidad.