
Nuevo mercado de capacidad en España: Participarán generación, almacenamiento y demanda
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha abierto a consulta pública una propuesta de Orden ministerial para la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. Este mercado tiene como objetivo garantizar la seguridad de suministro y promover inversiones en soluciones como el almacenamiento y la gestión de la demanda, que proporcionen firmeza y flexibilidad al sistema, impulsando así la transición hacia una economía neutra en emisiones de carbono.
La implementación del mercado de capacidad deberá ajustarse a la normativa europea sobre ayudas de Estado y al mercado interior de electricidad. El MITECO ha estado trabajando en colaboración con la Comisión Europea para asegurar su conformidad, especialmente desde la reforma del mercado eléctrico europeo aprobada en diciembre de 2023, que elimina la temporalidad de los mecanismos de capacidad.
El mecanismo propuesto prevé un mercado donde participen instalaciones de generación, almacenamiento y demanda, incluyendo a consumidores y agregadores. Estos actores recibirán una retribución por ofrecer firmeza al sistema, ya sea manteniéndose disponibles para generar electricidad o reduciendo su consumo a solicitud de Red Eléctrica.
El servicio de capacidad se adjudicará mediante subastas, y las instalaciones generadoras deberán cumplir requisitos de emisiones y flexibilidad. Las nuevas inversiones estarán limitadas a tecnologías renovables, almacenamiento o demanda.
Las instalaciones generadoras participantes no podrán emitir más de 550 gr de CO2 por kWh, tendrán que cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad que fije cada procedimiento de concurrencia competitiva para permitir la integración de renovables y no percibirán ningún tipo de retribución regulada, como el RECORE o el pago por capacidad. Cuando se trate de nuevas inversiones, sólo podrán corresponder a tecnologías renovables, almacenamiento o demanda.
Tres tipos de subastas con distinto horizonte temporal
La propuesta regulatoria prevé la celebración de tres tipos diferentes de subasta, cuyo volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y de las necesidades de potencia firme identificadas mediante los correspondientes análisis de cobertura europeos o nacionales a cinco años vista:
- Subasta principal: Podrán participar instalaciones existentes y 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. A su vez, 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 en servicio, 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.
Mercado secundario para aportar liquidez
Para aumentar la liquidez del nuevo mecanismo de capacidad, se creará un mercado secundario para los derechos y obligaciones adjudicados en las subastas, permitiendo su traspaso entre instalaciones que cumplan los requisitos. El Operador del Sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia serán responsables de la verificación y supervisión del servicio. La financiación del mecanismo se basará en la comercialización de electricidad y en los consumidores directos, a través de precios diferenciados por segmentos tarifarios y horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución, de modo que los consumos durante las horas de mayor demanda financiarán en mayor medida el sistema.
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