El nuevo mercado de capacidad español remunerará la disponibilidad y flexibilidad de instalaciones de generación, almacenamiento y demanda, mediante subastas tecnológicamente neutras. El mecanismo busca reforzar la seguridad de suministro y generar señales de inversión para nuevas capacidades renovables.
La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha anunciado en el Congreso de los Diputados la inminente publicación en el BOE de la orden ministerial que crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español. El mecanismo tiene como objetivos reforzar la seguridad de suministro y proporcionar señales de inversión para el almacenamiento y la gestión de la demanda.
El mercado se ha desarrollado tras el trabajo del MITECO con la Unión Europea, incluida la reforma de la normativa comunitaria para eliminar la condición temporal de estos mecanismos y la conformidad del modelo español con las reglas europeas de Ayudas de Estado, obtenida a finales de mayo.
Retribución por firmeza y flexibilidad
El mecanismo tendrá ámbito peninsular y permitirá participar a instalaciones de generación y almacenamiento, así como a consumidores y agregadores de demanda. Los participantes recibirán una retribución por aportar firmeza y flexibilidad al sistema, ya sea mediante su disponibilidad para inyectar electricidad en la red o mediante la reducción de su consumo cuando sea requerido por el Operador del Sistema.
La adjudicación se realizará mediante subastas tecnológicamente neutras de potencia firme (MW) y precio (€/MW/año), aplicando un sistema pay-as-bid. Las centrales de generación deberán cumplir un límite de emisiones de 550 g de CO₂/kWh, además de los requisitos de firmeza y flexibilidad establecidos en cada convocatoria.
En el caso de nuevos proyectos, únicamente podrán participar instalaciones renovables, de almacenamiento o de demanda.
Tres modalidades de subasta
El mercado contempla tres tipos de subastas. La subasta principal permitirá la participación de instalaciones existentes y nuevos proyectos de renovables, almacenamiento y demanda. Se celebrará anualmente cuando los análisis de cobertura detecten necesidades de firmeza. 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.
La subasta de ajuste anual estará reservada a instalaciones operativas y cubrirá periodos de 12 meses, con el objetivo de responder a necesidades coyunturales del sistema.
Por su parte, la subasta transitoria garantizará la firmeza del sistema hasta que comience la prestación de los servicios adjudicados mediante las subastas principales. Se celebrará anualmente durante este periodo.
Financiación y gestión de la demanda
La financiación del mercado corresponderá a las comercializadoras de electricidad y a los consumidores directos en mercado, mediante precios unitarios diferenciados según segmentos tarifarios y periodos horarios.
El diseño concentra una mayor parte del coste en los consumos realizados durante las horas de mayor estrés del sistema, que no podrán superar el 10% del total anual. Con ello se pretende generar incentivos para desplazar y flexibilizar la demanda hacia otras franjas horarias, reduciendo los picos de consumo y facilitando la operación del sistema eléctrico.
El mecanismo incorporará además un mercado secundario de derechos y obligaciones adjudicados en las subastas, permitiendo cambios de titularidad o su traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos establecidos.
Finalmente, el Operador del Sistema y la CNMC serán responsables de verificar e inspeccionar la prestación de los servicios de capacidad.
