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El Gobierno prevé publicar de forma inminente en el Boletín Oficial del Estado la orden que crea un mercado de capacidad para el sistema eléctrico peninsular. El mecanismo retribuirá la disponibilidad de generación, almacenamiento y demanda para reforzar la seguridad de suministro en los momentos de mayor necesidad.
El mercado de capacidad busca reforzar la seguridad del sistema eléctrico español
La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, anunció en el Congreso de los Diputados la puesta en marcha de este instrumento. El mercado pretende aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, además de facilitar la integración del almacenamiento y de la gestión de la demanda.
Podrán participar instalaciones de generación y almacenamiento, consumidores y agregadores. Los adjudicatarios cobrarán por estar disponibles para inyectar electricidad en la red o por reducir su consumo cuando lo requiera el Operador del Sistema.
El modelo tendrá ámbito peninsular y se plantea como una herramienta para avanzar hacia una economía con emisiones netas de carbono neutras. En el caso de las centrales de generación, no podrán superar los 550 gramos de CO₂ por kWh, deberán cumplir las condiciones de firmeza y flexibilidad de cada convocatoria y no podrán percibir retribución regulada.
Subastas anuales para impulsar renovables, almacenamiento y gestión de la demanda
La prestación del servicio se adjudicará mediante subastas tecnológicamente neutras de potencia firme, medida en MW, y precio, expresado en euros por MW y año. El sistema será pay-as-bid, por lo que cada participante recibirá el precio que haya ofertado.
Las futuras inversiones que concurran solo podrán corresponder a proyectos de renovables, almacenamiento o demanda. El diseño contempla una subasta principal anual cuando se detecten necesidades de firmeza, con compromisos de servicio que, con carácter general, serán de un año para instalaciones existentes, de hasta 15 años para nuevas inversiones y de entre uno y diez años para nuevas demandas.
También habrá subastas de ajuste anual, reservadas a instalaciones ya operativas y orientadas a cubrir necesidades coyunturales durante doce meses. A ellas se sumarán subastas transitorias anuales, previstas para asegurar la firmeza del sistema hasta que comiencen a prestar servicio los proyectos adjudicados en la subasta principal.
El volumen y la frecuencia de estas convocatorias dependerán de las previsiones de demanda y de los análisis de cobertura realizados con un horizonte de cinco años.
La financiación recaerá más en las horas de mayor estrés eléctrico
El coste del mercado de capacidad será asumido por las comercializadoras de electricidad y por los consumidores directos en mercado. La financiación se distribuirá mediante precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y por periodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución.
El diseño concentra una mayor aportación en los consumos registrados durante las horas de mayor tensión para el sistema, que no podrán superar el 10% del cómputo anual. Con ello, el mecanismo busca desplazar demanda hacia otras franjas, aplanar la curva de carga y facilitar la gestión de la red.
El modelo incluirá además un mercado secundario para transferir derechos y obligaciones adjudicados, tanto por cambios de titularidad como por el traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos. El Operador del Sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia se encargarán de verificar e inspeccionar la prestación del servicio.
