El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha lanzado a pública audiencia una propuesta de Orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. El documento y más información relacionada se encuentra disponible aquí.

El mercado de capacidad sirve para preservar la seguridad de suministro a la vez que ofrece señales de inversión para que el almacenamiento energético y otras soluciones que aportan firmeza y flexibilidad, como la gestión de la demanda, se incorporen definitivamente al sistema energético.

La implantación de este mercado de capacidad debe respetar la normativa europea en materia de ayudas de Estado y del mercado interior de la electricidad. En diciembre de 2023 se aprobó la reforma del mercado eléctrico europeo durante la Presidencia Española de la UE, que, entre otros elementos, elimina la condición temporal de los mecanismos de capacidad.

En el mercado de capacidad participarán tanto las instalaciones de generación y de almacenamiento, como la demanda (consumidores y agregadores). Todos ellos percibirán una retribución por aportar firmeza al sistema eléctrico, bien por estar disponibles para inyectar electricidad en las redes o bien por reducir el consumo, siempre a requerimiento de Red Eléctrica, en calidad de Operador del Sistema.

La prestación del servicio de capacidad se otorgará mediante subastas de potencia firme y de precio, medidos en MW y en euros por MW y año, respectivamente.

Las instalaciones generadoras participantes no podrán emitir más de 550 gr de CO2 por kWh, tendrán que cumplir unos 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 subasta del mercado de capacidad

Se celebrarán tres tipos 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:

1. 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. El periodo de prestación del servicio será distinto en función del tipo de instalación (existente o nueva) 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.
2. 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. Están diseñadas para resolver situaciones coyunturales y deberían otorgar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que convivirán.
3. 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 dar más liquidez al nuevo mecanismo de capacidad, se prevé la existencia de un mercado secundario de los derechos y las obligaciones adjudicados en las subastas, bien por cambio de titularidad de las instalaciones, bien por 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 la verificación y la inspección de la prestación del servicio de capacidad.

Su financiación corresponderá a la comercialización de electricidad y a los consumidores directos en mercado, por medio de precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y períodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución. De este modo, lo sufragarán en mayor medida los consumos que se produzcan en las horas con más estrés del sistema.