El Gobierno deja fuera al agregador de demanda en la futura normativa sobre mercado de capacidad

El pasado 20 de abril, el Miteco sometía a información pública el Proyecto de Orden por el que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español, cuyo plazo para presentar alegaciones finalizó el pasado 12 de mayo. La inclusión en la futura normativa de la agregación de la demanda y de la figura del agregador de demanda como participante activo en los mercados de capacidad, ha sido una de las propuestas que asociaciones como aelēc, Entre y ACE han incluido en sus alegaciones. Appa Renovables, por su parte, considera que, en el momento actual, no existe la necesidad de crear este mecanismo de capacidad.

La esperada incorporación de instalaciones de producción a partir de renovables en el sistema eléctrico nacional puede acarrear la aparición de ciertos riesgos en la seguridad del suministro de energía, provocados principalmente por la variabilidad e intermitencia de la generación inherente a este tipo de instalaciones, de ahí la necesidad de articular los instrumentos de acompañamiento necesarios que permitan garantizar la seguridad del suministro. A este respecto, se considera imprescindible dotar al sistema eléctrico peninsular español de un mecanismo de capacidad, complementario a los mercados de producción mayoristas, que aporte la necesaria firmeza al sistema eléctrico. La futura regulación, también resultará clave para el cumplimiento de los objetivos de la Estrategia de Almacenamiento Energético aprobada por el Gobierno en febrero pasado, que contempla disponer de una capacidad de almacenamiento total de unos 20 GW en 2030.

El mercado de capacidad propuesto en el Proyecto de Orden, se constituye como un sistema centralizado en el que el operador del sistema (REE) contratará la potencia requerida, que deberá asegurar su disponibilidad en los momentos de mayor estrés para el sistema eléctrico peninsular y que se contratará mediante subastas pay-as-bid. Según el documento, los participantes en estas subastas podrán ser instalaciones de consumidores, de generación o almacenamiento, incluidas las instalaciones de autoconsumo.

La norma prevé dos modalidades de subastas de capacidad: subastas principales, anuales, asociadas a un periodo de prestación de servicio de capacidad de cinco años; y subastas de ajuste, también anuales, asociadas a un periodo de prestación del servicio de 12 meses. Éstas últimas tienen por objeto resolver posibles problemas de cobertura que no vayan a ser cubiertos por medio de la potencia firme asegurada mediante las subastas de capacidad principal. De manera transitoria, y hasta que entre en funcionamiento la potencia firme de la primera subasta principal, se prevé la celebración de subastas extraordinarias de carácter anual.

Este mercado de capacidad deberá cumplir con el principio de neutralidad tecnológica, que permite que tanto la generación como el almacenamiento y la demanda puedan participar en las subastas. La norma, que se revisará cada diez años, crea las ratios de firmeza para evaluar la capacidad de cada tecnología de encontrarse disponible en los momentos de mayor escasez de energía eléctrica y fija un límite máximo de emisiones de CO2 de 550 gr/kWh para las instalaciones de generación existentes participantes en el mecanismo. El Proyecto de Orden regula, asimismo, aspectos relacionados con los derechos y obligaciones de los proveedores del servicio de capacidad, incluido su régimen retributivo o el esquema de penalizaciones en caso de incumplimiento por parte de los sujetos. La normativa también contempla la forma de financiación del mercado de capacidad, que será asumida por todos los consumidores de energía eléctrica y que se establecerá como un término de energía, por segmento tarifario y periodo horario -iguales que los establecidos para los peajes de transporte y distribución y cargos- en función de sus necesidades de firmeza.

A continuación, ofrecemos un resumen de las alegaciones que Appa Renovables, aelēc, ACE, Aepibal, BatteryPlat y Entra Agregación y Flexibilidad han remitido al Miteco.

Aelec
La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc) valora positivamente la tramitación de este Proyecto de Orden, necesario, a su juicio, “para la modernización del mercado eléctrico español y para la consecución de los objetivos de generación renovable previstos en el PNIEC”, así como el modelo presentado, “que habilita la participación de todas las tecnologías de generación, almacenamiento y demanda mediante un mecanismo competitivo basado en subastas centralizadas, en línea con los requisitos europeos y con las mejores prácticas en otros países”. Asimismo, considera que este modelo contribuirá a mantener la seguridad de suministro, resolviendo dos cuestiones prioritarias identificadas: la situación de flujo de caja negativo de determinadas centrales de generación que pone en riesgo su continuidad y la falta de señales económicas para alcanzar los 6.000 MW de almacenamiento previstos en el PNIEC.

En relación al Proyecto de Orden, la asociación plantea una serie de observaciones generales orientadas a fomentar la participación de instalaciones y asegurar que el resultado sea óptimo:

1.- Extender el ámbito de aplicación de la propuesta de Orden a los agentes que realizan actividades de agregación y a los titulares de instalaciones de generación, almacenamiento o demanda a los que se deba facilitar el acceso transfronterizo, en consonancia con las exigencias de la Directiva (UE) 219/944.

2.- Considerar vinculante para el mercado de capacidad el análisis de cobertura realizado por el operador del sistema para el informe previo que deba realizar ante una solicitud de cierre. No tendría sentido que el operador del sistema considere una potencia como no necesaria de cara al mercado de capacidad, pero sí la considere necesaria ante una solicitud de cierre.

3.- Incrementar el periodo de prestación del servicio, ya que el plazo de cinco años parece insuficiente en relación con los elevados plazos de recuperación de inversiones de bombeo. Esta tecnología es la más eficiente para almacenar grandes volúmenes de energía durante largos periodos.

4.- Especificar que la limitación a las nuevas instalaciones de generación, en el sentido de que deben acreditar que las emisiones de CO2 asociadas a su funcionamiento sean nulas, no se refiere a las instalaciones de bombeo y almacenamiento.

5.- Revisar el proceso de adjudicación, habilitando la realización de una subasta de reloj descendente con varias rondas para que los agentes puedan optimizar sus ofertas en función de la información que vayan recibiendo. Este punto es esencial para poder realizar subastas simultáneas de varias modalidades -principales, de ajuste o bien transitorias-.

6.- Dar mayor visibilidad a los agentes, mediante una organización de carácter indicativo de las subastas para la cobertura de la demanda de los próximos años y acelerando la tramitación de la normativa en paralelo a los trámites de aprobación en Bruselas.

Entra Agregación y Flexibilidad
Entra Agregación y Flexibilidad ve con agrado la iniciativa del Gobierno de lanzar el Proyecto de Orden. La asociación aboga por crear un mercado de capacidad competitivo, no discriminatorio, tecnológicamente neutro y que facilite el despliegue de los REDs (almacenamiento y gestión de la demanda/recarga del VE), lo que permitiría garantizar la seguridad del suministro en el medio plazo, aportar señales de inversión y certidumbre de ingresos a soluciones de agregador de RED, y transitar con mayor velocidad a un sistema digitalizado, flexible y con participación de clientes activos, tal y como marca la normativa europea. Sin embargo, tras analizar el articulado, la asociación afirma no poder apoyar el documento “al no haber incluido la respuesta de la demanda mediante agregación y la figura del agregador de demanda -como comercializadora o agregador independiente-, como participante activo en los mercados de capacidad, lo que le convierte en una propuesta discriminatoria,” y pide su inclusión inmediata.

En sus alegaciones, Entra también llama la atención sobre otros aspectos:

1.- Ampliar el ámbito de aplicación de la Orden más allá de los “titulares” de las instalaciones de generación, demanda o almacenamiento, de manera que también puedan habilitarse para participar representantes de recursos con capacidad de prestar la potencia firme en los términos exigidos.

2.- Ampliar los horizontes temporales de la prestación del servicio de capacidad de las subastas principales.

3.- Flexibilizar los requisitos en materia de obligación de envío de programa de consumo, de manera que garantice la seguridad del sistema sin incrementar la rigidez de los requisitos solicitados a los recursos de demanda.

4.- Flexibilizar la obligación para la demanda de concentrar un determinado porcentaje de consumo en determinados períodos horarios durante el periodo de prestación del servicio.

5.- Flexibilizar la obligación que tiene la demanda de contar, durante el periodo de prestación del servicio, con un programa de consumo que sea superior a las obligaciones de firmeza contraídas. Esta obligación debe ser mucho más laxa en periodos valle, donde la probabilidad de situaciones de estrés en el sistema es muy reducida.

6.- Eliminar el requerimiento de que el bloque de oferta de 1MW de potencia mínima sea ofertado por una sola instalación, pudiendo ofertar dicho bloque un agregador de recursos de demanda y/o almacenamiento.

7.- Eliminar la restricción de que las cesiones de derechos asociados al servicio de capacidad estén limitadas a los titulares de las instalaciones.

8.- Introducir y aplicar el concepto de “proporcionalidad” en materia de sanciones derivadas del incumplimiento de las obligaciones asociadas a la prestación del servicio de capacidad.

9.- Sistematizar las revisiones del operador del mercado en materia de necesidades de cobertura del sistema, de manera que la consecuencia sea la convocatoria de nuevas subastas según sea requerido.

10.- Permitir la habilitación en las subastas principales de prestadores del servicio “unproven”, es decir, agentes con modelos de negocio que aún no han desarrollado su mercado en la fecha de la convocatoria de subasta pero que, tras su desarrollo, estaría en disposición de proveer el servicio durante el periodo comprendido entre la fecha adjudicación de la subasta y la fecha de inicio de prestación del servicio.

12.- Incluir que la validación del servicio se realice de forma agregada para los proveedores del servicio y no por instalación.

Appa Renovables
Desde APPA Renovables consideran que, en la actualidad, no existe la necesidad de crear un sistema específico de mercado de capacidad. Creen que el sistema eléctrico cuenta con herramientas que proporcionarán un servicio similar y no será necesario hasta final de la actual década, según sus estimaciones, coincidentes con el propio PNIEC, recientemente aprobada su versión definitiva en Consejo de Ministros.

Según el último informe de REE, el índice de cobertura mínimo se sitúa en el 1,28, un valor muy por encima del índice mínimo deseable del 1,1. Este dato, señalan desde la asociación, es una constatación de la evidente sobrecapacidad de potencia firme existente en sistema eléctrico español y, por tanto, es esta realidad actual la que debería tenerse en cuenta a la hora de plantear la creación de un mercado de capacidad. El Escenario Objetivo del PNIEC, afirma, no contempla que la necesidad de potencia firme adicional hasta finales de la década actual.

Adicionalmente a la sobrecapacidad del sistema eléctrico, explican desde APPA, existen mecanismos que se pueden implementar para evitar sobrecostes al sistema e integrar de manera eficiente el contingente esperado de nueva potencia renovable que se incorporará durante la próxima década. Un ejemplo es la propuesta de “Reserva Estratégica de respuesta rápida para el respaldo de los servicios de ajuste del sistema”, que se conoció a finales del pasado año, cuyo objetivo era similar a este nuevo mercado de capacidad. De hecho, la mencionada Reserva Estratégica es un modelo de mecanismo de capacidad orientado a entregar energía a subir en situaciones de desvío de la generación respecto a la demanda en tiempo real. Objetivo coincidente con el nuevo instrumento.

Existe también la posibilidad de establecer un mecanismo de hibernación de centrales que no sean críticas a la espera de que el mercado les permita cubrir sus costes. Con todo, es importante recordar que la mayoría de las centrales que hoy aportan firmeza al sistema ya han cobrado pagos por capacidad por una cantidad equivalente al 40% de sus costes de inversión inicial, esto sin contar los ingresos percibidos por el mercado diario y los servicios complementarios en los que participan.

En su opinión, debería priorizarse la puesta en marcha de reformas en el mercado mayorista que envíen las señales de precio oportunas para incentivar la flexibilidad del sistema. En particular, continúa, debería desarrollarse la participación activa de la demanda en los servicios de ajuste del sistema. También es importante contar con el gran potencial de penetración del almacenamiento, tal y como refleja la Estrategia Nacional de Almacenamiento, que jugará un papel fundamental en la integración de renovables, gestionando desvíos, evitando vertidos, etc. Un marco normativo específico para el almacenamiento, que contemple incentivos para su desarrollo en centrales renovables nuevas y las ya existentes, se antoja fundamental.

Aunque desde Appa Renovables no consideran necesario la creación de este mecanismo de capacidad, si se lleva a cabo, afirman, debería contemplar una ampliación del plazo de la retribución asignada a nuevas instalaciones, siendo los cinco años propuestos insuficientes. No parece realista que centrales de bombeo -las más eficientes ambiental y económicamente-, baterías o renovables gestionables como la biomasa o la solar termoeléctrica con almacenamiento, puedan recuperar parte de la inversión en un período tan corto de tiempo.

Aepibal
La Asociación Española de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL), muestra su conformidad con la inclusión del almacenamiento en el Proyecto de Orden, y hace las siguientes alegaciones. Por un lado, considera que la flexibilidad de la integración de renovables debe obtenerse a partir de subastas específicas de almacenamiento, a partir de las cuales dicha tecnología vaya adquiriendo un grado de madurez e implantación suficiente.

Por otro lado, cree que debería clarificarse si las instalaciones stand alone -que se cargan directamente de la red y que por definición NO pueden justificar emisiones cero de CO2- pueden o no participar en el mercado de capacidad, ya que de exigirse esta emisión nula, señalan, el mercado de capacidad alcanzaría sólo a plantas híbridas (generación + almacenamiento), lo que supondría una limitación de gran impacto en el desarrollo de las baterías.

Asimismo, Aepibal cree que el análisis de cobertura a realizar por REE debería tener en cuenta los requerimientos de flexibilidad para integrar una mayor producción renovable no gestionable y que las situaciones de estrés deberían entenderse como aquellas en las que puedan aparecer riesgos para la seguridad de suministro y estabilidad del sistema.

Respecto al calendario de subastas, propone una convocatoria anual de subastas de capacidad. Asimismo, sugiere que las subastas principales o de medio plazo limiten su ámbito objetivo a aquellas instalaciones de generación, almacenamiento o de demanda que sean nuevas y que sean las subastas de ajuste o corto plazo las que den cabida a la participación en el mercado de capacidad a las instalaciones existentes. En relación a esto, propone que el periodo de prestación del servicio de nuevas instalaciones sea de diez años o más.

Aepibal también hace referencia a otras cuestiones: Respecto a la liquidación de los servicios de capacidad prevista, cree necesario que se obtenga el recurso económico de forma previa a cada liquidación; sobre el régimen sancionador, propone que, en caso de incumplimiento, el proveedor del servicio no pierda la retribución de las anualidades anteriores ni futuras, sino sólo las de la anualidad del incumplimiento; sobre el tema de garantías, alega que la cantidad de la garantía a depositar tiene que ir asociada a la tecnología sobre la que se base la oferta en la subasta; asimismo, considera que la orden no define de manera clara la duración del servicio y la antelación del aviso sobre la activación del servicio al proveedor; y, finalmente, cree apropiado abrir una reflexión sobre si la financiación debería recaer o no en todos los consumidores energéticos y no sólo en los consumidores eléctricos.

Ace
La Asociación de Consumidores de Electricidad (ACE) señala que el Proyecto de Orden tiene por objeto la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español, estableciendo los requisitos para participar como proveedor del servicio de capacidad a través de un mecanismo competitivo de subastas tecnológicamente neutras.

Contempla como sujetos a la generación, al almacenamiento y a la demanda, pero no al agregador independiente. A este respecto, la asociación estima que las denominadas subastas de capacidad de ajuste son el ámbito idóneo donde el agregador independiente puede prestar este servicio en los momentos de mayor escasez de energía.

Por otra parte, ACE queda a la espera de la definición completa de los ratios de firmeza por parte del Operador del Sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del Proyecto de Orden. Según su visión, esta definición ha de comprender la realidad técnica de la figura del agregador independiente de la demanda de una forma que consiga ser coherente con el principio de neutralidad tecnológica.

Por otra parte, desde la asociación entienden que una vez aprobada la Ley de Cambio Climático, que en su disposición final decimocuarta establece que “en el plazo de 12 meses desde la entrada en vigor de esta ley, el Gobierno y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en ejercicio de sus respectivas competencias, presentarán una propuesta de reforma del marco normativo en materia de energía que impulse la participación de los consumidores en los mercados energéticos, incluida la respuesta de demanda mediante la agregación independiente”, el Proyecto de Orden deberá de contemplar, inexorablemente, al agregador independiente como proveedor del servicio de capacidad.

Batteryplat
Desde la Plataforma Tecnológica Española de Almacenamiento de Energía (BatteryPlat) señalan que, el Proyecto de Orden, establece que entre las características técnicas de los sistemas que aportan capacidad está la potencia firme, definida como la capacidad máxima en MW que una instalación de generación, almacenamiento o demanda puede aportar para la cobertura de la demanda de energía eléctrica, en función de las características intrínsecas de disponibilidad y fiabilidad asociadas a cada tecnología. Para cada tecnología de referencia, la potencia firme se obtendrá como la potencia nominal reducida de acuerdo con la correspondiente ratio de firmeza.

A su vez, la ratio de firmeza se define como el porcentaje, respecto de la potencia nominal asociada a la instalación de generación, almacenamiento o demanda, que mide el grado de cada tecnología para aportar potencia firme al sistema eléctrico peninsular. La ratio de firmeza tendrá en cuenta los elementos intrínsecos y extrínsecos de cada tecnología, considerando las necesidades de cobertura y flexibilidad del sistema eléctrico peninsular e incorporando la capacidad de cada tecnología para satisfacerlas.

Desde BatteryPlat, consideran que es necesario disponer de una metodología para el cálculo de las ratios de firmeza de cada tecnología de almacenamiento de energía que permita compararlas desde ese punto de vista. BatteryPlat asume el reto de trasladar a la comunidad científica y tecnológica del almacenamiento de energía en España la necesidad de implantar el concepto de ratio de firmeza por diseño. Esto significa que, en el proceso de desarrollo tecnológico, se tenga en cuenta desde el principio la ratio de firmeza como un parámetro técnico relevante. Incluso considera introducir una escala FRL (Firmness Readiness Level) que mida el nivel de firmeza que es capaz de asegurar una tecnología de almacenamiento a lo largo de su proceso de maduración hasta ser competitiva.