El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha sometido a audiencia pública el proyecto que modifica el Real Decreto 738/2015, la norma que regula la producción de electricidad y el procedimiento de despacho en los sistemas no peninsulares.
La reforma introduce al almacenamiento dentro de una regulación diseñada originalmente alrededor de la generación convencional y renovable, pero que hasta ahora no contemplaba de manera integral la participación de baterías independientes o hibridadas, por lo que define cómo deberán presentar las ofertas, precio por carga y descarga, y bajo qué criterio serán incorporados al despacho económico y de seguridad.
La principal señal económica se dirige a las instalaciones stand-alone de más de 0,5 MW y a determinadas baterías hibridadas con generación gestionable, las cuales comprarán la energía necesaria para su carga a un precio equivalente al 25% del valor que hayan ofertado para su descarga.
De esta forma, si una batería presenta una oferta de venta de 100 euros por MWh y resulta programada, adquirirá la energía para cargar a 25 euros por MWh.
Nuevas categorías para incorporar las baterías al despacho
El proyecto modifica el artículo 2 del Real Decreto 738/2015 y amplía de dos a cuatro las categorías de instalaciones incluidas en el régimen no peninsular.
Las plantas térmicas, hidráulicas gestionables y bombeos continuarán dentro de la categoría A, mientras que las renovables no gestionables y determinadas instalaciones de cogeneración permanecerán en la categoría B.
A ellas se sumarán dos nuevos grupos.
La categoría C abarcará las instalaciones de almacenamiento que no formen parte de un proyecto híbrido, con excepción de las centrales de bombeo, que seguirán encuadradas como generación gestionable.
La categoría D incluirá las baterías integradas en instalaciones híbridas y se dividirá, a su vez, en dos subgrupos.
Las instalaciones D0 serán aquellas hibridadas con activos de categoría A, mientras que las D1 corresponderán al almacenamiento asociado a instalaciones de categoría B, principalmente proyectos renovables no gestionables.
Esta clasificación determinará tanto la forma de participar en el despacho como el régimen económico aplicable a cada batería.
Las baterías stand-alone podrán fijar el precio de descarga
Las instalaciones de almacenamiento stand-alone de más de 0,5 MW deberán comunicar al operador del sistema su disponibilidad horaria y el precio al que están dispuestas a descargar energía.
Para la programación diaria, intradiaria y la gestión de desvíos, los titulares presentarán el día anterior una oferta diaria expresada en euros por MWh.
En la programación semanal deberán informar el precio correspondiente con dos semanas de anticipación.
El operador del sistema incorporará las baterías al segundo despacho, que combina criterios económicos y de seguridad, considerando las ofertas de carga y descarga presentadas por sus titulares o representantes.
El modelo de programación buscará minimizar los costes variables del sistema, aunque también deberá mantener un nivel mínimo de generación capaz de proporcionar inercia, reservas de regulación y cobertura suficiente.
La integración del almacenamiento, por tanto, no implicará un desplazamiento automático de las centrales térmicas. El operador seguirá manteniendo conectados los grupos necesarios para garantizar la estabilidad de cada sistema aislado.
Cuando una batería resulte despachada, recibirá por la energía vertida a la red el precio que haya ofertado.
Para cargar, abonará únicamente el 25% de ese mismo valor.
La regla también se aplicará a las baterías D0, hibridadas con instalaciones gestionables de categoría A. En estos casos, cada módulo de la hibridación será despachado y liquidado de manera independiente según su categoría.
Un régimen diferente para las baterías de hasta 0,5 MW
El proyecto establece una separación regulatoria en función de la potencia.
Las instalaciones stand-alone de hasta 0,5 MW no participarán mediante el mismo sistema de ofertas que las baterías de mayor tamaño.
Por la energía descargada recibirán el precio horario general de venta aplicable en el sistema aislado correspondiente.
Cuando su saldo neto sea comprador, adquirirán la electricidad al precio horario de la demanda, vinculado al precio medio final diario del mercado peninsular y al perfil de consumo del territorio no peninsular.
Por tanto, la señal de carga al 25% del precio de descarga se reservará para los sistemas stand-alone que superen los 0,5 MW y para las instalaciones D0.
La diferencia puede resultar determinante para el diseño y dimensionamiento de nuevos proyectos, ya que superar ese umbral permitirá acceder al esquema de ofertas y al arbitraje regulado previsto en la reforma.
El hueco térmico marcará la retribución de los proyectos híbridos
Las baterías asociadas a instalaciones renovables de categoría B tendrán otro tratamiento.
En lugar de ofertar individualmente su descarga, las instalaciones D1 serán programadas de manera análoga a una planta renovable no gestionable.
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Su precio de venta se calculará a partir de la referencia peninsular y de un nuevo factor denominado apuntamiento del hueco térmico.
El hueco térmico representa la parte de la demanda que permanece después de descontar la producción prevista de las instalaciones renovables de categoría B.
Así, la señal económica aumentará cuando el sistema necesite cubrir una mayor proporción de su demanda con generación térmica y disminuirá cuando exista una elevada disponibilidad renovable.
El factor de apuntamiento tendrá inicialmente un valor máximo de 2 y un mínimo de 0,5, aunque la Dirección General de Política Energética y Minas podrá modificar ambos límites mediante resolución.
Las instalaciones D1 también adquirirán la energía destinada a la carga por el equivalente al 25% de su precio de venta.
Con esta fórmula, el Gobierno pretende orientar la descarga hacia las horas en las que el almacenamiento pueda sustituir una mayor cantidad de generación convencional.
Los permisos y la medida condicionarán los ingresos de los híbridos
El acceso al régimen específico de las baterías D1 dependerá de la configuración técnica y administrativa de la instalación.
La retribución diferenciada solo se aplicará cuando el proyecto híbrido disponga de permiso de acceso para consumir energía desde la red o, en ausencia de ese permiso, cuente con equipos de medida verificados para cada uno de sus módulos.
Cuando una instalación sin acceso para consumo disponga de un único contador para todo el complejo, la remuneración se aplicará sobre la producción neta conjunta de la planta.
En ese supuesto, la regulación no distinguirá completamente entre la energía producida directamente por la instalación renovable y la electricidad descargada posteriormente por la batería.
La arquitectura de medición y el alcance del permiso de acceso se convierten así en variables capaces de modificar los ingresos de los proyectos híbridos.
Los ingresos insuficientes se reconocerán como extracoste
La reforma también introduce una garantía para las liquidaciones del almacenamiento.
Cuando los ingresos obtenidos mediante la venta de energía en el despacho no resulten suficientes para cubrir los derechos de cobro de las baterías, el saldo pendiente pasará a considerarse extracoste de la actividad de producción en los territorios no peninsulares.
El mecanismo reduce la exposición de los titulares al riesgo de que los recursos ordinarios del despacho no alcancen para atender la totalidad de las liquidaciones.
A su vez, implica que parte del coste de integrar las baterías podrá incorporarse al régimen regulado con el que España cubre la diferencia entre los costes de generación de los sistemas no peninsulares y los ingresos obtenidos en su operación.
El proyecto incluye expresamente los costes asociados a la descarga de las categorías C y D entre las partidas reconocidas en la liquidación del sistema.
Las renovables tendrán un escudo frente a los precios negativos
La modificación del Real Decreto 738/2015 también cambia la señal económica de las instalaciones renovables.
Hasta ahora, su precio de venta estaba vinculado al precio medio diario del mercado peninsular, corregido mediante un apuntamiento específico para cada territorio.
El crecimiento de las horas con precios cero y negativos en la península comenzó a trasladar una señal adversa a sistemas eléctricos con un mix y unas necesidades operativas diferentes.
Para amortiguar ese efecto, el proyecto sustituye la referencia diaria por el precio medio del mercado diario peninsular correspondiente al último año móvil por meses completos, ponderado por la energía vendida.
La fórmula continuará aplicando un factor horario vinculado a la demanda del territorio, pero evitará que una jornada concreta de precios negativos en la península se traslade directamente a la retribución de una planta renovable situada en Canarias o Baleares.
El Gobierno busca así reducir la volatilidad, ofrecer una referencia más estable e impedir que la saturación renovable peninsular desincentive nueva generación limpia en los sistemas aislados.
Tres meses para adaptar los procedimientos de operación
La entrada del almacenamiento en el despacho requerirá cambios adicionales en las reglas técnicas del sistema.
El proyecto concede al operador un plazo de tres meses desde la entrada en vigor del real decreto para presentar al Ministerio una propuesta de revisión de los procedimientos de operación vinculados a la integración de baterías en los territorios no peninsulares.
La propuesta deberá someterse posteriormente a audiencia pública y ser aprobada mediante una resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
En esos procedimientos deberán concretarse cuestiones como la comunicación de ofertas, la programación de cargas y descargas, la gestión de desvíos, las restricciones de red y la coordinación entre baterías y generación convencional.
El proyecto establece que todas las instalaciones de almacenamiento deberán inscribir sus principales datos técnicos en el registro administrativo.
Entre ellos figuran las potencias máximas y mínimas de carga y descarga, la duración energética a potencia máxima y el rendimiento de la instalación.