O Ministério da Transição Ecológica e do Desafio Demográfico (MITECO) submeteu à consulta pública o projeto que modifica o Real Decreto 738/2015, regulamento que rege a produção de eletricidade e o procedimento de despacho em sistemas não peninsulares.
A reforma introduz o armazenamento dentro de uma regulamentação originalmente concebida em torno da geração convencional e renovável, mas que até agora não considerava de forma abrangente a participação de baterias independentes ou híbridas. Assim, define como as propostas devem ser apresentadas, o preço por carga e descarga e sob quais critérios serão incorporadas ao despacho econômico e de segurança.
O principal sinal econômico é direcionado para instalações autônomas com mais de 0,5 MW e certas baterias híbridas com geração gerenciável, que comprarão a energia necessária para seu carregamento a um preço equivalente a 25% do valor oferecido para sua descarga.
Assim, se uma bateria tiver uma oferta de venda de 100 euros por MWh e estiver programada para funcionar, ela adquirirá energia para carregar a um custo de 25 euros por MWh.
Novas categorias para incorporar baterias no escritório
O projeto modifica o artigo 2.º do Real Decreto 738/2015 e amplia de duas para quatro as categorias de instalações incluídas no regime não peninsular.
As centrais térmicas, as centrais hidroelétricas despacháveis e as estações de bombeamento permanecerão na categoria A, enquanto as energias renováveis não despacháveis e certas instalações de cogeração permanecerão na categoria B.
Dois novos grupos serão adicionados a eles.
A categoria C abrangerá instalações de armazenamento que não fazem parte de um projeto híbrido, com exceção das usinas hidrelétricas de bombeamento, que continuarão sendo classificadas como geração gerenciável.
A categoria D incluirá baterias integradas em instalações híbridas e será subdividida em dois subgrupos.
As instalações D0 serão aquelas híbridas com ativos da Categoria A, enquanto as instalações D1 corresponderão ao armazenamento associado a instalações da Categoria B, principalmente projetos de energia renovável não despacháveis.
Essa classificação determinará tanto a forma de participação no despacho quanto o regime econômico aplicável a cada bateria.
As baterias independentes poderão definir o preço de descarga.
Instalações de armazenamento autônomas com capacidade superior a 0,5 MW devem informar ao operador do sistema sua disponibilidade horária e o preço pelo qual estão dispostas a liberar energia.
Para o agendamento diário, o agendamento intradiário e a gestão de desvios, os titulares deverão submeter uma oferta diária expressa em euros por MWh no dia anterior.
A programação semanal deve incluir o preço correspondente com duas semanas de antecedência.
O operador do sistema incorporará as baterias no segundo despacho, que combina critérios econômicos e de segurança, considerando as ofertas de carga e descarga apresentadas pelos seus proprietários ou representantes.
O modelo de programação buscará minimizar os custos variáveis do sistema, embora também deva manter um nível mínimo de geração capaz de fornecer inércia, reservas de regulação e cobertura suficiente.
Portanto, a integração do armazenamento não levará automaticamente ao descomissionamento das usinas termelétricas. O operador continuará mantendo as unidades necessárias conectadas para garantir a estabilidade de cada sistema isolado.
Quando uma bateria é acionada, ela receberá o preço que ofereceu pela energia injetada na rede.
Para carregar, você pagará apenas 25% desse mesmo valor.
A regra também se aplicará às baterias D0 , hibridizadas com instalações gerenciáveis de Categoria A. Nesses casos, cada módulo da hibridização será despachado e liquidado independentemente, de acordo com sua categoria.
Um regime diferente para baterias de até 0,5 MW
O projeto estabelece uma separação regulatória baseada no poder.
Instalações autônomas de até 0,5 MW não participarão do mesmo sistema de licitação que baterias maiores.
Pela energia descarregada, eles receberão o preço de venda por hora geral aplicável no sistema isolado correspondente.
Quando o saldo líquido for positivo para compras, eles adquirirão eletricidade ao preço horário da demanda, vinculado ao preço médio final diário do mercado peninsular e ao perfil de consumo do território não peninsular.
Portanto, o sinal de carga a 25% do preço de descarga será reservado para sistemas autônomos com potência superior a 0,5 MW e para instalações D0.
Essa diferença pode ser decisiva para a concepção e o dimensionamento de novos projetos, uma vez que ultrapassar esse limite permitirá o acesso ao regime de licitação e à arbitragem regulamentada prevista na reforma.
A diferença térmica determinará o retorno dos projetos híbridos.
As baterias associadas a instalações de energias renováveis da categoria B receberão tratamento diferenciado.
Em vez de oferecerem sua descarga individualmente, as instalações D1 serão programadas de maneira análoga a uma usina de energia renovável não despachável.
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O preço de venda será calculado com base na referência peninsular e em um novo fator denominado apontamento de lacuna térmica.
A lacuna térmica representa a parte da demanda que permanece após o desconto da produção esperada das instalações de energia renovável da categoria B.
Assim, o sinal econômico aumentará quando o sistema precisar suprir uma maior proporção de sua demanda com geração térmica e diminuirá quando houver alta disponibilidade de energia renovável.
O fator de pontuação terá inicialmente um valor máximo de 2 e um mínimo de 0,5, embora a Direção-Geral de Política Energética e Minas possa modificar ambos os limites por resolução.
As instalações da D1 também adquirirão a energia destinada ao carregamento pelo equivalente a 25% do seu preço de venda.
Com essa fórmula, o Governo pretende direcionar a descarga para os horários em que o armazenamento possa substituir uma maior quantidade de geração convencional.
As licenças e a medida afetarão a receita dos híbridos.
O acesso ao regime específico da bateria D1 dependerá da configuração técnica e administrativa da instalação.
A remuneração diferenciada só será aplicada quando o projeto híbrido tiver autorização de acesso para consumir energia da rede ou, na ausência dessa autorização, possuir equipamento de medição verificado para cada um de seus módulos.
Quando uma instalação sem acesso para consumo tiver um único medidor para todo o complexo, a remuneração será aplicada à produção líquida combinada da usina.
Nesse caso, a regulamentação não fará distinção completa entre a energia produzida diretamente pela instalação de energia renovável e a eletricidade posteriormente descarregada pela bateria.
A arquitetura de medição e o escopo das permissões de acesso tornam-se, portanto, variáveis capazes de modificar as receitas de projetos híbridos.
A receita insuficiente será reconhecida como um custo extra.
A reforma também introduz uma garantia para os pagamentos relativos ao armazenamento.
Quando a receita obtida com a venda de energia no despacho não for suficiente para cobrir os direitos de cobrança das baterias, o saldo devedor será considerado um custo extra da atividade produtiva nos territórios não peninsulares.
O mecanismo reduz a exposição dos detentores ao risco de que os recursos ordinários da empresa não sejam suficientes para cobrir todos os pagamentos.
Isso também implica que parte do custo de integração das baterias pode ser incorporada ao regime regulamentado com o qual a Espanha cobre a diferença entre os custos de geração dos sistemas não peninsulares e a receita obtida com sua operação.
O projeto inclui expressamente os custos associados ao download das categorias C e D entre os itens reconhecidos no acerto do sistema.
A energia renovável terá uma proteção contra preços negativos.
A modificação do Decreto Real 738/2015 também altera o sinal económico para as instalações de energias renováveis.
Até então, seu preço de venda estava vinculado ao preço médio diário do mercado peninsular, corrigido por um ajuste específico para cada território.
O aumento do número de horas com preços zero e negativos na península começou a enviar um sinal adverso para os sistemas elétricos com uma composição e necessidades operacionais diferentes.
Para mitigar esse efeito, o projeto substitui a referência diária pelo preço médio do mercado diário da península, correspondente ao último ano móvel dividido por meses completos, ponderado pela energia vendida.
A fórmula continuará a aplicar um fator temporal vinculado à procura do território, mas impedirá que um dia específico de preços negativos na península seja diretamente transferido para a remuneração de uma central de energias renováveis localizada nas Ilhas Canárias ou Baleares.
O Governo procura, assim, reduzir a volatilidade, oferecer um ponto de referência mais estável e evitar que a saturação das energias renováveis na Península Ibérica desestimule a nova geração de energia limpa em sistemas isolados.
Três meses para adaptar os procedimentos operacionais.
A introdução do armazenamento no processo de despacho exigirá alterações adicionais nas regras técnicas do sistema.
O projeto concede ao operador um prazo de três meses, a partir da entrada em vigor do decreto real, para apresentar ao Ministério uma proposta de revisão dos procedimentos operacionais relacionados à integração de baterias nos territórios não peninsulares.
A proposta deverá ser posteriormente submetida a uma audiência pública e aprovada por resolução da Secretaria de Estado de Energia.
Esses procedimentos precisarão abordar questões como a comunicação de ofertas, o agendamento de cargas e descargas, o gerenciamento de desvios, as restrições de rede e a coordenação entre baterias e geração convencional.
O projeto estipula que todas as instalações de armazenamento devem registrar seus principais dados técnicos no cadastro administrativo.
Isso inclui as potências máxima e mínima de carga e descarga, a duração da energia na potência máxima e a eficiência da instalação.