III. Otras disposiciones. COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS Y LA COMPETENCIA. Sector eléctrico. (BOE-A-2023-22497)
Resolución de 19 de octubre de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueba el nuevo procedimiento de operación eléctrico 7.5 sobre el servicio de respuesta activa de la demanda y se modifica el 14.4 "Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema".
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BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Jueves 2 de noviembre de 2023
Sec. III. Pág. 146981
explorar la definición de otros productos que pudieran proporcionar más recursos a los
mercados de balance. En efecto, el argumento de que todos los recursos están ya a
disposición del TSO se fundamenta en el diseño de la provisión de la regulación terciaria,
con oferta obligatoria para todos los proveedores habilitados, pero no hay que descartar
la existencia de unidades no habilitadas a día de hoy en regulación terciaria, que sin
embargo podrían estar interesadas en proporcionarla si el servicio fuera realmente
atractivo(7), como lo es la regulación secundaria (aFRR), que despierta más interés entre
los nuevos entrantes a pesar de ser un servicio más exigente, motivado por la existencia
de un pago por provisión de potencia (banda de secundaria), que en España no existe
para el caso de la terciaria (mFRR).
(7)
Generación térmica renovable, pequeña hidráulica, agregación de demanda doméstica y pymes o
autoconsumo, etc.
Los proveedores de terciaria (mFRR) sí pueden percibir una retribución adicional a la
asociada a su activación de energía, pero solo en caso de que el TSO tenga que
modificar su programa por restricciones técnicas en tiempo real para incrementar su
capacidad de proporcionar reserva. Esto implica que dicho pago adicional podría no ser
accesible en la práctica para la generación térmica ya despachada en mercado diario o
para la hidráulica entre otras, quien reiteradamente ha puesto de manifiesto esta
diferenciación en procesos de trámite de audiencia de los procedimientos de operación.
De igual modo, la inclusión del coste de aprovisionamiento de reserva terciaria dentro del
montante de coste de las restricciones podría impedir a ciertas tecnologías y nuevos
entrantes: la generación renovable, el almacenamiento no hidráulico y la demanda
(incluido el agregador), poder visualizar el beneficio que puede obtener siendo
proveedores de reserva terciaria, tal como sí lo visualizan en el caso de la banda de
regulación secundaria.
Conviene aclarar en este punto que en el pasado existió un producto de reserva
manual en el sistema español, la Reserva de Potencia Adicional a Subir (RPAS), pero tuvo
que ser eliminado al adelantar a las 15:00 la apertura del mercado intradiario continuo por
imposición de la regulación europea. La eliminación se debió a la imposibilidad del TSO de
abordar todos los procesos que se le exigían con el tiempo del que disponía. Se
plantearon entonces diversas alternativas, entre ellas, la provisión de reserva adicional en
el proceso de resolución de restricciones técnicas en tiempo real, que fue la opción
finalmente implementada. También se valoró, por ejemplo, la provisión de reserva con
antelación al mercado diario, que fue descartada tanto por considerarse un paso atrás
respecto al objetivo de acercamiento a tiempo real del Reglamento EB, como por el
impacto que podría tener sobre el comportamiento de los sujetos en el mercado diario, y el
riesgo de sobredimensionamiento por parte del operador del sistema por incrementarse la
incertidumbre sobre la situación del sistema al alejarnos del tiempo real.
En conclusión, esta Comisión considera que, en la situación actual, con los objetivos
de crecimiento de producción renovable y de fomento de la respuesta de la demanda
que hay sobre la mesa, se debe reevaluar la conveniencia de crear un mercado propio
de reserva terciaria, que garantice un tratamiento equitativo a todas las tecnologías y dé
visibilidad a los costes del balance eléctrico, aunque ello tenga que suponer adelantar la
provisión de reserva o encarecer los costes que soporta la demanda(8). Esta Comisión
ya manifestó está posición en la Resolución por la que se modifican los procedimientos
de operación eléctricos para la participación de la demanda y el almacenamiento en los
servicios de no frecuencia y en la solución de restricciones técnicas e integración de la
hibridación de tecnologías en el proceso de programación (DCOOR/DE/007/22), que fue
lanzada a trámite de audiencia en julio de 2023. Pero, habiendo recibido la iniciativa una
valoración positiva por parte de los sujetos en ese ámbito, se considera oportuno ahora
cve: BOE-A-2023-22497
Verificable en https://www.boe.es
Núm. 262
Jueves 2 de noviembre de 2023
Sec. III. Pág. 146981
explorar la definición de otros productos que pudieran proporcionar más recursos a los
mercados de balance. En efecto, el argumento de que todos los recursos están ya a
disposición del TSO se fundamenta en el diseño de la provisión de la regulación terciaria,
con oferta obligatoria para todos los proveedores habilitados, pero no hay que descartar
la existencia de unidades no habilitadas a día de hoy en regulación terciaria, que sin
embargo podrían estar interesadas en proporcionarla si el servicio fuera realmente
atractivo(7), como lo es la regulación secundaria (aFRR), que despierta más interés entre
los nuevos entrantes a pesar de ser un servicio más exigente, motivado por la existencia
de un pago por provisión de potencia (banda de secundaria), que en España no existe
para el caso de la terciaria (mFRR).
(7)
Generación térmica renovable, pequeña hidráulica, agregación de demanda doméstica y pymes o
autoconsumo, etc.
Los proveedores de terciaria (mFRR) sí pueden percibir una retribución adicional a la
asociada a su activación de energía, pero solo en caso de que el TSO tenga que
modificar su programa por restricciones técnicas en tiempo real para incrementar su
capacidad de proporcionar reserva. Esto implica que dicho pago adicional podría no ser
accesible en la práctica para la generación térmica ya despachada en mercado diario o
para la hidráulica entre otras, quien reiteradamente ha puesto de manifiesto esta
diferenciación en procesos de trámite de audiencia de los procedimientos de operación.
De igual modo, la inclusión del coste de aprovisionamiento de reserva terciaria dentro del
montante de coste de las restricciones podría impedir a ciertas tecnologías y nuevos
entrantes: la generación renovable, el almacenamiento no hidráulico y la demanda
(incluido el agregador), poder visualizar el beneficio que puede obtener siendo
proveedores de reserva terciaria, tal como sí lo visualizan en el caso de la banda de
regulación secundaria.
Conviene aclarar en este punto que en el pasado existió un producto de reserva
manual en el sistema español, la Reserva de Potencia Adicional a Subir (RPAS), pero tuvo
que ser eliminado al adelantar a las 15:00 la apertura del mercado intradiario continuo por
imposición de la regulación europea. La eliminación se debió a la imposibilidad del TSO de
abordar todos los procesos que se le exigían con el tiempo del que disponía. Se
plantearon entonces diversas alternativas, entre ellas, la provisión de reserva adicional en
el proceso de resolución de restricciones técnicas en tiempo real, que fue la opción
finalmente implementada. También se valoró, por ejemplo, la provisión de reserva con
antelación al mercado diario, que fue descartada tanto por considerarse un paso atrás
respecto al objetivo de acercamiento a tiempo real del Reglamento EB, como por el
impacto que podría tener sobre el comportamiento de los sujetos en el mercado diario, y el
riesgo de sobredimensionamiento por parte del operador del sistema por incrementarse la
incertidumbre sobre la situación del sistema al alejarnos del tiempo real.
En conclusión, esta Comisión considera que, en la situación actual, con los objetivos
de crecimiento de producción renovable y de fomento de la respuesta de la demanda
que hay sobre la mesa, se debe reevaluar la conveniencia de crear un mercado propio
de reserva terciaria, que garantice un tratamiento equitativo a todas las tecnologías y dé
visibilidad a los costes del balance eléctrico, aunque ello tenga que suponer adelantar la
provisión de reserva o encarecer los costes que soporta la demanda(8). Esta Comisión
ya manifestó está posición en la Resolución por la que se modifican los procedimientos
de operación eléctricos para la participación de la demanda y el almacenamiento en los
servicios de no frecuencia y en la solución de restricciones técnicas e integración de la
hibridación de tecnologías en el proceso de programación (DCOOR/DE/007/22), que fue
lanzada a trámite de audiencia en julio de 2023. Pero, habiendo recibido la iniciativa una
valoración positiva por parte de los sujetos en ese ámbito, se considera oportuno ahora
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