Con motivo del cambio del horizonte temporal de la negociación de energía de períodos horarios a cuarto-horarios en el mercado intradiario, y que aplica desde el 18 de marzo de este año, el Operador del Mercado Ibérico de Energía, OMIE, consolida la adopción de una nueva tipología de ofertas en el mercado eléctrico (Market Time Unit 15, MTU15, por sus siglas en inglés).
Esta transformación culminará con la implementación definitiva del MTU15 en el mercado diario el 11 de junio de 2025 y responde al cumplimiento de las exigencias establecidas en los Reglamentos europeos (UE) 2017/2195 y (UE) 2019/943, cuyo objetivo es armonizar la negociación de energía con el período de liquidación de los desvíos, optimizando así el funcionamiento del mercado eléctrico español.
Con la adopción de intervalos más cortos, el mercado eléctrico español incrementará la granularidad pasando de 24 a 96 períodos diarios, lo que busca facilitar una gestión más precisa de las variaciones en generación y consumo. Este cambio es especialmente relevante en un entorno de creciente penetración de energías renovables, cuya generación experimenta variaciones intra-horarias más fáciles de gestionar eficazmente en un esquema de negociación inferior al horario.
En particular, tecnologías renovables como la generación solar fotovoltaica podrían beneficiarse de esta transición. Actualmente, la generación solar, caracterizada por rápidas variaciones en producción debido a condiciones meteorológicas, encuentra limitaciones al ofertar en bloques horarios, debiendo promediar su producción prevista durante la hora completa. Se espera que el paso a la negociación cuarto-horaria permita reflejar con mayor precisión estos cambios en la producción real, lo que, potencialmente, podría ayudar a reducir los desvíos existentes.
Al adoptar un programa de mercado cuarto-horario, los agentes dispondrían de una herramienta para intentar ajustar, de forma más precisa, sus ofertas a la generación real, especialmente durante períodos de rampas pronunciadas de generación. Esta mejora potencial en el ajuste busca reducir la necesidad de recurrir a mercados secundarios como los mercados intradiarios para cubrir sus desbalances o a los servicios de ajuste, gestionados por el operador del sistema (Red Eléctrica – REE) para estabilizar el sistema.
Con un programa de mercado cuarto-horario, es decir, que ajusta la oferta cada quince minutos en vez de cada hora, los productores pueden reflejar con mayor precisión las variaciones reales de potencia, especialmente durante las rampas de subida y bajada en la generación de energía. Al aumentar la granularidad temporal de las ofertas, la generación prevista cuarto-horaria –línea azul– se aproxima mejor a la generación real, en comparación con la generación prevista horaria –línea rosa–.
Como consecuencia, esta mayor precisión en la aproximación, tanto desde el lado de la generación como desde el de la demanda, busca reducir los desvíos del programa de generación del sistema eléctrico, los cuales actualmente deben ser corregidos por el operador del sistema para mantener el equilibrio entre generación y demanda.
A lo largo del año 2024, los servicios de ajuste gestionados por el operador del sistema (Red Eléctrica) han supuesto un coste total de 2.668 millones de euros, un 7,5 % superior a los 2.483 millones de euros registrados en 2023. Este incremento refleja, en gran medida, un aumento en las necesidades gestionadas mediante dichos servicios, particularmente aquellas asociadas a las restricciones técnicas al Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), que han supuesto un 43,3 % del volumen total gestionado, frente al 36 % del año anterior.
En definitiva, el cambio de la negociación de energía en períodos cuarto-horarios tiene el objetivo de minimizar la energía requerida para corregir desajustes en la operación del sistema, evitando así el uso continuado de servicios de ajuste y, potencialmente, reduciendo los costes asociados. Esta posible reducción de los costes operativos repercutiría en beneficio de aquellos sujetos que financian dichos costes, especialmente la demanda (comercializadores y consumidores directos), cuyo coste durante los primeros meses de 2025 ha representado, en promedio, 13,77 €/MWh, un 12,70% del precio final.
La transición hacia el MTU15 constituye un paso decisivo en la búsqueda de un mercado más eficiente y flexible, capaz de gestionar mejor la creciente intermitencia de las energías renovables y de ajustar la generación con la demanda. De lograrse los objetivos esperados, esta transformación podría beneficiar tanto a generadores como a consumidores, mediante la reducción potencial de costes operativos y una mejor integración de tecnologías limpias en el sistema eléctrico español.
Parece, pues, claro que la defensa de la industria europea del acero y los metales pasa por una acción coordinada entre empresas y estados, donde las empresas integren en sus estrategias energéticas las herramientas e incentivos disponibles, mientras los estados diseñan políticas que maximicen el uso de la fiscalidad y las ayudas estatales para el sector, y fomenten el fortalecimiento de la cadena de valor hasta el reciclaje, capaz de responder a la demanda de la industria.
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