Llega el mercado eléctrico cuartohorario: así funciona y será su impacto en el sector

El sector eléctrico español se encuentra en plena transformación, entre otras cosas con la implementación del mercado cuartohorario (QH), un cambio impulsado por la regulación europea que busca mejorar la precisión en la asignación de desvíos y optimizar la operación del sistema eléctrico. Esta transición, aunque beneficiosa en términos de eficiencia y transparencia, presenta una serie de retos operativos y estratégicos para comercializadoras, productores y otros agentes del mercado, que deberán adaptar sus sistemas de negociación y liquidación.

Este cambio podría generar mayor volatilidad en precios y desvíos, pero también abre oportunidades para una mayor flexibilidad en la gestión de la demanda y almacenamiento.

Situación actual

Actualmente partimos de una situación en la que tenemos un mercado mayorista gestionado por OMIE horario, mientras que el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España – REE) ya dispone de previsiones cuartohorarias para la demanda y la generación. Además, los programas de producción y demanda que publica REE ya presentan una resolución QH aunque en la práctica, para el lado de la demanda y de la generación no gestionable, los cuatro períodos de 15 minutos dentro de una misma hora son tratados de manera idéntica.

Desde hace tiempo contamos con servicios de ajuste en QH y la liquidación cuartohoraria para los Proveedores de Servicios de Balance (BSP). El siguiente paso que se produjo fue la transición al Imbalance Settlement Period (ISP), es decir, la liquidación del desvío cuartohorario. Este proceso, que se inició en diciembre de 2024, marcó el comienzo de un periodo transitorio en el que la programación de energía continuará siendo horaria hasta la implementación definitiva del Market Time Unit (MTU15) en los mercados intradiarios (previsto para marzo 2025, concretamente el día 18) y en el mercado diario (junio 2025, previsiblemente el día 11) de OMIE.

Impacto del ISP15 con MTU60: un incremento en los desvíos

Uno de los efectos más inmediatos de esta transición mediante la cuál tenemos una liquidación de desvíos cuartohoraria con un mercado horario, sería el aumento del volumen de desvíos. En la actualidad, los programas de generación y consumo se establecen en base horaria, lo que permite que las diferencias dentro de la hora se compensen entre sí. Con la liquidación en periodos de 15 minutos, estos desvíos quedarán expuestos, generando un incremento significativo en las liquidaciones.

Para mitigar este impacto, REE propuso una solución temporal que consiste en estimar las medidas QH dividiendo entre cuatro la medida horaria en aquellas unidades de producción y demanda que no participan en el balance, ni en el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD). Sin embargo, diversos agentes del mercado representantes de activos renovables gestionables han solicitado que esta metodología sea más dinámica, adaptándose a las asignaciones efectivas de mercado, algo que no es viable dentro del actual marco regulatorio y de procesamiento de datos.

En este contexto, la correcta gestión de previsiones y la optimización de la participación en los mercados de ajuste serán claves para minimizar el impacto económico de los desvíos. Aunque, por ejemplo en el lado de la demanda, las comercializadoras dispongan de un periodo transitorio a través del cuál su medida será igual en los cuatro cuartos de una hora, las pérdidas no lo serán y esto genera una incertidumbre extra nada desdeñable (y, para muestra, invitamos a todos los lectores más experimentados a descargarse la información pública del coeficiente de pérdidas cuartohorario que ha publicado REE en el avance de la liquidación intermedia provisional de diciembre de 2024).

Medidas de energía y adaptación de la infraestructura

El paso a una liquidación cuartohoraria también implica desafíos tecnológicos. Aunque no será necesario reemplazar los contadores horarios actuales, será obligatorio que los nuevos equipos instalados dispongan de capacidad de medición en QH. En los puntos de medida que no cuentan con esta capacidad, se aplicarán mecanismos de interpolación basados en los valores horarios disponibles.

La mayor parte de los grandes consumidores ya cuentan con equipos de medida con capacidad de lectura QH y H, pero en el caso de los pequeños consumidores: pymes y doméstico, con equipos de medida telegestionados, todavía no existe ninguna alternativa, por lo que se accederá a su consumo horario y éste será interpolado para obtener el consumo cuartohorario.

En los pocos puntos de suministro que ni siquiera tienen todavía registro horario, veremos cómo se tendrán que aplicar todavía los tradicionales perfiles de consumo y luego el resultado será interpolado, rizando todavía más el rizo.

Otra excepción en los procesos de medida lo sufriremos en las instalaciones de autoconsumo, en ellas, aunque exista capacidad de medida QH, como el Real Decreto de Autoconsumo establece que los cálculos de las energías de adquisición de la red, generación individualizada, vertidos y autoconsumo deben realizarse con carácter horario. Se realizarán estas operaciones con las energías horarias y luego serán interpoladas para obtener los valores cuartohorarios, por ridículo que pueda parecer.

Por otro lado, los sistemas de información y facturación de los agentes de mercado deberán adaptarse para gestionar un volumen de datos cuatro veces mayor que en el esquema horario actual, lo que conlleva una carga operativa significativa. Así mismo, algunas fuentes de datos que las comercializadoras utilizan para facturar a los consumidores ya han cambiado, y van a continuar haciéndolo, lo que exige de unos conocimientos y revisión exhaustiva de los procesos de liquidación y facturación.

Previsiones y estrategias de operación en el mercado

La implementación del MTU15 introduce nuevos retos en la formulación de ofertas de energía. En este contexto, OMIE ha desarrollado nuevas tipologías de órdenes que permitirán a los agentes adaptar su estrategia de mercado a la resolución cuartohoraria:

• Scalable Complex Orders (SCOs): Ofertas ligadas a una curva simple con volumen mínimo por QH y una condición de rentabilidad mínima.
• Simple Block Orders: Bloques con potencias variables por QH, un precio único de referencia y un porcentaje mínimo de aceptación.
• Exclusive Group of Blocks Orders: Conjunto de bloques, donde casará el que deje mayor ganancia.

La oferta pasará a ser de cantidades de energía (MWh) con un decimal y precios en €/MWh con dos decimales a funcionar en cantidades de potencia (MW) con un decimal, que equivalen a cantidades de energía (MWh) con hasta 3 decimales, manteniendo los precios en €/MWh, lo cuál implica una pequeña adaptación en los cálculos económicos. La cantidad mínima continuaría siendo de 0,1; lo que implicará que si actualmente podemos comprar o vender 0,1 MWh en una hora, en el futuro podremos pasar a comprar o vender 0,025 MWh en una hora, comprometiendo sólo 0,1 MW en un cuarto de hora.

Además, con la multiplicación de la información procesada, OMIE está valorando la imposición de nuevas restricciones en la descarga masiva de datos y ha establecido la necesidad de revalidar aplicaciones ya habilitadas para operar en el Mercado Intradiario Continuo.

1.  Así, presumiblemente, desde el 18 de marzo los agentes que operen con instalaciones que participan en servicios de balance o en SRAD y cualquier comercializadora que haya sido capaz de realizar una correcta estimación de las pérdidas de red, realizarán sus programas de venta y adquisición de forma horaria en el Mercado Diario de OMIE, con ofertas simples o las nuevas ofertas complejas, y deberán ajustarse a su previsión de producción o consumo cuartohorarios en los mercados intradiarios (de subastas o continuo).

2.  El resto de agentes podrán esperar, a priori, hasta el 1 de abril, que es cuando se prevé que finalizará el transitorio de aplicación de una misma medida en los cuatro cuartos de hora y veremos una efectiva medida cuartohoraria, sea con datos de los contadores o con perfiles e interpolaciones, en todas las instalaciones de producción y puntos de consumo del sistema eléctrico.

3.  Finalmente, se prevé que el 11 de junio ya se podrá programar correctamente en cada cuarto de hora en el Mercado Diario, reduciendo el riesgo de precio que tienen que asumir los agentes por los ajustes que se van a ver obligados a efectuar durante, aproximadamente, dos o tres meses en los mercados intradiarios.

En los territorios no peninsulares, aunque la medida también se publicará en valores cuartohorarios, la programación de energía en los mercados seguirá siendo horaria.

La tarifa regulada o PVPC

El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor merece una mención expresa. A priori, desde el 11 de junio se mantendrá el precio horario que presenta, que se aplicará al consumo horario de los equipos de medida de estos consumidores, para los cuáles no se puede extraer su medida cuartohoraria.

Si bien, entendemos que deberán realizarse ciertos ajustes en las fórmulas de su cálculo, para trasladar el efecto que tiene la interpolación del consumo cuartohorario que sí que se realiza en los procesos de mercado y liquidación, sobre unos precios cuartohorarios del mercado mayorista, ya que tanto en las fórmulas vinculadas con OMIE, como en el término de ajuste de futuros, se habla de energías y precios horarios, cuando ya habremos pasado plenamente a una programación y mercado cuartohorarios.

Conclusión: un cambio estratégico para el mercado eléctrico

La transición a la liquidación cuartohoraria supone un hito en la evolución del mercado eléctrico español. Aunque conlleva desafíos operativos y regulatorios, también representa una oportunidad para aquellos agentes capaces de anticiparse y adaptar su estrategia de mercado.

La clave del éxito en este nuevo escenario estará en la capacidad de las comercializadoras, productores y operadores de mercado para optimizar sus previsiones, mejorar su gestión del desvío, participar activamente en los mercados mayoristas y maximizar su participación en los servicios de balance.

Javier Colón es CEO en Neuroenergía y Presidente de ACENEL