Die Regierung plant, die Verordnung zur Schaffung eines Kapazitätsmarkts für das Stromsystem auf der iberischen Halbinsel in Kürze im spanischen Staatsanzeiger zu veröffentlichen. Der Mechanismus soll die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazitäten, Speichern und Nachfrageflexibilität vergüten, um die Versorgungssicherheit in Zeiten besonders hohen Bedarfs zu stärken.
Der Kapazitätsmarkt soll die Sicherheit des spanischen Stromsystems erhöhen
Die stellvertretende Regierungschefin und Ministerin für den ökologischen Wandel und die demografische Herausforderung, Sara Aagesen, kündigte im Abgeordnetenhaus die Einführung dieses Instruments an. Der Markt soll dem Stromsystem gesicherte Leistung und Flexibilität bereitstellen sowie die Integration von Speichern und Demand-Side-Management erleichtern.
Erzeugungs- und Speicheranlagen, Verbraucher und Aggregatoren können teilnehmen. Die erfolgreichen Bieter erhalten eine Vergütung dafür, dass sie bei Bedarf des Systembetreibers Strom in das Netz einspeisen oder ihren Verbrauch senken können.
Das Modell gilt für die iberische Halbinsel und ist als Instrument auf dem Weg zu einer Wirtschaft mit Netto-Null-Emissionen konzipiert. Erzeugungsanlagen dürfen höchstens 550 Gramm CO₂ pro kWh ausstoßen, müssen die in jeder Ausschreibung festgelegten Anforderungen an gesicherte Leistung und Flexibilität erfüllen und dürfen keine regulierte Vergütung erhalten.
Jährliche Ausschreibungen für erneuerbare Energien, Speicher und Nachfragesteuerung
Die Dienstleistung wird über technologieneutrale Ausschreibungen für gesicherte Leistung, gemessen in MW, und Preise in Euro pro MW und Jahr vergeben. Das System folgt dem Pay-as-bid-Prinzip, sodass jeder Teilnehmer den von ihm gebotenen Preis erhält.
Künftige Investitionen, die an den Ausschreibungen teilnehmen, dürfen ausschließlich Projekte im Bereich erneuerbare Energien, Speicher oder Nachfrage betreffen. Das Konzept sieht eine jährliche Hauptausschreibung vor, wenn Bedarf an gesicherter Leistung festgestellt wird. Die Leistungsverpflichtungen betragen in der Regel ein Jahr für bestehende Anlagen, bis zu 15 Jahre für Neuinvestitionen und zwischen einem und zehn Jahren für neue Nachfragekapazitäten.
Darüber hinaus wird es jährliche Anpassungsausschreibungen geben, die bereits in Betrieb befindlichen Anlagen vorbehalten sind und zur Deckung vorübergehender Bedarfe über zwölf Monate dienen. Ergänzt werden sie durch jährliche Übergangsausschreibungen, die die gesicherte Leistung des Systems gewährleisten sollen, bis die in der Hauptausschreibung bezuschlagten Projekte ihren Betrieb aufnehmen.
Umfang und Häufigkeit dieser Ausschreibungen hängen von den Nachfrageprognosen und den mit einem Horizont von fünf Jahren erstellten Analysen zur Versorgungssicherheit ab.
Die Finanzierung wird in Zeiten hoher Netzbelastung stärker anfallen
Die Kosten des Kapazitätsmarkts werden von Stromversorgern und direkten Marktverbrauchern getragen. Die Finanzierung wird über nach Tarifsegmenten und Zeiträumen differenzierte Einheitspreise verteilt, die den Netzentgelten für Übertragung und Verteilung entsprechen.
Das Konzept sieht höhere Beiträge für Verbräuche während der für das System angespanntesten Stunden vor; diese dürfen 10 % der Jahresstunden nicht überschreiten. Damit soll die Nachfrage in andere Zeitfenster verlagert, die Lastkurve geglättet und der Netzbetrieb erleichtert werden.
Das Modell wird zudem einen Sekundärmarkt für die Übertragung zugesagter Rechte und Pflichten umfassen, sowohl bei einem Eigentümerwechsel als auch bei der Übertragung auf andere Anlagen, die die Anforderungen erfüllen. Der Systembetreiber und die Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia werden die Erbringung der Leistung überprüfen und kontrollieren.
