El operador belga del sistema de transmisión, Elia Transmission Belgium, publicó los resultados de tres subastas del mecanismo de remuneración de capacidad (CRM) que cubren los periodos de entrega 2027-28, 2028-29 y 2030-31. La oferta de capacidad superó la demanda en las tres rondas, y las baterías obtuvieron una proporción destacada de las adjudicaciones para los dos últimos periodos.

El CRM de Bélgica remunera a los participantes del mercado por poner capacidad eléctrica a disposición y está abierto a distintas tecnologías. El mecanismo se introdujo en el contexto de la eliminación parcial de la energía nuclear en el país, con el fin de respaldar la seguridad del suministro.

Para 2027-28, las subastas contrataron 6,5 GW por un coste total de unos 200 millones de euros, con un precio medio ponderado de 30,944 €/MW/año. No se adjudicó capacidad adicional en la subasta Y-1. Según el escenario revisado del ministro de Energía, el volumen requerido para esa subasta se redujo a cero tras contabilizar las contribuciones transfronterizas y la capacidad disponible en el mercado eléctrico que no participaba en la subasta.

La subasta Y-2 adjudicó 1,6 GW para 2028-29, lo que elevó a 5,8 GW la capacidad total ya asegurada para ese periodo. Las nuevas baterías representaron alrededor de 0,5 GW de la capacidad seleccionada. Se prevé que algunos proyectos comiencen a operar antes de las fechas especificadas en sus contratos plurianuales, lo que les permitirá aportar capacidad antes de lo previsto.

Las baterías de cuatro horas representaron el 31,74 % de la capacidad seleccionada para 2028-29, frente al 5,98 % de las baterías de dos horas. Las centrales de ciclo combinado de gas quedaron por delante de las baterías de cuatro horas. La subasta costó unos 34 millones de euros, con un precio medio ponderado de 21,643 €/MW/año.

Para 2030-31, la subasta Y-4 adjudicó 0,8 GW. Al incluir los contratos de larga duración asegurados previamente, la capacidad total adjudicada para el periodo alcanzó los 4,9 GW. Las nuevas baterías representaron alrededor de 0,5 GW de la capacidad seleccionada, tanto mediante contratos de un año como plurianuales.

No se seleccionaron baterías de dos horas para 2030-31. Las baterías de cuatro horas representaron el 61,75 % de la capacidad adjudicada, muy por delante de otras tecnologías. La oferta superó la demanda en 3,1 GW; la subasta costó unos 14 millones de euros, con un precio medio ponderado de 18,143 €/MW/año.

Fuentes: pv magazine.