La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha anunciado la medida en el Congreso, donde ha definido el mecanismo como un instrumento que permitirá disponer de un sistema eléctrico "más robusto y resiliente".
El mercado ofrecerá señales de inversión para que el almacenamiento y la gestión flexible de la demanda se incorporen definitivamente al sistema, dos recursos esenciales para compensar la variabilidad de la producción eólica y fotovoltaica y avanzar hacia una economía neutra en emisiones.
El modelo ha recibido la conformidad de la Comisión Europea con las normas sobre ayudas de Estado, después de que la regulación comunitaria eliminara el carácter temporal de estos mecanismos.
Retribución por disponibilidad
En el nuevo mercado podrán participar instalaciones de generación y almacenamiento, consumidores y agregadores de demanda, tanto con activos existentes como mediante nuevos proyectos de inversión.
Los participantes recibirán una retribución por aportar firmeza y flexibilidad, ya sea manteniéndose disponibles para inyectar electricidad en las redes o comprometiéndose a reducir su consumo cuando lo requiera el operador del sistema.
El servicio se adjudicará mediante subastas tecnológicamente neutras de potencia firme, expresada en megavatios, y precio, medido en euros por megavatio y año. Se aplicará un sistema en el que cada adjudicatario cobrará el importe ofertado.
Además se establece que las centrales de generación deberán emitir menos de 550 gramos de CO2 por kilovatio hora, cumplir los requisitos establecidos en cada convocatoria y no recibir otras retribuciones reguladas.
Los proyectos futuros que concurran a las subastas únicamente podrán corresponder a instalaciones renovables, sistemas de almacenamiento o recursos de demanda, con el objetivo de incentivar las tecnologías no fósiles.
Tres modalidades de subasta
El mercado contará con tres modalidades, cuyo volumen y periodicidad dependerán de las previsiones de consumo y de las necesidades de potencia firme identificadas mediante análisis de cobertura a cinco años.
La subasta principal estará abierta a instalaciones existentes y nuevas inversiones. Los contratos durarán un año para los activos operativos, hasta quince años para nuevos proyectos y entre uno y diez años para nuevos recursos de demanda, facilitando su viabilidad y financiación.
La subasta de ajuste anual contratará instalaciones ya operativas durante doce meses para resolver necesidades coyunturales, mientras que una modalidad transitoria garantizará la firmeza hasta que comience la prestación adjudicada mediante la subasta principal.
Mayor coste en las horas críticas
El mecanismo, que será financiado por las comercializadoras y los consumidores directos mediante precios diferenciados por segmentos tarifarios y periodos horarios, establece que los consumos registrados durante las horas de mayor estrés del sistema, que no podrán superar el 10% del cómputo anual, asumirán una proporción superior del coste.
Esta distribución pretende incentivar el desplazamiento del consumo hacia otras franjas, aplanar la curva de carga y facilitar la gestión del sistema eléctrico.
Finalmente, también se habilitará un mercado secundario para transferir los derechos y obligaciones adjudicados, mientras que el operador del sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia verificarán la correcta prestación del servicio.
Sería preceptivo a todo este "proyecto" cambiar las horas de los bloques de energía de la tarifas 2.0 y 3.0 . Por ejemplo en días laborables, horas de valle de 10 a 18 horas Horas de llano de 0 a 8 horas. Horas de punta de 8 a 10 h y de 18 a 24 horas
