Fuente: El Periódico de la Energía
Cuando varias centrales térmicas cierran simultáneamente, aproximadamente 4’6 GW el 30 de junio de 2020, sería de esperar algún comentario sobre la preocupación en torno a los cortes de energía. No así en España: el reciente cierre de la mitad de las centrales de carbón aún existentes no ha sorprendido a casi nadie, y con motivo.
En la última década, el país ha estado sufriendo un problema agudo de sobrecapacidad como resultado de añadir muchas centrales generadoras nuevas, una demanda decreciente debido a las crisis económicas, y no retirar plantas que son poco rentables como consecuencia. Esto último ha sido facilitado por mecanismos de remuneración de capacidad que proclaman ser necesarios para asegurar un suministro fluido y sin cortes (en algunos casos, además, el gobierno directamente bloqueó estas retiradas). Estos mecanismos remuneran a los generadores por estar disponibles, pero no siempre cuando más necesarios son, lo cual le ha salido muy caro a los consumidores – más de 12.000 millones de euros entre 2007 y 2017 —sin ningún valor añadido mesurable a cambio.
El reciente retiro de plantas de carbón debería ser recibido con los brazos abiertos. Serán necesarios más cierres de centrales eléctricas para establecer un mercado eléctrico saludable y económicamente sostenible, sobre todo con el aumento del porcentaje de renovables. Nuestro propio análisis muestra que, aun si toda la generación de carbón y energía nuclear se detuviese de aquí al año 2025 y, al mismo tiempo, la demanda máxima aumentara de forma significativa sobre los niveles actuales, España continuaría conservando recursos muy por encima de los estándares de fiabilidad económica normalmente establecidos.
La flexibilidad va a ser clave
En general, se reconoce que un sistema con un porcentaje importante de renovables variables tendrá que ser mucho más flexible. La Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency, IEA) ha determinado que la flexibilidad en el sistema eléctrico es una prioridad global para nuestros sistemas eléctricos en transición. Esta flexibilidad se manifestará en diferentes plazos de tiempo, que irán desde los milisegundos a las temporadas. Hay una serie de sistemas de efecto palanca que podrían usarse para gestionar el reto de flexibilidad, incluyendo la generación térmica tradicional, los diseños actualizados de mercado, la respuesta del lado de la demanda y la acumulación.
La flexibilidad del lado de la demanda es una solución altamente rentable
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima en España identifica correctamente la participación activa de la demanda como una de las maneras de reforzar la seguridad de suministro. En el futuro va a ser necesario un nuevo paradigma para la demanda. Tradicionalmente, los operadores de sistemas han pronosticado la demanda y han programado el suministro para satisfacerla. Lo contrario debería ser el caso, y cada vez más; es decir, los operadores del sistema irán planificando la generación y organizando la demanda para cumplir con la que hay disponible (o dependiendo de la misma programación de la demanda como respuesta a los precios de mercado). La flexibilidad en el lado de la demanda es una de las fuentes más baratas de flexibilidad en el sistema eléctrico. Con una implementación de contadores inteligentes casi completa, España se encuentra en una posición
óptima para sacarle partido a este recurso. Una mayor implementación de tecnologías nuevas, inteligentes y flexibles, como los controles automatizados y los vehículos eléctricos, va a facilitar su desarrollo todavía más. Para conseguir este nuevo papel para la demanda, sin embargo, España va a necesitar reformar su mercado de forma apropiada.
Normativa para acelerar la flexibilidad del lado de la demanda
La fijación de precios mayoristas será crucial a la hora de desarrollar la flexibilidad necesaria en el mercado, tanto en el lado de la demanda como en el del suministro. El valor de la inversión en recursos más flexibles sólo puede verse con claridad y ser compensado correctamente cuando los precios reflejan correctamente el valor de la energía a tiempo real.
La mejor forma de revelar el valor real de la energía en el mercado es a través de la introducción de precios de escasez administrativa en el mercado de balance (y, desde luego, no limitando los precios mayoristas a 180 €/MWh, o incluso a 300 €/MWh, como es el caso en España actualmente). Esencialmente, esto significa que cuando el sistema se acerca a un déficit de suministro, los precios deberían ser considerablemente más elevados que el coste a corto plazo del recurso marginal en el orden de mérito; y podría alcanzar el valor de la carga perdida, o el valor que los consumidores otorgan a un servicio ininterrumpido. Tal creencia lleva a los suministradores a evitar riesgos y explorar el potencial de una respuesta a la demanda rentable, entre otras soluciones.
Como ejemplo, la implementación del precio de escasez administrativa en Texas ha incentivado un mercado activo en el lado de la demanda. Durante el verano de 2019, la participación de la demanda en programas comerciales y de sistemas operativos (por ejemplo, tarifas de tiempo variable) ayudaron a eliminar 10% de la demanda máxima en momentos de estrés del sistema, contribuyendo notablemente a evitar reducciones de carga involuntarias. Estos niveles de respuesta a la demanda se han desarrollado a partir de niveles casi insignificantes hace tan sólo unos años. Los precios medios de mayorista en Texas están entre los más bajos de entre todos los mercados en Norteamérica, a pesar de — o, en parte, debido a — estos elevados precios de escasez.
La correcta formación de precios mayoristas puede ofrecer beneficios máximos cuando se complementa con tarifas minoristas muy parecidas, o simplemente precios minoristas dinámicos. Actualmente, el estado español ofrece tarifas dinámicas reguladas, aunque su disponibilidad en el mercado libre es bastante limitada. Esto debería ser motivo de preocupación, junto al hecho de que los márgenes de beneficios disponibles parecen estar suprimidos por las tarifas reguladas. El regulador español debería controlar de cerca la implementación de tarifas dinámicas en el mercado libre y su efectividad; y asegurarse de que las ofertas reguladas sean sustituidas por un mercado libre competitivo y activo. Según ha establecido el European Electricity Directive, la disponibilidad de tarifas dinámicas para consumidores con contadores inteligentes es un requisito para los suministradores.
Además, España debería facilitar la participación del lado de la demanda en todos los mercados, ya sea directamente o a través de la agregación. El regulador tiene previsto abrir el mercado para los servicios de balance en el lado de la demanda. Las autoridades podrían aprender mucho del resto de países a la hora de desarrollar normas que faciliten el desarrollo de la respuesta a la demanda, y utilizar procedimientos óptimos, como es establecer un tamaño mínimo de oferta de 100 kW, al igual que se ha hecho en la mayoría de mercados estadounidenses durante varios años.
Mantener el rumbo
El nivel actual de sobrecapacidad en el mercado español es insostenible. Es importante señalar que provoca una reducción de precios de energía y un aumento de costes, mientras enmascara la necesidad de flexibilidad en el mercado, que será cada vez mayor al continuar la transición del sistema eléctrico. Serán inevitables y necesarios más cierres de centrales y plantas.
Mientras las renovables van sustituyendo a la generación térmica, necesitaremos una nueva oferta de recursos más flexibles; un nuevo rol para el lado de la demanda puede ofrecer beneficios importantes y fortalecer la seguridad de suministro de manera rentable. Para explotar este potencial, serán necesarias reformas de normativa en los mercados mayoristas y minoristas.