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La nueva capacidad que se instale en España será energía renovable
España- El despliegue de renovables en los últimos tiempos, al tener los mercados tanta componente de incertidumbre, viene siendo planteado a nivel mundial en términos de subastas en base al precio de generación más barato, adjudicándose contratos a largo plazo con dicho precio, lo cual está llevando a un gran incremento de potencia eólica y fotovoltaica no gestionable.
En 2010 no podíamos imaginar que cinco años más tarde constataríamos que la mayoría de la nueva capacidad instalada en el mundo sería en su mayor parte renovable.
Hoy, los expertos del sector coinciden en que casi la totalidad de la nueva capacidad que se instale será renovable, particularmente en países industrializados y específicamente en España.
¿Quién podrá invertir o financiar una nueva central de carbón o de ciclo combinado con la incertidumbre del precio de las emisiones o de las restricciones de operación a las que puedan obligar futuros acuerdos internacionales? De las nucleares mejor ni hablar, nadie sabe cuánto costará una central cuando se haya acabado, cuánto tiempo tardará en acabarse y si, cuando se hubiera acabado, se procederá a su clausura anticipada.
Los responsables energéticos y el regulador tienen que ser conscientes de este cambio, progresivo e irreversible, que dibujará a futuro un sistema eléctrico completamente distinto al actual y reflexionar en profundidad sobre si el imperfecto sistema de mercado actual es apropiado o no para dirigir el proceso de transformación y alcanzar el mix energético óptimo en 2030 y más allá.
El despliegue de renovables en los últimos tiempos, al tener los mercados tanta componente de incertidumbre, viene siendo planteado a nivel mundial en términos de subastas en base al precio de generación más barato, adjudicándose contratos a largo plazo con dicho precio, lo cual está llevando a un gran incremento de potencia eólica y fotovoltaica no gestionable. Este modelo no es sostenible –a partir de determinados niveles de penetración de renovables no gestionables– ni para el sistema eléctrico ni para los futuros inversores a los que no se les aseguraría un precio durante la vida de la instalación, sino que tendrían que competir en un mercado saturado donde las centrales no gestionables ofrecerían a la vez su producto deflactando el precio.
Por ello, este proceso tiene que ser, más pronto que tarde, contrapesado por la necesaria incorporación de energía renovable gestionable con almacenamiento. En esta coyuntura en la que nos encontramos de cambio irreversible de modelo es cuando más necesaria se hace una planificación que, incorporando procedimientos de competencia, aborde la hoja de ruta hacia el modelo del futuro con un criterio global sobre el valor que aporta al conjunto del sistema eléctrico del futuro una nueva unidad de potencia, en lugar de, exclusivamente, a que coste se genera cada kWh con esa nueva unidad. No son lo mismo para el sistema eléctrico de un país los costes en los que hacen incurrir las distintas tecnologías. No es lo mismo una central que necesite la contratación de reserva rodante mientras que esté generando, que otra cuya generación esté garantizada incluso ante la ausencia del recurso.
Tampoco son lo mismo tecnologías que, ante la necesidad de incrementar la capacidad instalada –bien sea por crecimiento de la economía o por desmantelamiento de centrales existentes– necesiten que se instalen centrales fósiles de reserva para cubrir, por ejemplo, el pico de la tarde-noche, que otras tecnologías que no lo necesiten en la misma medida. Siendo así que prácticamente toda la nueva capacidad en España será renovable, por supuesto con prioridad de despacho, ¿qué número de horas de operación podrían ser consideradas para esa necesaria capacidad de respaldo fósil cuyo funcionamiento durante la mayor parte del año no sería necesario por esa prioridad de despacho de las renovables? ¿Cuánto costaría ese respaldo en términos de amortización de la instalación en tan limitado número de horas, así como de los futuros e impredecibles costes de emisión de CO2?
Ni el sistema actual de mercado marginalista de la energía, ni los pagos por capacidad (junto con la gestión de la demanda) podrían conducir a un sistema optimizado para los consumidores con crecimiento de la capacidad instalada, fundamentalmente, con tecnologías renovables. Lo que se necesita es una planificación estratégica con subastas competitivas, tanto de tecnologías de generación no gestionables (cuyo coste resultante sería similar a los niveles actuales del pool), como de otras, dirigidas exclusivamente a tecnologías de generación gestionable con almacenamiento (bombeo, biomasa, fotovoltaica con baterías y termosolar) que pudieran optimizar el coste total del sistema eléctrico del futuro aportando la firmeza requerida para la operatividad del sistema.
La problemática de integración de renovables fluyentes en grandes proporciones no es una cuestión exclusivamente técnica que tenga que preocupar al Operador del Sistema, sino que es más bien un problema de modelo de negocio tanto para los inversores como para el sistema eléctrico en su conjunto, lo cual debería preocupar no sólo al Ministerio sino también al Regulador. No todos los KWh de una nueva central aportan el mismo valor al sistema actual, ni mucho menos cuando la sobrecapacidad fósil haya que ir retirándola.
Por eso, llamamos la atención para que en la nueva capacidad se promueva que se tenga prioritariamente en cuenta el criterio de Valor al sistema y no de Precio de generación, y se convoquen subastas específicas para tecnologías con almacenamiento.