Las empresas ajustan sus estrategias frente al reto energético
La creciente complejidad del entorno económico actual supone un punto de inflexión en la gestión energética.
27 septiembre, 2023
3 min
El pasado octubre, bajo la presidencia española de la Unión Europea, con el acuerdo alcanzado en el Consejo de la Unión sobre la propuesta de Reglamento para el diseño del mercado de electricidad, se ha dado un paso hacia adelante fundamental para avanzar en las adaptaciones que necesita el mercado interior de la electricidad para ser un instrumento esencial en los objetivos de la descarbonización de la economía.
Este es un acuerdo que sienta las bases para desarrollar y potenciar los instrumentos necesarios (impulso de la contratación a plazo, mecanismos de capacidad y servicios de flexibilidad) para acomodar los ambiciosos objetivos fijados por Europa para que su sector eléctrico sea protagonista a la hora de alcanzar la descarbonización de la economía a nivel global.
En el caso particular de España, queremos conseguir una cuota de penetración de las energías renovables del 81% sobre el total de la demanda eléctrica. Esto significa que habrá horas en las que, salvo las limitaciones por motivos técnicos de capacidad de la red o de la gestión técnica del sistema, la presencia de las renovables llegará al 100%, como ya ha ocurrido en algunos días y horas puntuales. Además, se prevé un número elevado de horas en las que se producirá el vertido de energía, o lo que es lo mismo, que habrá un exceso de recurso renovables que no podrá ser utilizado para la generación de energía que verter a la red, tomando en este punto cada vez más importancia la presencia de sistemas de almacenamiento que permitan recoger estos excesos de recurso, a priori, no aprovechado.
Así, de acuerdo con la versión del PNIEC que está en proceso de revisión, nos enfrentamos al enorme reto de transformar nuestra matriz energética hacia las renovables, con gran ambición en electricidad (76 GW de tecnología solar fotovoltaica y 62 GW de eólica) para enfrentar una punta de demanda de 51 GW.
Es una planificación indicativa que pide desarrollar los instrumentos necesarios para integrar en la operación del sistema estos niveles de tecnologías fluyentes, gestionar los excesos de producción e incentivar una participación más activa de la demanda que fomente el desplazamiento de ciertos consumos a las horas en las que haya mayor producción de energía. El almacenamiento e incremento de demanda de electricidad en las horas de mayor producción pasan a ser elementos estructurales e imprescindibles para que este plan sea viable y tenga sentido.
No se trata tan solo de evitar la ineficiencia de que recursos naturales eólicos, solares o hidráulicos dejen de ser utilizados, sino de conseguir también una eficiente gestión de los precios del mercado en los diferentes horizontes temporales (corto, medio y largo plazo) y servicios (mercado diario, intradiario o servicios de la operación del sistema), de forma que reflejen unos resultados que hagan viables los proyectos en términos de su rentabilidad.
Se impone, por tanto, el diseño de incentivos económicos adecuados para la producción, la demanda y la combinación de ambos en torno a los sistemas de almacenamiento a través de una regulación adecuada de los servicios de flexibilidad y de capacidad.
En este proceso hay que redefinir y reconocer los nuevos conceptos y servicios que esta transformación está requiriendo como elementos distintos, pero fundamentales, a los que tradicionalmente engloban los mercados que constan solamente de oferta y demanda de energía, en los que estos servicios estaban intrínsecamente aportados por las tecnologías de producción que marcaban la tendencia a futuro de la nueva generación que entraba el sistema, es decir, los ciclos combinados de gas.
Se trata de identificar y evaluar aquello que aporta cada tecnología de generación (no es lo mismo la flexibilidad de una central nuclear que una central hidráulica o la capacidad de una planta fotovoltaica que la de un ciclo combinado de gas) en la cobertura de estos servicios. También de definir el marco regulatorio para las diferentes tipologías de sistema de almacenamiento (batería, bombeo hidráulico y otros) conforme a las características técnicas de cada uno de ellos y los servicios específicos para la participación de la demanda, que serán claves para alcanzar tanto los objetivos marcados por Europa, como los autoimpuestos por España.
Otro de los retos que se presenta vinculado al crecimiento de las modalidades de contratación es el impulso de la liquidez y la profundidad de las transacciones a largo plazo. Escenarios de mayor volatilidad en la formación del mercado diario introducen incertidumbres para compradores y vendedores que buscan una estabilidad de ingresos (generadores) y costes (consumidores y comercializadores) de la energía.
El mercado de nuevos instrumentos de contratación a largo plazo, a través de PPAs (Power Purchase Agreement), ha mostrado un mayor dinamismo en España que en otros países europeos. Por ello, deben seguir fomentándose desde la regulación mecanismos que incrementen estos volúmenes de contratación a plazo, como los creados en el contexto del estatuto de los consumidores electrointensivos, a la vez que se promueva el aumento de la liquidez en éstos a través de los mercados organizados, como OMIP.
Por último, pero no menos importante, sino todo lo contrario, se encuentran las redes. Sobre la previsión de inversión de en torno a 300.000 millones de euros que contempla el PNIEC, se espera que el 18% sea destinada al desarrollo y mejora de las redes, consideradas como elementos clave para el avance efectivo de la transición energética. Así, la Comisión Europea ya se hace eco en su propuesta de reforma del mercado de que las inversiones en redes eléctricas serán clave para “aumentar la eficiencia energética, favorecer la integración de mercados y la seguridad de suministro, apoyar los servicios de flexibilidad, optimizar la red existente y facilitar la innovación en interés del consumidor”. También la AIE estima que se debe duplicar la inversión global actual en redes de los 300.000 millones de euros anuales a 600.000 millones de euros.
Los reguladores enfrentan el reto de revisar y adaptar aspectos básicos, no solo de la regulación del mercado, sino también del marco retributivo de las actividades de transporte y distribución para que se produzcan estas inversiones en un contexto de mayor penetración de renovables, en gran medida como generación distribuida y con una participación más activa del consumidor en el mercado de electricidad, el cual impone nuevas necesidades a los gestores de red (gestión de la bidireccionalidad de los flujos de energía, digitalización, necesidades del autoconsumo, etc.).
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