Los mecanismos de capacidad, ¿son necesarios en el mix eléctrico español?

Los mecanismos de capacidad, ¿son necesarios en el mix eléctrico español?

Con la mayor participación de las renovables intermitentes en el mix se hace necesaria una herramienta que dé seguridad de suministro: los mecanismos de capacidad. Reino Unido y Francia ya la usan desde hace décadas y ahora Italia está diseñando cómo será la suya. ¿Y España? De ello se ha debatido durante la jornada organizada para tal fin por el Ateneo de la Energía.

La demanda y la generación van a necesitar ajustarse en un futuro cada vez más renovable. Hasta ahora era muy fácil porque las centrales convencionales, nuclear, carbón, gas e hidráulica permitían una oferta plana, pero ese modelo está desapareciendo. Es el momento de buscar soluciones a la intermitencia sin necesitar sobredimensionar la capacidad instalada en un país.

Además, la Unión Europea está ultimando la Directiva de Diseño de Mercado Eléctrico, donde se incluirá una normativa común a todos los países miembros en relación a estos mecanismos.

“Cuando tienes una oferta intermitente, si la demanda es de 100, por ejemplo, o cuentas con una potencia instalada enorme o hay que buscar optimizar el parque y ésta es la mejor opción”, explican fuentes del Ateneo de la Energía, “inicialmente se creía que los mecanismos de capacidad estaban pensados para tecnologías de respaldo, pero la realidad es que en las subastas de capacidad pueden participar muchos agentes del mercado, no solo cualquier generador sino también quienes consumimos”.

“Lo que hay que decidir es cómo gestionarlo, un debate que todavía no se ha hecho en España, lo que supone un retraso con respecto a otros países de nuestro entorno”, añaden las fuentes.

“En Reino Unido, por ejemplo, las subastas de capacidad se organizan a cuatro años vista, y el operador de la red con ayuda de expertos del gobierno determina el volumen ofertado para responder a la demanda futura”, explica a este diario Cristian Montoya, de la eléctrica suiza Alpiq, “pero en Francia se hacen siete subastas al año para el año siguiente, y cada central de generación o comercializadora tiene que decidir cuántos megavatios puede ofertar al mercado de capacidad en función de lo que prevea que se va a consumir en invierno, porque no hay que olvidar que como su principal fuente de energía es la nuclear, la mayoría de las calefacciones en Francia son eléctricas, por tanto, los picos de demanda son en la estación más fría”.

“La segunda diferencia entre ambos modelos es que en el caso inglés, la participación es de neutralidad tecnológica, es decir, que ciclos combinados, hidráulica o generación de diésel compiten en igualdad de condiciones, a excepción de las renovables, que no participan porque se considera que no pueden asegurar su suministro”, continúa el experto, “se ha criticado este sistema porque el mayor trozo del pastel se lo suelen llevar los generadores de diésel, (hospitales o instituciones que no pueden quedarse sin electricidad), que además de ser la tecnología más contaminante, es un contrasentido en una transición hacia las renovables”.

Pero los centros británicos que cuentan con generadores diésel ven necesario participar en esas subasta y mejor aún llevarse esas cuantiosas sumas porque hay que pagar el mantenimiento, comprar el combustible, realizar operaciones de funcionamiento de las máquinas, etc. “Participar en ellas no solo cubre esos costes sino que les sirve también para financiarse”, aclara Montoya, “sin embargo, en la última subasta de Reino Unido se puso una tasa “Malus” a la generación diésel, al considerar que el sistema tarifario que estaba mal diseñado con una clara ventaja hacia ellas”.

“En Francia, el concepto con el que se concurre a las subastas de capacidad es diferente, es el de certificaciones de fiabilidad“, que barema cada tecnología en función de lo que puede ofertar a la subasta. “Por ejemplo, cada megavatio de renovable solo obtiene el equivalente de 2oo kilovatios de certificados de una nuclear, y en concreto para la fotovoltaica, se le reconoce solo el 15% de su contribución”, explica el representante de Alpiq.

“Por cada certificado de fiabilidad, el operador del sistema paga una cantidad fija, pero cuando se activa la gestión de la capacidad, también se paga un coste variable a esa central”, continúa, “y cada una pone el precio que quiere a ese coste variable, pero si es muy alto y en un año no se ha solicitado sus servicios porque hay otras centrales más baratas, entonces el operador del sistema obliga a esa central a pasar un test para comprobar si se merece esas certificaciones”.

En Francia, además de las renovables, también participan las comercializadoras que actúan como agregador de la demanda. También pueden participar los pequeños consumidores pero su aportación es mínima “porque los contadores inteligentes aún no han llegado de manera masiva a los hogares como ocurre en España, y no se espera que así sea hasta dentro de tres o cuatro años, y además no hay un interés real de los ciudadanos en participar”, añade.

Una vez conocidos estos dos modelos, ¿cuál es el que se ajustaría mejor a la realidad del sistema eléctrico español? “Cada país tiene sus particularidades geográficas, de clima, de mix y por eso no debe haber un mecanismo único para toda Europa, se debe ajustar a nivel nacional y no europeo como se discute en Bruselas”, explica por su parte Paolo Mastropietro, de la IIT Universidad Pontificia Comillas ICAI-ICADE, “al final de lo que se trata es de que el sistema sea lo más eficiente posible, no creo en la regulación que marque cómo se debe hacer, aunque la Comisión Europea debe unificar todo lo que pueda la normativa para evitar lo que se conoce como ayudas del Estado, cada país tiene su derecho a establecer sus límites de confiabilidad pero siempre bajo la supervisión de Europa”.

En cualquier caso, de los modelos existentes, “el inglés sería el más acertado para España porque su mix es más parecido que el francés”, coinciden los expertos.

Sin embargo, este debate todavía no está de actualidad en el sector, “porque España no necesita de estos mecanismos de manera tan intensa como en Reino Unido o en Francia”, añade Mastropietro, “la sobrecapacidad ha impedido que se vuelva una cuestión de estricta actualidad porque el mix actual permite cierta holgura”.

Agregadores de la demanda e interconexiones
Las futuras subastas de capacidad también se verán complementadas con los agregadores de la demanda. Con su participación se regulará los accesos a la red y se abaratarán los costes del sistema. Hasta ahora en España ya existía una figura similar con la industria electrointensiva y sus subastas de interrumpibilidad.

“Al agregador hay que verlo como una figura necesaria del sistema que agrupa a miles de pequeños prosumidores y con el que el operador del sistema establece una interlocución, pero para evitar fraudes como lo que ha ocurrido con las comercializadoras en España, hay que aumentar la supervisión”, explica el tercer ponente de la jornada, Francisco Espinosa, socio director de la Asociación de Consumidores de Electricidad (ACE).

Y pone como ejemplo el caso de pequeños grupos de productores fotovoltaicos en Alemania “que junto con el biogás y la gestión de la demanda participan en los mecanismos de capacidad” del país germano.

Para cerrar el círculo, esta herramienta también se verá condicionada por el avance del mercado único de la energía de la UE. Con el aumento de las interconexiones, un mercado mayorista cada vez más unificado y cada vez más renovables, “no sería extraño que los precios que se alcanzaran en las subastas de capacidad de los distintos estados miembros se asemejaran”.

En definitiva, la opinión de los técnicos es unánime: los mecanismos de capacidad son un complemento al sistema marginalista del pool considerándolo así un mercado perfecto, no solo para marcar precios a la baja sino para asegurar el suministro eléctrico de todos.

Fuente: elperiodicodelaenergia.com

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