Entrevista a Javier Revuelta
“Es posible alcanzar penetraciones renovables elevadas con cambios regulatorios menores, complementando más que modificando el pool actual, con elementos ya previstos en nuestra normativa.”
Continuamos con la línea editorial de 2020: desafíos por el clima. Retomamos con un nuevo colaborador un desafío regulatorio a la hora de transitar a un sistema energético sostenible que ya tratamos en un post anterior: la adecuación del mercado a un sistema 100% renovable. Hemos hablado con Javier Revuelta, Principal en AFRY Management Consulting, para que nos de su punto de vista sobre este desafío.
Con el marco regulatorio actual, ¿se podría implementar un sistema 100% renovable o serían necesarios cambios?
Incluso en los países que han alcanzado ‘paridad de red’ como es el caso de España desde 2019, existe una barrera económica de penetración renovable para un ‘mercado en equilibrio’. Este equilibrio, en ausencia de externalidades políticas, se da cuando los ingresos por mercado se canibalizan justo hasta garantizar el retorno mínimo exigido por los inversores; en líneas generales se puede simplificar en que esto sucede cuando el precio capturado de una tecnología (que depende del sistema eléctrico y los precios de los combustibles) se aproxima al LCOE de dicha tecnología en el momento de la inversión.
Es posible superar dichos niveles de equilibrio económico mediante complementos centralizados o descentralizados que ya están previstos en la normativa actual, como son principalmente las subastas organizadas por el Gobierno, o la venta voluntaria de Garantías de Origen. En el primer caso, las subastas aíslan parcialmente los ingresos anuales de una instalación del precio de mercado gracias a complementos al pool pagados por el regulador, y generalmente recaudados por las tarifas de acceso u otros mecanismos regulados. En el segundo caso, una comercializadora puede pagar al desarrollador por estos certificados de energía renovable que son una segunda fuente de ingresos, y recaudar dicho coste de los consumidores típicamente a través de precios libres más altos con la etiqueta de ‘comercializadora 100% renovable’.
Por tanto, si por cambios regulatorios entendemos la organización de subastas adicionales al mercado actual, éstas ya se pueden organizar, y sí deben ser organizadas para superar la barrera del equilibrio económico, sin duda inferior al 100%. Por contra, si entendemos que organizar dichas subastas es una herramienta que está dentro del marco actual, entonces podemos decir que estrictamente no habrá que cambiar el marco, sino únicamente aplicarlo convocando dichas subastas. Teóricamente, en el momento en que el objetivo de penetración renovable supera al nivel de un ‘mercado en equilibrio’, sólo sería posible alcanzarlo con subastas para la totalidad de la potencia objetivo, especialmente si el objetivo es 100%.
Con todo, incluso mediante la aplicación de subastas, en AFRY prevemos que el mercado actual complementado con subastas posibilita altas cotas de penetración renovable, pero no el 100%, que conlleva retos y costes adicionales. Entre otros, muy altas penetraciones renovables son exponencialmente complicadas sin elevada capacidad de interconexión y/o almacenamiento, que sí precisa cambios normativos relevantes.
En resumen, es posible alcanzar penetraciones renovables elevadas con cambios regulatorios menores, complementando más que modificando el pool actual, con elementos ya previstos en nuestra normativa. Superar ‘penetraciones renovables elevadas’ en el entorno del 80% y más allá precisará muy probablemente cambios regulatorios de más calado para incentivar otros elementos y tecnologías.
¿Qué países están más avanzados en la adecuación de su marco regulatorio a ese escenario?
Los países con penetración renovable eléctrica más alta generalmente deben esa condición a su elevado potencial hidráulico y baja densidad de población, como Noruega, Austria o Suiza en Europa, y Brasil en América. Dinamarca, cuarto clasificado europeo, ha apostado fuerte por el desarrollo eólico y ha alcanzado 60% de penetración renovable eléctrica gracias a incentivos y una fuerte interconexión con Alemania, quien le absorbe grandes excedentes y le aporta garantía de suministro.
Chile es un caso interesante de país con objetivos renovables ambiciosos, que no está agraciado con una penetración hidráulica convencional especialmente elevada. Su marco regulatorio y diseño de mercado son muy diferentes a Europa, con una obligación para los distribuidores-comercializadores de asegurar una parte de la energía futura con contratos de muy largo plazo. En este entorno, los objetivos gubernamentales encuentran acomodo tanto en el despacho económico óptimo de las plantas, como en la recuperación de costes por parte de la generación independientemente de los precios horarios del mercado mayorista.
Más cerca tenemos un sistema como la isla de El Hierro, cuya central hidroeólica logra más de 60% de producción eléctrica renovable anual. Se trata de un sistema fuertemente regulado tanto en la planificación de las inversiones en generación, como en la operación, y la retribución de los costes de inversión y operación independientemente de los precios horarios del mercado mayoristas. Sería regulatoriamente imposible imponer tal marco en la España peninsular, cumpliendo con las normativas europea y española de mayor rango.
¿Debe evolucionar el mercado eléctrico hacia algún modelo alternativo para que siga incentivando el desarrollo de proyectos de generación renovable?
El mercado eléctrico son muchas cosas, desde el algoritmo de casación diario e intradiario, hasta todos los complementos externos al pool como los incentivos a las renovables o los pagos por capacidad a los ciclos combinados, pasando por los servicios de ajuste del sistema e incluso la fiscalidad.
Lo que parece claro es que en mercados desregulados el pool diario será insuficiente como señal de inversión de largo plazo para posibilitar muy alta penetración renovable. A partir de ahí, hay varias maneras teóricas de complementar los ingresos por pool, ya sea mediante subastas centralizadas ya sea mediante imposición de cupos renovables a los comercializadores. Las Garantías de Origen, de corta duración anual y alta incertidumbre en los precios, no parecen la solución para atraer grandes volúmenes.
En la mayoría de mercados eléctricos las barreras regulatorias aparecen no tanto en la posibilidad de incentivar renovables por encima de los precios de mercado resultantes, sino cuando empiezan a sufrir el resto de tecnologías térmicas o hidráulica, y todos piden su incentivo, incluido el consumidor eléctrico que protesta ante las consiguientes escaladas de la factura. En ese punto, los Gobiernos deben escoger entre incrementar las señales de precio, re-regular otras tecnologías, o sucumbir y moderar sus ambiciones renovables.
Entre medias, la diatriba de si el ‘missing money’ de las renovables y el resto de tecnologías debe provenir de precios libres de escasez (opción preferida de Europa), o de contratos de largo plazo que en la práctica sólo puede garantizar un gobierno, habida cuenta de que las comercializadoras no pueden contar con la fidelidad de sus clientes, no ya a 20 años vista sino ni siquiera a 3 meses.
Sucumbirán el consumidor y los reguladores a precios puntualmente muy elevados? O sucumbirán los Gobiernos a que incluso los mercados más puristas no logran los ambiciosísimos objetivos, y se volverá a una fuerte re-regulación de la energía para imponer y garantizar económicamente las inversiones necesarias? De momento el Winter Package deja claras sus preferencias para esta década. Para las décadas de 2030 y 2040, sin duda hará falta como mínimo replantearse los objetivos y el marco que lo posibilite.
En un sistema 100% renovable los proyectos de almacenamiento se vuelven indispensables, ¿cómo se podría regular para incentivar este tipo de proyectos?
De nuevo existen caminos desregulados y caminos regulados, cada cual con sus complicaciones.
El camino desregulado pasa no sólo por liberar los precios de todo límite legal, tal como indica la Directiva europea de renovables, sino también por liberarlos de la presión del Regulador en situaciones de ‘escasez’. En España, donde la energía sale en la prensa por debajo de los 100€/MWh de pool, el cambio cultural parece complicado.
El camino regulado, mediante contratos de largo plazo con el Gobierno, tampoco está exento de retos mayores si cabe, pues requiere por lo pronto validación europea y fuertes cambios en la normativa nacional, que ya se cambió en la dirección contraria hace escasas dos décadas. Existen diversos caminos regulados posibles, híbridos entre un activo enteramente regulado y un activo en competencia en el pool pero complementado con una suerte de ‘pagos por capacidad’ que completasen sus ingresos por mercado. También puede incentivarse la hibridación de almacenamiento con plantas renovables, o condicionarse un mecanismo de capacidad a centrales con almacenamiento.
Existe tanto apetito inversor para desarrollar almacenamientos de diversas tecnologías (hidráulica, térmica, química, mecánica…) como incertidumbre no ya en el futuro marco normativo, sino incluso en el tipo de servicio de almacenamiento que necesitamos. ¿alta potencia con baja energía de almacenamiento? ¿baja potencia con alta energía? ¿alta potencia y alta energía?
En opinión de AFRY, para la casuística española, la opción más viable pero no por ello sencilla de desarrollar, es un pago por capacidad complementario a una operativa convencional en el mercado eléctrico. La elección de los mejores proyectos de almacenamiento resultarían de un estudio coste-beneficio de los distintos proyectos viables, siendo los beneficios modelizados por simulación de los costes totales del sistema, y los costes resultado de una subasta competitiva.
¿Te interesa este desafío regulatorio? Lee la entrevista que hicimos a otro experto sobre la adecuación del mercado eléctrico.