Regular para un mercado 100% renovable

Continuamos ca liña editorial de 2020: desafíos polo clima. Retomamos cun novo colaborador un desafío regulatorio á hora de transitar a un sistema enerxético sostible que xa tratamos nun post anterior: a adecuación do mercado a un sistema 100% renovable. Falamos con Javier Revuelta, Principal en AFRY Management Consulting, para que nos de o seu punto de vista sobre este desafío.

Co marco regulatorio actual, poderíase implementar un sistema 100% renovable ou serían necesarios cambios?

Mesmo nos países que alcanzaron ‘paridade de rede’ como é o caso de España dende 2019, existe unha barreira económica de penetración renovable para un ‘mercado en equilibrio’. Este equilibrio, en ausencia de externalidades políticas, dase cando os ingresos por mercado se canibalizan xusto ata garantir o retorno mínimo esixido polos investidores; en liñas xerais pódese simplificar en que isto sucede cando o prezo capturado dunha tecnoloxía (que depende do sistema eléctrico e os prezos dos combustibles) aproxímase ao LCOE da devandita tecnoloxía no momento do investimento.

É posible superar devanditos niveis de equilibrio económico mediante complementos centralizados ou descentralizados que xa están previstos na normativa actual, como son principalmente as poxas organizadas polo Goberno, ou a venda voluntaria de Garantías de Orixe. No primeiro caso, as poxas illan parcialmente os ingresos anuais dunha instalación do prezo de mercado grazas a complementos ao pool pagos polo regulador, e xeralmente recadados polas tarifas de acceso ou outros mecanismos regulados. No segundo caso, unha comercializadora pode pagar ao desenvolvedor por estes certificados de enerxía renovable que son unha segunda fonte de ingresos, e recadar devandito custo dos consumidores tipicamente a través de prezos libres máis altos ca etiqueta de ‘comercializadora 100% renovable’.

Por tanto, se por cambios regulatorios entendemos a organización de poxas adicionais ao mercado actual, estas xa se poden organizar, e si deben ser organizadas para superar a barreira do equilibrio económico, sen dúbida inferior ao 100%. Por contra, se entendemos que organizar ditas poxas é unha ferramenta que está dentro do marco actual, entón podemos dicir que estritamente non haberá que cambiar o marco, senón unicamente aplicalo convocando ditas poxas. Teoricamente, no momento en que o obxectivo de penetración renovable supera ao nivel dun ‘mercado en equilibrio’, só sería posible alcanzalo con poxas para a totalidade da potencia obxectivo, especialmente se o obxectivo é 100%.

Con todo, mesmo mediante a aplicación de poxas, en AFRY prevemos que o mercado actual complementado con poxas posibilita altas cotas de penetración renovable, pero non o 100%, que conleva retos e custos adicionais. Entre outros, moi altas penetracións renovables son exponencialmente complicadas sen elevada capacidade de interconexión e/ou almacenamento, que si precisa cambios normativos relevantes.

En resumo, é posible alcanzar penetracións renovables elevadas con cambios regulatorios menores, complementando máis que modificando o pool actual, con elementos xa previstos na nosa normativa. Superar ‘penetracións renovables elevadas’ na contorna do 80% e máis aló precisará moi probablemente cambios regulatorios de máis calado para incentivar outros elementos e tecnoloxías.

Que países están máis avanzados na adecuación do seu marco regulatorio a ese escenario?

Os países con penetración renovable eléctrica máis alta xeralmente deben esa condición ao seu elevado potencial hidráulico e baixa densidade de poboación, como Noruega, Austria ou Suíza en Europa, e Brasil en América. Dinamarca, cuarto clasificado europeo, apostou forte polo desenvolvemento eólico e alcanzou 60% de penetración renovable eléctrica grazas a incentivos e unha forte interconexión con Alemaña, quen lle absorbe grandes excedentes e achégalle garantía de subministración.

Chile é un caso interesante de país con obxectivos renovables ambiciosos, que non está agraciado cunha penetración hidráulica convencional especialmente elevada. O seu marco regulatorio e deseño de mercado son moi diferentes a Europa, cunha obrigación para os distribuidores-comercializadores de asegurar unha parte da enerxía futura con contratos de moi longo prazo. Nesta contorna, os obxectivos gobernamentais atopan acomodo tanto no despacho económico óptimo das plantas, como na recuperación de custos por parte da xeración independentemente dos prezos horarios do mercado almacenista.

Mais preto temos un sistema como a illa de El Hierro, cuxa central hidroeólica logra máis de 60% de produción eléctrica renovable anual. Trátase dun sistema fortemente regulado tanto na planificación dos investimentos en xeración, como na operación, e a retribución dos custos de investimento e operación independentemente dos prezos horarios do mercado almacenistas. Sería regulatoriamente imposible impoñer tal marco na España peninsular, cumprindo cas normativas europea e española de maior rango.

Debe evolucionar o mercado eléctrico cara a algún modelo alternativo para que siga incentivando o desenvolvemento de proxectos de xeración renovable?

O mercado eléctrico son moitas cousas, dende o algoritmo de casación diario e intradiario, ata todos os complementos externos ao pool como os incentivos ás renovables ou os pagos por capacidade aos ciclos combinados, pasando polos servizos de axuste do sistema e mesmo a fiscalidade.

O que parece claro é que en mercados desregulados o pool diario será insuficiente como sinal de investimento de longo prazo para posibilitar moi alta penetración renovable. A partir de aí, hai varias maneiras teóricas de complementar os ingresos por pool, xa sexa mediante poxas centralizadas xa sexa mediante imposición de cotas renovables aos comercializadores. As Garantías de Orixe, de curta duración anual e alta incerteza nos prezos, non parecen a solución para atraer grandes volumes.

Na maioría de mercados eléctricos as barreiras regulatorias aparecen non tanto na posibilidade de incentivar renovables por encima dos prezos de mercado resultantes, senón cando empezan a sufrir o resto de tecnoloxías térmicas ou hidráulica, e todos piden o seu incentivo, incluído o consumidor eléctrico que protesta ante as consecuentes escaladas da factura. Nese punto, os Gobernos deben escoller entre incrementar os sinais de prezo, re-regular outras tecnoloxías, ou sucumbir e moderar as súas ambicións renovables.

Entre medias, a diatriba de se o ‘missing money’ das renovables e o resto de tecnoloxías debe provir de prezos libres de escaseza (opción preferida de Europa), ou de contratos de longo prazo que na práctica só pode garantir un goberno, tendo en conta que as comercializadoras non poden contar ca fidelidade dos seus clientes, non xa a 20 anos vista senón nin sequera a 3 meses.

Sucumbirán o consumidor e os reguladores a prezos puntualmente moi elevados? Ou sucumbirán os Gobernos a que mesmo os mercados máis puristas non logran os ambiciosísimos obxectivos, e volverase a unha forte re-regulación da enerxía para impoñer e garantir economicamente os investimentos necesarios? De momento o Winter Package deixa claras as súas preferencias para esta década. Para as décadas de 2030 e 2040, sen dúbida fará falla como mínimo reformularse os obxectivos e o marco que o posibilite.

Nun sistema 100% renovable os proxectos de almacenamento vólvense indispensables, como se podería regular para incentivar este tipo de proxectos?

De novo existen camiños desregulados e camiños regulados, cada cal coas súas complicacións.

O camiño desregulado pasa non só por liberar os prezos de todo límite legal, tal como indica a Directiva europea de renovables, senón tamén por liberalos da presión do Regulador en situacións de ‘escaseza’. En España, onde a enerxía sae na prensa por baixo dos 100€/MWh de pool, o cambio cultural parece complicado.

O camiño regulado, mediante contratos de longo prazo co Goberno, tampouco está exento de retos maiores se cabe, pois require polo momento validación europea e fortes cambios na normativa nacional, que xa se cambiou na dirección contraria fai escasas dúas décadas. Existen diversos camiños regulados posibles, híbridos entre un activo enteiramente regulado e un activo en competencia no pool pero complementado cunha sorte de ‘pagos por capacidade’ que completasen os seus ingresos por mercado. Tamén pode incentivarse a hibridación de almacenamento con plantas renovables, ou condicionarse un mecanismo de capacidade a centrais con almacenamento.

Existe tanto apetito investidor para desenvolver almacenamentos de diversas tecnoloxías (hidráulica, térmica, química, mecánica…) como incerteza non xa no futuro marco normativo, senón mesmo no tipo de servizo de almacenamento que necesitamos. Alta potencia con baixa enerxía de almacenamento? Baixa potencia con alta enerxía? Alta potencia e alta enerxía?

En opinión de AFRY, para a casuística española, a opción máis viable pero non por iso sinxela de desenvolver, é un pago por capacidade complementario a unha operativa convencional no mercado eléctrico. A elección dos mellores proxectos de almacenamento resultarían dun estudo custo-beneficio dos distintos proxectos viables, sendo os beneficios modelizados por simulación dos custos totais do sistema, e os custos resultado dunha poxa competitiva.

Interésache este desafío regulatorio? Le a entrevista que fixemos a outro experto sobre a adecuación do mercado eléctrico.