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Cómo proveer electricidad de forma segura

07 de Septiembre de 2018
  • David Newbery
Presa, energía hidraúlica

Presa, energía hidraúlica

David Newbery, profesor de Economía Aplicada en Cambridge
La Unión Europea se ha comprometido a lograr una cuota del 27% de energía renovable sobre la demanda de energía nal en Europa a 2030. Dado que es mucho más sencillo incorporar energías renovables en la producción de electricidad (RES­E), es probable que la cuota de renovables en el sector eléctrico sea de un 40%, o incluso más en países con producción hidráulica como Noruega o España.

Para ello, el diseño del mercado eléctrico debe asegurar que se realizan las inversiones adecuadas en generación, transmisión y distribución, en el momento adecuado y con el coste mínimo; que se tienen en cuenta los beneficios para el cambio climático de las tecnologías bajas en carbono, y que los spill-overs del aprendizaje en tecnologías renovables inmaduras se incluyen de forma adecuada al determinar el portfolio de inversiones óptimo.

Estas dos últimas consideraciones son problemáticas en un mercado eléctrico liberalizado, ya que suponen externalidades que, salvo que se traten de forma adecuada, serán infrasuministradas por el mercado. Más aún, si no se asigna el precio correcto al CO2, la electricidad más intensiva en carbono (como la procedente del carbón) será sobreproducida, y los precios mayoristas se reducirán por debajo de su nivel eficiente (que debería incluir el precio del carbono), desincentivando aún más las opciones bajas en carbono.

Este artículo trata la cuestión de cómo proveer electricidad de forma segura, sostenible y asequible económicamente, en un contexto de propiedad privada y de mercado liberalizado, tanto al nivel de los estados individuales como a nivel de la UE en lo que respecta al diseño de sus directivas energéticas, objetivos y mandatos.

Incorpora lo aprendido de la reforma del mercado eléctrico británico de 2013 y del paquete de energía limpia 2016 de la Unión Europea, discutiendo mecanismos de remuneración de la capacidad, diseño de tarifas de red, asignación de precio al CO2 mediante un soporte al precio del carbono, y las lecciones de las recientes subastas para renovables británicas. La segunda parte del artículo plantea varias mejoras necesarias de acuerdo con esta experiencia respeto a la remuneración de capacidad, tarificación de redes, y apoyo a las renovables.

El diseño de un mercado eléctrico mayorista que acomode una penetración significativa de RES­E requiere otras reformas en la tarificación de las redes y en el tipo de apoyo para que las RES­E sean proporcionadas al mínimo coste. El rediseño del mercado mayorista debe tratar con dos grandes fallos de mercado: la falta de adecuación, y la falta de credibilidad, de los precios actuales y futuros del sistema europeo de comercio de emisiones, y la necesidad de compensar a los promotores de energía eólica y fotovoltaica por los spill-overs de aprendizaje que estas tecnologías crean.

Además, hay importantes mercados que faltan, principalmente mercados de futuros para la energía y los servicios complementarios. Las expectativas de precios futuros de estos productos son críticos para dirigir la selección adecuada de generación flexible (y de respuesta de la demanda) que permita acomodar niveles cada vez mayores de intermitencia y menores niveles de inercia del sistema.

Algunos servicios de flexibilidad (principalmente control rápido de frecuencia y rampas) pueden no tener en la actualidad señales de precio en muchos mercados, aunque los Operadores del Sistema están reconociendo cada vez más la necesidad de crear estos mercados o contratar estos servicios. Los rápidos desarrollos en las tecnologías de información y comunicación (TICs), redes más inteligentes, gestión activa de las redes, y la emergencia de los agregadores puede, sin embargo, alterar el valor y el precio de estos servicios de flexibilidad muy rápidamente, haciendo que las señales actuales de precio sean una guía poco fiable acerca de su valor futuro.

Las redes de transporte y distribución deben acomodar patrones muy distintos de conexión y flujo, lo que conduce a la necesidad de coordinar mejor las inversiones en redes y en generación. Si se confía en las tarifas para dar señales de precio adecuadas, deberán asegurar que las señales eficientes, basadas en costes marginales, no son distorsionadas por la necesidad de recuperar los costes medios.

La dificultad de asegurar simultáneamente la e ciencia y la su ciencia de ingresos puede requerir un organismo de planificación centralizada que diseñe la expansión de la red, y saque a subasta los emplazamientos renovables con acceso a red. Si se prefieren los mercados a la planificación, entonces los precios nodales son la opción más atractiva para dar mejores señales de despacho a corto plazo, y mejores indicaciones para la localización en el largo plazo (cuando se combinan con contratos de cobertura de largo plazo).

El apoyo a las RES­E está justificado parcialmente por el bajo precio del CO2, que requeriría una prima adicional por MWh que refleje el valor del CO2 ahorrado, y parcialmente por los spill-overs de aprendizaje. Un sistema de apoyo a las RES­E a escala europea mejor diseñado recogería fondos de los estados miembros y luego subastaría el apoyo a la capacidad (p.ej., para un determinado número de horas de operación) a nivel europeo, asegurándose de que la RES­E se conecta allá donde el valor del recurso sea mayor, y el coste menor para el sistema. La recaudación también se podría utilizar para apoyar la innovación en fuentes bajas en carbono a escala europea.

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