El hecho de que toda la nueva potencia que se instale en España será renovable, junto al cierre progresivo de las instalaciones convencionales existentes, nos plantea dos preguntas fundamentales a la vez que nos invita a una profunda reflexión sobre cómo sería el modelo de mercado que haría posible dicha transformación.
La primera pregunta es ¿cómo podrán las tecnologías renovables fluyentes, que por su reducido precio continuarán su despliegue masivo, responder a la demanda en cualquier momento? O, de forma más resumida, ¿qué tecnología sustituirá la producción de la fotovoltaica a partir del atardecer y hasta la salida del sol al día siguiente? Algunos defienden que el gas, que contamina menos que el carbón y que podría pintarse de verde con biogás o con hidrógeno renovable, dando respaldo indefinidamente.
La segunda pregunta es ¿cómo podría evitarse la gran cantidad de vertidos, o de exportaciones a precio de saldo que para el caso es lo mismo, cuando las producciones eólicas y fotovoltaicas superen las necesidades de la demanda?
A estas dos preguntas suele darse una respuesta autocomplaciente y con intención tranquilizadora: el almacenamiento, sin hacer ningún análisis de los modelos de negocio asociados a esas grandes inversiones en baterías, bombeos o hidrolizadores.
Sin embargo, con un mix equilibrado de tecnologías gestionables y no gestionables se evitarían esas situaciones sin necesidad de inversiones adicionales en sistemas de almacenamiento y a un precio similar o incluso inferior al que nos abocaría la dependencia del gas.
La justificación, en un país soleado como España, es simple: las centrales termosolares, que hoy en día ya están ofreciendo en concursos internacionales precios inferiores a los de los ciclos combinados, tienen un gran recorrido de reducción de costes, mientras que la electricidad a partir del gas, tanto por el precio del combustible como de las emisiones, no hará más que crecer en los próximos años, sin descartar el que pudieran acordarse restricciones a la generación para mitigar de manera más acelerada el cambio climático.
No obstante, aquellos que quieren sentirse confiados con una flota masivamente fluyente, aunque tenga disfuncionalidades para el sistema y costes adicionales que no se tienen en cuenta al calcular su coste de generación, lo argumentan con su convicción de que los costes de almacenamiento disminuirán rápidamente en el futuro. Seguramente les encantaría que los costes del almacenamiento con baterías de gran potencia y capacidad se redujeran, por ejemplo, en 70 veces.
Pero, ¿puede ser eso posible? No solo es posible, sino que ya es una realidad, precisamente con los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares que cumplirían una doble función. Almacenarían la energía solar mientras brilla el sol en días soleados para empezar a generar electricidad a partir del atardecer, cuando la fotovoltaica empieza a disminuir rápidamente su producción, y también podrían recoger los vertidos de la energía eólica excedente en días ventosos y de fotovoltaica en días soleados, con la reducida inversión que supondría añadir un calentador eléctrico a sus instalaciones.
Una central termosolar típica, de las que se instalarán a lo largo de la próxima década, tendría 150 mw de potencia y un sistema de almacenamiento de 12 horas de capacidad -las centrales termosolares ofrecen precios más bajos cuanto mayor es su potencia y el tamaño de su almacenamiento-. La inversión adicional en el calentador eléctrico a incorporar a la central termosolar tendría un coste de entre 12 milloens y 15 millones de euros. Este coste es efectivamente entre 70 y 100 veces inferior al de un bombeo con la misma potencia o al que tendría un sistema de baterías de 150 (mw) x 12 (h) = 1.800 (mwh), tomando en consideración los costes actuales de sistemas de baterías de menor capacidad, ya que sistemas de baterías de tales tamaños ni existen ni se les espera en los próximos años.
España es un país privilegiado en comparación con el resto de países europeos para el despliegue de centrales termosolares. La facilidad de emplazamiento nos pone en situación ventajosa con respecto a Italia o Grecia y, en alguna medida también con Portugal. Las centrales termosolares no podrán construirse en Alemania ni en otros países centroeuropeos debido al reducido recurso solar. Sin embargo, Alemania ya está considerando el almacenamiento térmico como solución a los crecientes vertidos esperados de su programa renovable y planea instalar tanques de sales fundidas, iguales que los de las centrales termosolares, en algunas centrales térmicas de carbón, que podrían así seguir en funcionamiento sin quemar carbón, utilizando la energía eléctrica de los vertidos almacenada de forma térmica.
Además de lo anterior, son muchos los motivos -estabilidad de red, PIB, empleo, convergencia regional, inclusividad geográfica de suministros, liderazgo tecnológico…-por los que puede considerarse un acierto que las centrales termosolares hayan sido contempladas en la planificación de la nueva flota de generación del PNIEC.
Por último, no quiero dejar de hacer una reflexión sobre como tendría que ser el modelo de mercado que permita las inversiones en renovables para hacer posible esa profunda transformación del sector eléctrico.
Como no es concebible realizar inversiones de más de 100.000 millones de euros sin planes de negocio que se basen en ingresos ciertos, toda la nueva capacidad, además de aquella que pueda promoverse bajo fórmulas bilaterales o de PPAs, deberá ser adjudicada de forma competitiva en subastas por precio de energía para toda la vida regulada de la instalación. Dichas subastas se tendrán que ir convocando progresivamente a lo largo de los próximos años y sus precios irán disminuyendo con el paso del tiempo. Asimismo, deberán ser específicas por tecnología o por perfil de despacho, incluso para las tecnologías fluyentes. La fotovoltaica y la eólica tienen perfiles de producción horaria y estacionalmente diferentes, por lo que sería un grave error dejar que el mercado escogiera exclusivamente la más barata de las dos. Las subastas deben plantearse con la necesaria anticipación en función de las necesidades que se vayan previendo para el sistema y del tiempo de respuesta de cada tecnología.
Mantener un mercado marginalista indefinidamente y pensar que se realizarán las inversiones con la creciente incertidumbre de deflación de precios o de volatilidad, cuando lo que se negocie en el mercado marginalista sea muy inferior al total de generación, sería mucho menos eficiente e impredecible. Podría darse la paradoja de tener que establecer un sistema complejo de subvenciones, como el establecimiento de suelos a tecnologías cuyos precios en una subasta por precio de energía hubieran sido inferiores a la media del pool.
En el sector eléctrico, cuyo mercado dista mucho de ser perfecto por el peso de la regulación y otros factores, el modelo marginalista tuvo su justificación cuando una gran parte de lo que se casaba tenía costes variables, aunque sobreremuneró a algunas tecnologías y, por tanto, no resultó óptimo para los consumidores. A partir de ahora la nueva potencia a instalar se caracterizará por tener elevados costes de inversión y muy reducidos costes variables. Su remuneración, estable durante su vida regulatoria, vendrá dada por subastas competitivas, específicas por tecnologías, con precios distintos en razón de sus características y flexibilidad. Todas serán necesarias, cada una realizará su aportación diferenciada a las necesidades del sistema y, entre todas, se conseguirá una generación descarbonizada a precios incluso inferiores a los actuales.
En ese marco de remuneración estable, el operador del sistema debería tener mayores atribuciones para que las renovables flexibles, como la hidráulica, la biomasa o la termosolar, operen con el objetivo fundamental -además del precio- de reducción de emisiones.
El respaldo del gas seguirá siendo necesario durante la próxima década, pero con una contribución global que podría quedar por debajo del 5 por ciento en términos anuales. Si se repartiese dicha producción entre el parque actual de ciclos, las horas de operación resultarían inasumibles y podría dar lugar a oscilaciones enormes del precio, al aprovecharse las circunstancias puntuales de necesidad para ese respaldo. Por ello, tendría que estimarse, con cierto margen de seguridad, la potencia máxima necesaria de la flota de ciclos combinados y remunerarse su producción con una rentabilidad razonable en base a una auditoría de costes, para que su negocio tampoco tuviera incertidumbres. El despacho del respaldo con gas debería recaer también en el operador del sistema.
En un marco de producto físico en donde instantáneamente oferta y demanda deben estar absolutamente equilibradas y en donde la mayor parte de la generación tendrá asignado un precio estable, resultaría poco eficiente -y tal vez imposible- seguir apuntalando, con regulaciones que cada día serían más complejas, mercados marginalistas, ni para el grueso de la energía ni para los servicios auxiliares de balance, por lo que en algún momento, antes de 2030, será probablemente necesario transformar el mercado. La gestión del operador del sistema, con suficientes herramientas a su disposición, junto con la gestión proactiva de la demanda, nos situaría, sin duda, en un escenario mucho más eficiente.
La transición energética no afectará exclusivamente a la sustitución de los activos de generación, sino también, y muy profundamente, a los modelos de negocio de la electricidad.
Entidades
Luis Crespo
Secretario general de Protermosolar
