La aparición de un volumen importante de capacidad renovable intermitente para cumplir los objetivos de descarbonización plantea la necesidad de revisar el actual diseño del mercado eléctrico. El estudio del Energy Policy Research Group de la Universidad de Cambridge presenta un conjunto de recomendaciones para el diseño de mercado para este futuro sistema eléctrico europeo caracterizado por el dominio de fuentes de generación renovable.
La generación eléctrica a partir de fuentes renovables, caracterizada por un elevado coste de capital y un bajo coste de funcionamiento, ha reducido el rol del mercado mayorista a la hora de guiar la inversión en nueva capacidad. Son los gobiernos los que, a través de diferentes esquemas de subsidios y pagos por capacidad, están sustituyendo al mercado. Este cambio plantea importantes retos al diseño de los mercados liberalizados, planteándose en este trabajo una serie de recomendaciones que permitan la adaptación del mercado a esta nueva realidad.
En primer lugar, se detecta que todavía existe un beneficio a corto plazo de incrementar los niveles de interconexión entre países que estiman entre el 2% y el 3% del coste de la generación actual. Las interconexiones explotan las diferencias eólicas y solares entre regiones reduciendo la variabilidad provocada por la intermitencia. Por tanto, un aumento de la generación renovable intermitente incrementa el valor potencial de desarrollar mayores interconexiones. Debe ser una prioridad de la regulación asegurar una remuneración adecuada de los servicios de interconexión, así como promocionar la inversión en nuevas líneas.
El almacenamiento es otro aspecto que debe jugar un papel clave al permitir diferir inversiones en nuevas líneas de transmisión y distribución al limitar el consumo en punta y al mejorar la gestión de los flujos en la red. Para ello hay que desarrollar los incentivos y modelos de negocio que permitan al almacenamiento captar estos beneficios.
También se requieren cambios en los mecanismos de apoyo a las renovables que provean mejores señales sobre dónde ubicar esta nueva capacidad de generación a nivel europeo. Lo que se plantea es pasar de los sistemas que remuneran la producción a sistemas que remuneren la capacidad. Esto permitiría fijar el precio de respaldo a través de subastas, minimizando el coste de la nueva generación.
Otros aspectos a destacar son la recomendación de hacer más eficiente la tarifa de acceso para la generación distribuida. La adopción de precios nodales que deberían permitir mejorar las decisiones de localización de la nueva generación y reforzar la importancia de un sistema más descentralizado. Por último, en referencia a la gestión del riesgo y a la contratación a largo plazo en un sistema con alta penetración de renovables, se apuesta por el uso de “reliability options” en los mercados de capacidad, un impulso en el uso de los futuros y limitar los contratos de largo plazo solo para casos necesarios para reducir riesgo y coste del capital.
