El futuro de los mercados eléctricos liberalizados ante el reto de una descarbonización eficiente

Todo sistema eléctrico con una elevada penetración de las energías renovables en la cobertura de su demanda eléctrica se enfrenta a un contexto de elevados costes de capital y reducidos costes variables, siendo necesario revisar los mecanismos actuales de retribución y su capacidad para ofrecer las correctas señales a la inversión. El reciente estudio publicado por el Energy Policy Research Group de la Universidad de Cambridge y elaborado por David M. Newbery, aporta ideas sobre el diseño de mercado, la remuneración de la capacidad y el apoyo a las renovables en el contexto actual.

El proceso de descarbonización conlleva el riesgo de hacer peligrar las ganancias de eficiencia asociadas al proceso de liberalización por un aumento de los costes derivado de la falta de señales de inversión en el mercado diario y los errores en el diseño de los mecanismos de promoción de instalaciones renovables. Los reguladores tienen ante sí el difícil reto de coordinar la consecución de objetivos a menudo contradictorios como son la eficiencia, la equidad y la innovación que puede llevar a la fijación de tarifas que parecen ineficientes y poco equitativas para conseguir nuevos desarrollos como en el caso de las renovables.

El proceso de liberalización del sector eléctrico emprendido en los años noventa por el Reino Unido, y seguido posteriormente por la Unión Europea (UE), ha puesto de manifiesto los beneficios de la introducción de competencia. Sin embargo, la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en el sector eléctrico de forma rápida con el apoyo masivo a las renovables ha puesto en peligro el actual modelo. En concreto, el creciente volumen de recursos de generación distribuida conectados a la red de distribución está desplazando las fuentes de generación convencionales.

Dos de los principales retos asociados a este proceso de transición hacia fuentes distribuidas de bajas emisiones son el elevado coste de capital y reducido coste variable, y el rápido avance en las tecnologías de la información y las comunicaciones (ICT, por sus siglas en inglés). Estas últimas por su impacto en el papel de los distribuidores que pasan de simples gestores de la red a verdaderos operadores tomando el rol de DSOs (Distribution System Operators). La existencia de restricciones en la capacidad pone en relación ambos conceptos. Abre la posibilidad de que, ante la existencia de fuertes variaciones en los precios, éstos sean trasladados al consumidor final a través de los contadores inteligentes y que terminen creando la posibilidad de aportar flexibilidad, a través de la respuesta de la demanda en lo que se denomina plantas de generación virtuales, a la nueva figura de los DSOs.

La futura viabilidad de los agentes del sistema dependerá de la posibilidad de recuperar sus costes en un mercado que fija precios por debajo de los mismos. En este sentido emerge la idea de cómo se deben configurar los mecanismos de apoyo a las renovables para no incrementar aún más los costes del sistema. En este sentido, según los autores, las subastas asociadas a contratos a largo plazo pueden dar los mejores resultados en el respaldo a las renovables, pero resulta aún más importante una asignación de precios eficiente a las redes y los servicios de ajuste para reducir el coste de una mayor penetración de las mismas.

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