25 de septiembre del 2022: una mirada a los retos de la transición del sistema eléctrico español

Por Jose Pablo Chaves (Director Adjunto e Investigador del IIT)

El domingo 25 de septiembre fue un día que pone de manifiesto algunos de los retos de transición del sistema eléctrico español. Este día la generación libre de emisiones (renovables más nuclear) superó el 80% de la generación total durante algunas horas. A las 15:00 la generación renovable representó un 59% y la generación libre de emisiones fue del 85% como se muestra en las figuras de abajo [1].Este día puede ser anecdótico, pero ilustra efectos que se generan en un sistema eléctrico con alta generación renovable como será el caso español para cumplir con los objetivos del Plan Integrado de Energía y Clima 2021- 2030 o la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo para 2050. 

A continuación, describo algunos de los efectos que se generaron el día en cuestión, sin intentar ser exhaustivo, pero señalando algunos de los impactos más ilustrativos.

1.       Impactos en el precio spot

La composición de la generación provocó que los precios del mercado spot en España (mercado mayorista de electricidad), durante las horas centrales del día, fueran muy bajos llegando a 1,29 €/MWh de 15:00 a las 16:00 (ver gráfico abajo). Los precios son llamativos tomando en cuenta la situación energética actual. Estos precios se deben a una gran generación eólica y solar en esas horas. Los precios ponen en manifiesto el efecto “canibalización” o apuntamiento que generan las renovables, como señalamos hace unos años [1]. Las renovables desplazan a otras tecnologías en el despacho económico y, si la generación es la suficiente para cubrir la mayor parte de la demanda, los precios pueden reducirse significativamente en las horas donde generan estas tecnologías. La generación renovable percibe precios más bajos justamente cuando más generan, como es obvio, la solar, por ejemplo, no percibe ingresos en las horas de la noche, cuando hay precios más altos. Esto evidencia el riesgo para la recuperación de los costes de las renovables en escenario con alta generación renovable.  Además, tecnologías poco flexibles, como puede ser la nuclear, no puede reducir la generación en esas horas y, por tanto, estaría obteniendo pérdidas durante las horas de precios bajos, ya que no lograría cubrir los costes operativos.

Adicionalmente, se puede apreciar que mientras en España los precios eran de 1,29 €/MWh, el precio era mayor en Portugal (30,9 €/MWh) y muchísimo mayor en Francia (209, 6 €/MWh). En esta hora, las interconexiones entre los países estaban utilizadas a su máxima capacidad disponible siguiendo los criterios de operación de Red Eléctrica de España. Esto demuestra que las interconexiones de España con los países vecinos llegan a saturarse en determinadas horas, limitando la capacidad de los sistemas de apoyarse en situaciones críticas o vender sus excedentes.

2.       Impactos en los precios minoristas

Los precios minoristas, en el caso del precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), está influenciado por el precio del mercado spot, pero también otros costes como los relacionados con las redes o servicios complementarios. Estos últimos componentes hacen que los precios que perciben los consumidores no sean tan bajos en horas de precios bajos en el mercado spot, limitando los incentivos para el incremento de demanda en esas horas. Es, por tanto, muy relevante que esos costes se asignen de manera eficiente, como señalamos para el caso de las redes en [2]. Un buen diseño de tarifas permitiría incentivar la gestión de la demanda para que reaccione a situaciones de mucha generación renovable, pero al mismo tiempo se considere los impactos en las redes o la necesidad de servicios complementarios.

 

3.       Impactos en los precios de los servicios complementarios

El mercado eléctrico lo componen una serie de mercados sucesivos, donde, si bien es cierto, es en el mercado spot donde se concentra el mayor volumen de energía transada y los mayores costes de generación, a este mercado le siguen una serie de servicios complementarios necesarios para una segura operación del sistema. En un sistema con alta penetración renovable, se espera que estos servicios jueguen un papel más relevante. Como se ve en la figura de abajo, el precio de las restricciones técnicas o el precio de los servicios de balance fueron mayores que el precio del mercado diario para las 15:00 del día señalado. El diseño de estos mercados será crítico para incorporar nuevas tecnologías como recursos conectados en las redes de distribución, incluyendo recursos de demanda, que actualmente, en la mayoría de los casos, no participan en la provisión de estos servicios y su participación presenta retos importantes como señalamos en [3] y [4]. También la participación de nuevos agentes como los agregadores y las comunidades energéticas será clave para permitir una participación más activa de recursos pequeños conectados en redes de distribución.

 

Es especialmente llamativo que, durante algunas horas, los precios de algunos servicios de balance (aquellos necesarios para asegurar mantener el equilibrio entre generación y demanda en el corto plazo) fueron negativos. Como se muestra en la figura de abajo, el precio de la reserva terciaria llegó a alcanzar un valor de -298 €/MWh. Esto significa que las unidades de generación estarían recibiendo dinero si hubieran sido capaz de reducir su generación (como señalé, anteriormente la generación nuclear no está preparada para hacerlo) o, para el caso de la demanda, ésta hubiera recibido un pago por aumentar su consumo. Actualmente, la demanda doméstica o los vehículos eléctricos no pueden participar en este mercado de balance y la apertura a estos recursos puede contribuir a solucionar situaciones de estrés para el sistema y aprovechar la generación renovable disponible.

 

4.       Necesidad de garantizar tecnologías de respaldo  

El perfil de precios del mercado spot muestra claramente una gran diferencia entre los precios observados durante las horas centrales del día con generación renovable y las horas de la noche con menor generación renovable. Esto evidencia la necesidad de tecnologías de almacenamiento que puedan consumir en periodos de alta generación renovable y proveer energía en horas de la noche como exploramos en [5] o una gestión de la demanda que mueva parte de la demanda de horas de precios mayores a horas de precios menores como investigamos en [6] para el caso español. Para garantizar una capacidad de generación suficiente en horas críticas para el sistema, son necesarios mercados de capacidad o firmeza que remuneren a las tecnologías que provean estos servicios, adicionalmente a los ingresos que obtienen por la venta de energía en el mercado spot o por la provisión de servicios complementarios. Véase por ejemplo [1], [7], sobre aspectos son relevantes a considerar para el diseño de estos mecanismos de capacidad.

 

Referencias

 

[1] T. Gerres, J.P. Chaves, F. Martín, M. Rivier, R. Cossent, A. Sánchez, T. Gómez. Rethinking the electricity market design: remuneration mechanisms to reach high RES shares. Results from a Spanish case study. Energy Policy. Vol. 129, pp. 1320 - 1330, Junio 2019.

[2] N. Morell, J.P. Chaves, T. Gómez. Revisiting electricity network tariffs in a context of decarbonization, digitalization, and decentralization. Energies. Vol. 13, nº. 12, pp. 3111-1 - 3111-21, Junio 2020. Junio 2020

[3] L. Lind, R. Cossent, J.P. Chaves, T. Gómez. Transmission and distribution coordination in power systems with high shares of Distributed Energy Resources providing balancing and congestion management services. Wiley Interdisciplinary Reviews-Energy and Environment. Vol. 8, nº. 6, pp. e357-1 - e357-19, Diciembre 2019.

[4] Y. Ruwaida, J.P. Chaves, N. Etherden, I. Gómez-Arriola, G. Gürses-Tran, K. Kessels, C. Madina, A. Sanjab, M. Santos-Mugica, D.N. Trakas, M. Troncia. TSO-DSO-Customer coordination for purchasing flexibility system services: challenges and lessons learned from a demonstration in Sweden. IEEE Transactions on Power Systems. In press.

[5] S. Huclin, J.P. Chaves, A. Ramos, M. Rivier, T. Freire-Barceló, F. Martín, T. Gómez, A. Sánchez. Exploring the roles of storage technologies in the Spanish electricity system with high share of renewable energy. Energy Reports. Vol. 8, pp. 4041 - 4057, Noviembre 2022.

[6] T. Freire-Barceló, F. Martín, A. Sánchez, M. Rivier, T. Gómez, S. Huclin, J.P. Chaves, A. Ramos. Storage and demand response contribution to firm capacity: analysis of the Spanish electricity system. Energy Reports. Vol. 8, pp. 10546 - 10560, Noviembre 2022.

[7] P. Brito-Pereira, P. Mastropietro, P. Rodilla, L.A. Barroso, C. Batlle. Adjusting the aim of capacity mechanisms: future-proof reliability metrics and firm supply calculations. Energy Policy. Vol. 164, pp. 112891-1 - 112891-13, Mayo 2022

 

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[1] Las fuentes de las figuras presentadas son de Red Eléctrica de España.