En el encuentro, intervinieron: Manuel García, director de Política Energética y Minas del ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico; Joan Batalla, presidente de Sedigas; Arcadio Gutiérrez, director general de Enerclub y Oscar Barrero, socio de PwC.
Durante su intervención, Arcadio Gutiérrez afirmó que España es referencia internacional en la gestión eficiente del sistema eléctrico con una alta penetración de renovables. “Aún así, -añadió- existen algunos riesgos en la seguridad de suministro. Por esta razón, al tiempo que avanzamos en nuestros compromisos de integración de renovables, es necesario poner en marcha instrumentos de acompañamiento que permitan garantizar la seguridad de suministro, otro de los grandes pilares de nuestro sistema energético”.
Por su parte, Joan Batalla, indicó que de acuerdo al PNIEC, la introducción progresiva de renovables requerirá del respaldo de, al menos, 30 GW de potencia firme, de los cuales el 80% provendrán de los ciclos combinados. “Pero el 70% de los ciclos combinados registran pérdidas operativas y se calcula que las pérdidas acumuladas adicionales de este sector podrían alcanzar los 4.500 millones de euros hasta 2030”. “Es necesario aprobar en España un mecanismo de capacidad similar a los de otros países europeos, que asegure la viabilidad económica de los ciclos combinados para que puedan cumplir su papel de respaldo a las energías renovables y contribuir así a la transición ecológica”.
Manuel García explicó que el ministerio propone la creación de un mercado de capacidad, de firmeza. “Este concepto de pagos por capacidad no es nuevo, pero ahora está vinculado a los principios de necesidad y proporcionalidad para asegurar el suministro, en lugar de vincularse a la parte económica, evitando así la sobre retribución. Este mercado de capacidad es imprescindible para cumplir los objetivos del PNIEC a 2030 y 2050, que establece el 74% de la electricidad abastecida con renovables en 2030”.
Las renovables por su carácter intermitente necesitan una firmeza asociada, un nuevo mercado vinculado a esta firmeza para que en los periodos de máximo estrés (falta de sol y viento, y máxima demanda), tengan capacidad disponible. Este mercado también persigue fomentar la inversión en almacenamiento y tecnologías para garantizar la seguridad de suministro.
Destacó que es un mercado centralizado y compatible con el reglamento del mercado interior; de carácter temporal, la autorización de intervención así lo indica; neutro; transparente; no discriminatorio y competitivo.
Manuel García afirmó: “Todas las tecnologías participarán en las subastas en igualdad de condiciones”, generación, almacenamiento y gestión de la demanda. Preparada para ser transfronteriza, como exige el reglamento, con límite de emisiones, garantías a depositar y compromisos que aseguren la disponibilidad en momentos de estrés. Se financiará siguiendo el esquema de los pagos por capacidad, a través de la demanda de mercado con una cuota variable a pagar.
El procedimiento de aprobación no es sencillo, reglado, con una tramitación nacional y sujeto a los plazos comunitarios. Pasa por competencia. Propone incrementar la capacidad de interconexión, eliminar topes de precio, permitir el autoconsumo, el almacenamiento, medidas de gestión de la demanda. De aquí resultará una determinada necesidad de capacidad y el volumen de la subasta. “Es un mecanismo necesario que complementa el mercado eléctrico español, imprescindible para la descarbonización y garantizar el suministro”, concluyó el director de Política Energética y Minas.
A continuación, Oscar Barrero, indicó que los mercados "energy-only" no son capaces de dar respuesta a un mercado eléctrico con tecnologías renovables predominantes. Las tecnologías que deben aportar la firmeza y flexibilidad que las renovables no aportan, en particular los CCGT, no son capaces de recuperar sus costes fijos y, en consecuencia, se encuentran en una situación de inviabilidad económica que pone en riesgo su continuidad y, por tanto, la seguridad de suministro.
Según el experto, la solución es la introducción de un mercado de capacidad, en línea con lo que ya han realizado otros países europeos de nuestro entorno que están afrontando un reto similar. Existen varios modelos de mercado de capacidad, pero el más implantado es el modelo centralizado.
Barrero dio a conocer los elementos principales de estos mecanismos, resaltando el papel de TSO como gestor del mecanismo (determina las necesidades y gestiona las distintas subastas a distintos plazos), la necesidad de dotar de visibilidad a los agentes, la neutralidad tecnológica necesaria del mecanismo y, en particular para España, la urgencia en su puesta en marcha para resolver el problema de "missing money" de las tecnologías firmes que actualmente prestan este servicio.
Por último, resaltó la necesidad de que el mecanismo de capacidad se combine con la libertad de cierre o hibernación para que el mecanismo sea eficiente tanto para el sistema como para los agentes.
Durante la mesa redonda posterior, los ponentes Daniel Fernández (Engie); José Luis Gil (Naturgy); Concha Sánchez, (REE) y Michel Rivier, (Universidad Pontificia de Comillas), como moderador, profundizaron en el desarrollo de las energías renovables y la seguridad de suministro.
Michel Rivier dijo que nos encaminamos a un sistema dominado por las renovables, en el que buena parte de la generación tendrá un carácter intermitente, por lo que hay que destinar los esfuerzos a asegurar la garantía de suministro.
Concha Sánchez, indicó que la participación de los ciclos combinados en la producción de energía se va reduciendo en favor de las renovables. En este escenario, la función principal de REE es la garantía de suministro. “El mercado no da las señales suficientes para garantizarlo, cada vez hay más factores a tener en cuenta, como el papel de cada una de las tecnologías”. A su juicio, la clave para que funcione el sistema está en la combinación de todas ellas, viendo cuál aporta la garantía necesaria en cada momento”.
Por su parte, José Luis Gil, resaltó que “el mercado de energía es marginalista, con una volatilidad de precios extrema. Esto obliga a reformarlo, sobre todo porque el consumidor, al igual que los inversores, quiere predectibilidad”. “El modelo propuesto es razonablemente bueno, -añadió-, con certidumbre en los costes y en los ingresos como productores. Falta regular la libertad de entrada y salida de las centrales”. Respecto al almacenamiento, propuso descarbonizar el combustible manteniendo la tecnología ya existente.
Daniel Fernández, destacó que el PNIEC establece que los ciclos combinados son necesarios para los objetivos a 2030, son la tecnología que debe dar esa firmeza, pero ¾ partes de ellos tienen pérdidas. “No encaja el diseño regulatorio con la realidad económica de la tecnología de los ciclos combinados. Urge poner en marcha mecanismos que hagan rentables estas tecnologías para mantener el nivel de firmeza al que estamos acostumbrados”.