En momentos donde los altos precios de la electricidad y el gas están en niveles desconocidos y preocupantes, es momento de reflexionar no sólo sobre el impacto inmediato que estos costes tienen para el país si no también sobre si nuestro mix de generación y consumo actual es sostenible en el tiempo y analizar cómo se deben gestionar estos activos para garantizar la seguridad del sistema eléctrico.
A finales de 2021, ENTSO-E (la asociación europea de los gestores de transporte de electricidad), publicó y sometió a consulta pública el “European Resource Adequacy Assessment” (ERAA), que evalúa a nivel Paneuropeo la adecuación de los recursos del sistema eléctrico y el nivel de seguridad de suministro para un horizonte de 10 años. Su principal conclusión es que la evolución económica de la generación térmica y la evolución de los precios del carbono, ejercerá presión sobre la capacidad, apareciendo por lo tanto el riesgo de garantizar la seguridad de suministro en casi todos los países.
Para minimizar este riesgo, el informe establece la necesidad de que se apliquen desde los Gobiernos mecanismos de incentivo económicos que impulsen la implantación de nueva capacidad procedente de los Mercados de Capacidad y la implementación de nuevas herramientas de flexibilidad que permitan la gestión de la demanda (rampas y picos). De hecho, para España se contemplan que se pondrían en funcionamiento 719 MW de capacidad procedente de la respuesta de la demanda (DR) para 2025.
En particular, las hipótesis aplicadas para España según la información suministrada por REE a ENTSO-E contemplan que, sin intervención de mecanismos de incentivo, en 2025 dejarían de estar en funcionamiento 14,643 GW de centrales térmicas de gas y 1,998 GW de carbón. Se han utilizado metodologías aprobadas por ACER (la Agencia para la cooperación de los Reguladores Energéticos de la Unión Europea) donde el modelo de simulación está basado en los datos proporcionados por los Operadores del Sistema de Transmisión para la demanda, el suministro y la red eléctrica. Su objetivo es analizar posibles escenarios que pueden impactar de manera negativa en el equilibrio entre oferta y demanda de energía eléctrica.
Este resultado, que utiliza metodologías aprobadas por ACER (la Agencia para la cooperación de los Reguladores Energéticos de la Unión Europea) donde el modelo de simulación se nutre de los datos proporcionados por los Operadores del Sistema de Transmisión para la demanda, el suministro y la red eléctrica, pone en evidencia el riesgo existente para la seguridad de suministro del sistema español. El cual es aún más gravoso si tenemos en cuenta que el PNIEC (plan nacional de energía y clima) aprobado por el Gobierno en enero de 2020 no contempla objetivos ni planes de desarrollo específicos relacionados con la potenciación de la respuesta de la demanda más allá de indicar en la Medida 3.6 que se adaptará la normativa sobre “Potenciación de formas de agregación de la generación”.
Esto dificulta enormemente alcanzar esos 719 MW de capacidad procedentes de la respuesta de la demanda con los que cuenta ERAA en sus estimaciones de cuantificación de riesgo del sistema. El desarrollo de nueva capacidad generada mediante DR requiere grandes inversiones y esto, entre otros factores como las insuficientes señales de precios actuales, constituye una gran barrera para su penetración en los mercados eléctricos.
Por todo lo expuesto anteriormente, ENTRA Agregación y Flexibilidad pone de manifesto de nuevo la importancia y la necesidad de desarrollar e implementar objetivos claros de participación de la demanda en el sistema eléctrico español que doten de mayor flexibilidad al sistema al tiempo que contribuyen a garantizar la seguridad de suministro. Es más, un adecuado desarrollo de mecanismos de participación de respuesta a la demanda mediante la agregación y flexibilidad contribuiría a reducir la exposición de los consumidores frente a la volatilidad de los mercados y la escalada de precios de la energía.
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