El Covid-19 en los sistemas eléctricos descarbonizados

Hay que centrarse en el diseño de nuevos mercados y en su liquidez, flexibilidad y eficiencia

Parque eólico de Carnota (La Coruña).
Parque eólico de Carnota (La Coruña). EFE

La pandemia del Covid-19, y los tres meses tremendos que llevamos soportándola, nos ha permitido aprender no pocas lecciones para nuestras vidas cotidianas y qué debemos cambiar y mejorar de cara al futuro en lo social, económico y sanitario.

Un aspecto nada trivial que hemos estado experimentando —a escala española, europea y universal—, por la sustancial bajada de la demanda de energía eléctrica general y la forma de satisfacerla con los medios actuales, nos permite concebir cómo habrá que operar un sistema eléctrico con mayoría de tecnologías de emisiones de dióxido de carbono próximas a cero y qué desafíos nuevos se presentarán según avancemos hacía ese objetivo.

Podemos anticipar escenarios reales de los que viviremos en 10-15 años en los que habrá mucha más potencia instalada de energías renovables y con gran parte de los medios de producción actuales —carbón y nucleares— fuera ya de servicio. También, qué desafíos podemos ir avanzando ya y cómo enfrentarlos.

El primero escenario es la paradoja que introduce el hecho de que, aunque las energías solar y eólica sean en teoría las formas más baratas de generar electricidad en muchas partes del mundo, pueden no ser las más valiosas en muchos momentos y sí lo sean las basadas en combustibles fósiles, como el gas.

El problema con el viento y la energía solar es que ambas son intermitentes, lo que significa que se requieren otras formas de generación o almacenamiento de energía para satisfacer nuestras necesidades energéticas las 24 horas, los 7 días de la semana, al igual que para equilibrar el balance entre oferta y demanda en tiempo real.

La entrada masiva de las energías eólica y solar, con coste marginal casi cero, hace bajar, o colapsar incluso, los precios de la energía al por mayor durante ciertos períodos soleados y ventosos, en lo que se conoce como canibalización de precios por estas energías entre sí, y a las demás. Incluso, vemos precios negativos generalizados cuando los esquemas de remuneración basados en subvenciones acordados para esas energías lo permiten/aconsejan.

Si esta canibalización de precios se vuelve moneda corriente los próximos lustros, ¿cómo va a ser capaz el mercado eléctrico, por su diseño actual de primar el balance oferta-demanda, y por las características de su operación, de marcar precios que hagan rentables las inversiones en generación eólica y fotovoltaica, e incluso en otras tecnologías?

¿Vendrán en su auxilio unas instalaciones masivas de almacenamiento? ¿Serán necesarios nuevos mecanismos de subvención para evitar, una vez en marcha las renovables previstas y las nuevas no contempladas, el colapso de los inversores o las empresas involucradas? Está por ver todo ello y, sobre todo, por simular en qué abocaría.

Para comprender y acometer la verdadera magnitud de estos desafíos parece aconsejable abordar su ataque a través de tres ejes.

El primero sería rediseñar el mercado eléctrico de tal manera que se retribuya la intermitencia de las renovables, se atraiga a él el almacenamiento y que los mecanismos de balance para equilibrar oferta y demanda se abran a ofertantes de todo tipo, recursos y a los niveles de alta tensión y distribución. Para ello sería ineludible hacer interactuar la operación del sistema en alta tensión con las de los operadores del sistema de distribución de los territorios y coordinarlas todas.

En esta línea, un segundo eje trataría de potenciar el papel de los DSO (operadores del sistema de distribución) para adoptar funciones de mercados de energía que aporten flexibilidad y liquidez al sistema eléctrico y que permitan optimizar localmente la aportación de las energías renovables, así como reforzar las redes de distribución con más precisión allí donde más se necesite. El futuro no muy lejano puede pasar por una red de distribución territorial muy mallada, con generación local y medios de agregar y gestionar económicamente demanda en ella, y un intercambio de energía eólica y energía solar entre regiones locales semiautónomas, haciendo circular electricidad rodante para satisfacer los picos locales y la capacidad de almacenamiento de que se disponga.

Por último, un tercer eje debería acelerar la digitalización de las redes de distribución para conseguir de una vez por todas la participación real y activa de la demanda, y de la generación distribuida, en la gestión y optimización de todo el sistema eléctrico. Es fundamental lanzar ya la revolución de los datos (y su transparencia) en los sistemas eléctricos para sacar partido de los centros de gravedad de flexibilidad en el consumo de energía que permiten los sistemas de eficiencia inteligentes, el consumo agregado e inteligente y la producción con poco o nulo CO2.

El Covid-19 nos ha puesto en evidencia que los desafíos del sistema eléctrico de abastecimiento de cara a su descarbonización son enormes y que hay que centrarse en el diseño de nuevos mercados, su liquidez, flexibilidad y eficiencia, así como en emitir fuertes señales de carbono a la demanda y que esta participe mucho más con sistemas de datos mejores y más inteligentes.

José Luis de la Fuente O’Connor es profesor de la Universidad Politécnica de Madrid