Integración de Renovables y Diseño de Mercado Eléctrico: Es necesario implementar CRMs para asegurar el suministro eléctrico?

Se describe en el texto cómo a pesar de la necesidad y relevancia de la introducción de las EERR en los sistemas eléctricos, la instalación en gran escala de centrales renovables, combinado con su prioridad de despecho e intermitencia intrínseca, está reduciendo el factor de carga de las plantas de generación eléctrica convencionales debilitando su habilidad para recuperar sus costos fijos y encaminándolas a su parada definitiva. De manera similar, posibles inversores de nueva capacidad convencional pueden enfrentar una creciente incertidumbre, debilitando las inversiones en estas tecnologías. A pesar de que las plantas más ineficientes y contaminantes sí deberían reemplazarse, lo cierto es que esta situación también afecta a la nueva centrales más eficientes y limpias que deseen instalarse.

Esta situación es posible entenderla como un grave problema para los sistemas eléctricos debido a la importancia que tienen estas plantas para administrarle al mismo los niveles suficientes de firmeza para hacerlo operar de forma segura. Esto se entiende como las propiedades que tienen las centrales convencionales para ofrecer capacidad o reservas que logren cubrir picos de demanda, imprevistos, imbalances del sistema y la misma intermitencia de las energías renovables. Este último punto brinda la clave para entender cómo este problema afecta a las renovables y su integración al sistema. Básicamente, las centrales convencionales y concretamente las más flexibles, son las que brindan un complemento a las EERR al cubrir su intermitencia y demandando de ellas características técnicas cada vez más desafiantes cómo rampas de subida más pronunciadas, menores valores carga mínimos estable, entre otros.

Este problema se agrava aún más en los países donde el diseño de los mercados de sólo-energía no son adecuados e impiden la correcta interacción entre la generación y la demanda. En concreto, distorsiones como: regulación del precio final, restricciones en la operación de plantas, Price caps, falta de interconexiones con otros países, falta de participación de la demanda en el mercado, competencia de las renovables en el mercado, son los posibles contribuyentes a un déficit en los ingresos que estas centrales convencionales están percibiendo y pueden llegar a amenazar la seguridad de generación .

Para corregir estas distorsiones que en mayor o menor medida están ocurriendo en los países europeos se proponen los CRMs. Mediante estos mecanismos la intención es ayudar a los generadores para que recuperen la parte de sus costes que no están percibiendo por la ineficiencia y distorsiones del mercado de energía. Se pretende entonces remunerar por capacidad (MW) instalada y disponible para el sistema, y no sólo por energía brindada (MWh), mediante diferentes mecanismos.

La gran interrogante surge al preguntarse cuándo es más adecuado introducir estos mecanismos. EURELECTRIC plantea tres características básicas, que los países necesitan valorar para saber si es necesario introducir CRMs:
Poca o despreciable participación e interacción de la demanda en casación del precio.
Falta de capacidad de interconexión con otros mercados.
Presencia de significantes distorsiones regulatorias u operacionales del mercado (Price caps, regulación restrictiva sobre la mezcla de plantas de generación).

En estos casos, se propone alguno de los siguientes mecanismos:
Capacity payment (CP): se le paga un fijo a todos los generadores por su capacidad disponible.
Tender for a targeted resource (TTR): se le paga a los recursos por su disponibilidad para hacer frente a las variaciones en la demanda, mediante una licitación.
Capacity obligation/ Ticket (CO): Los productores están obligados a tener contratada una capacidad de reserva, en función de su perfil de producción.
Capacity Auction (CA): La capacidad es determinada centralmente, con años de anticipación, se licita el precio y se le paga a todos los recursos que se presenten a la licitiación, tanto existentes como nuevos.
Reliability Option (RO): Es un modelo similar al anterior, pero en un mercado financiero, no real. Los generadores deben estar disponibles para producir una vez que el precio de la electricidad superó cierto valor.

Es importante resaltar que se hace inca pie a que los CRMs deben ser retirados inmediatamente se logre asegurar la seguridad de generación del sistema.

Análisis del Caso Español

España brinda un panorama con muchas fortalezas, pero al mismo tiempo bastantes debilidades que hacen necesario la evaluación de las CRMs como una posible solución a hacer un mercado eléctrico más competitivo, más justo, pero sobre todo que brinde un mayor generation adequacy.
En primer lugar, debido a la alta penetración en el mercado eléctrico de las Energías Renovables, un mecanismo que asegure el suministro debido a las intermitencias de las mismas, es necesario.
Actualmente, España tiene un mecanismo de CRM en su regulación secundaria y terciaria, en el cual se la paga a los productores por su capacidad de bajar o subir la producción de energía. El precio de dicha potencia es pagado a valores de mercado: el Operador del Sistema (Red Eléctrica) determina cuál es la capacidad necesaria, y los productores envían sus ofertas.
A partir del 2007, España ha implementado mecanismos de pago por capacidad para el mediano y largo plazo.
En el mediano plazo, el OS contrata bilateralmente con el productor una capacidad por un plazo menor a un año. Dicho contrato debe ser revisado por la CNE y aprobado por la Secretaría General de la Energía.
En el largo plazo, considerando la necesidad de promover nuevas centrales para garantizar la potencia necesaria, el OS determina una cierta potencia a instalar, que pueden ser subastada por la Secretaría General de la Energía.
La efectividad de estos mecanismos, sobre todo en el largo plazo, deberá ser evaluada y revisada. Para evitar tener que recurrir a estos mecanismos, se deben implementar cambios y mejoras en el sistema. Los price caps, deberían considerarse eliminarlos poco a poco o al menos mantenerlos siempre en un valor lo suficientemente alto cómo para que no afecten la interacción normal entre la demanda y la oferta. El aumento de capacidad en la interconexión eléctrica con Francia debe ser una prioridad a corto plazo.
Hasta el momento, España ha admitido una alta penetración de las EERR en forma adecuada, sin colapsos en el sistema. Los mecanismos utilizados han permitido estos porcentajes, y deberán seguir utilizándose y mejorando en forma ordenada, para permitir una mayor diversificación de la base eléctrica española y sobre todo asegurar siempre el suministro.

Autores:

Ricardo Garro/María Abella/Carlos Aparicio/Federico Camino. Grupo 2

Comentarios desactivados en Integración de Renovables y Diseño de Mercado Eléctrico: Es necesario implementar CRMs para asegurar el suministro eléctrico? / 02 Dic 2011 por Ricardo Garro Ruiz
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