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Principales rasgos del sistema eléctrico español - Parte II - Los retos del sistema y el mercado marginalista

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Introducción

Para terminar de tener en mente cuál es el funcionamiento global del sistema eléctrico es básico entender cómo funciona el mercado de la electricidad. Se trata del elemento central, por ello le dedico este artículo.

En el anterior artículo, explicabamos la estructura del mercado y que existen empresas generadoras, comercializadoras, distribuidoras y una única empresa que realiza transporte de energía, Red Eléctrica. También explicabamos que las empresas generadoras vendían su energía en el mercado, bien en el mercado mayorista o pool (principalmente las comercializadoras compran la energía a las generadoras, sería como cuando tu carnicero va a Mercamadrid) o vía PPAs o contratos de compraventa de energía a largo plazo (sería cómo cuando compras directamente al productor la carne, volviendo al ejemplo anterior)

El funcionamiento de estos dos elementos, el mercado del pool y el de los PPAs, es muy específico y tiene un impacto muy fuerte en el conjunto del sistema, de ahí que reservara esta segunda parte del artículo para hablar de ellos.

Aprovecharé también este artículo para introducir algunos retos a los que se enfrenta el sistema y cuál es la perspectiva de futuro.

Empecemos.

 

El mercado mayorista

El mercado de electricidad es donde comercializadora y generadora compran y venden energía. De manera simplificada, el mercado se casa de manera diaria y horaria, es decir, el día anterior tiene lugar una fase de ofertas de venta y compra que se casan y por las que se llega a un precio final. Posteriormente, hay mercados de corta duración donde se casan oferta y demanda final con respecto a las desviaciones que hay en ambas.

Por lo tanto, las empresas productoras o generadoras hacen "ofertas" en el mercado por las que están dispuestas a vender la energía y las empresas comercializadoras hacen "ofertas" de compra de dicha energía. Las ofertas de unos y de otros se basan en la ley de la oferta y la demanda: Generadora: cuanto mas vale, mas estoy dispuesto a ofertar. Comercializadora: Cuanto más vale, menos estoy dispuesto a comprar. Cuanto más se demanda, más dispuesto estoy a pagar.

¿Cómo se marca el precio final al que se vende y se compra?

Volviendo al mercado de mayorista de la energía, o como es conocido en el sector, el mercado del "pool", podríamos decir que su esencia es que es un mercado marginalista, donde el ultimo precio de casación lo marca la tecnología más cara o el coste más caro. Y este precio de casación final es el que aplica a todas las tecnologías a una determinada hora! Esta es la clave. Independientemente de el precio al que ofertemos, nos pagarán el precio de casación. 

OMIE (el operador del mercado) se encarga de organizar ofertas de compra y venta teniendo en cuenta estos criterios. Escoge las ofertas de las empresas generadoras con electricidad disponible, en orden de precio, de más baratas a más caras, asegurándose de cubrir toda la demanda previamente predicha y solicitada por las comercializadoras, todo esto con base horaria. El nivel de precio que garantiza cierta oferta que cubre la demanda requerida es el precio de casación para esa hora. A nivel de ajuste el proceso es similar.

¿Qué quiere decir esto y qué implicaciones tiene? Lo desgrano en varios puntos:

a) las tecnologías tienen costes y perfil de producción muy diferentes. Algunas tienen un coste variable muy alto, ya que utilizan combustibles caros (petroleo, carbón) que tienen que imputar a cada unidad que venden, mientras que otras tienen costes fijos altos, pero apenas tienen variables (solar y eolica) Unas producen mucho por el día (solar), otras más por la tarde-noche (eólica), otras de manera continua (nuclear)

b) dada las distintas estructuras de costes, el nivel de precio de la energía donde cada planta empieza a ganar dinero es diferente. Para cualquier planta, en general, el break-even point (nivel donde empezaría a ganar) , como en cualquier negocio, es que el precio de venta se situe por encima de su coste. Para calcular este coste, tendríamos que sumar la inversión inicial (teniendo en cuenta nuestro coste de capital a través de los años) y dividir este coste fijo entre cada unidad que la planta produciría a lo largo de su vida útil (imputación de coste fijo por unidad) A esto tendríamos que añadir el coste variable a cada unidad. Pensad que cada tecnología tiene unos costes variables diferentes, una vida útil diferente, una capacidad de producción por cada € invertido diferente... Este sería el cálculo simplificado del famoso "LCOE" (Levelized Cost of Energy) que algunos recordaréis ya que aparecía en el informe de Lazard y en el de IRENA sobre la competitividad de las renovables.  El LCOE no deja de ser un coste medio de producción por unidad de energía teniendo en cuenta todos esos factores (tecnologia y capacidad de producción con respecto a la inversión, vida útil, coste variable...) En general, ganaremos dinero si el precio se situa por encima de este LCOE que es diferente para cada planta!

c) ¿A qué nivel venderemos energía siendo productores? Ya deberíais saber la respuesta. Por lo general, a largo plazo, a un precio igual o mayor que nuestro LCOE! Como todo, hablamos de teoría. En la práctica se oferta siempre por encima del coste variable que nos supone "fabricar" esa energía. Como las renovables no son gestionables (producen cuando hay viento, sol, etc.) en la práctica, para recuperar nuestra inversión y porque tienen la necesidad de vender si o si, tenemos que vender todo cómo podamos y cuando podamos! El resto de tecnologías hacen sus ofertas teniendo en cuenta estos criterios también, con un coste creciente por tecnología como se puede ver en la curva naranja más abajo. Eso querrá decir, que aquellas tecnologias que producen a un precio más caro que el coste de casación NO entran en funcionamiento para ese periodo!

d) ¿A qué nivel compraremos energía siendo comercializadores? Dependerá de la demanda final. A cada hora del día la demanda sabemos que fluctua considerablemente. Sabemos que por sistema a determinadas horas hay mucha mayor demanda que a otras (7 de la tarde vs. 4 de la noche)

En esas horas donde hay más demanda compraremos más caro, mientras que en las que no será más barato por lo general.

Hoy en día mucha gente duda de que el mercado marginalista sea algo inamovible y de hechos muchos plantean su sustitución. Es cierto, sin embargo, que la mayoría de países comparables se rigen por mecanismos similares sino iguales. La lógica es que los que producen energías más baratas pueden ganar un beneficio económico claro, mientras que las más caras no van a entrar en el mix o van a ganar poco en todo caso. 

Por supuesto, este mercado es mucho más complicado y esta explicación es una simplificación para dar pinceladas de los conceptos esenciales. Si alguno está interesado en mayor detalle, no dudéis en realizar comentarios y os dejo algunos enlaces más detalladas acerca del tema.

 

Consecuencias del mercado marginalista para la estructura de generación y las renovables

Llamamos "estructura de generación" o "mix" a la estructura de tipos de energía que satisface al mercado en un determinado momento o período. Por ejemplo, para la semana con menor consumo de este siglo en España (hola, Coronavirus): 

Podemos verlo incluso a tiempo real: https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demanda/acumulada/2020-10-19

La cuestión reside mayormente en que la energía se debe consumir prácticamente al momento de ser producida, ya que el almacenamiento todavía no está desarrollado a gran escala (aunque esto va a cambiar en los próximos años) 

Por todo ello, se ha de hacer una estimación de la demanda, pero sobre todo de la oferta. Hay energías que no son gestionables (tienen que producir si o sí, solar, eolica, nuclear... por lo general tienen un coste variable bajo) y otras que lo son (pueden elegir en menor o mayor medida cuando producen - hidráulica, gas, biomasa, carbón, petróleo) 

Por tanto, las energías con costes variables más bajos y que son menos gestionables ofertan más barato (casi a cero, de hecho) y sirven de base al sistema. El resto de la energía se oferta a precios más caros teniendo en cuenta su propio coste variable para cada unidad. El punto de casación de demanda y oferta normalmente implica que parte de estas plantas o centrales de este segundo tipo (gas, petroleo, carbon...) entran en funcionamiento, mientras que las más caras solo entrarían en funcionamiento en momentos de gran demanda o cuando las renovables y nuclear no tienen un buen día,

Este cuestión de oferta y demanda es la que mueve el mercado en mayor medida. 

 

Otros determinantes del mix energético

Para examinar el mix energético a una determinada hora del día, debemos en tener en cuenta varias cuestiones más:

  • Potencia instalada por tecnología. Por mucho que el sol sea magnifico a una determinada hora, si las plantas solares representan el 1% de la capacidad de generación total del territorio, es imposible que abastezcan el 20%. Por tanto, la potencia instalada de cada tecnología tiene un impacto claro en las posibilidades de que esta tecnología sea importante como en el mix energético como es lógico. En España tenemos una potencia instalada de entorno a 111GW (111000MW) si bien un día normal, simplificando, el consumo medio puede estar en una potencia equivalente a 30 GW (a pleno uso) (click derecho y abrir imagen en pestaña nueva para ver en grande)

Fuente: elaboración propia a partir de datos de REE. Datos a Septiembre 2020.

  • Perfil de producción de cada tipo de energía. No todas las energías pueden producir ni producen a las mismas horas. Unas debido a sus propias condicionantes técnicos y otras como se comentaba antes por el precio de la energía. Lógicamente ninguna planta solar va a ofertar vender su energía producida a las 12 de la noche por una razón muy simple: porque no produce energía, no tiene nada que vender. El perfil de produccion horario para los distintos tipos de energía podéis encontrarlo jugando un poco con estos gráficos, en los que podéis encontrar la estructura de generación a una determinada hora. https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demanda/total/2020-10-09

Teniendo en cuenta coste, perfil de producción y potencia instalada (en uso) tenemos los principales determinantes de la estructura de generación.El gráfico completo sería el siguiente (para el día 21 de Octubre, por ejemplo) (boton derecho y abrir en pestaña nueva para ver más grande)

 

Fuente: REE.

Y de manera general, de nuevo simplificando sería algo así la mayoría de días, en función de la hora:

Fuente: Energía y Sociedad

Esta es la estructura de generación a día de hoy, ampliamente influenciada como veis por el mercado marginalista.

El mundo de los PPAs, sin embargo, está empezando a despegar y está por ver todavía su alcance (recordemos que llevandolo a otro mercado es como si un vendedor al por menor va a directamente a la fuente de producción en vez de ir a un mayorista) 

Tengamos en cuenta que hablamos siempre de energía eléctrica, no primaria. Si hablamos de primaria el impacto del petroleo consumido por todos los motores de combustión del país hace que un % muy importante de la energía consumida sea vía petroleo. Esto es lo que se aspira a sustituir por electricidad. 

 

Principales retos del sistema eléctrico y del despliegue renovable

Esta situación, como decía, es la más habitual a día de hoy. Con este artículo y el anterior, creo que se puede tener una idea simplificada de los principales elementos del sistema.

Pero tenemos que ver cómo casan los elementos disruptivos de la revolución renovable con este sistema. A destacar:

  • Previsible enorme implantación de solar fotovoltaica, y, en menor medida, de eólica
  • Autoconsumo
  • Electrificación  y aumento de la demanda, cambio de perfil de demanda considerable, suficiencia en el suministro
  • Uso del almacenamiento y el hidrógeno verde
  • Gestión del precio de la electricidad y sus riesgos asociados, ¿subastas, PPAs?
  • Hibridación de proyectos

Todos estos elementos deben analizarse por separado y como un todo, ya que son elementos que a día de hoy se piensa que van a conformar claramente el futuro.

 

Implantación a gran escala de energía solar fotovoltaica y eólica

En los últimos artículos ya pudimos comprobar que estas dos tecnologías son las más baratas en términos de coste ecónomico. Nadie cuestiona, a día de hoy, que van a conformar el futuro al menos a corto-medio plazo y que la cantidad de plantas que se van a construir es enorme. En España solo los grandes promotores ya preveen a corto plazo varias decenas de GW para construirse (recordad que hay 110GW de potencia instalada, con esto os hacéis una idea) Sin embargo, este enorme despliegue plantea sus retos :

  • Adaptación de la red que permita cambiar el paradigma de producción. Exceptuando grandes proyectos, lo normal es que se produzeca cierta descentralización de la producción, incluso en plantas a gran escala pocas plantas renovables llegan a la potencia instalada de una nuclear. REE deberá invertir considerables sumas en la construcción de redes que permitan este despliegue. 
  • Gestión de la producción. La solar fotovoltaica tiene una producción relativamente fácil de estimar (el recurso solar - las horas que dan de sol en un sitio - se conoce más o menos de antemano, y a corto plazo se cuenta con razonables previsiones meteologicas) El eólico, sin embargo, es mucho más difícil de producir. De hecho, existe una extensa literatura sobre modelos de predicción para estimar el recurso eólico. Al tratarse de energías no gestionables, necesitan energías de respaldo (hidraulica bombeable, biomasa u otras tecnologias convencionales) u otros sistemas de respaldo (bien almacenamiento o bien que la energía sobrante se use para producir hidrógeno verde, que no deja de ser otra forma de energía complementaria y más gestionable, aunque el proceso técnico esta verde todavía)
  • Apuntamiento de las distintas energías, en particular solar. El apuntamiento es el % del precio final medio de un dia que cobra nuestra energía o planta. Por lo general, un ratio por encima de 1 significa que producimos en horas caras y uno menor en horas baratas. El enorme despliegue de solar, que solo produce en unas horas determinadas donde además la demanda no es la más alta, hace pensar que su apuntamiento va a bajar considerablemente. Tengamos en cuenta también el autoconsumo!. En otras palabras, a más despliegue solar, menor previsible precio a las horas centrales del día y menor incentivo a poner más solar. Es lo que se suele llamar la canibalización del precio. Esto se solucionaría con almacenamiento (que permita vender 4 o 5 horas después de producir al menos) o con hidrogeno verde.

Es importante tener en cuenta que ya contamos con una enorme producción eólica. Si bien, como he comentado, las tecnologías son algo vivo, y no podemos comparar la capacidad y el coste de generación medio (en casos previos a 2013 incluso primado) de las plantas que se pusieron hace 10 años con las que se van a instalar ahora.

Autoconsumo

¿Hasta qué punto penetrará el autoconsumo en zonas rurales? ¿Y en zonas urbanas? ¿Cómo afectará al precio de la energía? Producir energía solar vía autoconsumo es caro para un individual en relación a una planta solar a gran escala, siempre lo digo. Aún así, dependiendo de nuestro consumo, esta inversión a día de hoy puede "devolverse" en 5-7 años. La expectativa es que sus costes sigan cayendo y su coste bajando, pero tiene el mismo problema de respaldo. En las horas centrales del día, al ser energía solar, exportaremos energía a la red, pero tendremos que usar energía de la red cuando está cara, al atardecer y en la noche. El autoconsumo también supone retos considerables para la red, al convertir a muchos pequeños consumidores en productores. Como hecomentado enalguna ocasión, dejo pendiente un análisis más detallado del autoconsumo para otros artículos.

Electrificación y aumento de la demanda, cambio de perfil de demanda considerable

La demanda diaria hemos podido verla unos gráficos más arriba, pero no es ningún secreto que la mayor demanda se da por la tarde, noche. Cuando volvemos a casa y encendemos las luces, la TV, hacemos la cena... eso se nota. La demanda cae cuando nos vamos a dormir, cómo es lógico. Pensemos ahora en que cada garaje tiene un punto de conexión eléctrico donde cargamos nuestro coche eléctrico, y que la carga de todo el parque nacional de autómoviles se produjera a esta hora. Lógicamente, la demanda nocturna se incrementaría enormemente. El perfil de demanda nacional cambiaría. Esto va a ocurrir en mayor o menor medida. Para ello, la eólica es una energía perfecta ya que su producción es mayoritariamente nocturna por lo general. Para atender esta demanda sería interesante, como comentaba anteriormente y en cualquier, sistemas de respaldo que permitan que sea abastecida con renovables. A día de hoy, una incógnita real si bien como en todo existen modelos que realizan previsiones en base a distintos supuestos de penetración del coche eléctrico y otros elementos disruptivos.

Uso del almacenamiento y del hidrógeno verde

Hablamos de la piedra angular del cambio de paradigma de todo el sistema eléctrico. Sirvan estas líneas de pequeña introducción a este tema, de vital importancia para la consecución de los objetivos de despliegue renovable.

  • El almacenamiento a través de baterías supone cambiar la concepción del sistema, donde la producción en un determinado momento tiene que casar con la demanda. Con el almacenamiento a través de baterías, de momento pensado con un lapso de horas y no días, podríamos conseguir que esa casación se realice en períodos de tiempo más y más largos (inicialmente la casación sería más o menos diaria en vez de horaria) (el interés a día de hoy está en que lo que se produce a una determinada hora de un dia se pueda consumir en otra, mas que realizar este intercambio entre diferentes días o semanas, que será algo más avanzado)
  • El almacenamiento es un sistema de respaldo. De hecho, es unsistema de respaldo magnífico para las renovables. Como comentabamos, no elegimos cuando se produce energía solar o eólica. No es gestionable como una planta hidraúlica donde más o menos podemos decidir cuando hacemos caer el agua para producir electricidad. El problema con las plantas gestionables, ya sean hidraulicas, de petroleo, carbón, etc es que producen electricidad más cara a día de hoy., aparte de todas las otras externalidades negativas como la contaminación que ya conocemos. Por lo tanto, el almacenamiento permitiría que aún dependiendo en gran medida de tecnologías que no producen de manera lineal, como la solar o eólica, podríamos garantizar un consumo durante todo el día al tener la energía almacenada. Esta es la clave.
  • Solucionaría el problema del apuntamiento del precio de la energía. Conseguiríamos que toda esa produccion (barata) renovable se pudiera vender a otras horas del día, creando una oferta considerablemente mayor a las horas del día de mayor demanda. Los precios, por lo tanto, tenderían a la larga a converger hacia el precio de las energías más baratas más su coste de almacenamiento, en vez de ser consecuencia de los precios de las tecnologías más caras (recordemos que el último precio que entra en producción, el más caro de los que entre, es el que marca el de mercado) Las externalidades positivas directas de un abaratamiento del precio de la energía para el conjunto de la población son obvias. A ello habría que añadir el abaratamiento y la mejora de competitividad de las industrias electrointensivas. En última instancia, tendríamos flexibilidad, si hicieramos un despliegue muy considerable solar, donde somos más competitivos, de acabar exportando mucha energía al sistema europeo, lo cual sería beneficioso para el conjunto de la economía.

A día de hoy ya se están desplegando bastantes baterías, sin embargo el despliegue considerable de baterías debería comenzar en dos/tres años, ya que se están invirtiendo sumas cuantiosas en su desarrollo. Para ver un despliegue masivo, creo que deberemos esperar varios años más. Personalmente creo que invertir en este tipo de empresas puede dar muy buenos resultados, siempre que se mantengan razonablemente las actuales condiciones. 

La producción de hidrógeno es la otra cara de la misma moneda en cuanto a almacenamiento. En vez de almacenar la energía como tal, con ella se produciría hidrógeno en el momento, el cual puede usarse en muchos procesos energéticos e industriales y es más gestionable. Este proceso, técnicamente, está aún más atrasado, pero se espera que se desarrolle de manera fuerte ya que también está habiendo mucho I+D en este ámbito.

Gestión del precio de la electricidad y sus riesgos, ¿Subastas, PPAs?

Cuando alguien realiza una inversión quiere eliminar o limitar sus principales riesgos. Con el enorme despliegue e inversión planeados es necesario revisar los riesgos básicos existentes. Y el mayor riesgo en todos estos proyectos renovables suele ser el precio de la electricidad o pool.

Recordemos que los proyectos renovables por lo general requieren un alto grado de inversión en €/MW respecto a proyectos convencionales, si bien después tienen costes de operación mucho menores (los EBITDA o margen bruto suelen alcanzar niveles del 50-80%) Además, lo previsto es que estos costes se mantengan o incluso se reduzcan. Además, se puede sacar ventaja de la escala de muchos de estos proyectos.

Por lo tanto, como decía, lo principal es el precio al que compramos nuestra mercancía, que es la variable más incierta (en el caso eólico y solar se hacen estudios de recurso en una zona para ver que cantidad de energía podemos estimar que consigamos, que nos dan al menos una idea aproximada en base anual, no tanto diaria sobre todo para los eólicos)

¿Cómo mitigar el riesgo de una bajada del precio? Con la introducción de más y más renovables, así como de almacenamiento barato en el medio plazo, el precio se prevee que siga cayendo. Salvo que el incremento de la demanda, gracias al proceso de electrificación comentado antes, sobrepase ese incremento de oferta.

Lo que buscamos es un horizonte mínimo prácticamente 100% seguro de ingresos. Con este objetivo se firman PPAs y se acude a subastas.

Ya explicamos que los PPAs con contratos bilaterales entre productor y comercializadora o cliente final donde se fija por lo general un precio o una banda de precios donde este puede oscilar (floor, cap, collar...) durante X años y por un % (normalmente del 70% al 100% de la producción de la planta) Por lo tanto, sustituimos el riesgo del precio de mercado por el riesgo de que un tercero no nos pague. No es un mecanismo perfecto, pero mitiga de manera bastante efectiva el efecto caida de precios en periodos de 7 a 10 años por lo general. 

Por lo general, proyectos solares tienen una vida util de 25-30 años en España, alcanzando flujos de caja totales sin descontar de 200-300€ por cada 100€ por cada € invertido en ellos, con un valor residual bajo al final de su vida útil. Por lo tanto, si garantizamos 7-10 años de un total 25-30, estamos asegurando ingresos fijos a nuestro proyecto por prácticamente un tercio de su vida útil, es decir, hasta recuperar más o menos la inversión. Ahí está el porqué de esos plazos.

Por otra parte, el mecanismo de subastas se basa en la misma idea y le dedicaremos un artículo muy probablemente en el futuro. Se trata de un mecanismo público, organizado por el Estado, que está basado en que el proyecto que gane una subasta tendrá derecho a cobrar un precio mínimo durante toda su vida útil o durante una serie de años, independientemente del precio de la electricidad.

Este mecanismo se organiza para dar certidumbre en los ingresos, y se convoca cuando se quieren alcanzar objetivos determinados de manera segura. Hay mucho debate sobre este tema ahora, ya que algunos opinan que no debería haber más subastas, otros opinan que estas debieran ser por tecnología, otros libres... se tratade un tema abierto y veremos qué acaba pasando.

Hibridación de proyectos

"Una instalación híbrida es un proyecto único en el que coexisten diversas tecnologías de generación renovable, con o sin almacenamiento, con una única Sociedad Vehículo y un único punto de conexión. La electricidad generada por las tecnologías debe llegar a la misma subestación interna del parque, tener un punto de conexión con la red común y un control que gestione conjuntamente la generación que se inyecte en dicho punto."

Las instalaciones híbridas pueden, por lo general, producir y hacer ofertas de venta durante todo el día dada la complementareidad de las tecnologías de generación que la componen. Por lo general, estas serán eólica y solar, que tienen perfiles de produccion muy diferentes durante el día.

Fuente: AEE

La ventaja de este tipo de plantas en el mercado es evidente, ya que le permitiría firmar PPAs con clientes industriales más fácilmente (al poder abastecer su demanda completa durante todo el día)

Sin embargo, ¿cómo configurar un marco normativo que favorezca este tipo de proyectos? ¿Cómo manejar su impacto medioambiental? (también lo tienen, a pesar de ser renovables!)

Conclusiones

El sector eléctrico es un sector inmerso de lleno en una revolución, debido a la introducción masiva de energías renovables, sistemas de almacenamiento y el hidrógeno verde. Por supuesto, todo ello dentro de la revolución digital que también vivimos y que afecta enormemente a muchos procesos dentro de este ámbito.

La regulación afecta a cómo se desarrolla el mercado, que es de forma marginalista. Los ofertantes realizan ofertas de venta de energía y las comercializadoras de compra. OMIE procede a casar ambas ofertas en base a la demanda estimada y las ofertas de las comercializadoras llegando a un precio de casación. Este precio de casación es el que marca lo que cobran todos los productores, independientemente de la tecnología y coste. Algunas tecnologías solo se usan en momentos de alta demanda, ya que son de coste más caro y solo sería rentable ponerlas a funcionar con precios altos. Otras energías siempre entran en el mix, como solar o eólica, constituyendo la base del sistema al ser mucho más baratas.

Este esquema afecta al mix de producción y a los incentivos para instalar nuevas energías. El precio final, la cantidad de potencia instalada, así como el perfil de producción de la tecnología, son las tres claves que nos permiten conocer cuáles van a ser a priori las tecnologías utilizadas a una determinada hora.

Este sistema es el existente en muchos países, pero también hay mucho debate sobre él ya que el despliegue renovable supone un cambio de paradigma. Dentro del mismo, el sistema tendrá que afrontar muchos retos:

  • Previsible enorme implantación de solar fotovoltaica, y, en menor medida, de eólica
  • Autoconsumo
  • Electrificación  y aumento de la demanda, cambio de perfil de demanda considerable, suficiencia en el suministro
  • Uso del almacenamiento y el hidrógeno verde
  • Gestión del precio de la electricidad y sus riesgos asociados, ¿subastas, PPAs?
  • Hibridación de proyectos

Como el sistema, las empresas y las autoridades sean capaces de gestionar todos estos interrogantes, determinará la capacidad y el horizonte temporal en el que se realizará el gran despliegue previsto para las renovables.

Actualmente se vive una auténtica fiebre, ya lo hablabamos en anteriores artículos. Todas estas tecnologías que son más caras a nivel de coste de producción, y que además tienen externalidades negativas van a ser progresivamente sustituidas por renovables, solar y eólica en mayor parte. La pregunta no es si esto va a pasar o no, sino cuando.

Como se ha comentado, el problema de las renovables es la baja capacidad de gestión que tenemos sobre ellas, ya que no podemos elegir cuando producen. Por ello, hacen falta sistema de respaldo (almacenamiento vía baterias o hidrógeno verde) o energías de respaldo. El ritmo al que se consiga ir incorporando el almacenamiento es el ritmo al que sustituiremos principalmente el gas, que una importante energía de respaldo.

Las energías renovables suponen una oportunidad no solo en términos medioambientales, sino en términos económicos. La industria, gran utilizadora de grandes cantidades de energía, puede ver muy beneficiada su competitivdad gracias a la limitación de los costes energéticos. Los ciudadanos podemos ver reducidos los precios de la factura de la luz. Reduciendo el coste de producción medio del sistema con renovables es una manera. 

Como siempre digo, nos hallamos ante una obligación moral con las generaciones venideras. Pero es que además nos hallamos en un punto donde, como país, podemos sacar un gran beneficio económico de ello. No perdamos el tren, ya que es probable que este no vuelva a pasar. No cometamos el error de perder esta oportunidad.

/ends

 

  1. en respuesta a Solrac
    #2
    Primuspilus
    Conozco los documentos @solrac y estoy de acuerdo que al final esa es la dirección. Bruselas tiene mucho peso en la planificacion de estos elementos a medio y largo plazo. Hay mucha mucha lectura, desde luego. Ya sabes que me quedo más más en simplificar toda esa maraña documental y dar pinceladas sobre la situación actual y el futuro que en profundizar en documentos específicos ;)
    1 recomendaciones
  2. #1
    Solrac
    ¡Genial! Esto es luz sobre un sistema ultracomplejo, ¡enhorabuena!

    Sí quieres saber por dónde apuntan las cosas a futuro hay que mirar las políticas que se diseñan en Bruselas. Aunque cada sistema eléctrico es un mundo, hay pistas muy claras. Entre ellas una clarísima apuesta por vehículos cero emisiones, donde las baterías tendrán una gran parte del protagonismo, y una ya vigente estrategia del hidrógeno.

    Busca las directrices del European Green Deal, el Climate Target Plan de 2030 y la ya mencionada Estrategia del Hidrógeno... Hay lectura para rato.

    Saludos.
    3 recomendaciones
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