Análisis de las características y efectos técnico-económicos de la generación eléctrica con energías renovables en la españa peninsular. Impacto en la estructura general de generación, gestión y mercado.

Resumen

El futuro de la Energía se encamina hacia la sostenibilidad, pero no puede pasar por alto problemas reales y futuros que puedan obstaculizar un importante desarrollo en un sector clave para el bienestar humano y la vitalidad de la economía. En este contexto, la apuesta por las energías renovables (EERR en general y EERR-e para generación de electricidad) ha sido fuerte en España durante las últimas dos décadas, con excelentes resultados, sobre todo en eólica, aunque las tecnologías solares también tuvieron una pronta respuesta a la legislación de 2007. En el año 2009, el 27% de la demanda de electricidad fue cubierta por EERR-e, con una tendencia creciente desde 2005. De acuerdo con el compromiso español en el ámbito de la Unión Europea, el reto debe aún continuar. Para tener éxito, en el año 2020 se debe cubrir el 20% de la demanda de energía primaria con EERR, lo que supone un 40% de electricidad renovable. Las cifras muestran que España está en el buen camino para lograr esa meta, pero se debe prestar atención a la imagen completa de esta compleja realidad. La fuerte implantación de EERR-e en España ha generado efectos colaterales en el sistema de generación de electricidad en su conjunto; toda esta fenomenología se analiza en la tesis bajo la consideración de los tres objetivos que teóricamente guían la política energética hoy en día: seguridad del suministro (tanto a nivel macro como micro), calidad ambiental y competitividad económica. La tesis presenta un acercamiento con enfoque técnico y económico a alguno de los efectos del despliegue de EERR-e en España hasta el año 2020, sobre la base de estimaciones oficiales de demanda eléctrica y generación de EERR-e. Como primer paso para afrontar este problema, se ha simulado la demanda de electricidad hasta el año 2020. El objetivo es describir la demanda como una función de densidad probabilística que contenga la información estocástica que puede ser convertida en requisitos de capacidad instalada de grandes plantas de generación mediante combustible fósil, el "Soporte Térmico de Generación" (STG). La otra condición de contorno para caracterizar el STG la constituye el resto de la generación eléctrica: nuclear, más el Régimen Especial (RE), que incluye EERR-e, residuos, tratamiento de residuos y cogeneración, todo ello calculado de acuerdo a las estimaciones oficiales hasta 2020. El análisis señala cierto desequilibrio entre los objetivos, que puede evolucionar a un escenario en el que la potencia de respaldo sea un punto crítico para la estabilidad del sistema. Se ha estimado que el despliegue de EERR-e no será capaz de cubrir picos de potencia (58,1 GW previstos para 2020 en un escenario sin cambios de patrones de consumo, ó 55,1 GW en un escenario eficiente) bajo cualquier condición y con suficientes garantías, lo que significa que la potencia de reserva tendrá que crecer. Ese servicio de respaldo seguramente será proporcionado por la tecnología de ciclo combinado con turbina de gas (CCTG). Las proyecciones estimadas para la generación muestran que la potencia de respaldo requerida debe crecer alrededor de 8-9 GW hasta 2020, para poder cumplir con el objetivo del 40% de electricidad renovable. Sin embargo, efectos colaterales, como el bajo factor de carga de CCTG, así como una reducción en el precio spot de la electricidad o peores condiciones de operación, arrojan dudas sobre la viabilidad de alcanzar ese nivel de potencia de respaldo. Los resultados anteriores se han empleado para realizar un análisis de la influencia de EERR-e en el precio mayorista de electricidad; al mismo tiempo, este análisis permite predecir la cuantía en subsidios destinados al RE. Las plantas del STG seguirán como las plantas marginales y las que fijarán el precio de la electricidad la mayor parte del tiempo, aunque la alta penetración de EERR-e reducirá el promedio anual del precio eléctrico. Con el objetivo del 40% de electricidad renovable en 2020, al comparar con 2011, las previsiones muestran un descenso del precio del mercado eléctrico (depende de los escenarios de precios de combustible fósil, principalmente gas natural -GN-) de entre el 3,4% y 6,8%, respectivamente, para un precio del GN entre 1c€/kWh y 4c€/kWh. Si todas las plantas de fuelóleo operativas en 2011 continuasen su operación hasta 2020, las cifras anteriores se modificarían, con una reducción del precio de la electricidad de entre el 1,5% y 3,1% en los mismos escenarios de precio de GN. Con ese último escenario, el impacto económico adicional en el valor integrado de la energía eléctrica en el mercado (VIEEM) oscilaría entre 1.011 M€ y 7.501 M€ para todo el período 2011-2020. Este resultado, combinado con el nuevo papel de potencia de respaldo del STG y la reducción del precio eléctrico a causa de EERR-e, puede desalentar la sustitución de centrales eléctricas antiguas (con baja eficiencia) por modernos CCTG. La mayor parte de los subsidios a las tecnologías del RE dependen del precio del mercado eléctrico. Existe un límite superior (LS) e inferior (LI) para los subsidios. El LS se alcanzaría cuando el VIEEM fuese cero; por su parte, se llega al LI cuando el precio eléctrico es lo suficientemente elevado para que los subsidios sean los correspondientes a las tecnologías con prima sobre el precio de mercado (cogeneración) más los complementos de reactiva (todas las tecnologías RE) y de eficiencia (sólo cogeneración). En el cuerpo de la tesis doctoral se incluye una novedosa representación gráfica de la relación VIS-VIEEM calculada para el periodo 2011-2020, en el escenario por el que España lograría el 40% de su generación eléctrica mediante EERR-e. Bajo el actual marco regulatorio en España, y con la consideración de reducción del precio eléctrico en el mercado por su instalación, las EERR-e causan un efecto de realimentación positiva al incrementar los subsidios destinados a ellas. Si la reducción del VIEEM se compara con el total de subsidios, causados ambos por la instalación de capacidad de una tecnología de EERR-e, sólo la eólica en un escenario de precio de combustible alto supone un ahorro neto para el sistema eléctrico en la década 2011-2020. En el mismo escenario de precio de combustible, si la curva de aprendizaje fotovoltaica fuese capaz de seguir la tendencia decreciente de tarifas a esa tecnología, establecida por la normativa española, a finales de esa década la nueva potencia fotovoltaica también supondría un ahorro neto. Hay un posible efecto secundario que se produciría cuando los subsidios a EERR-e fuesen bajos, por ejemplo, por alto precio de combustible o el final del período de aplicación de primas a instalaciones antiguas. Con el año 2020 en mente, esto podría significar el fracaso del objetivo del 40% de electricidad renovable. Ante baja expectativa de subsidios, los productores pueden optar por renunciar a ellos y vender sus garantías de origen de electricidad renovable en el mercado si éste aporta mayor rentabilidad. La garantía de origen puede terminar en otro país y esa producción de EERR-e no se tendría en cuenta en el porcentaje de electricidad renovable. De acuerdo con lo señalado anteriormente, el despliegue de EERR-e tiene connotaciones técnicas y económicas que pueden afectar tanto a la operación del sistema eléctrico, como los acuerdos internacionales asumidos por España. Todo ello supone un reto apasionante que tiene que ser abordado por el sector eléctrico español en los próximos años. En resumen, esta tesis señala la existencia de un conjunto complejo de cuestiones técnicas en interacción, que debe ser adecuadamente evaluado (con la metodología de esta tesis o un análisis global similar) para guiar la reestructuración del sector eléctrico, sin penalizaciones inesperadas.