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Adiós al carbón, bienvenida flexibilidad de demanda: Cómo puede España liderar la transición energética

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Cuando varias centrales térmicas cierran simultáneamente, aproximadamente 4’6 GW el 30 de junio de 2020, sería de esperar algún comentario sobre la preocupación en torno a los cortes de energía. No así en España: el reciente cierre de la mitad de las centrales de carbón aún existentes no ha sorprendido a casi nadie, y con motivo. 

En la última década, el país ha estado sufriendo un problema agudo de sobrecapacidad como resultado de añadir muchas centrales generadoras nuevas, una demanda decreciente debido a las crisis económicas, y no retirar plantas que son poco rentables como consecuencia. Esto último ha sido facilitado por mecanismos de remuneración de capacidad que proclaman ser necesarios para asegurar un suministro fluido y sin cortes (en algunos casos, además, el gobierno directamente bloqueó estas retiradas). Estos mecanismos remuneran a los generadores por estar disponibles, pero no siempre cuando más necesarios son, lo cual le ha salido muy caro a los consumidores – más de doce billones de euros entre 2007 y 2017 —sin ningún valor añadido mesurable a cambio. 

El reciente retiro de plantas de carbón debería ser recibido con los brazos abiertos. Serán necesarios más cierres de centrales eléctricas para establecer un mercado eléctrico saludable y económicamente sostenible, sobre todo con el aumento del porcentaje de renovables. Nuestro propio análisis muestra que, aun si toda la generación de carbón y energía nuclear se detuviese de aquí al año 2025 y, al mismo tiempo, la demanda máxima aumentara de forma significativa sobre los niveles actuales, España continuaría conservando recursos muy por encima de los estándares de fiabilidad económica normalmente establecidos. 

La flexibilidad va a ser clave 

En general, se reconoce que un sistema con un porcentaje importante de renovables variables tendrá que ser mucho más flexible. La Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency, IEA) ha determinado que la flexibilidad en el sistema eléctrico es una prioridad global para nuestros sistemas eléctricos en transición. Esta flexibilidad se manifestará en diferentes plazos de tiempo, que irán desde los milisegundos a las temporadas. Hay una serie de sistemas de efecto palanca que podrían usarse para gestionar el reto de flexibilidad, incluyendo la generación térmica tradicional, los diseños actualizados de mercado, la respuesta del lado de la demanda y la acumulación.  

La flexibilidad del lado de la demanda es una solución altamente rentable 

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima en España identifica correctamente la participación activa de la demanda como una de las maneras de reforzar la seguridad de suministro. En el futuro va a ser necesario un nuevo paradigma para la demanda. Tradicionalmente,  los operadores de sistemas han pronosticado la demanda y han programado el suministro para satisfacerla. Lo contrario debería ser el caso, y cada vez más; es decir, los operadores del sistema irán planificando la generación y organizando la demanda para cumplir con la que hay disponible (o dependiendo de la misma programación de la demanda como respuesta a los precios de mercado). La flexibilidad en el lado de la demanda es una de las fuentes más baratas de flexibilidad en el sistema eléctrico. Con una implementación de contadores inteligentes casi completa, España se encuentra en una posición óptima para sacarle partido a este recurso. Un mayor implementación de tecnologías nuevas, inteligentes y flexibles, como los controles automatizados y los vehículos eléctricos, va a facilitar su desarrollo todavía más. Para conseguir este nuevo papel para la demanda, sin embargo, España va a necesitar reformar su mercado de forma apropiada.  

Normativa para acelerar la flexibilidad del lado de la demanda 

La fijación de precios mayoristas será crucial a la hora de desarrollar la flexibilidad necesaria en el mercado, tanto en el lado de la demanda como en el del suministro. El valor de la inversión en recursos más flexibles sólo puede verse con claridad y ser compensado correctamente cuando los precios reflejan correctamente el valor de la energía a tiempo real. 

La mejor forma de revelar el valor real de la energía en el mercado es a través de la introducción de precios de escasez administrativa en el mercado de balance (y, desde luego, no limitando los precios mayoristas a 180 €/MWh, o incluso a 300 €/MWh, como es el caso en España actualmente). Esencialmente, esto significa que cuando el sistema se acerca a un déficit de suministro, los precios deberían ser considerablemente más elevados que el coste a corto plazo del recurso marginal en el orden de mérito; y podría alcanzar el valor de la carga perdida, o el valor que los consumidores otorgan a un servicio ininterrumpido. Tal creencia lleva a los suministradores a evitar riesgos y explorar el potencial de una respuesta a la demanda rentable, entre otras soluciones.  

Como ejemplo, la implementación del precio de escasez administrativa en Texas ha incentivado un mercado activo en el lado de la demanda. Durante el verano de 2019, la participación de la demanda en programas comerciales y de sistemas operativos (por ejemplo, tarifas de tiempo variable) ayudaron a eliminar 10% de la demanda máxima en momentos de estrés del sistema, contribuyendo notablemente a evitar reducciones de carga involuntarias. Estos niveles de respuesta a la demanda se han desarrollado a partir de niveles casi insignificantes hace tan sólo unos años. Los precios medios de mayorista en Texas están entre los más bajos de entre todos los mercados en Norteamérica, a pesar de — o, en parte, debido a — estos elevados precios de escasez.

En el futuro va a ser necesario un nuevo paradigma para la demanda.

La correcta formación de precios mayoristas puede ofrecer beneficios máximos cuando se complementa con tarifas minoristas muy parecidas, o simplemente precios minoristas dinámicos. Actualmente, el estado español ofrece tarifas dinámicas reguladas, aunque su disponibilidad en el mercado libre es bastante limitada. Esto debería ser motivo de preocupación, junto al hecho de que los márgenes de beneficios disponibles parecen estar suprimidos por las tarifas reguladas. El regulador español debería controlar de cerca la implementación de tarifas dinámicas en el mercado libre y su efectividad; y asegurarse de que las ofertas reguladas sean sustituidas por un mercado libre competitivo y activo. Según ha establecido el European Electricity Directive, la disponibilidad de tarifas dinámicas para consumidores con contadores inteligentes es un requisito para los suministradores,  

Además, España debería facilitar la participación del lado de la demanda en todos los mercados, ya sea directamente o a través de la agregación. El regulador tiene previsto abrir el mercado para los servicios de balance en el lado de la demanda. Las autoridades podrían aprender mucho del resto de países a la hora de desarrollar normas que faciliten el desarrollo de la respuesta a la demanda, y utilizar procedimientos óptimos, como es establecer un tamaño mínimo de oferta de 100 kW, al igual que se ha hecho en la mayoría de mercados estadounidenses durante varios años.  

Mantener el rumbo 

El nivel actual de sobrecapacidad en el mercado español es insostenible. Es importante señalar que provoca una reducción de precios de energía y un aumento de costes, mientras enmascara la necesidad de flexibilidad en el mercado, que será cada vez mayor al continuar la transición del sistema eléctrico. Serán inevitables y necesarios más cierres de centrales y plantas. 

Mientras las renovables van sustituyendo a la generación térmica, necesitaremos una nueva oferta de recursos más flexibles; un nuevo rol para el lado de la demanda puede ofrecer beneficios importantes y fortalecer la seguridad de suministro de manera rentable. Para explotar este potencial, serán necesarias reformas de normativa en los mercados mayoristas y minoristas.  

 ¿Cogerá España el toro por los cuernos y aprovechará la oportunidad que tiene a sus pies?

Adios to coal, bienvenido demand flexibility: How Spain can lead the way in the energy transition

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When a bunch of thermal power plants shut down simultaneously, around 4.6 GW on 30 June 2020, one would normally expect to hear concerns about emerging blackouts. But not in Spain. The recent closure of half of the remaining coal fleet has hardly raised an eyebrow, and rightly so.

The country is suffering from an acute overcapacity problem that has persisted for over the past decade, a result of large additions of new generating plants, declining demand due to the financial crises and a failure to retire the plants rendered uneconomic as a result. The latter has been enabled by capacity remuneration mechanisms claimed to be needed to “keep the lights on” (in some instances, the Spanish government directly blocked retirements too). These mechanisms reward generators for being available, though not necessarily when they are most needed, and they have cost consumers dearly — more than a dozen billion Euros from 2007 to 2017 — with no measurable added value in return.

The recent retirement of coal plants should therefore be welcomed. More power plant closures will be necessary to establish a healthy and economically sustainable power market, especially as the share of renewables increases. Our own analysis shows that even if all coal and nuclear generation shuts down by 2025 and, at the same time, peak demand increases significantly from current levels, Spain would still retain resources well in excess of commonly established, economic reliability standards.

Flexibility will be key

There is general recognition that a system with considerable shares of variable renewables will need to be significantly more flexible. The International Energy Agency (IEA) has determined power system flexibility as a global priority for our transitioning power systems. Power system flexibility will need to manifest across different timeframes, from milliseconds to seasonal. There is a number of levers one could use to address the flexibility challenge, including traditional thermal generation, updated market designs, demand side response, and storage.

Demand side flexibility is a highly cost-efficient solution

Spain’s National Energy and Climate Plan correctly identifies the active participation of demand as one of the ways to strengthen security of supply. A new paradigm for demand will be necessary in the future. Traditionally, system operators have forecasted demand and scheduled supply to meet it. In the future, the opposite should increasingly be the case, meaning system operators forecasting generation and “scheduling” demand to follow available generation (or relying on demand “scheduling” itself in response to market prices). Demand side flexibility is one of the cheapest sources of flexibility in the power system. With nearly a complete roll-out of smart meters, Spain is well-positioned to take advantage of this resource. The further deployment of new, smart and flexible technologies, such as automated controls and electric vehicles, will only make its development easier. To achieve this new role for demand, however, Spain will need to reform its market appropriately.

Policies to fast-track demand side flexibility

Wholesale energy pricing will be key to developing the necessary flexibility in the market, on the demand and supply side as well. The value of investment in more flexible resources can be seen most clearly and only properly compensated when prices correctly reflect the real-time value of energy.

The best way to reveal the true value of energy in the market is through the introduction of administrative shortage pricing in the balancing market (and certainly not by capping wholesale prices at 180 €/MWh, or even at 300 €/MWh, as is the case in Spain at the moment). Essentially, this means that when the system is nearing or experiencing a supply shortfall, the prices should be significantly higher than the short-run cost of the marginal resource in the merit order and could be as high as the Value of Lost Load (or otherwise the value that consumers place on an uninterrupted service). Such a construct incentivises suppliers to hedge their risk of being short by exploring the potential for cost-effective demand response, amongst other solutions.

As an example, the implementation of administrative shortage pricing in Texas has incentivised an active demand-side market. In summer 2019, demand participation in the system operator and commercial programmes (e.g. time-varying tariffs) helped to shave around 10% of peak demand at times of system stress and contributed significantly to avoiding any involuntary load curtailments. These levels of demand response developed from near negligible levels a few years ago. Average wholesale prices in Texas are among the lowest of any market in North America, despite — or in part due to — these high scarcity prices.

The Spanish regulator would be wise to closely monitor the implementation of dynamic tariffs in the free market.

The correct formation of wholesale prices can deliver maximum benefits when complemented by retail tariffs that closely resemble them, or simply, dynamic retail prices. Currently, the Spanish state offers regulated, dynamic tariffs, while their availability in the free market is rather limited. This should be a reason for concern, alongside the fact that the available profit margins appear to be supressed by the regulated tariffs. The Spanish regulator would be wise to closely monitor the implementation of dynamic tariffs in the free market, their effectiveness and ensure that the regulated offers are replaced by a competitive and active free market. The availability of dynamic tariffs for consumers with smart meters is a requirement on suppliers, established by the European Electricity Directive.

Spain should also enable the participation of the demand side in all markets, either directly or through aggregation. The regulator plans to open the market for balancing services to the demand side. In doing so, policymakers could learn important lessons from across the globe and develop rules that facilitate the development of demand response by making use of best practices, such as establishing a minimum bid size of 100 kW, as has been the case in the majority of the US markets for many years.

Staying the course

The current overcapacity in the Spanish market is unsustainable. Importantly it suppresses energy prices while driving up costs, and it masks the need for flexibility in the market, which will become all the greater as the power system transitions. Further plant closures are inevitable and necessary.

As renewables replace thermal generation, a new portfolio of more flexible resources will be needed and a new role for the demand side can offer significant benefits and strengthen security of supply in a cost-efficient manner. To realise this potential, a set of policy reforms are needed in the wholesale and retail market.

Will Spain grab the opportunity that lies right on its feet?

The Regulatory Assistance Project (RAP)® is an independent, non-partisan, non-governmental organization dedicated to accelerating the transition to a clean, reliable, and efficient energy future.