El sector eléctrico español está inmerso en una transformación sin precedentes. Hay que tomar las medidas adecuadas para responder a un futuro con presencia masiva de renovables, que necesita capacidad de respaldo firme y flexible para dar estabilidad.

Ese es uno de los argumentos que defiende Luis Atienza, consultor en estrategia y regulación energética, presidente de Argo Capital Partners, y consejero de Aenor, Velatia, Fortia y Deusto Business School. Invertia habla con el expresidente de Red Eléctrica de España (REE) tras su participación en la conferencia Energy Prospectives, organizada por Fundación Naturgy y el IESE Business School.

¿Hay que cambiar el modelo de mercado eléctrico para que se pueda ajustar al nuevo mix, con la incorporación de las renovables? ¿Cómo debe ser ese mercado del futuro, si la normativa es común en toda Europa?

Esa reforma del mercado eléctrico se está haciendo ya, porque las subastas de renovables quitan al mercado una parte muy relevante de la responsabilidad a la hora de marcar u orientar las inversiones en generación renovable.

Se está dando forma a un mercado eléctrico completamente muy diferente del que se preveía hace 20 años. No va a desaparecer como tal, lo que va a hacer es perder significación económica. Porque una parte muy importante de la retribución se va a marcar en las subastas de renovables o los mecanismos de capacidad.

La contraparte en el ámbito de la generación no renovable es que el modelo de mercado de energía con penetración masiva de renovables tiende a reducir extraordinariamente el funcionamiento del parque de generación convencional en el número de horas. Además, tiende a deprimir los precios durante muchas horas del año. La función de esa generación deja de ser fundamentalmente la de producir energía.

El servicio que presta al sistema no es la producción de energía, sino la prestación del respaldo a la variabilidad de la renovable. Es aportar firmeza y flexibilidad. Por tanto, no se puede medir en megavatios hora.

El sistema tiene que estar en condiciones de asegurar la demanda a las nueve de la noche, si es invierno, si no hace sol, y por tanto, no hay fotovoltaica. Y si sumamos que hay anticiclón, el final de una ola de frío, con nieblas y temperaturas extraordinariamente bajas, con producción eólica muy baja, de algún sitio tiene que venir la energía.

Para eso, vamos a seguir necesitando los ciclos combinados de gas hasta que tengamos alternativas de almacenamiento baratas. Eso requiere establecer algún sistema de retribución de la capacidad por un mecanismo de competencia. Y por tanto, yo creo que el sistema del futuro va a ir avanzando hacia un sistema de subastas para la generación renovable, con contratos por diferencias y que distorsione lo menos posible las señales del mercado de energía. Y por otro lado, un mercado de capacidad que permita la recuperación de una parte de los costes fijos que esas centrales de respaldo no van a poder recuperar con las pocas horas del año en las que están llamadas a funcionar por la vía de la venta de su energía.

Y también que sirva como señal para la demanda, para que en la medida de lo posible, los consumidores a través de los agregadores o de los comercializadores puedan modular su consumo respondiendo a esa señal económica.

Gracias a que la tecnología, las tecnologías de la información, los automatismos, la inteligencia artificial, etcétera, nos van a permitir que nuestros consumos, nuestros aparatos, nuestras instalaciones, puedan prestar algunos de sus servicios sin que nos enteremos.

Algunos expertos señalan que las subastas de renovables podrían alterar esa señal de precios. ¿Coincide con esta apreciación?

Algún efecto sobre el funcionamiento de los precios se va a producir, pero se iba a producir de todas formas. Porque la teoría económica dice que las ofertas en general tienden a ser de acuerdo con el coste marginal. Una vez que se ha hecho la inversión, la rentabilidad mejora siempre que se obtenga un ingreso por encima de su coste variable.

Como esas tecnologías tienen un coste variable cero, tanto las que van a subastas como la que no, el precio se va a deprimir de todas formas. Lo que sucede es que, efectivamente, ir a precio de mercado supone percibir un precio más alto durante los primeros años y previsiblemente un precio más bajo en los últimos. Mientras que un proyecto que vaya a la subasta va a recibir un precio más bajo los primeros años, porque previsiblemente el resultado de la subasta será un precio por MWh más bajo que el precio que podría obtener en el mercado.

Pero a cambio, tiene la garantía de la recuperabilidad de su inversión, porque ese precio se va a mantener estable a lo largo de la vida.

Son dos modelos diferentes desde el punto de vista del consumidor. Para el consumidor, las subastas por contratos por diferencias le permiten adelantar y anticipar el efecto de reducción de los precios que proporciona la generación renovable. Y, precisamente, en un país como España, en el que el coste de la generación renovable ya es más bajo que el coste de la generación térmica a la que sustituye.

Aún así, es cierto que algún tipo de distorsión se producirá. Y es que, a veces, lo que es bueno para el hígado es malo para el bazo. Hay determinados tratamientos médicos que tienen efectos secundarios. Esto es lo mismo. De lo que se trata es de ir configurando un marco regulatorio que minimice las distorsiones y que proporcione señales de eficiencia razonables.

Yo creo que las subastas, como los mecanismos de capacidad, proporcionan señales de inversión a largo plazo interesantes. Creo que el mercado de energía sirve como señal para los consumidores y para la operación eficiente del parque de generación. Y creo que hay que desarrollar más en los mercados que ajuste la participación de la demanda, a través de agregadores independientes o de comercializadores que desee que realicen esa labor de agregación.

La sobreinversión tiene un coste mucho más reducido para el sistema que equivocarte, que la subinversión

A todo este cóctel, hay que tener en cuenta la influencia en los precios del mercado mayorista de los PPAs que se están firmando. ¿Cómo va a afectar al precio de la electricidad?

Un sistema de subastas suficientemente ambicioso, de alguna forma va a fagocitar algo el desarrollo del mercado de PPAs. Porque proporciona una contraparte más firme que es el sistema. Y por tanto, va a proporcionar más seguridad y va a suponer una mayor oportunidad para los generadores independientes. 

Si yo fuera una empresa integrada no tendría interés en un sistema de subastas. Porque tengo la capacidad para cubrir mi riesgo. Con mi generación cubro mi mercado. Y además tengo una base de activos suficientemente sólida y diversificada como para tener capacidad de endeudamiento para afrontar esos ciclos de inversión a largo plazo.

El problema se le plantea a la producción independiente que tiene la dificultad de encontrar contrapartes que sean capaces de comprometerse a muy largo plazo en cuantía suficiente como para hacer financiables esos proyectos. La existencia de las subastas hace financiables inmediatamente sus proyectos con unas condiciones de financiación muy baratas. Esa es la lógica del proceso de subastas.

En su opinión, ¿cuál va a ser el papel del hidrógeno y si competirá con el gas por los mismos usos?

La competencia del hidrógeno todavía es un futurible. En estos momentos, la tarea más inmediata del hidrógeno es desarrollarse tecnológicamente y demostrar que es capaz de bajar sus costes a menos de la mitad para poder competir con los usos del hidrógeno actualmente existentes. Son las refinerías y los fertilizantes fundamentales. Para ello tienen que reducir su coste hasta entre la mitad y la tercera parte de lo que es ahora. 

Mientras tanto, el gas natural está llamado todavía a tener un papel muy importante en los próximos lustros, por no decir décadas. Porque va a ser la tecnología fundamental de respaldo que proporcione firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico.

Y eso va a seguir durante los próximos tres lustros para suplir la desaparición del carbón y la nuclear. 

Hay un recorrido todavía por hacer en materia de gases renovables, pero no solamente el hidrógeno, sino también el biometano, biogás, etc. Y si las baterías, los sistemas de almacenamiento, bombeo, baterías, van reduciendo la necesidad de esa generación térmica de respaldo a base de gas, se irá estrechando más rápidamente. Pero todavía tenemos una cantidad de sistemas de calefacción a base de gasóleo y fuelóleos muy importante.

Las distribuidoras piden que no se les limite las inversiones para mejorar las redes de distribución, en el caso de las redes de transporte también se pidió en su momento. ¿Cuál es su opinión como expresidente de REE?

He discrepado mucho de los reguladores en esta materia porque creo que la sobreinversión tiene un coste mucho más reducido para el sistema que equivocarte, que la subinversión, es decir, quedarnos cortos es mucho más caro para el sistema que pasarnos.

Y el regulador ha funcionado normalmente en sentido contrario. Ha creído siempre que las posiciones de los propietarios de las redes eran maximizar su base de activos, invertir más para que le retribuyese esa base de activos. Las redes son una pieza fundamental para la viabilidad de las funciones de ese nuevo sistema eléctrico.

En estos momentos, para poder dar acceso a la red a 60.000 MW de eólica y fotovoltaica nuevos es necesario invertir en accesos, en mallado de la red, en interconexiones y en el ámbito de la red de transporte.

Me preocupa, me inquieta y me sorprende que la planificación de la red de transporte todavía no esté y que no vaya a estar hasta dentro de un año. Pero, más aún, que los procedimientos no sean lo suficientemente ágiles. No se debería perder tiempo y se debería empezar ya con las tramitaciones sobre la base de un borrador. Porque ya sabemos todos lo que tardan todos los procesos. Si no queremos que se convierta en un cuello de botella cuando lleguemos al 75% del de generación renovable.

Pero las más importantes son las redes de distribución. Van a verse sometidas a una transformación más importante en su funcionalidad. Requiere una inversión en capacidad tecnológica, en inteligencia, en su sentido amplio porque este sistema eléctrico distribuido, generación, autoconsumo o generación en comunidad o sistemas de almacenamiento distribuidos o incluso en comunidad, y sobre todo, la gestión de la demanda.

Para eso hace falta un cambio muy importante, no solamente en los niveles de inversión, sino en el reconocimiento de qué tipo de inversión es necesaria para hacer viables esos modelos de negocio. 

Y eso requiere una visión por parte del regulador de que el modelo retributivo incentive la innovación, sea capaz de reconocer que es mejor una inversión tecnológica más cara, más inteligente, que una más barata, más torpe. Porque la más barata y más torpe te impedirá la funcionalidad que vas a necesitar dentro de tres, cuatro o cinco años.



Estamos en un momento que el regulador tiene que hacer un ejercicio de revisión en su mentalidad. Revisar el límite y sobre todo revisar qué tipo de funcionalidad se quiere requerir a las redes de distribución con el fin de que no sean un freno de la red necesaria para un sistema eléctrico descentralizado que tiene las necesidades de explorar todos los recursos de flexibilidad que van a estar muy distribuidos e incluso detrás del contador.