Energías Renovables, Mercados, Otra generación eléctrica sin emisiones

System Integration Costs for Alternative Low Carbon Generation Technologies –Policy Implications


En el sistema eléctrico inglés se han aprobado diferentes desarrollos normativos en los últimos meses. En esta reforma del mercado eléctrico se han introducido dos importantes medidas que modifican la forma en la que son remunerados los diferentes generadores. Los Contratos por Diferencias (CfDs) y las Tarifas Feed-In (FITs) suponen un nuevo mecanismo para subsidiar la generación con bajas emisiones de CO2. Por otro lado, el nuevo Mercado de Capacidad (CM) proporciona contratos y pagos a largo plazo para aquellos generadores con capacidad realmente disponible en todo momento (es decir, firme). 
 
Aunque estos esquemas regulatorios incentivan la inversión al minimizar la incertidumbre, el Comité sobre el Cambio Climático (CCC) ha encargado a NERA Economic Consulting el estudio “System Integration Costs for Alternative Low Carbon Generation Technologies –Policy Implications” en el que se analiza la posible interacción de estas reformas con el resto de elementos que componen el sistema eléctrico inglés y, en particular, con los costes de integración de las tecnologías de generación con bajas emisiones de CO2 en el sistema.
 
A la hora de evaluar la competitividad en coste de cada tecnología de generación, una de las metodologías más empleadas es el Coste Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés). Sin embargo, este tipo de comparación no contempla los costes que se derivan de la integración de cada tecnología en el sistema. Estos costes de integración son superiores en el caso de las renovables de generación variable (eólica, solar, etc.) en comparación a otras formas de generación de bajas emisiones de CO2, como la nuclear o la captura y almacenamiento de carbono (CCS, por sus siglas en inglés).
Estos costes de integración representan el incremento de los costes totales del sistema bajo dos escenarios diferentes: i) Un escenario en el que se cuente con un mix de generación óptimo teórico y ii) otro con ciertas modificaciones respecto ese mix de generación óptimo, como por ejemplo una mayor instalación de energías renovables, nuclear, etc. Estos cambios en el mix provocarán la necesidad de realizar modificaciones en la infraestructura de red, en los servicios auxiliares, etc. que afectarán al coste del sistema en su conjunto.
Este informe, junto con los modelos cuantitativos realizados por el Imperial College of London y que acompañan al documento, demuestran que los costes de integración pueden suponer una cuantía significativa para el sistema eléctrico y que, por tanto, deberían ser considerados por los gobiernos cuando éstos tomen decisiones políticas respecto al mix generación futuro. Para asegurar que se tienen en cuenta estos costes de integración al seleccionar nuevas inversiones en generación, se requerirá de ciertas reformas en los mecanismos de los subsidios existentes.

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