A medida que la generación convencional, encargada de fijar los precios en el sistema eléctrico, disminuye su porcentaje en el mix y es sustituida por renovables, queda patente cómo la intermitencia de la generación eólica y solar alteran los precios de la electricidad y los ingresos de sus promotoras: cada vez es más frecuente ver episodios de precios bajos y negativos en toda Europa.
“A medida que se generalicen los periodos de disponibilidad concentrada de energía eólica y solar, aumentarán inevitablemente los volúmenes de vertidos de estas fuentes”, explica Wood Mackenzie en su informe “European power long-term sensitivity: impacts of wind and solar variability”.
Si bien los retos y oportunidades de la integración de las energías renovables varían en los diferentes países de Europa, “con la creciente integración del suministro variable de energía en sistemas más amplios, se ha acentuado la necesidad de flexibilidad, que resulta indispensable”, añade la consultora.
Además de acelerar el despliegue de activos flexibles, Wood Mackenzie señala la importancia de la modelización de años meteorológicos en relación con los precios de la electricidad, los volúmenes de generación y los ingresos mayoristas. Señala dos ejemplos: en Alemania, la presencia de la energía térmica poco flexible el mix contribuye a unos niveles más altos de vertidos de energía eólica y solar. Por otro lado, los días de poco viento en Francia se compensan con un aumento de las importaciones y una utilización a corto plazo de las centrales de gas.
Así, la consultora señala la importancia de la disponibilidad de energía térmica flexible, el almacenamiento de energía, la demanda reactiva y la interconexión como herramientas para mitigar eficazmente la volatilidad del sistema y facilitar la integración de las energías renovables.
La consultora AFRY Management Consulting, que sí incluye la variable meteorológica en sus escenarios, ya señaló esta posibilidad: “Si no se desacelera el despliegue fotovoltaico, corremos el riesgo de sobreinversión”, dijo. “En un escenario de alta penetración renovable, podría darse un pool de menos de 20 euros / MWh antes de 2030, lo que terminaría con la rentabilidad de los PPAs y los proyectos merchant”, añade.
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