Científicos de España e Italia han analizado el aumento de las emisiones de CO2 resultantes de las acciones de los operadores del sistema para hacer físicamente factible la programación del mercado diario en España. En su estudio “Carbon emissions impacts of operational network constraints: The case of Spain during the Covid-19 crisis”, que verá la luz el próximo mes en en Energy Economics, han utilizado datos horarios del sistema eléctrico español entre 2019 y 2021.
En los últimos años, los operadores de sistemas europeos han necesitado con mayor frecuencia redespachar generación, carga o ambos, después de la compensación del mercado diario para garantizar que el programa de despacho final no viole ningún límite de la red. En este documento, los investigadores analizan el impacto ambiental de los procesos de redespacho a través de datos horarios del operador del mercado español y del operador del sistema de transporte entre 2019-2021.
Se observa que, mientras que la energía de redespacho representa alrededor del 2-4% de la demanda total anual de electricidad, contribuye a alrededor del 6-11% de las emisiones anuales de CO2 del sector eléctrico. La energía de reenvío hacia arriba es proporcionada casi en su totalidad por centrales eléctricas contaminantes, mientras que la generación eólica y solar son, con mucho, las que más se reenvían hacia abajo.
Por otro lado, se confirma que los volúmenes de redespacho aumentan cuando aumenta la proporción de energías renovables intermitentes en la combinación de suministro, pero, además, se muestra que los volúmenes de redespacho también aumentan significativamente durante las horas con baja demanda de energía. Esto último puede indicar importantes ineficiencias en la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico, lo que no solo conduce a mayores costes sino también a las emisiones.
En concreto, durante delos años de estudio 2019-2021, para hacer viable el funcionamiento del programa del mercado diario en España, el operador del sistema necesitó activar volúmenes relevantes de centrales de carbón y ciclo combinado por un importe comprendido entre el 2,8% y el 4,2% de la demanda total. Esto representa un coste económico anual de 443 millones de euros pagados por los clientes, y representa entre el 6 y el 11% de las emisiones anuales de CO2 del sector eléctrico.
“Debido a estas acciones, estimamos que las emisiones de la programación del mercado diario están sesgadas a la baja entre +0,00391 y + 0,0145 tn de CO2 por cada MWh adicional de eólica o fotovoltaica programada”, explican los autores de la investigación.
Recomendaciones regulatorias
También se recogen algunas recomendaciones regulatorias para reducir las emisiones; algunas relacionadas con el diseño del mercado diario, otras relacionadas con la propia operación del sistema eléctrico y de los generadores, y otras relacionadas con el establecimiento de incentivos de ubicación para los nuevos proyectos renovables.
En España, REE ha propuesto instalar nuevos compensadores síncronos estáticos (STATCOM) durante el periodo 2021-2026 con un coste de inversión de más de 100 millones de euros y un coste operativo anual de más de dos millones, financiado directamente por las tarifas eléctricas. «Sin embargo, este enfoque implicaría que los problemas de tensión son tratados en su totalidad por el TSO y los costes se trasladan a los consumidores», explican los científicos.
Otra de las propuestas incluye introducir servicios auxiliares específicos. «Por ejemplo, se pueden organizar subastas para adquirir control de tensión en los lugares específicos de la red donde se necesiten». También mediante subastas podrían competir diferentes recursos libres de emisiones que pueden resolver problemas de tensión locales: STATCOMs (desvinculados del TSO), nuevas centrales renovables, plantas renovables más antiguas que se modernicen para implementar esta participación activa en el control de tensión, o condensadores síncronos formados por los dispositivos generadores de las centrales contaminantes eliminadas.
Una nueva recomendación a la hora de evaluar las futuras ubicaciones para el despliegue renovable es que no solo se estudien los posibles límites térmicos (abordados a través de zonas de licitación más pequeñas o precios nodales), sino también las repercusiones más amplias sobre las necesidades operativas de la zona en cuestión. En el marco regulador, existen dos mecanismos principales para ofrecer estos incentivos adicionales de ubicación a los inversores: en primer lugar, aplicando tarifas diferenciadas por regiones, como se hace actualmente en el Reino Unido; o, en segundo lugar, estableciendo incentivos de ubicación en las subastas.
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