En este proceso hay que redefinir y reconocer los nuevos conceptos y servicios que esta transformación está requiriendo como elementos distintos, pero fundamentales, a los que tradicionalmente engloban los mercados que constan solamente de oferta y demanda de energía, en los que estos servicios estaban intrínsecamente aportados por las tecnologías de producción que marcaban la tendencia a futuro de la nueva generación que entraba el sistema, es decir, los ciclos combinados de gas.
Se trata de identificar y evaluar aquello que aporta cada tecnología de generación (no es lo mismo la flexibilidad de una central nuclear que una central hidráulica o la capacidad de una planta fotovoltaica que la de un ciclo combinado de gas) en la cobertura de estos servicios. También de definir el marco regulatorio para las diferentes tipologías de sistema de almacenamiento (batería, bombeo hidráulico y otros) conforme a las características técnicas de cada uno de ellos y los servicios específicos para la participación de la demanda, que serán claves para alcanzar tanto los objetivos marcados por Europa, como los autoimpuestos por España.
Un impulso al largo plazo a través de PPAs
Otro de los retos que se presenta vinculado al crecimiento de las modalidades de contratación es el impulso de la liquidez y la profundidad de las transacciones a largo plazo. Escenarios de mayor volatilidad en la formación del mercado diario introducen incertidumbres para compradores y vendedores que buscan una estabilidad de ingresos (generadores) y costes (consumidores y comercializadores) de la energía.
El mercado de nuevos instrumentos de contratación a largo plazoa través de PPAs (Power Purchase Agreement), ha mostrado un mayor dinamismo en España que en otros países europeos. Por ello, deben seguir fomentándose desde la regulación mecanismos que incrementen estos volúmenes de contratación a plazocomo los creados en el contexto del estatuto de los consumidores electrointensivos, a la vez que se promueva el aumento de la liquidez en éstos a través de los mercados organizados, como OMIP.
Las inversiones en redes eléctricas serán clave
Por último, pero no menos importante, sino todo lo contrario, se encuentran las redes. Sobre la previsión de inversión de en torno a 300.000 millones de euros que contempla el PNIEC, se espera que el 18% sea destinada al desarrollo y mejora de las redesconsideradas como elementos clave para el avance efectivo de la transición energética. Así, la Comisión Europea ya se hace eco en su propuesta de reforma del mercado de que las inversiones en redes eléctricas serán clave para “aumentar la eficiencia energéticafavorecer la integración de mercados y la seguridad de suministro, apoyar los servicios de flexibilidad, optimizar la red existente y facilitar la innovación en interés del consumidor”. También la AIE estima que se debe duplicar la inversión global actual en redes de los 300.000 millones de euros anuales a 600.000 millones de euros.
Los reguladores enfrentan el reto de revisar y adaptar aspectos básicosno solo de la regulación del mercado, sino también del marco retributivo de las actividades de transporte y distribución para que se produzcan estas inversiones en un contexto de mayor penetración de renovablesen gran medida como generación distribuida y con una participación más activa del consumidor en el mercado de electricidad, el cual impone nuevas necesidades a los gestores de red (gestión de la bidireccionalidad de los flujos de energía, digitalización, necesidades del autoconsumo, etc.).