La transición a un sistema energético bajo en carbono empieza por el sector eléctrico. A escala mundial, se espera que la eólica y la solar desempeñen un papel cada vez más importante.
En China, un sistema con un elevado porcentaje de energía renovable variable se conoce como «sistema eléctrico de nuevo tipo». La variabilidad de las energías renovables plantea nuevos retos, el principal de los cuales es mantener la fiabilidad del sistema al tiempo que se controlan los costes.
El 10 de noviembre, China introdujo un sistema por el que las centrales eléctricas de carbón reciben un pago fijo en función de su capacidad, en lugar de cobrar sólo por la electricidad que generan. Este «mecanismo de pago por capacidad de carbón» pretende en parte ayudar al sector del carbón en su transición hacia el suministro de apoyo a las energías renovables variables, en lugar de ser la principal fuente de electricidad. Aunque se pretende reforzar la seguridad energética, el nuevo diseño presenta inconvenientes que podrían traducirse en costes más elevados o en una transición más lenta hacia las energías renovables.
¿Qué diferencia a la transición energética china?
Aunque los retos a los que se enfrenta China en su transición a nuevas fuentes de energía se parecen en muchos aspectos a los de otros países, su situación sigue siendo única. Se diferencia de los países europeos que están más avanzados en la transición hacia energías limpias en tres aspectos principales.
En primer lugar, China sigue experimentando un rápido aumento de la demanda de electricidad, impulsado no sólo por el crecimiento económico, sino también por el cambio climático. Los picos de demanda de electricidad durante las olas de calor contribuyeron a los apagones de 2022, sobre todo porque coincidieron con un periodo de sequía que limitó la producción hidroeléctrica.
En segundo lugar, la mayoría de las regiones de China dependen del carbón para la mayor parte del suministro eléctrico, y carecen de una fuente de gas de bajo coste que pueda apoyar la generación variable de energía eólica y solar. Incluso después de modernizarlas, las centrales de carbón son menos flexibles que las de gas, y su funcionamiento flexible conlleva costes adicionales.
En tercer lugar, el diseño de los mercados energéticos del país da prioridad a los contratos eléctricos a medio y largo plazo e inhibe el comercio flexible de electricidad basado en las señales del mercado a corto plazo. En concreto, la inflexibilidad del comercio de electricidad entre provincias las empuja a fijar más capacidad de generación a nivel local en lugar de depender de las reservas regionales. Como han escrito expertos de la Energy Foundation China, desbloquear la flexibilidad a corto plazo a través de los mercados al contado y el comercio regional puede ayudar a China en su transición hacia una energía limpia a menor coste.
En la actualidad, sin embargo, la transición a las energías renovables se está acelerando, mientras que la adopción de mercados flexibles y el comercio interprovincial avanza a un ritmo más pausado. Al mismo tiempo, las provincias se han apresurado a añadir nueva capacidad de carbón para reforzar el suministro interno de electricidad. Esto significa que esas centrales se utilizarán a niveles inferiores a los que normalmente serían necesarios para recuperar sus costes. Dados los topes de los precios mayoristas de la electricidad -fijados en 2021 por el Gobierno central en un 20% por encima de un precio de referencia de la electricidad generada con carbón-, la baja utilización implica generalmente pérdidas financieras para las centrales de carbón. Estas pérdidas podrían acabar provocando problemas financieros a las empresas eléctricas estatales y a los bancos que apoyan estas inversiones.
Por ello, los pagos por capacidad de carbón se consideran una solución de primera elección al problema de las pérdidas financieras de las centrales de carbón.
¿Qué hace el nuevo mecanismo?
La notificación de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (CNDR) sobre el establecimiento del mecanismo de pago por capacidad contiene los siguientes puntos principales:
Las centrales de carbón de la mayoría de las provincias recibirán un pago mensual de 100 yuanes por kilovatio (y/kW) de su capacidad. Mientras que las de siete provincias con mayor proporción de energía baja en carbono recibirán 165 y/kW. Se trata de Henan, Hunan, Chongqing, Sichuan, Qinghai, Yunnan y Guangxi. (Las dos tasas representan el 30% y el 50% de 330 y/kW, que la NDRC ha determinado como los costes fijos totales medios de una central de carbón).
Las centrales de carbón que no cumplan las normas nacionales de flexibilidad, eficiencia o comportamiento medioambiental no podrán optar a los pagos.
Los pagos se reducirán si las centrales de carbón no pueden funcionar al máximo de su capacidad cuando se elija su energía para el despacho. La penalización será del 10% en el primer caso, del 50% en el tercero y del 100% en el cuarto. Si una central es penalizada hasta el 100% en tres meses cualesquiera de un año natural, dejará de tener derecho a los pagos.
La política se aplica a todas las provincias excepto a las que ya cuentan con un mecanismo de capacidad, entre las que actualmente sólo se encuentra Shandong. En 2020, la provincia instituyó un pago fijo por kilovatio-hora a las centrales de carbón, que describe como pago por capacidad. El pago por capacidad nacional se parece al de Shandong en que se aplica sólo a las centrales de carbón y se fija administrativamente. Se diferencia en que se basa en la capacidad y no en la electricidad generada.
Riesgos de la política
Hasta la fecha, el mecanismo nacional de pago por capacidad se limita a las centrales eléctricas de carbón, y su objetivo es resolver el problema percibido de las pérdidas financieras de dichas centrales. Es probable que la urgencia especial de abordar la cuestión esté relacionada con la presión para garantizar que los mandatos provinciales de añadir más carbón para garantizar la seguridad energética no empeoren la posición financiera de los principales actores del sector eléctrico. Se ha debatido poco sobre los mercados de capacidad «tecnológicamente neutros» que no discriminan en función de la tecnología de generación, es decir, mercados que dan cabida al almacenamiento de energía, la respuesta a la demanda o las energías renovables combinadas con almacenamiento.
¿Qué son los mercados de capacidad y la respuesta a la demanda?
Del mismo modo, no existen mecanismos de capacidad que incluyan el pago por rendimiento, es decir, que valoren más las tecnologías de respuesta rápida, como las baterías, que las de respuesta lenta, como las centrales de carbón. Estas prácticas se han probado con éxito en Europa y Norteamérica, abriendo los mercados de capacidad a tecnologías más limpias y reduciendo los costes.
La justificación para excluir otras tecnologías de los pagos por capacidad es la simplicidad. Yu Hongguang, de Guotai Junan Securities, un banco de inversión con sede en Shanghai, describió en un artículo publicado en marzo el razonamiento que subyace tras un pago único y fijo al carbón, frente a un enfoque basado en el mercado o tecnológicamente neutro:
[En primer lugar,] el mecanismo de compensación de capacidad es sencillo y fácil de aplicar en la práctica y puede adoptarse rápidamente en el actual sistema de mercado energético chino. [En segundo lugar,] el precio de compensación de capacidad es relativamente fijo, no causará grandes fluctuaciones en los precios minoristas de la electricidad, y la intervención de los organismos reguladores también puede garantizar que los costes de la electricidad de los usuarios se sitúen dentro del rango que la sociedad puede permitirse.
La política se aplica a todas las provincias excepto a las que ya cuentan con un mecanismo de capacidad, entre las que actualmente sólo se encuentra Shandong
En particular, el plan de un mecanismo de compensación de la capacidad basado exclusivamente en el carbón difiere de la formulación del documento de 2022 de la CNDR, en el que se pedía un proyecto de mercado eléctrico nacional para 2025. Ese documento parecía prever un diseño más flexible y orientado al mercado para dicho mecanismo:
Establecer un mecanismo de recuperación de costes para la capacidad de generación de energía basado en las condiciones locales. Orientar a las distintas regiones para que establezcan un mecanismo de recuperación de costes de la capacidad de generación de energía orientado al mercado y basado en las condiciones reales, y explorar distintos métodos, como mecanismos de compensación de la capacidad, mercados de capacidad y precios de escasez de electricidad, para garantizar la recuperación de los costes fijos de las fuentes de energía y la seguridad del suministro eléctrico a largo plazo.
Este lenguaje parecía implicar que los responsables políticos de entonces consideraban que los pagos por capacidad formaban parte de un sistema más amplio, que trabajaba junto con los mercados para promover la seguridad energética y, al mismo tiempo, responder a «condiciones reales» como el exceso o la falta de capacidad. China ha experimentado ambas situaciones en la última década, y a menudo ha luchado con problemas de exceso de capacidad en el sector del carbón específicamente.
Historias positivas y cautelosas del extranjero
Los mercados de capacidad y los pagos son un tema candente no sólo en China, sino en todo el mundo. La mayoría de las regiones que los han adoptado se han esforzado por garantizar que incluyan una variedad de tecnologías y se adapten estrictamente para mantener los costes bajos y evitar la sobreinversión en capacidad.
No obstante, los pagos por capacidad en Europa y Norteamérica han encontrado frecuentes problemas y críticas. Como ha señalado el grupo de reflexión Regulatory Assistance Project, estos pagos corren el riesgo de una sobreinversión sistemática en capacidad a expensas de otras soluciones de fiabilidad. Esto se ha visto en el caso de cuatro organizaciones regionales de transmisión de EE.UU. que han adoptado algún tipo de pago por capacidad, todas las cuales han experimentado un exceso de capacidad superior a los objetivos de planificación.
Al mismo tiempo, en varios casos se ha considerado que los pagos por capacidad basados en el mercado impulsan la transición energética. Esto es especialmente cierto en la promoción de la respuesta a la demanda y la agregación de recursos más pequeños, que pueden ofrecer servicios de fiabilidad a un coste menor que la generación convencional. En la interconexión PJM, una organización regional de transmisión que da servicio a varios estados del Medio Oeste estadounidense, la respuesta a la demanda ha participado en subastas de capacidad junto con otras formas de capacidad durante casi una década, aportando normalmente unos 9.000 megavatios de capacidad. Por lo general, esto ha dado lugar a precios más bajos para la capacidad que si el mercado se hubiera basado únicamente en la generación.
Una política que ha fomentado la apertura tecnológica en EE.UU. son las normas nacionales que exigen que los mercados de capacidad reconozcan y ofrezcan una compensación adicional a las centrales eléctricas por las tecnologías que pueden responder más rápidamente cuando el sistema necesita respaldo. Estas normas de pago por rendimiento se introdujeron en 2011 y han fomentado la adopción de normas sobre capacidad y servicios auxiliares que benefician a las tecnologías más flexibles.
La tecnología de almacenamiento de energía también se ha beneficiado de diseños de mercado que conceden pagos por capacidad basados en una combinación de precio y rendimiento. Por ejemplo, en el Reino Unido, los proyectos de almacenamiento de energía en baterías han ganado recientemente alrededor del 10% de las subastas anuales de capacidad. Estos pagos no sólo fomentarán la inversión en este sector, sino que también ayudarán a los planificadores y responsables políticos a prever la necesidad futura de mantener en línea la generación convencional.
Un tercer factor de diseño político es garantizar que los pagos por capacidad sean limitados para satisfacer la necesidad real de capacidad. Por lo general, las subastas del mercado de capacidad tienen lugar uno o dos años antes de que se vaya a suministrar la capacidad. En varias regiones, los mercados de capacidad sólo cubren los periodos del año en los que la fiabilidad está más amenazada. En el Reino Unido, por ejemplo, las subastas cubren los meses de invierno. Cuando PJM Interconnection acortó el plazo entre las subastas y el momento en que se suministra la capacidad, el resultado fue una previsión más precisa de la demanda y un menor coste.
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Por este motivo, la actual normativa de la UE sobre mercados de capacidad exige que tales regímenes se adopten solo con carácter temporal, cuando un proceso abierto haya detectado una probabilidad concreta de insuficiencia. Este requisito se asemeja a la reserva de capacidad creada por Alemania en 2016, que dio lugar a que varias centrales eléctricas de carbón recibieran pagos para entrar en un estado de suspensión de actividad, a partir del cual solo se reactivarían si fuera absolutamente necesario. Este sistema evita que los pagos por capacidad distorsionen los precios al contado en el mercado de la electricidad. La crisis energética que siguió a la invasión rusa de Ucrania hizo necesaria la activación de esta reserva. (Sin embargo, el uso de energía de carbón en Alemania sigue estando muy por debajo del nivel de años anteriores, y el país sigue en vías de eliminar progresivamente el carbón para 2030).
La mayoría de las regiones que los han adoptado se han esforzado por garantizar que incluyan una variedad de tecnologías y se adapten estrictamente para mantener los costes bajos y evitar la sobreinversión en capacidad
Como muestran los ejemplos anteriores, los diseños de los pagos por capacidad en EE.UU. y Europa están específicamente diseñados para reducir el coste y, en varios casos, para promover tecnologías avanzadas con bajas emisiones de carbono. La reducción de costes también es importante en China: un exceso de inversión en energía de carbón podría generar sobrecostes de entre 1,9 y 3,98 billones de yuanes, según estimaciones de académicos de la Universidad Renmin.
Cuando se anunció el nuevo mecanismo de pago por capacidad de carbón, los funcionarios de la NDRC y la Administración Nacional de Energía expresaron la opinión de que los costes adicionales de los pagos a los generadores de carbón no aumentarían los precios minoristas de la electricidad, porque se compensarían con los precios más bajos pagados a otras fuentes de generación. Es cierto que los costes de las energías renovables han disminuido con el tiempo. Sin embargo, no está claro si la reducción de los pagos basados en el mercado a los generadores renovables para pagar una subvención fijada administrativamente a las centrales de carbón distorsionará o no las señales de inversión e incentivará aún más la construcción de capacidad de carbón en regiones que ya están suficientemente abastecidas. En última instancia, el exceso de inversión en carbón tendrá que ser pagado por la sociedad, ya sea a través de los precios de la electricidad o del sistema financiero.
Un camino a seguir
En las semanas siguientes a la publicación de la nueva política de pago por capacidad, ha habido algunos signos de apertura a otros diseños más respetuosos con el clima. Por ejemplo, Shandong ha anunciado que el almacenamiento de energía podrá optar a los pagos por capacidad. En China, la política nacional suele reflejar una combinación de buenas prácticas ya en marcha a nivel provincial. Estos proyectos piloto pueden contribuir a un enfoque más neutral desde el punto de vista tecnológico. Y a medida que los proyectos piloto del mercado al contado adquieren experiencia y el país avanza hacia un diseño del mercado energético nacional para 2025, sigue existiendo la posibilidad de introducir componentes orientados al mercado en el diseño de los pagos por capacidad. Estas medidas son importantes para garantizar que la transición hacia una energía baja en carbono siga su curso y que los esfuerzos por reforzar la seguridad energética no supongan costes económicos inaceptables para la sociedad.
Nota: El artículo fue publicado originalmente en inglés en China Dialogue. La reproducción del mismo en español se realiza con la debida autorización. Link al artículo original:https://chinadialogue.net/en/energy/chinas-new-capacity-payment-risks-locking-in-coal/
Investigador principal del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.
