Algunas reflexiones sobre los mercados de capacidad

Estos días, por distintas razones, he tenido que darle unas cuantas vueltas al diseño de los mercados de capacidad, y afortunadamente he tenido la suerte de contar con la colaboración de verdaderos expertos del IIT: Ignacio Pérez Arriaga, Pablo Rodilla y Paolo Mastropietro, que me han ilustrado sobre el tema con paciencia y dedicación. Para ellos mi agradecimiento, aunque por supuesto toda la responsabilidad de errores y omisiones en esta entrada es mía.

El sector eléctrico del futuro será, muy posiblemente, uno con una elevada penetración de energías renovables variables como la fotovoltaica y la eólica. Esto evidentemente plantea muchas preguntas sobre si los mercados eléctricos actuales serán capaces, por un lado, de garantizar la viabilidad económica de estas tecnologías, dado su impacto depresor de los precios (que van asociados a sus costes variables muy bajos), e incluso su efecto caníbal (el hecho de que, a mayor penetración de renovables, menor es el precio que estas perciben); y por otro lado, sobre las necesidades de flexibilidad y firmeza del sistema, que deben aumentar.

Esto, en mi opinión, hace que la discusión sobre la validez de los mercados energy-only para dar señales de inversión apropiadas se vea más todavía clara: difícilmente un mercado de este tipo, y menos aún si hay limitaciones a los precios máximos, será capaz de promover inversión, ni de potencia firme ni de flexibilidad. Y menos aún potencia renovable, ya que, precisamente cuando pudieran aparecer los precios de escasez que permitieran a las distintas tecnologías recuperar sus costes fijos, tal como dice la teoría marginalista, sería cuando las renovables no estarían produciendo. Así que, aunque las tecnologías despachables de respaldo pudieran, las que constituyen la mayoría del parque no podrían recuperar estos costes fijos, incluso aunque fueran más baratas que el resto. ¿Qué hacer, pues? Creo que existen distintas opciones, algunas muy equivalentes.

Pero primero, una aclaración: esta no es una situación nueva realmente. Hay sistemas que ya cuentan con una penetración muy elevada de energías renovables o de nuclear (también con costes variables muy bajos, y con poca flexibilidad): Colombia, Brasil, Francia, Suecia…Y estos sistemas funcionan sin problemas, en parte porque algunas de las soluciones que comento después ya se han aplicado ahí (véase el artículo seminal de Vázquez, Rivier y Pérez-Arriaga). Precisamente de eso se puede aprender ahora que la situación se generaliza a muchos otros sistemas.

Comenzando con las opciones: Una primera sería no hacer nada, y esperar a que los consumidores se den cuenta de la situación de falta de inversión, de los riesgos que les supone, y comiencen a realizar contratos a largo plazo en los que se retribuya la inversión. Nada impide esto ahora mismo. Pero los contratos no se firman. ¿Por qué? Seguramente porque, en sistemas como el español, todos los consumidores piensan que ya vendrá el gobierno a sacarles las castañas del fuego, así que, para qué meterse en líos. La información asimétrica, o aversión al riesgo asimétrica también, son también factores que pueden explicar esta baja contratación a largo plazo.

Parece pues que hay que obligar de alguna forma a realizar esta inversión a largo plazo. Esto se puede hacer de tres formas: mediante una señal de precios, o mediante una señal de volumen. En este último caso, la señal puede ser centralizada o descentralizada.

La señal de precios es el famoso “pago por capacidad”. El problema, evidentemente, como en cualquier instrumento de precio, es cómo determinar el precio correcto, y luego cómo irlo haciendo evolucionar según cambie la tecnología. Además, como en todos estos sistemas, lo normal será sobreestimarlo (y por tanto el coste para el consumidor), porque, si lo fijamos demasiado bajo no habrá inversión. Parece que hay muchas más ventajas en un sistema en que el precio lo revele el mercado.

Y el mercado lo puede revelar de dos formas: o bien de forma descentralizada, obligando a todos los consumidores (a través de las comercializadoras) a contratar potencia firme y flexible a largo plazo; o bien de forma centralizada, asignando esta responsabilidad al operador del sistema (OS). En cualquiera de los dos casos, lo interesante es el diseño correcto de los productos de fiabilidad, y de la forma de adquirirlos. Y este diseño debe considerar no sólo la necesidad de potencia firme, sino también la necesidad de flexibilidad del sistema. Y esto se puede, y se debe, hacer simultáneamente.

Asi, el OS puede convocar una subasta de capacidad para asegurar la presencia de esta potencia en los momentos críticos del sistema. Imaginemos que esta potencia será requerida 100 h al año. Aunque es cierto que esta capacidad puede ser ofrecida tanto por la generación como por la demanda, supongamos por el momento que sólo la generación puede ofrecerla.

Esta subasta sería ganada por la tecnología con menores costes de inversión, en el caso de requerirse potencia adicional, o por la tecnología con menores costes fijos de O&M, en el caso de potencia ya instalada, siempre teniendo en cuenta su capacidad de recuperar al menos su coste variable, o incluso una parte de su coste fijo, en el mercado.

Bajo las condiciones tecnológicas actuales, esto correspondería o con ciclos abiertos de gas natural, o con ciclos combinados. Estas tecnologías además son muy flexibles, y por tanto pueden participar también en los mercados de ajuste, dotando al sistema de la flexibilidad necesaria de corto plazo (tanto desvíos como reserva).

Ahora bien, imaginemos que se desarrollan otras tecnologías con costes de inversión menores, o que hay otras tecnologías instaladas con menores costes fijos de O&M, o con mayor facilidad para recuperar parte de su coste fijo en el mercado, pero que no son tan flexibles, o que no lo son en absoluto. Un ejemplo es la nuclear. ¿Qué sucedería si fuera esta tecnología la más competitiva en la subasta de capacidad? En este caso, la nuclear daría potencia firme, pero no flexibilidad, y por tanto quizá, en la práctica, su potencia firme no sería útil, al no estar necesariamente presente en los momentos críticos del sistema, y al no poder participar en los mercados de flexibilidad. Lo mismo de hecho podría suceder con el carbón, si el tiempo de respuesta requerido para responder a las necesidades del sistema es muy pequeño ¿Qué hacer en esta situación?

Una opción sería confiar en que las tecnologías flexibles pudieran recuperar su coste en los mercados de ajuste. Pero, si esto fuera así, entonces quizá no fuera necesario el contar con un mercado de capacidad…y además los mercados de ajuste no están necesariamente para incentivar capacidad firme, sino para precisamente incentivar flexibilidad. Y la flexibilidad por sí misma puede no ser suficiente para asegurar la inversión en potencia firme.

Además, hay que subrayar que un mecanismo de capacidad no sólo debe garantizar potencia firme o margen de reserva, sino todos aquellos servicios de confiabilidad del sistema que no sea capaz de proveer el mercado energy-only.

Por lo tanto, parece que lo más conveniente es incluir dentro de la subasta de capacidad la necesidad de contar con distintos servicios de confiabilidad del sistema (desde potencia firme hasta reserva primaria). A este respecto hay que considerar dos cuestiones:

Primero, cómo determinar el volumen requerido de cada uno de los servicios de confiabilidad. Para ello sería necesario, mediante simulaciones, evaluar las condiciones de escasez a las que se enfrentará el sistema futuro, en los distintos plazos de actuación, en función de las tecnologías con las que se pueda contar. Por ejemplo, la distinta disponibilidad de energía hidráulica en los sistemas, o la participación de energías renovables, condicionará estas posibilidades de escasez y su plazo de resolución.

Segundo, cómo introducir la demanda de estos servicios en el mecanismo de capacidad.Una posibilidad para ello es incluir, dentro de la subasta de capacidad, un requisito previamente fijado de flexibilidad, para asegurar que la potencia firme que gane en la subasta pueda participar en los mercados de ajuste. El inconveniente de esto es que está mezclando los dos (o más) mercados, y distorsionándolos al transferir señales económicas de uno a otro. De alguna forma, esta solución prejuzga el resultado de la subasta, impidiendo que sea el mercado el que proporcione, a través del resultado de la subasta, la respuesta más eficiente a los distintos problemas de escasez. Por ello, no garantiza la elección de la solución más eficiente al problema de garantía de suministro ni en los mercados de ajuste.

Parece más conveniente, para aprovechar la eficiencia y la ganancia de información que proporciona la subasta, sencillamente realizar una subasta simultánea, pero diferenciada, de los distintos servicios de confiabilidad requeridos por el sistema. Así las distintas tecnologías, en función de sus características, podrán pujar por los distintos productos, logrando cubrir varios de forma simultánea. Así, podría suceder que la nuclear fuera la más competitiva en el producto de fiabilidad de largo plazo (margen de reserva), pero por ejemplo el ciclo combinado, al combinar su capacidad de dar tanto margen de reserva y servicios de ajuste, fuera la ganadora en términos globales de la subasta. En cualquier caso, este tipo de subasta garantizaría que los servicios necesarios para el sistema se proporcionan al mínimo coste.

Finalmente, hay que subrayar que para que este resultado eficiente se produzca, la disponibilidad de la potencia ganadora en la subasta debe producirse en los momentos verdaderamente críticos del sistema, y no necesariamente en unos momentos prefijados de antemano. Si la subasta se plantea en términos de garantizar potencia firme en momentos determinados, reglamentariamente predefinidos, y previamente conocidos, entonces no hay incentivo a la flexibilidad, por lo que podría suceder que fuera una energía firme pero no flexible la que ganara la subasta, dejando pues al sistema sin potencia flexible. En cambio, si, en lugar de la presencia en estos momentos previamente definidos, lo que se retribuye es la presencia en los momentos verdaderamente críticos, inciertos por definición, como hace un sistema como las “reliability options” propuestas por Vázquez et al (tanto en el caso de que se use un strike price o unas condiciones objetivas de escasez definidas por el OS), entonces sí estamos realmente solucionando el problema de garantía de suministro. Con un sistema como este, y definiendo adecuadamente los distintos productos de confiabilidad necesarios, tal como se ha indicado anteriormente, ya no hay que incorporar un requisito de flexibilidad en la subasta: cada generador evaluará su probabilidad de estar o no disponible en los momentos críticos, de acuerdo con el tiempo de respuesta requerido para cada producto (en función de su flexibilidad de operación), y, considerando la penalización por no estar disponible, pujará en la subasta. En estas condiciones, sería muy difícil que una tecnología inflexible como la nuclear pudiera resultar ganadora. Pero, si lo hiciera, sería lo económicamente eficiente, incluso aunque implicara un patrón de arranques y paradas distinto al de otras tecnologías, con lo cual la garantía de suministro tampoco se vería comprometida.

Por supuesto, hay más detalles a considerar en el caso de las “reliability options”, como el precio que se utiliza para activar la opción (que debería depender del servicio del que se trate, por ejemplo para el margen de reserva sería el precio del diario, y para los ajustes el precio del mercado de desvíos o de la reserva secundaria). Pero eso creo que excede ya el nivel de detalle requerido, y además esta entrada ya se ha hecho demasiado larga…

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2 comentarios en “Algunas reflexiones sobre los mercados de capacidad

  1. Pingback: El informe de la Comisión de Expertos (II) | Economics for Energy Blog

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