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en mi opinión (continuación de la pág. 117)
negativos por hora tanto en 2017 como
en 2018. Los precios negativos pueden
deberse a diferentes circunstancias. En
el pasado, estos casos eran bastante aislados y se debían principalmente a la
limitada flexibilidad, en términos técnicos y económicos, de algunos generadores convencionales. Era más barato
producir a precios negativos que apagar
las unidades generadoras durante una
o unas pocas horas. Más recientemente, los precios negativos también han
sido el resultado de planes de apoyo a
las energías renovables mal diseñados.
Algunos de esos planes han proporcionado ingresos suplementarios, mediante
primas de alimentación, a las centrales
de generación basadas en energía renovable, incluso en tiempos de precios negativos. Esto significa que se incentiva
la generación en esas centrales incluso
cuando hay un exceso de producción en
el sistema, al menos mientras el componente de ingresos suplementarios compense el precio negativo.
Por lo tanto, parece urgente que el
diseño de las primas de alimentación y
otros planes similares excluya el apoyo
cuando el mercado señala un exceso de
oferta mediante precios negativos. Se
trata de una medida que no se puede rechazar, aunque en el futuro la aparición
de precios negativos podría ser menos
frecuente. De hecho, como se indica en
la sección anterior, una demanda más
flexible de instalaciones de almacenamiento de energía y de conversión de
la energía en gas natural será especialmente conveniente para absorber el exceso de generación cuando los precios
alcancen niveles muy bajos. Así pues,
la flexibilidad de la demanda podría
impedir que los precios caigan en territorio negativo. Lo mismo se aplica a la
carga de vehículos eléctricos.
Incluso sin precios negativos y con
una distribución de precios menos binomial, es probable que el nivel general de los ingresos procedentes de la
generación convencional (de reserva)
no sea suficiente para cubrir los costos
fijos. A mediano plazo, esto podría dar
lugar a una reducción de la capacidad
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convencional (a corto plazo, los costos
fijos están, en su mayoría, hundidos), lo
que afectaría negativamente a la adecuación del sistema. Las implicaciones
políticas exactas de esta posible tendencia han sido fuente de mucho debate a lo largo de los años.
Un punto de vista en este debate
es que los mercados exclusivamente
energéticos seguirán proporcionando
suficientes señales de precios e ingresos para fomentar las inversiones en
capacidad de generación. Esta posición
tiene mucho mérito y, de hecho, es la
configuración de la mayoría de los demás mercados (de productos básicos y
servicios), aunque las especificidades
del funcionamiento del sistema eléctrico, con su necesidad de equilibrio
instantáneo y sus posibilidades de almacenamiento aún limitadas, podrían
exacerbar sus consecuencias en el sector de la electricidad. La escasez de
capacidad será señalada por frecuentes
picos en el precio de la electricidad,
posiblemente al VOLL. Esto incitará,
al corto plazo, la respuesta a la demanda y otras formas de flexibilidad de la
demanda; a precios iguales al VOLL,
los consumidores deberían mostrarse,
por definición, indiferentes al consumo o no consumo. A largo plazo, unos
precios altos más frecuentes atraerían
la capacidad adicional necesaria en el
mercado. La Comisión Europea se ha
inclinado hacia esta visión del mercado de electricidad. Sin embargo, como
se acaba de indicar, este punto de vista
implica que los precios ocasionalmente, y posiblemente con mayor frecuencia, alcancen el VOLL (del orden de
varios miles de euros por megavatio
hora, o varios euros por kilovatio hora).
En principio, no hay nada malo en ello,
excepto que este tipo de dinámica de
precios podría ser social y políticamente inaceptable.

Mecanismos de
remuneración de la
capacidad
En consecuencia, incluso la Comisión
Europea reconoce la necesidad, en al-

gunas circunstancias específicas y sobre todo como medida transitoria, del
despliegue de mecanismos de remuneración de la capacidad (CRM, por sus
siglas en inglés). La reestructuración
de la Normativa de Electricidad [Normativa (UE) 2019/943], como parte del
paquete de Energía Limpia para Todos
los Europeos, ha establecido normas
estrictas en este sentido. En particular,
los CRM solo pueden introducirse para
abordar problemas de adecuación residual que no pueden resolverse con las
medidas que los Estados miembro deben introducir para eliminar cualquier
distorsión normativa. Entre los diferentes CRM disponibles, la legislación favorece el uso de la reserva estratégica.
Se espera que las preocupaciones sobre la adecuación residual sean
temporales. Por lo tanto, una buena
característica de los CRM es la autorregulación, en el sentido de que pueden proporcionar el estímulo adicional
necesario cuando surgen problemas de
adecuación, pero se " retiran " automáticamente cuando esos problemas desaparecen. Entre los CRM propuestos o
en curso de aplicación, el que se basa
en las opciones de confiabilidad, entre
otros, parece tener esas características.
Las opciones de confiabilidad, utilizadas como una forma de abordar la adecuación de las fuentes a largo plazo,
fueron propuestas por primera vez por
Pérez-Arriaga en 1999. Como sugiere
el nombre opciones de confiabilidad,
se trata de contratos de opciones que
requieren que los generadores y otros
proveedores de adecuación paguen al
titular del contrato, a cambio de una
cuota fija y en cualquier unidad de
tiempo de mercado, cualquier diferencia positiva entre el precio de mercado
de equilibrio (p) y un precio de ejercicio predefinido (s). Con ello, estos
contratos tienen por objeto incentivar a
los generadores y otros proveedores de
adecuación para que estén disponibles
cuando el precio de mercado sea alto
(por encima del precio de ejercicio), lo
que indica el endurecimiento de la relación entre la demanda y la oferta, ya
enero/febrero 2021

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