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justificación para intervenir en el mercado, imponiendo a
la demanda la obligación de contratar una garantía a largo
plazo o comprar tal garantía en su nombre. Estas " soluciones " normativas incluyen no solo los llamados mecanismos
de capacidad (CRM por sus siglas en inglés, nombre comúnmente aceptado en el contexto de la UE) sino también otros
mecanismos a largo plazo diseñados de forma centralizada,
como los mecanismos de apoyo de las FER desarrollados en
todo el mundo, las licitaciones de contratos para el suministro de energía implementadas en América del Sur, el contrato de Hinkley Point C firmado por el gobierno británico
o el mandato de almacenamiento de California (mencionado
anteriormente).

en los siguientes segmentos de mercado; en este caso, los
precios han estado libremente por sobre los € 10,000/MWh
una buena cantidad de veces). En los mercados diarios de
energía de otros continentes, se han estructurado precios
altos máximos, como el Consejo Confiabilidad Eléctrica de
Texas en los Estados Unidos, en que el precio máximo es
de US$ 9,000/MWh, o el Mercado Nacional de Electricidad
en el sureste de Australia, donde es de AUD$ 14,500/MWh
(aproximadamente US$ 10,000/MWh). Esto no significa que
el problema de la pérdida de dinero no siga siendo una preocupación, pero como discutimos más adelante, está lejos
de ser una de las razones principales para que el mercado a
corto plazo no logre atraer inversiones suficientes.

Los límites de precios y el problema de la
pérdida de dinero

La voluntad política y las inversiones

Ell principal argumento teórico que originalmente justificaba la necesidad de diseñar mecanismos de capacidad
(pagos/mercados) era que la existencia de límites de precios
y otras actividades ajenas al mercado mencionadas anteriormente generaban el muy conocido " problema de la pérdida
de dinero " . En condiciones de escasez, el precio de mercado debería ser igual al precio que está dispuesta a pagar
la demanda para que no se vea interrumpida. De acuerdo
con su formulación original, el problema surge cuando las
inversiones hechas con la expectativa de beneficiarse de los
precios altos cuando el sistema está controlado en realidad
no pueden recibir dicho ingreso porque el regulador decide
establecer un límite de precio máximo.
Aunque el problema de la pérdida de dinero no ha dejado
de ser señalado como factor clave para la necesidad de implementar un CRM, la experiencia no parece probar que realmente ha sido decisivo. De hecho el mayor periodo de inversión en generación de electricidad fue a fines de la década
de 1990 y principios de la década de 2000, justo cuando los
precios máximos definidos de manera administrativa eran
mucho más restrictivos. Por ejemplo, pese a la existencia
de límites de precios, de acuerdo con los datos proporcionados por el Departamento de Energía y Cambio Climático
en 2005 (Compendio de Estadísticas de Energía del Reino
Unido), la capacidad instalada en 1993, dos años después de
que comenzara el mercado, era de casi 65 GW, y 10 años más
tarde ascendió a 75 GW (en ese periodo se instalaron alrededor de 25 GW de nuevas CCGT). En otro ejemplo, fenómenos similares tuvieron lugar en España e Italia después
de que se implementara el mercado a fines de la década de
1990. Ocurrió algo similar en Texas (con un límite de precio
de US$ 1,000/MWh), en que el margen de reserva aumentó
durante la primera década de funcionamiento del mercado.
Paradójicamente, le siguió una desaceleración de las
inversiones, cuando estos precios máximos en la mayoría de
los mercados habían estado aumentando de manera gradual.
Por ejemplo, actualmente el precio más alto en el mercado
del día en adelanto europeo es de € 3,000/MWh (en el mercado intradiario es de ±€ 9,999 y no hay un límite de precios
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La liberalización de las actividades reguladas de forma tradicional pretendía impulsar la eficiencia en la operación y
planificación de los sistemas eléctricos basándose principalmente en la asignación adecuada de las responsabilidades de
gestión de riesgo entre los reguladores y las partes interesadas. Se podía esperar que la liberalización de los mercados en
la generación y la venta al por menor pudiera incluso mejorar
indirectamente la eficiencia de las empresas de transmisión
y distribución. Por ejemplo, por una parte, los inversores de
generación comercial podían presionar a los planificadores
de transmisión para expandir la red de manera más eficiente,
mientras que por otro lado, los consumidores finales más
activos podían revelar diferentes valores de la calidad del
servicio, aspecto útil para apoyar la tarea de planificación de
los distribuidores. Sin embargo, había tres dimensiones principales en que se suponía que la liberalización del mercado
mejoraría de manera significativa el rendimiento del sistema
en general: 1) operación (aumentando la eficiencia del despacho económico, lo que a menudo resultaba poco transparente
y, en algunos casos, estaba fuertemente influenciado por
diversos intereses políticos); 2) planificación de la expansión de capacidad, suponiendo que los agentes de mercado
tomarían decisiones de inversión más acertadas o, al menos,
asumirían los costos de las equivocadas; y 3) finalmente,
vender al por menor como forma de captar la atención de los
consumidores en el proceso de toma de decisiones en todos
los niveles, como hoy en día está sucediendo al aprovechar
el desarrollo de fuentes de energía distribuida y la Internet
de las cosas.
No obstante, en una industria de gran densidad de capital,
la dimensión clave en que se esperaba que la competencia
produjera ganancias significativas estuvo por el lado de la
inversión en generación. Sin duda alguna, se podría mejorar el despacho económico pero, comparativamente, no se
podrían esperar ahorros importantes. Además, no eran, y
aún no son, claros los beneficios adicionales que la liberalización del mercado minorista podría implicar en comparación con aquellos provenientes de la implementación de
tarifas bien diseñadas, suficientes y no reguladas con interferencia política para los consumidores.
enero/febrero 2021
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