IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2021 - 32

de las centrales comerciales, como aquellas instaladas después del inicio del mercado. Tanto los factores de carga
como los precios y, por ende, los ingresos, han sido menores
de lo esperado.
Estos factores llevaron a que el factor de utilización de
las nuevas inversiones alcanzara niveles significativamente
más bajos de lo que podían esperar los inversores en el nivel
más bajo de sus pronósticos originales. Por ejemplo, entre
2010 y 2014 en Italia, la producción de las nuevas unidades
de ciclo combinado se redujo a casi la mitad; el factor de
carga, que era del 44 % en 2010, fue del 26 % en 2014 (véase
la figura 3).
La desigualdad temporal de la energía solar y el
almacenamiento

Existe una desventaja inherente para las inversiones en energía solar FV y particularmente en el almacenamiento. La
curva de aprendizaje de ambas tecnologías sigue mejorando,
por lo que los costos siguen bajando. Contrariamente a la
generación convencional, estas energías son completamente
escalables y se pueden planificar e instalar en pocos meses.
Si un inversor en energía solar FV hace un análisis de
caso comercial hoy a pesar de los precios de mercado de la
energía, podría concluir razonablemente que invertir en un
parque solar podría significar una ganancia de mucho dinero.
Pero al mismo tiempo, se podría concluir rápidamente que, a
la velocidad actual de la reducción de costos en energía solar
FV, en un año la inversión muy probablemente significaría
quedarse sin dinero. Por lo tanto, los inversores no pueden
encontrar la manera de capitalizar o cubrir el valor de su
inversión. La decisión racional es esperar. Esto es especialmente crucial en el caso del almacenamiento. Se supone que
el almacenamiento se justifica financieramente por su capacidad de registrar diferenciales en cargas máximas y mínimas. Sin embargo, es bien sabido que una cantidad pequeña
de almacenamiento reduce rápidamente el diferencial, por
lo que la utilización del almacenamiento invalida su propio
caso de uso.
La permanente insuficiencia del mercado

En principio, la desigualdad mencionada anteriormente no
debería ser un problema en un mercado completo y que
funcione a la perfección si una demanda elástica y completamente informada deseara firmar contratos a largo plazo
con proveedores de energía solar y almacenamiento les
permitiera proceder con la inversión y fijara los beneficios
que generarían sus instalaciones al sistema. Pero, incluso
suponiendo de forma optimista que los consumidores de
electricidad podrían ser elásticos en el corto plazo (gracias
a la digitalización, la Internet de las cosas, etcétera), dista
mucho de ser claro que la demanda alguna vez esté dispuesta
a contraer compromisos a largo plazo. Esta insuficiencia del
mercado ocupa un lugar central en la relevancia global, no
solo de los mercados de capacidad (incluso en la UE, donde
se consideraban originalmente una abominación; véase la
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figura 4) sino también de las licitaciones a largo plazo de
fuentes de energía renovable.
En el caso particular de las FER, se insiste cada vez más
en que, debido a la mejora extrema de las curvas de aprendizaje, ya no es necesario diseñar alguna clase de mecanismo
de apoyo, ni siquiera licitaciones de contratos a largo plazo.
Este argumento, a nuestro parecer, no toma debidamente en
consideración dos factores clave que siguen siendo relevantes: la integración vertical (generación y venta al por menor)
y la necesidad de organizar el acceso, permitiendo así la
expansión coordinada de la red de transmisión. La integración vertical, un factor presente en la mayoría de los sistemas
donde se ha liberalizado el comercio minorista, puede convertirse en una traba comercial para los nuevos inversores en
FER, ya que enfrentan mayores dificultades para encontrar
contrapartes que firmen los contratos de compra de potencia requeridos para financiar debidamente sus proyectos. Al
mismo tiempo, las licitaciones a largo plazo también son una
herramienta útil para guiar las futuras necesidades de las
redes de transmisión. Por ejemplo, en el sistema eléctrico
español en que la carga máxima actualmente está por debajo
de los 50 GW, el gestor de redes de transmisión cuenta con
aplicaciones para conectar hasta 80 GW de nuevas FER.
Aunque es probable que ya no se necesiten subsidios directos, es aconsejable mantener alguna clase de licitación a
largo plazo. Por las razones antes mencionadas, así como
por otras, no se debe esperar que las FER vayan a utilizarse
de manera eficiente si los inversores no tienen acceso a contratos a largo plazo de algún tipo.
En resumen, un criterio fundamental para diseñar un
procedimiento de toma de decisiones adecuado es que los
riesgos deben asignarse entre los que estén mejor preparados
para gestionarlos. A comienzos de la década de 1990, los
principales riesgos que los inversores tenían que enfrentar
estaban relacionados con la construcción, la contratación
de servicios de suministro de combustible (de compromiso
de compra, suministro fijo, etcétera), operación y mantenimiento (O&M) y decisiones de competidores. Se podía
esperar razonablemente que estos riesgos fueran gestionados
por el sector privado. En la actualidad, los inversores comerciales enfrentan dudas tecnológicas significativas, así como
políticas públicas y normas que cambian constantemente.
Dado que los agentes de mercado lidian con estos riesgos,
sostenemos que los diseñadores de políticas y los reguladores tienen que participar en la configuración del mercado.

Conclusiones y recomendaciones
Hay pocas dudas de que se tengan que repasar los temas
abordados en los trabajos fundamentales de la década de los
1980: debe reconsiderarse la interacción entre la regulación
(planificación centralizada) y las tendencias del mercado, y
las relaciones entre las características de las operaciones y
las estructuras contractuales y otras de gobernanza deben
evolucionar con los tiempos. Además, los mecanismos
de tarificación a corto plazo seguirán siendo importantes
enero/febrero 2021
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