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Incremento del valor
de la generación eólica (%)

primer semestre de 2016. La mayor reducción en el periodo
de estudio, alrededor de 25 €/MWh, fue observada en enero,
un mes particularmente ventoso. La figura 2 presenta el
efecto de orden de mérito para un periodo de tiempo (2 de
enero de 2016, 7 p. m.), una mayor penetración de energías
renovables desplaza la curva de oferta hacia la derecha,
reduciendo así los precios de la energía de P a P*.
El segundo estudio se centró en el sistema del norte de
Europa (incluidos los países nórdicos, los países bálticos,
Polonia y Alemania) y fue realizado por el VTT Technical
Research Center of Finland a través de un abordaje combi-
nado de modelado de inversiones y operaciones que vincula
los modelos de Balmorel y WILMAR-JMM. En concreto,
se realizó un análisis de sensibilidad sobre la participación
de las fuentes de energía renovable variable (VRE, por sus
siglas en inglés), al tiempo que se optimizó el portafolio de
tecnologías de generación convencional considerando dos
horizontes temporales diferentes (2030 y 2050). La figura
3 presenta los resultados de este análisis, donde (a) y (b)
corresponden a una participación del 40 % y 60 % de VRE,
respectivamente, mientras que ambos incluyen la participa-
ción actual de VRE en la región (22 %) como referencia.
El efecto de orden de mérito es evidente en ambos gráficos:
aumentar la participación de VRE del nivel actual al 40 % y
(especialmente) al 60 % reduce sustancialmente los precios
de la energía. Curiosamente, los precios en 2050 son mayo-
res que en 2030, especialmente en el caso de la participación
del 60 % de la VRE. Esto se debe a que se espera que una
gran parte de la capacidad de generación térmica de carga
base existente, aunque permanezca en el sistema hasta 2030,
se retire antes de 2050.
En este contexto, mantener el diseño actual del mercado,
que se centra en los acuerdos comerciales de la energía como
un producto básico, arriesga crear un escenario en el que los
grandes actores de generación y almacenamiento no puedan
recuperar sus costos de inversión y, por lo tanto, tengan una
motivación para abandonar el mercado. Este desafío vital
del mercado generalmente es conocido como insuficiencia
de los ingresos o problema de falta de dinero y conlleva
los peligros de comprometer la seguridad del suministro

25

Participación en el mercado
de la generación de energía renovable

20
15
10
5
0

A

B

C

D
E
F
Escenarios

G

H

I

figura 4. Incremento del valor de la generación eólica en
el mercado ibérico para diferentes escenarios.
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(considerando la posible salida del mercado de los gene-
radores convencionales) y/o comprometer los objetivos de
reducción de carbono (considerando la posible salida de los
generadores bajos en emisiones de carbono).
En el caso de los generadores convencionales, las recien-
tes iniciativas de diseño del mercado europeo han contri-
buido a abordar el problema de la falta de dinero. En primer
lugar, el diseño de los mercados de balance es perfeccio-
nado continuamente mediante la introducción de productos
de balance adicionales, la armonización de los procesos de
adquisición y activación entre diferentes países y el cambio
gradual hacia un proceso conjunto de compensación del
mercado de energía y reservas. Se espera que estos cam-
bios de política mejoren la reflectividad de los costos de los
mercados de balance y aumenten los ingresos asociados de
los proveedores de balance. En segundo lugar, siguiendo
el paradigma estadounidense, algunos países europeos
(por ejemplo, el Reino Unido, Irlanda, Italia y Polonia) han
comenzado a implementar mercados de capacidad, remu-
nerando a los participantes que pueden contribuir a los
niveles de adecuación necesarios de manera rentable a tra-
vés de subastas competitivas. Sin embargo, los mecanismos
de remuneración de la capacidad siguen siendo controver-
siales y son caracterizados como medidas que distorsionan
el mercado.
Finalmente, el concepto de fijación de precios de escasez
ha sido destacado recientemente como una forma de resol-
ver el problema de la falta de dinero: durante los periodos
de alta demanda y escasa oferta, el precio de la energía se
fija como el beneficio marginal del lado de la demanda, el
cual a menudo se estima como el valor de la carga perdida.
Teniendo en cuenta el altísimo valor de este beneficio margi-
nal, la activación de la fijación de precios de escasez durante
un número limitado de periodos por año puede teóricamente
asegurar ingresos suficientes para que los generadores recu-
peren sus costos de inversión. En este contexto, la CE ha
reconocido recientemente [en el Reglamento (UE) 2019/943]
a la fijación de precios de escasez como una característica
clave para el futuro del mercado de electricidad bajo en emi-
siones de carbono, siendo Bélgica el primer país europeo
que ha decidido implementar dicho mecanismo, programado
para comenzar a fines de 2021.

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No solo los generadores convencionales enfrentan desafíos
importantes en los mercados emergentes, sino también las
energías renovables. En primer lugar, la mayoría de los paí-
ses europeos, con el apoyo del marco de políticas de la CE,
están abandonando gradualmente los mecanismos de incen-
tivos fuera del mercado (como las tarifas de alimentación, los
certificados verdes y contratos a largo plazo por diferencias)
que fueron introducidos en la década de 1990 para propor-
cionar el impulso inicial para las inversiones en generación
de energía renovable, sobre la base de la plena integración de
enero/febrero 2021
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