Capítulo 9. Fundamentos: Inversión en Tecnologías Renovables y No Renovables

capítulo 9

Fundamentos: InversIón en tecnologías renovables y no renovables

James Bushnell

I. IntroduccIón

En el lapso de los últimos veinte años la industria de la energía eléctrica se ha convertido en el foco principal de dos tendencias políticas extraordina-rias, cada una de ellas lo suficientemente importante como para remodelar la industria de manera fundamental. una de estas tendencias es la liberalización, un término que se ha empleado para abarcar la reestructuración, tanto priva-tizadora como regulatoria. Iniciando con las visiones articuladas en trabajos como los de Joskow y Schmalansee (1985), y Schweppe et al. (1988), los mo-vimientos reestructuradores en el sector energético pueden ser vistos como una extensión de la tendencia hacia la liberalización del mercado que previamente había transformado las aerolíneas, las comunicaciones, y la industria del gas natural. El sector generador de la industria ha sufrido una transición, esporá-dica pero inexorable, desde una regulación económica basada en principios de coste de servicio hacia un entorno en el cual los mercados tienen una gran influencia sobre, si no dominan, las decisiones de remuneración e inversión de las compañías.

la segunda tendencia que ha envuelto a la industria energética ha sido el crecimiento de los movimientos ecologistas. Más específicamente, la creciente alarma sobre la amenaza del cambio climático global y el compromiso más

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reciente de las autoridades para combatirlo, probablemente dominarán la toma de decisiones en la industria energética durante las próximas décadas. la pro-ducción de electricidad y calefacción es responsable del 40% de las emisiones de co2 en EEuu, y de cerca del 31% a nivel mundial 1.

aunque no resulta obvio a simple vista, estas dos tendencias, la reestructu-ración y la regulación medioambiental, comparten muchas raíces ideológicas comunes. En EEuu, la creciente severidad de la regulación sobre calidad del aire fue acompañada por una mayor aceptación de las regulaciones medio-ambientales basadas en el mercado. Estas regulaciones incluyen mecanismos de limitación e intercambio de emisiones, tales como el programa puesto en marcha para limitar las emisiones de So2 bajo las enmiendas a la ley del aire limpio 2 de 1990. los reguladores también estaban interesados en experimen-tar con incentivos basados en el mercado para promover las fuentes de energía «alternativas». Muchos sitúan el nacimiento de la industria energética inde-pendiente de los EEuu en la aprobación de la ley de política Regulatoria sobre los Servicios públicos (puRpa, en sus siglas en inglés) en 1978. la legislación puRpa estableció disposiciones para la compra de energía pro-ducida por pequeñas fuentes cualificadas y por fuentes renovables de genera-ción 3. aunque en gran medida inspirada por los objetivos medioambientales y de seguridad energética, podría decirse que el mayor impacto de la puRpa fue la demostración de la viabilidad de tecnologías de generación de menor capacidad, y del modelo de negocio de generación privada.

un aspecto importante del modelo de negocio basado en productores ener-géticos independientes era la relativa libertad, y nivel de riesgo, permitidos en la inversión en nuevas instalaciones. las inversiones se basan en contratos a largo plazo fundamentados en el mercado y en proyecciones de los ingresos del mercado, más que en la determinación legislativa de las necesidades y la recuperación asegurada de los costes. El movimiento reestructurador en los EEuu fue liderado por los Estados con los peores antecedentes en inversiones en servicios públicos 4. a pesar de que hay evidencias de que el funcionamien-to de los servicios públicos se ha vuelto más eficiente en dichos Estados 5, la reestructuración se pensó inicialmente para mejorar los incentivos de las firmas a emprender inversiones prudentes 6. En algunas partes del mundo, este enfoque general de la inversión ha conseguido dominar la industria, mientras que en muchos otros, los reguladores continúan la búsqueda de herramientas adecuadas para equilibrar los incentivos del mercado con cuestiones sobre la

1 Stern (2006).2 Ellerman et al. (2000).3 Kahn (1988), y Joskow (1997).4 ando y palmer (1988).5 Wolfram (2005).6 Borenstein y Bushnell (2000).

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fiabilidad y adecuación de la inversión 7. un aspecto central de esta búsqueda concierne al diseño de los mercados mayoristas de electricidad, y los flujos de pagos que proporcionan a los proveedores. los mercados pueden diferir enormemente en las fuentes primarias de remuneración a los proveedores, con algunos basados en el mercado eléctrico y sus servicios auxiliares mientras otros han establecido mecanismos para compensar a los proveedores por su capacidad instalada o disponible 8.

En este artículo, estudiaremos la intersección de estas dos tendencias en su camino hacia el dominio de los aspectos económicos de la industria. En particular, estamos interesados en cómo la creciente penetración de la gene-ración renovable intermitente puede cambiar el panorama económico para las inversiones energéticas comerciales en sistemas de generación térmica convencionales. actualmente, la generación renovable obtiene ingresos de un abanico relativamente amplio de fuentes, desde los mercados energéticos a los créditos fiscales gubernamentales. El impacto de la generación a partir de fuentes renovables en los mercados en los que participa ha sido, hasta hoy, relativamente modesto excepto en regiones de alto grado de concen-tración, como el oeste de texas. Sin embargo, podemos dar por seguro que esta situación cambiará, dado que las políticas estatales y federales intensifi-can considerablemente la cantidad de generación renovable por todo el país, lo cual puede tener un profundo impacto en los precios y los fundamentos económicos de la oferta tanto para la generación renovable como para la no renovable.

desarrollaremos un modelo de equilibrio para la inversión en generación, basado en los principios largamente establecidos para encontrar la combi-nación óptima de recursos intensivos en capital (con mayores costes fijos) y recursos de mayor coste marginal (para cubrir un mercado con demanda fluctuante). aplicaremos este modelo a datos sobre los mercados eléctricos de varias regiones occidentales de los EEuu, para examinar cómo la inte-racción de la creciente capacidad eólica y el diseño del mercado eléctrico afectan a la combinación de equilibrio de la capacidad térmica y a los ingre-sos obtenidos por los productores renovables. la sección II proporciona un breve resumen general sobre esta cuestión. En la sección III describiremos las condiciones de equilibrio que conforman el modelo de inversión simula-do. En la sección Iv detallaremos los datos y los supuestos empleados en el estudio, mientras que la sección v contiene la mayor parte de los resultados y del análisis.

7 Joskow (2005), oren (2005).8 Bushnell (2005), cramton y Stoft (2005).

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II. trasFondo: las energías renovables en mercados

elÉctrIcos reestructurados

Muchos reguladores ven a la energía renovable o «verde» como la clave para combatir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector ener-gético. por ello, los subsidios a la energía renovable, tanto explícitos como implícitos, continúan creciendo. a finales de 2007, 25 Estados de EEuu y Washington dc poseían alguna forma de nivel de presencia de Renovables (RpS, por sus siglas en inglés), que obligan a los distribuidores de electricidad a que una parte de su energía provenga de fuentes renovables 9. El largamente instituido, pero intermitente y precario, crédito fiscal a la producción (ptc, por sus siglas en inglés) para la energía eólica en los EEuu paga $2,1 cénti-mos/kWh a los productores por su producción eléctrica. la ley americana de Recuperación y Reinversión de 2009 contenía varias disposiciones que favore-cían la generación renovable, incluyendo la extensión del ptc hasta 2012, así como créditos fiscales alternativos para la inversión para aquellas instalaciones construidas en 2009 y 2010 10.

para el conjunto de la industria, el crecimiento de la generación priva-da ha coincidido con la expansión de las fuentes de generación renovables. Esto no es producto de la casualidad; desde la aprobación de puRpa, varias disposiciones legislativas de compra e incentivos fiscales han tenido un pa-pel dominante en el crecimiento tanto de la generación renovable como de la generación privada. a día de hoy, la industria renovable está dominada por productores privados 11.

los subsidios a la generación renovable se extienden en paralelo a los es-fuerzos para crear programas de limitación y comercio («cap and trade») de emisiones de co2, lo cual puede ser visto como contrario al espíritu de los programas de limitación y comercio, donde la idea central es promover la fle-xibilidad en las opciones de cumplimiento. a diferencia del programa de So2, el sistema de limitación y comercio forma parte de un amplio conjunto de herramientas políticas introducidas para hacer frente a las emisiones de gases de efecto invernadero. algunos creen que este hecho mina la efectividad de la regulación de limitación y comercio de emisiones. Ésta tiene un impacto mar-ginal menor si gran parte de las reducciones de gases de efecto invernadero ya

9 Wiser y Barbose (2008).10 Wiser y Bolinger (2009).11 los productores privados de energía poseen el 83% de la capacidad eólica acumulada en los EEuu

(Wiser y Bolinger, 2009). la aprobación de la ley de Estabilización Económica de Emergencia en noviem-bre de 2008 podría suponer un importante cambio para esta tendencia. Entre las muchas disposiciones de la ley se incluyó el alargamiento del crédito tributario a la inversión (Itc por sus siglas en inglés) para ciertas formas de generación renovable. la ley permite, asimismo, por vez primera, que las compañías de servicios públicos aprovechen el Itc, que previamente había sido reservado para los productores privados.

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han sido tenidas en cuenta por otras medidas y regulaciones. En regiones como california, los sistemas de limitación e intercambio son vistos más como una barrera que como un mecanismo de ataque a la hora de combatir el cambio climático.

Mientras que las políticas que promueven las fuentes de generación reno-vable son extremadamente populares entre reguladores, políticos y el público en general su expansión continuada hacia niveles sin precedente genera algu-nas inquietudes. una de esas fuentes de inquietud son los costes. a pesar de que la frontera tecnológica continúa avanzando, existe una gran controversia sobre el tiempo y la forma apropiados en que la intervención política para promover la generación renovable debe llevarse a cabo. la mayoría acepta que la generación renovable no sería una fuente de suministro significativa hoy en día de no ser por alguna forma de apoyo público. El hecho de que los costes externos de las emisiones de gases de efecto invernadero no hayan sido in-cluidos todavía en las decisiones de inversión de las compañías de generación basada en combustibles fósiles justifica el apoyo a la energía renovable, pero la perspectiva de límites sobre las emisiones de co2 a nivel regional y, posi-blemente, nacional mina tal justificación. un argumento común para el apoyo a la generación renovable es la esperanza de que la expansión de su oferta proporcione beneficios de «aprendizaje», a través de los cuales se reduzca el coste de la oferta futura. Sin embargo, existirá un fallo de mercado si dicho aprendizaje no puede ser aprovechado por los beneficios privados. a pesar de que la mayor parte del apoyo público a la generación renovable ha tomado la forma de créditos o disposiciones sobre la producción, no está claro si la co-mercialización es el punto de la cadena de suministro en el que el problema de propiedad intelectual es más acuciante. Más aún, la evidencia hasta hoy indica que las reducciones de coste de las fuentes energéticas alternativas pueden ser determinadas en la misma medida por desarrollos exógenos de la tecnología que por la expansión de la capacidad instalada 12.

la inquietud más generalizada sobre la rápida expansión del suministro de energía renovable trata el hecho de que este suministro sólo esta disponible de forma intermitente 13. con la perspectiva de un quinto o más de la energía eléctrica proveniente de fuentes alternas, gran parte de la industria se enfrenta al hecho de que las herramientas tradicionales para planificar y proporcionar un servicio eléctrico fiable pueden resultar inadecuadas. de hecho, como se discutirá posteriormente, el paradigma tradicional de planificación de los ser-vicios públicos ha sido trastocado por la liberalización del mercado durante los últimos diez años, y la industria aún debe establecer un sólo marco para sustituir la planificación de los servicios públicos. por ello, la incorporación

12 nemet (2006).13 nERc (2009).

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a gran escala de recursos intermitentes se está desarrollando sobre un telón de fondo en el que los mecanismos a través de los cuales se compensa a los productores se encuentran en estado de cambio. trataremos estos asuntos más adelante.

III. la InversIón en mercados elÉctrIcos reestructurados

desde la aparición de la liberalización del mercado, ha existido la inquie-tud de que las estructuras de los mercado recién creados fallarían a la hora de proporcionar los niveles adecuados de inversión en capacidad de generación. Irónicamente, en muchas partes del mundo fue el coste del exceso de capa-cidad el que dio ímpetu a la liberalización. la red de seguridad creada por la recuperación garantizada de los costes de capital para los servicios públicos, tanto de propiedad pública como regulados por el sistema de límite a la tasa de rentabilidad, había proporcionado un alto nivel de fiabilidad. de hecho, la fiabilidad del abastecimiento eléctrico en la mayoría de los países ocdE es tan elevada que a menudo se da por sentado. los consumidores de electrici-dad en los EEuu, a diferencia de muchos en los países en desarrollo, esperan poder consumir plenamente tanta electricidad como necesiten siempre que lo deseen.

Sin embargo, estos altos niveles de fiabilidad se lograron a un precio alto, en especial al combinarlos con los pobres incentivos para el control de costes proporcionados por la regulación y la propiedad pública. Bajo el modelo tradi-cional, una empresa de servicio público y sus reguladores hacen una previsión conjunta de la «necesidad» de inversión, y el regulador garantiza la recuperación de los costes asumidos para cubrir tal necesidad. En un mercado liberalizado, las compañías privadas ya no cuentan con una recuperación garantizada de sus inversiones. una de las esperanzas para la liberalización fue que este riesgo, ori-ginado en el mercado, llevaría a decisiones de inversión más prudentes y efica-ces respecto a los costes. Se consideraba que, al menos, bajo el nuevo régimen de mercado, los costes de sobreinversión serían soportados por los inversores en lugar de los contribuyentes. Esta última creencia ha sido respaldada por el hecho de que, en muchos mercados, gran parte de las compañías que obtuvieron o expandieron capacidad en los mercados liberalizados experimentaron severas dificultades financieras durante la primera parte de esta década.

Mientras que todos los mercados liberalizados comparten la transición desde un sistema de pagos basado en el marco del coste de servicio, los flujos de ingreso que sustituyeron a estos pagos difieren enormemente. Muchos mer-cados centran la remuneración de los productores en el suministro de energía y servicios relacionados. En la jerga de la industria eléctrica de EEuu, este

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marco conceptual se conoce como un marco «sólo energía». El nombre, que es un tanto impreciso, se refiere al hecho de que las contribuciones por los cos-tes fijos y hundidos provienen, únicamente, de los pagos por el suministro de energía o de los servicios de reserva operativa asociados. Mientras que ningún mercado está libre de restricciones en este sentido, mercados como los presen-tes en el Reino unido, australia, texas, nueva Zelanda y noruega, funcionan bajo principios generales de sólo energía en la medida en que no tienen precios máximos (o tienen techos altos) y no proporcionan ningún otro pago específico por la oferta de capacidad.

Sin embargo, en muchos mercados los ingresos proporcionados por el su-ministro de energía y los servicios auxiliares resultan insuficientes para cubrir el coste fijo de entrada 14. hay muchas razones para ello, incluyendo la exis-tencia de precios máximos, el sutil pero significativo impacto de las decisiones de los operadores del sistema sobre los precios de mercado, y, simplemente, el exceso de inversión en capacidad. Estos y otros factores han llevado a un elevado nivel de incomodidad entre los reguladores y políticos, dejando final-mente todas las decisiones de inversión en manos del mercado. En consecuen-cia, muchos mercados, incluyendo algunos en los EEuu, proporcionan pagos por capacidad «disponible» que complementan los ingresos recibidos por el suministro de energía y servicios auxiliares. Esta característica no es única a los EEuu, ya que los pagos por capacidad jugaron un papel significativo en los primeros años de la liberalización en el Reino unido, y continúan siendo un factor significativo en España y colombia.

las características de estos pagos por capacidad varían, pero en general los rasgos comunes que se presentan en el modelo figurado que empleamos en este artículo suponen una restricción formal o informal sobre los precios de la energía combinada con un pago fijo (que aquí asumimos que es en $/MW-año) basado en la capacidad instalada. los pagos fijos pueden ser ponderados respecto a la disponibilidad histórica (o esperada) de la generación, un hecho especialmente significativo para los recursos de generación eólica.

En muchos mercados reestructurados se da alguna forma de pago a los productores por la capacidad instalada o disponible, como suplemento a los in-gresos que ganan a través de la venta de energía y servicios auxiliares. Sin em-bargo, estos pagos también crean controversia, ya que continúa el debate sobre cómo medir y remunerar exactamente el suministro de capacidad «fiable» 15.

un aspecto de este debate es cómo tratar las fuentes de generación «no con-vencionales». las fuentes que están «energéticamente limitadas», tales como las instalaciones hidroeléctricas, no pueden producir todo el tiempo a plena

14 Joskow (2005).15 oren (2004), cramton (2003), hogan (2005).

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capacidad. Muchas fuentes renovables sólo pueden proporcionar energía de manera intermitente, y su suministro depende más de las condiciones ambien-tales que del control del operador. En general, los pagos por capacidad dados a fuentes como éstas son ponderados de acuerdo a medidas estadísticas aproxi-madas sobre su disponibilidad potencial. como investigaremos más adelante, la especificación de tales reglas interactuará con el nivel de penetración de la generación renovable para desplazar el valor relativo que los diferentes tipos de flujos de pago tienen para los productores intermitentes.

así, la industria energética actual se caracteriza por dos modelos opuestos para financiar las nuevas inversiones: el modelo «sólo energía», que se basa en precios periódicos y extremadamente altos de la energía y sus servicios auxiliares para proporcionar las «rentas de escasez» que se aplican a la recu-peración de los costes de capital, y el modelo de «pagos por capacidad» en el que una gran proporción de los costes de capital se recuperan a través de los pagos por capacidad. En mercados «sólo energía», la elección y la rentabilidad de un tipo específico de fuente de generación dependerá de cuándo y en qué medida se dan precios elevados. En los mercados de capacidad, los precios spot de la energía son algo menos críticos, pero la implementación específica de los pagos por capacidad es muy importante para la rentabilidad relativa de cada tecnología.

El despliegue a gran escala de recursos intermitentes puede suponer un im-portante cambio de paradigma para ambos modelos de inversión. los sistemas eléctricos experimentarán, probablemente, una incorporación masiva de capa-cidad de generación renovable que estará motivada, en gran medida, por con-sideraciones no basadas en el mercado, tales como el cambio climático. Esto dará como resultado la afluencia de energía con costes marginales extremada-mente bajos, pero sólo durante algunos periodos de tiempo. como resultado, la restante «necesidad» de capacidad de generación térmica podría ser muy diferente a la situación sin capacidad renovable. En términos de mercado, los niveles y patrones de los precios energéticos podrían ser muy diferentes con la incorporación de las renovables. los meses y horas que experimentan picos en los precios serán determinados en igual medida por la disponibilidad de los recursos alternos y por las fluctuaciones de la demanda de consumo final. En la siguiente sección, investigaremos estas cuestiones empíricamente.

Iv. modelo de eQuIlIbrIo de la InversIón elÉctrIca

En esta sección emplearemos un modelo de equilibrio a largo plazo de la inversión para explorar las implicaciones de la expansión a gran escala de oferta intermitente. En el apéndice se proporciona una formulación técnica del modelo. El modelo se deriva del marco clásico de utilidad de la inversión, en

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el cual una combinación de tecnologías de intensidad de capital variable (con distintos costes fijos) se emplean para satisfacer a una demanda variable 16. Esta demanda se sintetiza a menudo en una «curva monótona de carga», que representa la distribución acumulada de los niveles de demanda a lo largo de algún periodo de tiempo definido, como por ejemplo, un año. Este modelo básico se amplía para incorporar elementos que permitan fijar los precios en momentos de picos de carga, según lo establecido teóricamente por Borenstein (2005). El modelo examina la combinación y el coste de las tecnologías que permite alcanzar el punto de equilibrio en que los ingresos energéticos anuales para cada tecnología igualan sus costes de capacidad anualizados. Igual que en Borenstein (2005), estos valores dependen de que los precios suban por en-cima del coste marginal de la tecnología con mayor coste para que, en efecto, sea la demanda la que fije el precio de mercado. En los mercados mayoristas, este proceso se conoce como «fijación de precios por escasez». de manera similar al presentado en lamont (2008), el modelo también incorpora recur-sos intermitentes. como se describe a continuación, los perfiles de producción eólica aquí empleados se basan en proyecciones específicas, en lugar de en los coeficientes de correlación figurados empleados por lamont.

asumiremos la presencia de competencia perfecta, libertad de entrada, al menos en lo esencial para cualquier tecnología de generación en nuestros mer-cados, e ignoraremos, además, las cuestiones referentes a la «irregularidad» de la capacidad. las compañías pueden instalar libremente cualquier com-binación de niveles de capacidad que satisfaga las condiciones de equilibrio derivables, lo cual simplifica enormemente las consideraciones de cálculo y, a la luz del tamaño de los mercados examinados en este artículo, parece un supuesto razonable. dado que éste es un modelo a largo plazo, también igno-raremos las restricciones de funcionamiento, tales como los tiempos mínimos de funcionamiento, los costes de arranque y los gradientes máximos de subida, bajada y arranque. Estas restricciones suponen, obviamente, consideraciones importantes a la hora de mantener en funcionamiento un sistema eléctrico que sufrirá el impacto de la expansión de las tecnologías alternas, pero están más allá de la capacidad del modelo aquí empleado.

El enfoque del modelo consiste en examinar los «perfiles de carga» reales o las distribuciones horarias de la demanda de ciertos mercados y luego imponer distintos niveles de producción eólica intermitente sobre dichas distribuciones de demanda. En otras palabras, la inversión eólica se considera exógena al modelo de equilibrio de inversión, habiendo sido llevada a cabo a través de restricciones no provenientes del mercado, tales como el nivel de presencia de renovables. después, el modelo deriva la combinación de tecnologías térmicas que sería construida para cubrir la demanda residual, la que se obtendría tras

16 ver Kahn (1988).

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tener en cuenta la producción eólica. El equilibrio resultante de los supuestos de entrada competitiva y regularidad de la oferta es equivalente a la combina-ción óptima, o de menor coste, de las diferentes tecnologías. la intuición tras las restricciones de equilibrio descritas en el apéndice es muy clara: la com-pañías seguirán construyendo capacidad adicional de una tecnología térmica en concreto mientras los ingresos implicados por su demanda residual sean suficientes para cubrir el coste nivelado de inversión, así como los costes de funcionamiento.

los cálculos empíricos se basan en datos tomados del consejo de coordi-nación de la Electricidad occidental (WEcc, por sus siglas en inglés) para el año de referencia de 2007. Estos datos del WEcc están divididos a su vez en cuatro subregiones, que son: la región de california (ca), la región del pool Energético del noroeste (nWpp), la región suroeste, que comprende las ma-yor parte de arizona y nuevo México, y la región del pool Energético de las Montañas Rocosas (RMpp).

El objetivo es estimar cómo se habría comportado la carga de electricidad durante 2007 bajo distintos niveles de penetración eólica. después, el modelo halla la combinación de equilibrio de inversión en tecnologías convencionales que cubre de manera óptima la curva de carga resultante. En esta sección des-cribiremos las fuentes de los datos y los supuestos empleados para implemen-tar el cálculo.

Es importante tener en cuenta que esto no es una simulación de la inversión incremental requerida de aquí en adelante en estos mercados, sino más bien un ejercicio que examina cómo cambiarían la combinación de generación y los costes de equilibrio a largo plazo. así, no pretende ser una predicción de los mer-cados reales, sino usar los datos de dichos mercados para desarrollar los cálcu-los necesarios para un rango de posibles mercados representativos. El modelo basado en el mercado asume que todas las regiones se reestructuran (cuando, de hecho, sólo california está reestructurada, y sólo de manera parcial) y que las decisiones de inversión parten de una situación inicial sin capacidad instalada.

una dificultad a la hora de simular los mercados eléctricos con un alto nivel de detalle es que, mientras los datos de la mayor parte de las unidades de gene-ración basadas en combustibles fósiles son muy extensos y fiables, hay muchos menos datos sobre las actividades de las plantas hidroeléctricas, de generación renovable, ni de la considerable cantidad de energía generada a partir de plan-tas de calor y electricidad combinadas o de «cogeneración». al construir una recreación contrafactual de un mercado eléctrico, estos vacíos de información se cubren realizando supuestos sobre la producción faltante necesaria.

En este artículo adoptaremos el enfoque de restringir la construcción de un resultado de mercado contrafactual a la porción de recursos para los cuales te-

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nemos acceso a datos detallados. de hecho, estamos asumiendo que, bajo nues-tros supuestos contrafactuales sobre penetración eólica, el comportamiento de las plantas de generación no modelizadas no habría cambiado. no es probable que la producción total procedente de fuentes «limpias» cambie a corto plazo. la producción eléctrica que falta en los datos será determinada por la disponi-bilidad de recursos naturales (lluvia, viento, sol) o, en caso del calor y la energía combinadas (cogeneración) (chp por sus siglas en inglés), por decisiones de producción no eléctricas. los fundamentos económicos de la producción son tales que dichos recursos producirán, esencialmente, toda la energía que pue-dan. Sin embargo, es importante admitir que este enfoque de modelización no sólo asume que las fuentes no convencionales existentes no cambiarán respecto a cuánto producen, sino también respecto a cuándo lo producen. Éste es un su-puesto problemático en las regiones con recursos sustancialmente hidráulicos, tales como la región del pacífico noroeste. Idealmente, un análisis de inversión implicaría la optimización conjunta de la producción eléctrica de origen hidráu-lico, eólico y térmico, pero eso queda fuera del alcance de este artículo. por este motivo, los resultados correspondientes a la región del pacífico noroeste deberían ser interpretados teniendo en cuenta estas consideraciones.

En cualquier caso, la meta aquí no es reproducir el sistema eléctrico tal como realmente funcionó en 2007, sino calcular el resultado de las decisiones

FIgura 1

subregiones del Wecc

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de inversión si la industria comenzase desde cero y afrontase las curvas de carga residuales de 2007 (resultantes de aplicar la generación no convencional existente). los datos aquí empleados están destinados a expresar las condicio-nes presentes en los sistemas eléctricos representativos, más que a representar completamente un sistema específico.

1. datos de la demanda

nuestra fuente de datos primaria es la base de datos BaSEcaSE de platts, la cual se deriva a su vez del sistema continuo de monitorización de emisio-nes (cEMS, por sus siglas en inglés) empleado por la agencia de protección Medioambiental de los EEuu (Epa, por sus siglas en inglés) para monitorizar las emisiones de las grandes plantas de generación 17. casi todas las grandes fuentes de generación de electricidad basadas en combustibles fósiles están incluidas en esta base de datos. Sin embargo, faltan las hidroeléctricas, las renovables y algunas pequeñas fuentes de generación fósil. El cEMS aporta datos por hora sobre algunos aspectos de producción y emisiones. los datos por hora de las plantas de generación nuclear se incluyen con los datos de ge-neración fósil en la base de datos BaSEcaSE. En este artículo emplearemos los datos por horas sobre el resultado de la producción y las emisiones de co2 de las instalaciones disponibles.

Estos datos de producción por hora se agregan por compañía y región para desarrollar la «demanda» en el modelo simulado. como se describió previa-mente, ésta es de hecho una demanda residual; la demanda sobrante tras apli-car la producción de las plantas no incluidas en el sistema cEMS. los costes de la planta, su capacidad, sus características de disponibilidad y los precios regionales de los combustibles se toman de la base de datos poWERdat de platts. Éstos, a su vez, se derivan de los informes obligatorios de la industria a la administración de la Información de la Energía (EIa, por sus siglas en inglés) y al consejo nacional de Fiabilidad Eléctrica (nERc, por sus siglas en inglés).

Estos datos se combinan posteriormente para crear un perfil de deman-da y funciones de oferta para cada periodo de la simulación. a pesar de que los datos por hora están disponibles, agregaremos dichos datos en periodos temporales representativos por motivos computacionales. para cada una de las cuatro estaciones hay cincuenta periodos, lo que origina doscientos periodos temporales modelizados. la agregación de los datos por hora se basó en una reordenación de la demanda residual de california. la producción agregada

17 los datos del cEMS están disponibles en www.epa.gov/cems. las bases de datos de platts (poWERdat y BaSEcaSE) están disponibles en el servicio de suscripción por pago de platts (www.platts.com).

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de california fue ordenada en cincuenta grupos, todos basados en el diferen-cial de MW entre los niveles de producción mínimo y máximo observados en 2007, año de la muestra. por tanto, cada periodo temporal de la simulación está basado en la media de los datos del mercado correspondiente que entran en los límites de cada grupo. por ejemplo, todas las horas reales durante la primavera de 2007 en las que la producción cEMS de california se situó entre 7.040 y 7.243 MW (hubo catorce), se agruparon en una sola hora representativa, por motivos de simulación.

por ello, el número de observaciones por estación y hora en cada grupo no está equilibrado; hay relativamente pocas observaciones en los niveles de producción más extremos, y hay más en los niveles cercanos a la mediana. después, los niveles de demanda empleados en la simulación se basan en los niveles medios de producción observados en cada grupo. para calcular la pro-ducción y los ingresos agregados, se multiplican los resultados de cada nivel de demanda simulada por el número de horas de mercado reales que contenía cada grupo. la tabla 1 presenta las estadísticas resumidas de los niveles de carga del cEMS para cada una de las cuatro subregiones del WEcc.

tabla 1

resumen estadístico de la demanda

Medias horarias

CEMS Load

Región Media Mín. Máx. S. D.

ca 13.216 6.022 29.985 3.626nWpp 15.334 9.670 18.884 2.400aZnM 17.942 13.626 25.586 2.706RMpp 6.986 5.531 9.141 723

2. datos de generación eólica

los perfiles de generación eólica empleados en este artículo provienen de los estudios de planificación de la transmisión del WEcc. desde el WEcc estudiaron distintos escenarios de penetración de energías renovables (ver nic-kell, 2008) centrándose en particular en un supuesto del 15% de la energía total del WEcc procedente de fuentes renovables. para este esfuerzo modelizador emplearon una base de datos del laboratorio nacional de Energías Renovables (nREl, por sus siglas en inglés) que proporciona velocidades del viento cada diez minutos con un alto grado de precisión geográfica sobre la superficie de los EEuu cubierta por el sistema WEcc. El estudio realizado por el WEcc combina esos datos de potenciales eólicos con otras fuentes de información

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locales para construir proyecciones sobre cómo soplará el viento en el futuro, y de la producción por hora de dichas nuevas fuentes poten ciales.

para nuestros propósitos, nos basaremos en los perfiles de carga por hora de las proyecciones para instalaciones eólicas del estudio del WEcc y agrega-remos estos perfiles de acuerdo a las cuatro subregiones del WEcc descritas anteriormente. debido a nuestro interés principal por el impacto sobre la inver-sión provocado por la penetración de la generación eólica, miraremos al nivel de referencia de la producción estimada del estudio del WEcc, y también con-sideraremos un escenario equivalente al doble del usado en dicho estudio. los niveles agregados de generación se resumen en la tabla 2. En proporción a la carga total del cEMS, las nuevas fuentes eólicas representarían alrededor del 15% de la energía del cEMS en 2007, aunque estas fuentes no se distribuyen de manera uniforme dentro del WEcc 18. El área RMpp, que incluye las áreas ricas en viento de Wyoming, tiene una gran parte del potencial eólico mientras que el desierto en el suroeste tiene una porción mucho menor.

tabla 2

niveles agregados de generación

RegiónPromedios por hora

Carga (MWh) Viento (MWh)Participación

(%)Viento alto

(MWh)Participación

(%)

ca 13.216 1.866 14 3.733 28

nWpp 15.334 2.229 15 4.458 29

aZnM 17.942 1.445 8 2.891 16

RMpp 6.986 1.902 27 3.804 54

totals 53.479 7.443 14 14.885 28

Nota: MWh = Mega vatios-hora.

cuando la producción eólica adicional proyectada se combina con (y asu-mimos que sustituye a) la producción del cEMS hay como resultado un des-plazamiento brusco en la carga, dándole un carácter residual que deberá ser cu-bierto por las fuentes de generación convencionales. las figuras 2 y 3 ilustran la carga del cEMS por hora, tanto antes como después de tener en cuenta los recursos eólicos adicionales para los meses de agosto y diciembre.

los efectos agregados quedan adecuadamente resumidos por la demanda residual resultante de incluir los nuevos recursos eólicos y por las curvas de

18 El estudio asume una penetración renovable total del 15%, pero sólo la mitad se estima que proven-ga de energía eólica. Sin embargo, en 2007, cerca de la mitad de la energía existente generada en el WEcc ya provenía de fuentes no convencionales (no cEMS). así que la cuota de energía eólica de nuestros perfi-les residuales de demanda es aproximadamente el 7,5% de la carga total en el caso de referencia y un 15% bajo el supuesto de que la penetración eólica se doble.

09-cap-9.indd 286 6/7/10 13:12:50


FIgura 2

carga del cems y producción eólica de agosto

5.000 5.200 5.400 5.600 5.800 5.000 5.200 5.400 5.600 5.800

CA

NWPP RMPP

Carga CEMS 2007 Producción eólica

Car

ga

(MW

)

Horas del mes

Gráficos por región.

Agosto

Carga del CEMS y viento esperado por horas

30.00022.50015.0007.500

0

30.000

22.500

15.000

7.500

0

AZNM

FIgura 3

carga del cems y producción eólica de diciembre

8.000 8.200 8.400 8.600 8.800 8.000 8.200 8.400 8.600 8.800

NWPP RMPP

Carga CEMS 2007 Producción eólica

Car

ga

(MW

)

Horas del mes


Diciembre

Carga del CEMS y viento esperado por horas

30.00022.50015.0007.500

0

30.000

22.500

15.000

7.500

0

AZNM CA

09-cap-9.indd 287 6/7/10 13:12:51

288 JaMES BuShnEll

carga, que presentan la distribución acumulada de la carga del cEMS. la figu-ra 4 presenta dichas curvas de carga para las cuatro subregiones.

El perfil de carga del cEMS en california es mucho más variable que en otras regiones, mientras que los niveles de carga del cEMS en el pacífi-co noroeste son relativamente constantes debido a la abundante presencia de energía hidroeléctrica en dicha región. En todos los casos, la creciente pe-netración de los recursos eólicos hace que los perfiles de carga se vuelvan más empinados. Esto refleja el hecho de que la producción eólica no está re-lacionada con la carga del cEMS. a medida que se genera más producción eólica durante las horas de baja carga del cEMS, la carga residual se vuelve más variable y la curva de duración de carga más apuntada. Este efecto es más pronunciado en la región RMpp, donde la carga del cEMS era relativa-mente constante, pero que experimenta el mayor grado de penetración eólica.

las implicaciones de mercado que presenta la figura 4, son muy importan-tes para los resultados de este capítulo, por lo que merecen algo más de discu-sión. la creciente penetración de los recursos eólicos en el WEcc creará una oleada de suministro eólico, gran parte de la cual no estará correlacionada con la demanda de consumo final. El resultado neto es una curva de carga residual

FIgura 4

distribución anual de la carga neta del cems sin viento

NWPP RMPP

Car

ga

(MW

)

Carga acumulada del CEMS y producción eólica

30.00022.50015.0007.500

0

30.000

22.500

15.000

7.500

0

AZNM CA

0 5.000 10.000 0 5.000 10.000

Carga CEMS 2007 Carga sin viento

Número de horas al nivel de carga o superior


Carga sin viento (intenso)

09-cap-9.indd 288 6/7/10 13:13:06


más apuntada. como se demostrará en los resultados de las simulaciones, la combinación óptima de recursos para cubrir este perfil de demanda residual estará compuesta por una cuota mucho mayor de recursos en punta con bajos costes de capital y elevados costes marginales

3. datos de los costes de generación térmica

El modelo aquí presentado examina las combinaciones óptimas posibles de las tecnologías de generación, asumiendo que partimos de cero, sin decisiones de inversión con costes hundidos. Examinaremos la combinación óptima de las tres tecnologías básicas que conforman la espina dorsal de la mayoría de los sistemas eléctricos de los EEuu. cada una representa diferentes niveles de la relación de compensación entre los costes de capital y los costes marginales; incluiremos la tecnología de carbón gasificado para la carga base, la tecnología de ciclo combinado de turbina de gas (cctg) para la producción intermedia, y una turbina de combustión de gas (ct) para las puntas. los costes de construc-ción y funcionamiento de cada una de estas tecnologías se toma de la perspecti-va energética anual de la administración de Información Energética (EIa, por sus siglas en inglés, 2007). las características básicas de los costes, tomadas del estudio de la EIa, están resumidas en la tabla 3. para convertir estos costes en un coste fijo anualizado asumiremos una recuperación de los costes en quin-ce años y un coste de financiación del 10%. los costes de los combustibles se obtienen de las cifras de la EIa para 2007. los costes resultantes, incluyendo los de mantenimiento y operación, se resumen en la tabla 4.

tabla 3

costes de la generación térmica de la eIa

Coste total diario ($/KW)

Coste fijo Oper. & Mant.

$/MWh

Coste var. Oper. & Mant.

$/MWhHoras

carbón pulverizado 2.058 27,53 4,59 9.200ciclo combinado gt 962 12,48 2,07 7.200turbina de combustión 670 12,11 3,57 10.800

tabla 4

costes de generación térmica empleados en la simulación

Coste fijo total anualizado ($/kW-yr)

Costes de combustible $/btu

Coste marginal total ($/MWh)

carbón 282,17 1,74 20,60ccgt 136,57 7,06 52,90ct 98,51 7,06 79,82

09-cap-9.indd 289 6/7/10 13:13:07

290 JaMES BuShnEll

v. anÁlIsIs y resultados

Empleando los datos descritos en la sección Iv, hemos calculado la combi-nación y el nivel de capacidad de generación óptimos resultante para cada una de las cuatro subregiones del WEcc. para los propósitos de este estudio, cada región se considera aislada de las demás. Esto equivale a asumir que los flujos de transmisión entre regiones no varían respecto a los niveles de 2007. como se describió previamente, las cuatro regiones representan un amplio espectro en términos de la demanda actual de generación y de potencial eólico futuro.

1. mercado «sólo energía»

primero examinaremos los resultados bajo el supuesto de que cada región funciona bajo un paradigma de mercado únicamente energético, sin límite de precios ni pagos por capacidad. comenzaremos examinando los precios ener-géticos de equilibrio en cada mercado. las figuras 5 y 6 muestran los precios energéticos de vaciado de mercado por horas, para cada mercado, para la últi-ma semana de agosto y la primera semana de diciembre, respectivamente. Es importante observar que dichos precios están representados en escala loga-

FIgura 5

Precios del mercado energético de agosto

5.600 5.700 5.800 5.900

NWPP RMPP

Pre

cio

($/

MW

h)

Horas del mes


Precios por hora según penetración eólica de agosto

5.000

1.000

100

25

AZNM CA

Penetración esperadaCarga de 2007

Penetración elevada

5.000

1.000

100

255.600 5.700 5.800 5.900

09-cap-9.indd 290 6/7/10 13:13:07


rítmica, reflejando la naturaleza altamente volátil de los precios eléctricos de equilibrio en mercados de «sólo energía». aunque para ca es difícil detectar diferencias significativas en los precios energéticos, el impacto de la penetra-ción eólica está claro en los patrones de precios de regiones como nWpp y RMpp.

los cambios en los perfiles de demanda residual y en los precios de equi-librio resultantes sí que tienen un efecto significativo. la figura 7 resume los niveles de inversión de equilibrio bajo los tres escenarios eólicos propuestos; el viento a los niveles de 2007, al 14% de la carga del cEMS, y al 28% de la carga del cEMS.

algunos aspectos de los resultados se reflejan en la figura 7. primero, los perfiles de carga de ca, ya de por sí volátiles, implican una combinación óp-tima con relativamente poca generación de carga base en comparación con otras regiones, mientras que la carga de la nWpp, muy constante, implica una combinación óptima basada mayormente en la carga base, sin recursos pico en absoluto bajo el escenario de referencia. Segundo, la creciente penetración de los recursos eólicos produce un claro desplazamiento de la inversión hacia los recursos de punta, menos intensivos en capital, en todos los mercados. Este desplazamiento es más pronunciado en la región RMpp, donde la penetración eólica, como porcentaje sobre la carga de referencia del cEMS, es mayor. ter-

FIgura 6

Precios del mercado energético de diciembre

8.500 8.600 8.700 8.800

NWPP RMPP

Pre

cio

($/

MW

h)

Horas del mes


Precios por hora según penetración eólica de diciembre

500

125

25

AZNM CA



500

125

25

8.500 8.600 8.700 8.800

09-cap-9.indd 291 6/7/10 13:13:07

292 JaMES BuShnEll

cero, en todos los mercados se necesita una menor capacidad térmica, como reflejo del hecho de que la penetración eólica ha disminuido la demanda re-sidual que ha de ser cubierta por fuentes térmicas. Sin embargo, la capacidad térmica requerida en equilibrio sólo se reduce modestamente por la entrada de nueva capacidad eólica.

Estos hechos se resumen en la tabla 5. la capacidad térmica agregada de equilibrio y la capacidad eólica supuesta para cada región se muestran en las columnas 2 y 3 de la tabla 5. El valor medio del factor de carga supuesto, ob-tenido de los perfiles eólicos del estudio del WEcc, se muestra en la columna 4, mientras que la cuota de capacidad térmica que es de carga base y de pico se muestra en las columnas 5 y 6 respectivamente. nótese que los niveles altos de nueva capacidad eólica (por encima de 10 gW) provocan reducciones de la capacidad térmica de equilibrio de tan sólo 1 a 2 gW.

Entre regiones, la reducción de capacidad térmica se sitúa, de media, en torno al 15% de la nueva capacidad eólica instalada, con relativamente poca variación entre cada una. Es importante mencionar una vez más, sin embargo, el importante supuesto aquí adoptado de que la producción hidroeléctrica, par-ticularmente en la región nWpp, no se ajustaría a la nueva capacidad intermi-tente. al aprovechar la ventaja del potencial de almacenamiento implícito de los recursos hidráulicos, uno se esperaría que las necesidades de capacidad en equilibrio para esta región se redujesen mucho más que la cuota resultante del presente cálculo.

FIgura 7

capacidad de equilibrio en el mercado de sólo energía

4.000 12.000 20.000

NWPP RMPP


Capacidad térmica según nivel de penetración eólica

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

AZNM CA

Carbón CCGT CT

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

4.000 12.000 20.000

09-cap-9.indd 292 6/7/10 13:13:07


2. resultados del mercado de capacidad

Igual que en el apéndice, la simulación del mercado de capacidad requiere la especificación de dos importantes parámetros. El primero es el límite de precios del mercado energético, que fijaremos en $1.000 MWh. El segundo parámetro importante es el pago del mercado de capacidad a las fuentes de generación. para calcular el pago por capacidad primero estimaremos el déficit que se crearía debido al límite de precios de $1.000 MWh 19.

En la práctica, los pagos por capacidad están destinados a sustituir los in-gresos necesarios para la inversión que, en principio, se les niegan a los pro-veedores a través de restricciones implícitas o explícitas sobre los precios ener-géticos 20. para este estudio, el cómputo de dichos ingresos se estima mediante el cálculo de los ingresos totales de los recursos de generación punta en los escenarios «sólo energía» descritos previamente. posteriormente, calculamos el nivel de ingresos contrafactual por cada MW de generación punta que habría resultado de los mismos niveles de inversión, pero con los precios que perciben

19 los mecanismos y niveles para limitar los precios varían según el mercado. los mercados de los EEuu occidentales limitan, técnicamente, los precios de la oferta en $1.000 MWh. En teoría, los precios de vaciado de Mercado pueden aumentar por encima de ese nivel, pero en la práctica no lo han hecho. una hipótesis (Joskow, 2005) es que las acciones tomadas por los operadores para preservar la fiabilidad también limitan los precios por debajo de los niveles de «escasez» necesarios para recuperar los costes de inversión.

20 ver oren (2005) y Joskow (2005).

tabla 5

resultados de equilibrio para mercados únicamente energéticos

Capacidad térmica (MW)

Nueva capacidad

eólica (MW)

Capacidad eólica factor de carga (%)

Cuota carbón (%)

Cuota CT (%)

ca23.308 na na 43 4422.753 5.670 33 36 5022.442 11.340 3 28 55

nWpp14.472 na na 93 013.188 7.890 28 81 412.237 15.780 28 64 10

aZnM20.276 na na 73 1119.691 3.840 39 68 1419.141 7.680 39 62 17

RMpp 6.751 na na 86 7 6.000 4.650 41 61 20 5.374 9.300 41 26 37

09-cap-9.indd 293 6/7/10 13:13:08

294 JaMES BuShnEll

los generadores limitados a $1.000. las diferencias, a veces denominadas en la jerga de la industria como el «dinero desaparecido» provocado por los límites de precios, se dividieron entre la capacidad punta instalada para convertir el ingreso perdido a un valor en $/KW-año. Este último valor fue empleado como valor para el pago por capacidad en el segundo juego de simulaciones. dichos pagos se presentan en la tabla 6.

Merece la pena resaltar que estos valores son considerablemente más bajos que los que realmente se observan en los mercados eléctricos de EEuu. una explicación de ello es que los números de inversión de la aIE representan los

tabla 6

Pagos por capacidad (en $/KW-año) resultantes de un límite de precios de $1.000

Sin nueva capacidad eólica 14% del CEMS 28% del CEMS

ca 58,41 54,58 55,84nWpp 0,00 0,00 0,00aZnM 1,15 1,57 12,06RMpp 0,00 2,53 24,80

costes genéricos de inversión para cada país, mientras que los mercados de capacidad tienden a operar en regiones de los EEuu como california o nueva york, donde la inversión puede resultar mucho más costosa. otro determi-nante, más importante, es el hecho de que nuestras simulaciones de equilibrio permiten que el precio se incremente por encima del coste marginal de una instalación punta más a menudo de lo que históricamente se ha observado en estos mercados. Esto es un reflejo del hecho de que nuestro modelo determina el punto de equilibrio de la capacidad mientras que los mercados de hoy en día tienden a mostrar una capacidad mayor que este nivel de equilibrio. En la práctica, los mercados de capacidad actuales no intentar diferenciar las causas de los déficits de ingresos; suelen calcular los costes netos de entrada basándo-se en los precios energéticos históricos 21. así, los ingresos perdidos debido al límite de precios producen menos dinero desaparecido en nuestra simulación de lo que se ha estimado empleando los procedimientos de los mercados de capacidad actuales.

Repetiremos las simulaciones de la sección v.1 con los dos ajustes al mo-delo original expresados por las ecuaciones (4) y (5) que figuran en el apéndi-ce. los resultados más impactantes se encuentran, naturalmente, en las horas en las que previamente los precios se situaban significativamente por encima de los $1.000. las figuras 8 y 9 ilustran los cambios en las curvas de duración

21 un ejemplo de dicho cálculo para la Región ISo de nueva york, se puede encontrar en nERa (2007).

09-cap-9.indd 294 6/7/10 13:13:08


FIgura 8

los 150 mayores precios de caP

reci

o (

$/M

Wh

)

Número de horas al nivel de carga o superiores

Gráficos por mercado.

Precios acumulados por penetración eólica

5.000.000

1.000.000

100.000

25.000

Mercado de capacidad Mercado de sólo energía



0 25 50 75 100 125 150 0 25 50 75 100 125 150

FIgura 9

los 150 mayores precios de rmPP

Pre

cio

($/

MW

h)

Número de horas al nivel de carga o superiores

Gráficos por mercado.

Precios acumulados por penetración eólica

5.000.000

1.000.000

100.000

25.000

Mercado de capacidad Mercado de sólo energía



0 25 50 75 100 125 150 0 25 50 75 100 125 150

09-cap-9.indd 295 6/7/10 13:13:08

296 JaMES BuShnEll

de precios en las horas pico para las regiones de ca y RMpp, debido tanto a la penetración eólica como a las políticas del mercado de capacidad. Estas estadísticas presentan las ciento cincuenta horas con mayores precios en cada mercado, ordenadas por precio de mayor a menor. Se debe señalar que los precios en estas estadísticas están expresados en escala logarítmica debido a su alta volatilidad.

para los escenarios eólicos representaremos las mismas horas. como se puede apreciar en estas figuras, las horas con mayores precios en la simula-ción de carga base no son las que producen los mayores precios al aumentar la inversión eólica. Esto refleja el hecho de que al tiempo que la inversión eólica aumenta, los precios son determinados crecientemente por la penetra-ción eólica a la vez que por la demanda de uso final. Esto es especialmente cierto para la región RMpp, donde las horas con mayores precios bajo niveles elevados de inversión eólica se sitúan por debajo de la centésima hora con mayores precios sin la inversión eólica. Estas figuras ilustran además el im-pacto que el límite de precios tiene sobre estas horas con «precios de escasez». En general, las horas con mayores precios se reducen a los niveles del lími-te, y los precios resultantes en el resto de horas no varían significativamente.

El impacto resultante de estos elementos del mercado de capacidad sobre los niveles de inversión se resume en la tabla 7.

tabla 7

Inversión en mercados de capacidad

TérmicaCapacidad

(MW)

Nueva genera-ción eólicaCapacidad

(MW)

Penetración eólica

Factor de carga (%)

CuotaCoal (%)

CuotaCT (%)

ca23.421 n/a n/a 43 4423.141 5.670 33 36 5022.817 11.340 33 28 55

nWpp14.472 n/a n/a 93 013.188 7.890 28 81 412.237 15.780 28 64 10

aZnM20.282 n/a n/a 73 1119.691 3.840 39 68 1419.168 7.680 39 62 17

RMpp6.751 n/a na 86 76.001 4.650 41 61 205.383 9.300 41 26 37

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3. Ingresos de los recursos eólicos

dado que las plantas eólicas individuales poseen perfiles cambiantes, tanto entre regiones como dentro de ellas, es difícil establecer afirmaciones genera-les sobre los ingresos de equilibrio de las plantas eólicas. Sin embargo, estima-remos las ganancias de una «cartera» hipotética de 1 MW formada por plantas que tengan el mismo perfil de producción que el perfil regional agregado em-pleado para construir la demanda residual.

para evaluar los ingresos de los recursos intermitentes bajo un paradigma de mercado de capacidad, necesitamos establecer más supuestos sobre cómo se mide la capacidad fiable de dichos recursos (sobre la cual se calculan los pagos por capacidad). El método más básico, y claramente demasiado generoso, sería asumir que el 100% de la capacidad instalada es apta para los pagos de capaci-dad. dada la disponibilidad intermitente de los recursos eólicos, éste no suele ser el enfoque usual. un enfoque más convencional es descontar la capacidad instalada de acuerdo a medidas históricas del factor de capacidad (producción energética media dividida entre la capacidad), bien de la instalación específica, o bien de la clase de tecnología a la que pertenece. Incluso este enfoque puede exagerar el «valor» de la capacidad en caso de que el perfil de producción de una instalación de generación esté negativamente correlacionado con la carga total del sistema. un tercer enfoque, similar al recientemente adoptado con el propósito de medir la capacidad solar y eólica de california, consiste en medir la producción de los recursos únicamente durante las horas de mayor demanda, desechando las estadísticas de producción del resto de horas 22.

para facilitar la comparación calculamos los ingresos bajo un mercado de capacidad de dos formas, siguiendo aproximadamente las opciones antes es-bozadas. El primer enfoque descuenta los pagos por capacidad de acuerdo al factor anual de capacidad derivado de nuestros datos sobre perfiles eólicos. El segundo enfoque calcula el factor de capacidad únicamente para el lapso entre las 14 y 17 horas de cada día. los resultados de las dos computaciones alter-nativas del factor de capacidad (empleando la media anual y la media de las horas pico) resultaron muy similares, por lo que sólo presentaremos los ingre-sos asumiendo que los pagos por capacidad se basan en el factor de capacidad calculado respecto a la media de las horas pico.

la tabla 8 resume los ingresos de esta hipotética turbina eólica «media» para cada región. los valores se expresan en términos de $/KWh/año. por

22 la recién adoptada ley de california también emplea una medida por exceso, más que un factor de capacidad. Esto significa que los pagos por capacidad se basen en el porcentaje de horas pico en las que la producción supera un nivel dado (por ejemplo, el 70%) de la capacidad instalada. Empleando nuestros datos, esta medida resulta en resultados extremos, así que nos centramos en su lugar en una medida de factor de capacidad para las horas pico.

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298 JaMES BuShnEll

comparación, las unidades pico ganan $95,82 KW/año mientras que las plan-tas de carbón ganan $282,17 KW/año 23. En la medida en que los costes ac-tuales de las nuevas instalaciones eólicas excedan estos niveles de ingresos por inversión de equilibrio, la diferencia tendría que ser cubierta por subsidios —bien a través de créditos tributarios a la producción o bien a través de primas sobre el precio pagadas por las empresas de servicio público para cumplir sus niveles de cartera de renovables. para tener una referencia más, empleando los mismos supuestos y estimaciones de coste de la aIE que fueron empleados para calcular los costes fijos térmicos anuales, los costes eólicos serían, aproxi-madamente, $231 kw/año.

nótese que bajo el mercado únicamente energético los ingresos para una planta eólica de perfil medio disminuyen en cada región. Esto se debe al hecho de que los precios están crecientemente influenciados por la disponibilidad eólica y un perfil que imite al perfil eólico del sistema estaría produciendo durante las horas de exceso y no produciría durante las horas de déficit de producción. Si, en lugar de esto, los ingresos estuviesen basados en una combi-nación de los ingresos de un mercado energético con precios máximos y de los pagos por capacidad, los productores eólicos saldrían un poco más beneficia-dos que bajo el paradigma «sólo energía». Este efecto es mucho más fuerte en

23 Recordar que éstos son sus costes anuales de entrada, y que las condiciones de equilibrio equilibran los costes de operación netos con estos costes fijos anuales.

tabla 8

resumen de ingresos teóricos de una turbina eólica media ($/kW año)

Región

Mercado «Sólo Energía»

Carga del CEMSPenetración eólica Penetración eólica

14% de CEMS 28% de CEMS

ca 113,24 112,11 109,27

nWpp 123,49 106,48 105,17

aZnM 138,31 135,00 132,75

RMpp 158,39 142,03 135,17

Región

Mercado de capacidad

CEMS loadPenetración eólica Penetración eólica

14% de CEMS 28% de CEMS

ca 126,74 124,82 122,31

nWpp 123,49 106,48 105,17

aZnM 138,35 135,59 136,27

RMpp 158,39 143,02 144,36

09-cap-9.indd 298 6/7/10 13:13:08


los escenarios de alta penetración eólica 24. los ingresos en el área RMpp son aproximadamente un 5% mayores con los pagos por capacidad. Esto se debe en parte a que los pagos por capacidad recompensan la producción durante las horas de mayor demanda, mientras que el mercado únicamente energético recompensa la producción durante las horas de mayor precio. a la vez que el crecimiento de la penetración eólica avanza, las horas de mayor precio se concentran relativamente más en las horas de poco viento que en las horas de demanda alta.

4. el impacto de un mercado de emisiones de co2

El último escenario que examinaremos es la aplicación de un precio de co2 al sector eléctrico. para nuestros propósitos, la fuente del precio del co2 podría ser o bien un mecanismo de límite y comercio de emisiones, o bien un impuesto sobre el co2. En vez de intentar calcular un precio de equilibrio ge-neral para el co2 asumiremos que dichas regiones participan en mercados de co2 más amplios con un precio de $25/ton. Este valor es, aproximadamente, el precio de un futuro con madurez en 2012 de una tonelada de co2 en el Sistema de negociación de Emisiones de la unión Europea (EtS). asumiremos que la imposición de precios para el co2 sólo repercute sobre los costes marginales y no sobre los costes fijos o de capital de alguna de las tecnologías de generación térmica.

Siguiendo el mismo enfoque que antes, podemos calcular los niveles de equilibrio resultantes para la inversión en capacidad térmica y los beneficios resultantes para las instalaciones eólicas. calcularemos sólo el equilibrio bajo el paradigma del mercado únicamente energético. la figura 10 ilustra las capa-cidades de inversión de equilibrio en los diferentes escenarios eólicos. Señalar que el carbón se emplea mucho menos en todos los mercados y que se queda fuera por completo en los mercados de ca y RMpp en los escenarios de ele-vada penetración eólica.

la tabla 9 resume los ingresos del mercado energético obtenidos por la hipotética planta eólica bajo diferentes niveles de penetración eólica. con el precio del carbono a $25 ton. los ingresos eólicos son sustancialmente mayo-res a nivel global. Sin embargo, con una creciente penetración eólica, la dis-minución de estos ingresos es también más pronunciada. con un precio sobre el co2 los ingresos en la región RMpp son sólo un 5% menores en términos de KW/año bajo altos niveles de penetración eólica de lo que serían para los

24 El límite de precios de $1.000 MWh casi nunca fue vinculante en las regiones nWpp y aZnM, por lo que los resultados para el Mercado únicamente energético y los mercados de capacidad son virtualmente los mismos. no hay «dinero desaparecido» en estos mercados y, por tanto, ningún pago por capacidad fue necesario, incluso con la presencia del límite de precios.

09-cap-9.indd 299 6/7/10 13:13:08

300 JaMES BuShnEll

«primeros» MW de capacidad eólica añadidos a dicha región, lo cual contras-ta con el descenso en los ingresos de casi un 15% para la misma comparación en ausencia de un mercado de emisiones. con el co2 a $25 ton., los recursos eólicos pueden obtener ingresos relativamente mayores incluso durante las horas valle en las que el carbón marcaría el precio. aumentar la penetración eólica lleva a una mayor presencia de estas horas, pero la diferencia entre estas horas valle y las horas pico es menor que sin la presencia de un precio para las emisiones.

FIgura 10

capacidad de inversión equilibrio con la tonelada de co2 a 25$

4.000 12.000 20.000

NWPP RMPP


Capacidad térmica por nivel de penetración eólica

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

CA

Carbón CCGT CT

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

Niveles de 2007

Penetración al 14%

Penetración al 28%

4.000 12.000 20.000

AZNM

tabla 9

Ingresos eólicos ($ KW/año) con el precio del co2 en $25 ton.

Región Carga del CEMSPenetración eólica Penetración eólica

14% del CEMS 28% del CEMS

ca 194,15 193,00 185,29nWpp 188,06 173,46 172,81aZnM 231,09 228,41 227,96RMpp 251,85 246,10 238,87

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5. estimando el coste de los perfiles de disponibilidad energética

dado que la combinación de equilibrio de las fuentes de generación puede ser muy diferente con altos niveles de penetración eólica, es natural pregun-tarse cuál será el impacto sobre los costes de estos cambios. Examinaremos esta cuestión mediante la comparación de dos escenarios hipotéticos. primero, calcularemos el coste total y el coste medio de cubrir la demanda residual (es decir, aquella que queda tras aplicar la nueva energía) bajo el supuesto de que la nueva energía aparece de forma consistente con los dos escenarios de penetración eólica descritos previamente. En otras palabras, calcularemos los costes medios de construir y operar plantas térmicas para cubrir la demanda que no sea cubierta por la producción renovable. Segundo, tomaremos la mis-ma cantidad de energía que en los escenarios eólicos, pero asumiremos que funciona como una fuente de suministro de carga base. En otras palabras, la nueva energía se distribuirá uniformemente entre horas. los resultados de este cálculo se resumen en la tabla 10. las columnas nombradas «perfil WEcc» se refieren a las mismas distribuciones eólicas que se aplicaron a los resultados previos. las columnas nombradas como «de carga base» muestran los resul-tados para la energía uniformemente distribuida. dado que los perfiles eólicos más volátiles requieren la construcción de menos plantas de carga base, y el funcionamiento, menos a menudo de las plantas pico, los costes medios son mayores bajo los perfiles eólicos. En california los costes medios de la varia-bilidad del suministro aumentan alrededor de un 4% ($3 MWh) bajo un 14% de penetración eólica y cerca de un 9% ($7 MWh) con una alta penetración eólica. En la región RMpp, caracterizada por su alto nivel de penetración eóli-co, los costes aumentan cerca del 25% bajo el escenario de elevada penetración eólica.

tabla 10

coste medio ($/mWh) de la generación térmica con penetración eólica

Penetración eólica del 14% de la carga del CEMS

Penetración eólica del 28% de la carga del CEMS

Como carga basePerfil eólico del WECC

Como carga basePerfil eólico del WECC

california 75,73 78,61 81,87 88,92nWpp 57,70 59,20 59,02 63,56aZnM 59,89 61,05 60,71 63,37RMpp 57,71 63,09 62,28 85,11

Con el precio del carbono en $25 ton.

california 100,26 102,78 106,46 107,18nWpp 82,16 83,57 83,15 87,31aZnM 84,82 85,76 85,56 87,61RMpp 83,43 88,20 88,43 104,92

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vI. conclusIones

El creciente despliegue de las fuentes de energía renovables, cuya pro-ducción intermitente está determinada por las fuerzas de la naturaleza, mo-dificarán los fundamentos económicos de la generación eléctrica en los mer-cados eléctricos desarrollados. En este artículo, hemos calculado cuál sería la combinación óptima de las principales fuentes de generación convencionales bajo diferentes supuestos sobre la demanda final y sobre la penetración de la generación eólica. combinamos datos sobre la demanda actual de generación térmica en el oeste de los EEuu con estimaciones altamente detalladas de la producción de nuevos recursos eólicos en esta región del país. El resultado es una «estructura de carga» con diferenciales relativamente mayores entre las puntas y la media de la demanda de producción térmica. como se demuestra en nuestro modelo de equilibrio, la cantidad de carga base proveniente de la producción basada en la combustión de carbón que supondría un equilibrio económico desciende regularmente al aumentar la penetración eólica, mientras que la dependencia de la tecnología de turbina de combustión, que presenta un bajo coste de capital, aumenta.

otro cambio importante en los fundamentos económicos de los sistemas energéticos provendrá de la creciente importancia de la producción intermiten-te como un determinante de los precios de mercado. como demuestran estas simulaciones, la disponibilidad (o falta de ella) de recursos eólicos supondrá una contribución importante a los precios de vaciado de mercado. la relación normal entre los niveles de demanda final y los precios de mercado se va re-definiendo a la vez que los recursos eólicos crecen hasta suponer una cuota sustancial del mercado. una implicación de esto es que los recursos eólicos que son «típicos», en el sentido de que su producción está correlacionada con la mayoría de los otros recursos eólicos, ganarán menos y la capacidad total de los recursos eólicos se verá intensificada. Su producción estará correlacio-nada con las horas en las que hay excedente y, por ello, cada vez menos co-rrelacionada con los precios. En caso de que exista un mercado de capacidad este efecto se vuelve más débil, lo cual ocurre debido a que —o por lo menos actualmente—, los mercados de capacidad conceden los pagos por capacidad basándose en la disponibilidad durante los periodos de elevada demanda, más que en los periodos de precios elevados. Sin embargo, esto también puede cambiar ya que los fundamentos económicos subyacentes a los mercados ener-géticos se están volviendo fuertemente influenciados por los flujos y reflujos de la generación intermitente.

a nivel global, aumentar la dependencia de los recursos intermitentes crea, o aumenta, los costes de una manera similar a la provocada por una demanda final variable. a la hora de planificar cómo atender un sistema en el que el con-

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sumo fluctúa ampliamente, las compañías deben volverse hacia los recursos que sean más flexibles, pero también más caros en términos de costes medios. Mientras que los costes añadidos asociados a una demanda final variable pue-den ser mitigados en gran medida al permitir un consumo que responda a cam-bios en los precios, la intermitencia en el abastecimiento renovable es un hecho natural. las tecnologías de almacenamiento pueden jugar un importante papel en este aspecto, y estimaciones parecidas a las desarrolladas en este artículo pueden proporcionar un valor indicativo sobre el potencial de tales opciones de almacenamiento.

Mientras que el análisis en este artículo se basa en datos tomados de los mercados energéticos reales, es importante reconocer las limitaciones de este ejercicio. Faltan dos elementos importantes de algunos mercados eléctricos —aunque sus efectos se mueven en direcciones opuestas—. no hemos mode-lizado las restricciones operativas a corto plazo de las unidades de generación térmica. la presencia de tales restricciones tendería a favorecer, aún más, a la ágil tecnología de turbina de combustión. tampoco hemos modelizado la potencial reasignación de la producción proveniente de recursos «energética-mente limitados», a saber, los recursos hidroeléctricos. En particular, en el pacífico noroeste, ésta será una importante fuente que puede proporcionar una gran aportación a la hora de contrarrestar los efectos de la generación intermi-tente. de hecho, incluso con estas limitaciones, descubrimos que los efectos de la penetración eólica en la región nWpp son relativamente pequeños, en contraste con la región, rica en recursos eólicos pero pobre en hidráulicos, de las Montañas Rocosas. tampoco hemos modelizado el potencial para un mayor comercio entre regiones, aunque dicho comercio estaría limitado por la disponibilidad de capacidad de transmisión.

por supuesto, los Estados occidentales de los EEuu realmente no empie-zan a construir sus carteras de inversión de cero. Exceptuando california, la generación a partir de combustión de carbón es actualmente el sostén prin-cipal de las compañías eléctricas al oeste del Misisipi. En la medida en que estos resultados presagian cambios en los fundamentos económicos de estas tecnologías, los cambios impactarán más a las ganancias de los propietarios de estas tecnologías que a la propia combinación actual de recursos de pro-ducción.

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aPÉndIce

un modelo de equilibrio de la inversión en generación

En este apéndice describiremos la derivación técnica del modelo de equi-librio de la inversión empleado para los resultados que se presentaron previa-mente. cada tecnología de generación convencional, indexada por i, presenta un coste marginal ci, y un coste fijo de capacidad Fi. las compañías invierten en capacidad para cubrir un mercado con una demanda que fluctúa durante los periodos t ∈ (1..T) con algún grado de elasticidad precio. la demanda, en el periodo temporal t, Qt(pt) se representa por

Qt (pt) = at – f(pt)

donde at es un desplazamiento aditivo de la demanda y f(pt) es una función del precio de mercado pt. analizaremos las diferentes formas funcionales de f(pt).

las firmas del modelo (perfectamente competitivas) continúan añadien-do producción a cualquier hora, y capacidad total, mientras los ingresos de incrementar la producción o la capacidad excedan a los costes. por ello, en equilibrio, los niveles de producción de cualquier hora se establecerán de ma-nera tal que el coste marginal de la producción sea igual al precio de mercado. podemos representar este punto de equilibrio con la siguiente condición de complementariedad.

qit ≥ 0 ⊥ pt – ci – ψit ≤ 0 ∀ i, t (1)

donde ψit representa el valor sombra de equilibrio de la capacidad de la tecnología i, y nunca será positivo si el precio está por debajo del coste margi-nal ci. Este es el precio sombra en la restricción de que la producción no pue-de ser más grande que la capacidad instalada, como se refleja en la siguiente condición.

ψit ≥ 0 ⊥ qi t – Ki ≤ 0 ∀ i, t (2)

la ecuación (1) es, por tanto, equivalente a establecer el precio igual al coste marginal de operación mientras las cantidades producidas estén por de-bajo de la restricción de capacidad Ki. El nivel de equilibrio de la inversión se obtendrá de la condición de que el valor de una unidad marginal de capacidad sea igual al coste de dicha capacidad.

Ki ≥ 0 ⊥ Fi – ∑tψit ≤ 0 ∀ i (3)

donde ∑tψit representa el valor acumulado de una unidad extra de capacidad del tipo i agregada sobre todos los periodos temporales. Es importante recordar que el valor será cero para cualquier periodo si la capacidad no se necesita en dicho periodo, lo que en este modelo es equivalente a que los precios caigan por debajo del coste marginal de producción de la tecnología i.

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El nivel de inversión y producción de equilibrio puede hallarse simultánea-mente al resolver las tres condiciones anteriores. Estas condiciones conforman un problema de complementariedad (ver cottle et al., 1992) de tamaño t x i. las secciones siguientes describen los datos empleados para formular el mo-delo empírico.

demanda de mercado

Representaremos la demanda con la siguiente función logarítmica parcial

Qrt (prt) = art – br ln(prt)

donde r se emplea para denotar la región. El valor de b se fijó en 800 para ca, nWpp y aZnM, y un valor de 400 se estableció para el RMpp por ser más pequeño. la elasticidad precio para esta forma funcional de la demanda es igual a br/Qr, por lo que en el nivel medio observado para la demanda (resumido en la tabla 2), podemos ver que la elasticidad ronda 0,05 en cada mercado. En otras palabras, se supone que la respuesta de la demanda no será cero pero sí muy modesta. una ventaja de esta forma funcional es que, en los niveles de precio cercanos al coste marginal de generación, su convexidad implica pequeñas respuestas de los precios pero, cuando los precios alcanzan niveles de «escasez» por encima de 500 $/MWh, las respuestas son mayores.

Precios límite y pagos por capacidad

El marco modelizador presentado arriba impone dos supuestos significa-tivos para alcanzar el equilibrio. primero, se asume al menos cierto grado de respuesta de la demanda final respecto a los precios. Segundo, los precios ener-géticos de equilibrio no están restringidos en ningún sentido y se permite que aumenten para equilibrar oferta y demanda.

a la hora de modelizar una capacidad de mercado figurada, modificaremos el modelo anterior en varios aspectos. primero, el límite de precios se repre-senta mediante la incorporación de una tecnología adicional de gran capacidad con un coste marginal de $1.000 MWh. En otras palabras, además de las tecno-logías térmicas actuales, i, hay una condición adicional de complementariedad similar a la ecuación (1) pero sin la restricción de capacidad de producción.

qCAPt ≥ 0 ⊥ cCAP – pt ≤ 0 ∀ t (4)

donde qCAPt sólo es positiva si el nivel del limite de precio cCAP es vinculan-te. la cantidad qCAPt puede ser considerada como el déficit energético causado por el límite de precios que habrá de ser solucionado bien a través de raciona-mientos o bien a través de transacciones fuera del mercado. para permitir los

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pagos por capacidad, la ecuación (3) se modifica de manera que los costes fijos de entrada anualizados sean iguales a los ingresos del mercado energético más los pagos de capacidad.

Ki ≥ 0 ⊥ Fi – cap_pay –∑tψit ≤ 0 (5)

la capacidad de equilibrio del mercado se representa, por tanto, por la solución simultánea de las condiciones (1), (2), (4) y (5).

Ingresos de los productores eólicos

las ganancias del perfil eólico medio se calculan multiplicando el rendi-miento de la producción eólica por el precio de mercado en cada periodo. En otras palabras, las ganancias del mercado energético de tal cartera pueden ser expresadas como

∑t prt * cFrt * capacidadr (6)

donde cF se refiere al factor de capacidad eólica en la región r en el periodo t.

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Capítulo 9. Fundamentos: Inversión en Tecnologías Renovables y No Renovables

Technology

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