Mercados de capacidad: pagar por energía que no se espera usar
Los sistemas eléctricos se construyen para su peor hora, no para la media. Esa hora puede ser una tarde sin viento de febrero bajo cero, y puede darse una vez por década. Las centrales que existen para cubrirla afrontan un hecho comercial incómodo: su propósito entero consiste en estar paradas.
El problema del dinero que falta
En un mercado solo de energía, a un generador se le paga por cada megavatio-hora entregado y por nada más. En principio debería bastar. En las horas más tensas del año los precios deberían subir con fuerza al acercarse la oferta a la demanda, y esos picos breves deberían cubrir el coste anual de las centrales que funcionan poco.
En teoría la cuenta sale. Una central de punta puede funcionar 100 horas al año y cobrar en ellas un precio suficiente para recuperar costes. El problema es que los precios necesarios son extraordinarios - miles de euros por megavatio-hora - y ningún sistema político los tolera mucho tiempo.
Así que los mercados imponen topes, o los reguladores intervienen en las crisis, o los operadores toman medidas administrativas que sofocan el pico antes de que se forme. Cada intervención es defendible por separado y en conjunto letal para el caso de negocio de la punta. Los ingresos en que se apoya la teoría no llegan nunca. Es lo que los economistas llaman el problema del dinero que falta.
La consecuencia es que cierran centrales necesarias para la seguridad de suministro, porque seguir abiertas pierde dinero, y el sistema descubre su déficit en el primer episodio grave posterior. Como la fiabilidad es un bien público y nadie sufre un apagón parcial, el mercado no se corrige a tiempo.
Cómo funciona la subasta
Un mercado de capacidad separa dos productos: la energía, que se paga al entregarse, y la capacidad, que se paga por estar disponible. El operador prevé la demanda punta de un año futuro, añade un margen de reserva y subasta contratos por esa cantidad de potencia firme.
La subasta es descendente. El operador arranca en un precio alto y lo baja mientras los participantes se retiran, hasta que las ofertas restantes casan exactamente con el volumen requerido. Todo el que casa cobra el precio de cierre por kilovatio de capacidad y año, con independencia de cuánta electricidad genere.
El contrato trae obligaciones. Una central con capacidad contratada debe estar disponible cuando el operador declare un episodio de tensión, y paga penalizaciones si no lo está, que es lo que impide que el pago se convierta en una subvención por existir. El mecanismo británico, en marcha desde 2014, subasta con cuatro años de antelación para que dé tiempo a construir centrales nuevas, junto a una subasta más corta a un año para el ajuste fino.
Qué cuenta como un kilovatio de capacidad varía según el recurso, y ahí el diseño se pone interesante. Una central de gas se minora ligeramente por la probabilidad de avería. Un parque eólico se minora mucho, porque su aportación en una tarde en calma es pequeña. Una batería de cuatro horas se minora según si los episodios de tensión suelen durar más de cuatro horas. Estos factores de minoración son juicios técnicos con grandes consecuencias financieras, y se discuten en consecuencia.
Los argumentos en contra
La objeción más común es que los mercados de capacidad pagan a las centrales fósiles por no cerrar. En varias subastas británicas una parte sustancial de los contratos fue a gas existente y, al principio, a carbón: activos ya construidos y amortizados que recibían un pago para posponer el cierre. Que eso sea un escándalo o exactamente la función prevista depende de si se cree que esas centrales siguen haciendo falta, que es el desacuerdo real.
Una segunda objeción es que el problema es autoinfligido. Si los reguladores dejaran que los precios de escasez alcanzaran su nivel verdadero, los ingresos aparecerían y no haría falta un mercado aparte. Texas funcionó años con ese principio, con un tope muy alto y sin mecanismo de capacidad. La tormenta invernal de febrero de 2021, que mató a cientos de personas durante un apagón prolongado, se convirtió en la prueba central de ambos bandos: los críticos dijeron que los mercados solo de energía no procuran fiabilidad, los defensores que los fallos fueron de acondicionamiento invernal y suministro de gas, no de diseño de mercado.
Una tercera objeción atañe a la previsión. El operador debe estimar la demanda y los factores de minoración de un año con varios años de antelación, y errar en cualquier dirección cuesta: sobrecontratar carga al consumidor con capacidad nunca necesaria, subcontratar deja al sistema corto.
La posición intermedia, hoy habitual entre los operadores europeos, es que hace falta algún mecanismo explícito porque la tolerancia política a precios extremos no existe, pero que debe ser neutral tecnológicamente y de corta duración para no fijar activos durante décadas. Si las subastas reales lo consiguen es una cuestión empírica que varía según la jurisdicción.
Qué significa para las tecnologías nuevas
Para cualquier novedad que se conecte a una red, el mercado de capacidad es donde la fiabilidad se convierte en ingresos, y premia una propiedad concreta: estar disponible en la hora más tensa del sistema, con penalización si se falla.
Eso se mide, no se afirma. Los factores de minoración se calculan a partir de la producción histórica durante episodios de tensión pasados, de modo que un recurso gana su valor de capacidad por comportamiento demostrado bajo presión. Una fuente que realmente produce en una tarde en calma, oscura y helada vale mucho más por kilovatio que otra que produce mucho en total y poco entonces.
Las baterías ilustran lo rápido que puede cambiar esto. Las primeras subastas las minoraron con dureza por su duración limitada. Al acumularse datos de episodios de tensión y alargarse las duraciones, su minoración mejoró y empezaron a casar volúmenes grandes. El camino fue empírico, no retórico: el activo rindió, los datos lo mostraron, el factor se movió.
Ese mismo camino está abierto a cualquier tecnología de generación nueva. La producción continua vale aquí en proporción a la fiabilidad con que aparece en las horas que preocupan al operador, y el mecanismo para demostrarlo ya existe. Mide la entrega en la peor hora, que es la prueba más exigente y más honesta que aplica una red.
Preguntas frecuentes
¿Qué es un mercado de capacidad?
Un mecanismo que paga a generadores y otros recursos por estar disponibles en una fecha futura en lugar de por la electricidad producida. El operador prevé la demanda punta, añade un margen de reserva y subasta contratos por ese volumen de potencia firme, normalmente con varios años de antelación para que dé tiempo a construir.
¿Qué es el problema del dinero que falta?
En un mercado solo de energía, las centrales necesarias únicamente en las horas más tensas deberían ganar sus costes anuales con precios de escasez extremos. Los topes de precio y la intervención regulatoria sofocan esos precios, los ingresos no llegan, y centrales que el sistema necesita cierran porque seguir abiertas pierde dinero.
¿Por qué se minoran los parques eólicos en las subastas de capacidad?
Porque el valor de capacidad se mide por la aportación durante episodios de tensión del sistema, que suelen darse en tardes frías y en calma. Un parque que produce mucho a lo largo del año puede aportar poco en esas horas concretas, así que se le acredita una fracción de su potencia nominal.
¿Subvencionan los mercados de capacidad a los combustibles fósiles?
Con frecuencia han pagado a centrales de gas existentes y, al principio, de carbón para que no cierren, lo que los críticos llaman subvención y los partidarios la función prevista de pagar por fiabilidad. El desacuerdo es realmente sobre si esas centrales siguen haciendo falta, no sobre el mecanismo.
¿Pueden participar el almacenamiento y la respuesta de la demanda?
Sí, y cada vez casan volúmenes mayores. Ambos se minoran según la duración y el comportamiento demostrado en episodios de tensión pasados. Las baterías se minoraron con dureza al principio y mejoraron mucho conforme se acumularon datos operativos y se alargaron las duraciones habituales.
