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(normalmente, solo unos dólares por megavatio/hora y en
relación con los costos de utilización y otros costos operativos) y pueden considerarse prácticamente nulos para
todos los efectos. Por ejemplo, una unidad eólica que funciona en un periodo en que la demanda es alta y el precio
spot es establecido por un generador de diésel obtiene un
beneficio a corto plazo equivalente a la diferencia entre
los costos marginales de la unidad de diésel y el generador eólico. En los mercados relativamente consolidados
de los Estados Unidos y Europa, el comportamiento algo
predecible de las curvas de oferta y demanda ha dado
como resultado precios spot moderadamente estables, lo
que facilita la previsibilidad de los ingresos que necesitan
los generadores para asegurar el financiamiento con los
prestamistas.
Por el contrario, los sistemas eléctricos con grandes proporciones de energías renovables pueden tener mucha menos
variedad en el costo variable de las tecnologías de generación. La figura 1(b) muestra las curvas de oferta y demanda
de un sistema hipotético en que todos los generadores tienen
costo marginal cero, similar a cómo se verían las curvas de
oferta en un sistema con mucha generación de numerosas
fuentes de energía hidráulica, eólica y solar. Nótese que, en
esos casos, cada vez que la demanda es suficientemente baja,
los precios spot son iguales a cero. Sin embargo, cuando la
demanda sube, los precios pueden aumentar drásticamente,
permitiendo que todas las tecnologías recuperen sus costos
de inversión. Aunque todas las unidades de generación se
benefician de los precios de escasez, su incidencia en el caso
representado en la figura 1(a) es particularmente importante
para asegurar que las unidades de generación máxima (p. ej.,
generadores de diésel) puedan recuperar sus costos de inversión. De otro modo, los incentivos para la entrada y salida de
capacidad funcionan de la misma manera en ambos ejemplos.
Nótese que en la situación representada en la figura 1(b), hay
una discrepancia más extrema entre los precios spot máximos (precios de escasez potencialmente muy altos) y los precios bajos (prácticamente cero), lo que a la larga da incentivos
a las fuentes de la demanda para ajustar el consumo, logrando
un efecto similar al aumento o la disminución de la capacidad
de generación.
Por lo tanto, conceptualmente, no hay nada que impida
la aplicación de la teoría clásica de tarificación spot en
los sistemas con grandes proporciones de generación de
fuentes con costo marginal cero. Como mostramos en la
figura 1(a) y (b), la única diferencia es que, en los sistemas
con mucha generación de tecnologías con costo marginal
cero, la tarificación de escasez se convierte a la larga en
el principal mecanismo para asegurar la recuperación de
los costos porque es probable que los precios spot sean
cero durante periodos extensos. Si se dispone de mercados
financieros líquidos utilizados para cubrir el riesgo del precio/volumen en diferentes periodos, se asegura la matriz
de expansión de capacidad (y se puede financiar). En estas
situaciones, los consumidores también pueden definir sus
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necesidades de confiabilidad óptima y participación en el
mercado como una respuesta activa a la demanda basándose
en las preferencias personales (p. ej., aversión al riesgo).
En mercados de electricidad consolidados que siguen
estos principios de diseño, los precios spot pueden aumentar
radicalmente durante periodos de escasez debido a los límites
de precios altos (como se observa en Australia y Texas). En la
práctica, no obstante, la estimación administrativa del valor
de la carga perdida (VoLL, por sus siglas en inglés) utilizada
para determinar los límites de precios a veces es manejada
por consideraciones políticas en lugar de técnicas, lo que
puede producir distorsiones. Un desarrollo relativamente
reciente en relación con la fijación de precios en periodos
de escasez (que se aborda en la siguiente sección) ha sido la
implementación de curvas de demanda de reservas operativas (ORDC, por sus siglas en inglés) inclinadas empleadas
en algunos mercados de los Estados Unidos y México, en que
las curvas dependientes de precios reemplazan las curvas de
demanda verticales para las reservas operativas.
En la práctica, los límites de precios bajos, los mercados
financieros sin liquidez para contratos a largo plazo y la falta
de respuesta a la demanda pueden suponer verdaderos desafíos para los mercados de electricidad en su forma más pura,
los que optan por depender únicamente de la tarificación
spot, incluida la tarificación de escasez, para ofrecer incentivos a la expansión. Estos desafíos se acentúan especialmente
en países con rapidez en el aumento de carga o niveles cada
vez mayores de retiro de capacidad de generación existente,
en que la falta de nuevo suministro podría generar escasez. Además, es probable que estos desafíos se pronuncien
incluso más con las proporciones cada vez mayores de generación a partir de energías renovables. No solo existe una
tendencia hacia una situación de todo o nada con respecto
a los precios de equilibrio, como se ilustra en la figura 1(b),
sino que la disrupción tecnológica de las energías renovables
ha alterado profundamente el panorama de expectativas para
el sector eléctrico. En particular, hay dudas importantes con
respecto a la rapidez con la que seguirá bajando el costo de
las fuentes de energías renovables y continuará aumentando
su proporción en la matriz de expansión, así como la rapidez con la que se difundirán otras innovaciones, como el
surgimiento de fuentes de energía distribuida, respuesta a la
demanda y tecnologías de almacenamiento. La combinación
de volatilidad de precios spot e incertidumbre con respecto a
la futura evolución del sistema genera un entorno que podría
amenazar potenciales inversiones y préstamos, dando lugar
a incluso una mayor motivación para los mercados a largo
plazo por productos financieros y/o de confiabilidad.

Tarificación spot en sistemas
hidráulicos en América Latina: una forma
de tarificación de escasez
América Latina está conformada por 16 países y cuenta con
un sistema eléctrico con alrededor de 400 GW de capacidad
instalada, en que la energía hidráulica representa aproximaieee power & energy magazine 	

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