Compra de centrales por parte del Operador del Sistema

Este método es muy parecido al anterior, se basa en que si el mercado no incentiva a que se realice nueva inversión y por tanto se espera que haya momentos de escasez y apagones, el Operador del Sistema, bajo órdenes del Regulador realiza estas nuevas inversiones, garantizando que no haya momentos de escasa generación.

Las principales centrales a las que va dirigido este método son las centrales marginales de los períodos de punta de demanda, las cuales obtienen unos ingresos elevados por pocas horas de funcionamiento, pero estos ingresos son bastante volátiles, por lo que la aversión al riesgo de los agentes puede provocar que no se desarrollen nuevas centrales de este tipo, ocasionando un grave problema a la fiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico.

El proceso por el cual el regulador determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de comprar el Operador del Sistema puede ser bastante turbio, aunque el mercado eléctrico le puede ofrecer una buena señal; en cualquier caso, la ineficiencia en las decisiones llevadas a cabo por el Regulador las tendrá que absorber el consumidor final, no como en un mercado teórico, donde estas ineficiencias las absorben las empresas generadoras y no directamente la demanda.

Teóricamente las centrales pertenecientes al Operador del Sistema sólo entrarán en el mercado en aquellos momentos en que exista escasez de generación, pero, por una parte, es complicado determinar cuándo son estos momentos de escasez de generación y por otra parte, al asumir el papel de empresa generadora, con el fin de compensar sus gastos de inversión, puede intentar entrar en otros momentos.

Además, el Operador del Sistema deja de tener ese carácter imparcial al convertirse también en empresa de generación.

Este tipo de modelo se ha llevado a cabo en los principios del Neta de Inglaterra y Gales; en Noruega, aunque la capacidad que determinaba que había de ser garantizada lo hacía sólo a un año vista; es similar al modelo usado en Italia, donde se establecen unas reservas estratégicas de capacidad y se determinan mediante un proceso de subasta pública; y en Holanda se está llevando a cabo una peculiar forma de implementarlo. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:

Caso holandés:

En Holanda, país con una gran tradición industrial y que contaba con una alta capacidad instalada cuando comenzó la liberalización de su mercado eléctrico, ante el aumento en la demanda de energía eléctrica y la amenaza de la retirada de centrales viejas y menos eficientes que los nuevos entrantes, pero que aun así era fundamental para garantizar el abastecimiento de la demanda en los períodos de

punta, el Regulador decidió que el Operador del Sistema debía garantizar la permanencia de estas centrales, por una parte para evitar momentos de escasez y los consiguientes apagones, por otra, dado que este tipo de centrales que iban a ser retiradas del mercado eran principalmente de carbón, ofrecer un apoyo al sector, asegurando la demanda de carbón.

Por ello, el Operador del Sistema, con estas centrales, para asegurar su permanencia en el mercado, ha firmado contratos con éstas para realizar su adquisición, si bien ésta se realiza por plazos, comprando un cierto porcentaje de la central cada año, asegurando que las centrales, sin estar aún en manos del Operador del Sistema, sigan en el mercado funcionando. Al cabo de un mínimo de cuatro años, el Operador del Sistema ha adquirido por completo la central y éstas pasan a formar parte de la reserva estratégica de capacidad que teóricamente sólo entran en funcionamiento en los períodos de escasez.

Dado que las centrales que se compran son antiguas y ya están amortizadas, y el precio de adquisición es asumido por los consumidores finales, estas centrales sólo ofertarán en el mercado a sus costes variables de operación, convirtiéndose así en una competencia ciertamente desleal, aun así se garantiza que no influya en el mercado al entrar en funcionamiento sólo en los momentos en que haya escasez de generación en el sistema, sin embargo, es el Regulador quien determina estos momentos, pudiendo afectar a las decisiones de otras centrales de punta para entrar en el mercado, al no entrar posiblemente en el mercado, por tener las otras mejores precios.

Este modelo tiene un problema, dado que las reservas estratégicas están basadas en centrales antiguas y con un índice de averías mayor, lo cual hace que aumente la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) y disminuya la fiabilidad, haciendo necesario aumentar el nivel de reserva para compensar fallos posibles de estas centrales. Se pierde por tanto la eficiencia económica que se persigue.

Conclusiones:

• Se garantiza que nunca habrá momento de escasez y por tanto apagones en el sistema. Se crean nuevos entrantes, aunque es el Operador del Sistema quien los gestiona.

• Es una medida fuertemente intervencionista que puede influir claramente en el mercado y su precio, lo cual puede aumentar el riesgo que vean los generadores que no pertenezcan al Operador del Sistema o a los posibles nuevos entrantes, al depender el precio de las decisiones que el Regulador tome.

• Es el consumidor final quien hace frente de esta compra como medida de fiabilidad para evitar escasez de generación.

• El método para determinar cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser comprada por el Operador del Sistema, depende del Regulador, y puede ser bastante turbio y difícil de determinar por el resto de competidores del mercado.

• Las decisiones que lleva a cabo el Regulador sobre las centrales que ha de comprar pueden carecer de sentido de la eficiencia económica, siendo el consumidor final quien debe hacer frente a estas ineficiencias y gastos adicionales.

• El Operador del Sistema deja de ser imparcial al convertirse en generador también.