Estudio analiza opciones para el mercado eléctrico en medio del auge de energías renovables

Las fuentes de energía renovable, como la generación eólica y solar, ahora representan más del 20% de la electricidad en los Estados Unidos y continúan creciendo, ya que la producción a gran escala se ha más que duplicado desde el año 2000.

A pesar de este crecimiento, los fallos de energía de alto perfil ilustran los desafíos persistentes debido a la falta de capacidad disponible para proporcionar suficiente energía en momentos de alta demanda, afirmó Chiara Lo Prete, profesora asociada de economía energética en el Departamento de Energía y Minerales de la Pennsylvania State University.

El problema no radica en la generación insuficiente, sino en la capacidad poco confiable de entregar energía suficiente cuando el uso por parte de los clientes aumenta, especialmente donde predominan los recursos renovables y el gas natural en la producción de energía, explicó Lo Prete. Para apoyar mejor la transición hacia la energía limpia, ella y sus colegas de una organización sin fines de lucro con sede en Washington, D.C., estudiaron 11 propuestas de diseño del mercado eléctrico que están siendo consideradas por los operadores de la red. Estos diseños proponen diferentes enfoques para guiar la generación de energía y las fuentes, así como el uso en todos los sectores del mercado energético.

Las propuestas, que aún no se han probado en el mercado, varían desde una modificación modesta de los diseños actuales hasta una reestructuración completa. Los investigadores organizaron las propuestas en cinco categorías, desde las menos a las más drásticas, incluyendo conceptos para subastas de contratos a largo plazo y un enfoque de dos vías que combina mercados a largo y corto plazo.

"Las estructuras del mercado deberían permitir a los operadores de servicios públicos recuperar tanto los costos fijos como los variables para fomentar una mayor fiabilidad del sistema en general", afirmó Lo Prete.

Los hallazgos, publicados en la revista Energy Economics, destacan preguntas clave que enfrentan los tomadores de decisiones de servicios públicos y pueden dar forma a más investigaciones sobre cómo ajustar los mercados eléctricos. Lo Prete explicó que prever la demanda total, que se espera que crezca un 25% para 2030 y un 78% para 2050, será especialmente difícil a medida que se electrifiquen los transportes y se pongan en línea más centros de datos.

Los "contratos a futuro" obligatorios, o las obligaciones anticipadas de los distribuidores para comprar cantidades específicas de electricidad a los generadores de energía, podrían ayudar a respaldar inversiones en recursos que son fundamentales para cumplir con los objetivos de descarbonización, agregó.

Lo Prete mencionó el fallo del sistema en Texas en febrero de 2021, que dejó a más de 4.5 millones de hogares sin energía; los cortes de energía en California en agosto de 2020; y los casi apagones, también en California, en septiembre de 2022. En cada caso, el problema subyacente fue la falta de energía accesible en el momento de mayor demanda, afirmó.

Estas situaciones han llevado a los operadores de la red a considerar los enfoques del mercado revisados por los investigadores en su estudio, dijo Lo Prete. Las reformas en la mesa intentarían acomodar los cambios en la generación de energía, ya sea a través de la subasta a largo plazo de suministros eléctricos futuros, una planificación de recursos más centralizada o mecanismos como los llamados "contratos de oscilación". Estos buscan asegurar la disponibilidad de capacidades de producción de energía para su despacho en futuros períodos operativos.

"Cuando se reestructuraron los mercados en la década de 1990, el sistema era muy diferente al que tenemos hoy", comentó Lo Prete.

En ese momento, el sistema se centraba en plantas de energía térmica impulsadas por combustibles fósiles y energía nuclear. Los mercados de servicios públicos de hoy no están estructurados para integrar y sostener las fuentes renovables y el almacenamiento de electricidad a gran escala que han surgido desde entonces.

Aún así, mantener una variedad de generación de energía es vital, ya que las instalaciones más antiguas, como las plantas de carbón, contribuyen menos al suministro de energía pero siguen siendo importantes para un servicio consistente, dijo Lo Prete. El año pasado, el carbón representó el 8% del consumo de energía primaria a nivel nacional, una disminución del 23% en 2000, según un informe del Congreso.

Para su estudio, Lo Prete y sus socios de investigación en Resources for the Future (RFF) examinaron propuestas de mercado para evaluar la asequibilidad de la energía, la eficiencia, la adecuación energética y otros factores. Lo Prete, asociada docente del EMS Energy Institute y del Institute of Energy and the Environment y becaria del Wilson Faculty Fellow en Penn State, completó un año sabático en RFF antes de la publicación del artículo.

Entre sus conclusiones, los investigadores encontraron que la organización de la supervisión regulatoria dificulta la incorporación de políticas de energía limpia en los mercados eléctricos. Los "contratos a futuro" que requieren compras específicas de electricidad podrían promover el almacenamiento de energía y la capacidad general de los sistemas de energía para satisfacer las necesidades de los clientes, encontraron.

Al mismo tiempo, los autores afirmaron que fue difícil hacer recomendaciones o respaldar una propuesta sobre otras, en parte porque los conceptos estaban en diferentes etapas de desarrollo. Los investigadores citaron preocupaciones específicas sobre los incentivos de inversión inadecuados en los mercados energéticos actuales.

Los autores también instaron a la cooperación entre los investigadores del mercado energético, alentándolos a hacer que las propuestas sean accesibles para audiencias amplias y facilitar la entrada y retroalimentación de esos constituyentes. La comunicación ayudará a los investigadores a comprender preocupaciones y posibles puntos de confusión, afirmaron.