En el sector energético, se pierde más dinero por no entender el mercado que por no entender el equipo.
Una brecha que cuesta dinero de verdad
Los ingenieros optimizan la planta para el rendimiento técnico. Los equipos comerciales optimizan la posición según el precio. Las dos conversaciones ocurren en salas distintas, y las consecuencias se notan.
Un parque eólico ubicado donde el recurso es excelente pero la red no puede absorber la producción. Una batería dimensionada para una duración que ningún flujo de ingresos de ese mercado remunera. Un activo flexible despachado para maximizar la producción cuando el valor estaba en estar disponible en horas concretas. Un acuerdo de compra de energía firmado sobre supuestos de precios futuros que nadie con conocimiento operativo llegó a revisar.
En cada caso el fallo está en la traducción entre disciplinas, no en la falta de conocimiento.
El activo es físico y el ingreso es una construcción de mercado. Alguien tiene que entender ambas cosas, y normalmente nadie lo hace.
Ese es el argumento para tratar los mercados energéticos como una dirección de ingeniería y no de finanzas. Quienes más lo necesitan son perfiles técnicos.
Qué cubre esta dirección
El alcance: economía energética, mercados eléctricos, política energética, regulación y análisis de inversión.
Cuatro áreas.
Estructura del mercado. Mercados mayoristas, balance del sistema, servicios auxiliares y mecanismos de capacidad.
Formación de precios. Orden de mérito, precio marginal, escasez y el efecto de la generación con coste marginal cero.
Instrumentos de política. Esquemas de apoyo, precio del carbono, cargos de red y su interacción.
Inversión. Economía de proyectos, apilamiento de ingresos, reparto de riesgos y estructuras contractuales.
Por qué los precios de la electricidad se vuelven negativos
Es lo más útil que se puede entender en esta dirección, porque explica buena parte de un comportamiento que de otro modo resulta confuso.
La electricidad de una red no se puede almacenar. La oferta y la demanda deben coincidir de forma continua, segundo a segundo, o la frecuencia se desvía y los equipos se desconectan. Esa restricción es lo que hace tan extraño a este mercado.
Los mercados mayoristas suelen fijar el precio al coste del generador más caro necesario para cubrir la demanda. La eólica y la solar casi no tienen coste marginal, porque el combustible es gratis, así que pujan a cero o cerca de cero y desplazan a las plantas más caras. Cuando la producción renovable es alta y la demanda es baja, el precio de casación cae a niveles muy bajos.
Puede llegar a ser negativo, y las razones son racionales.
Estructuras de subvención. Un generador que cobra por unidad producida puede seguir ganando dinero con un precio ligeramente negativo, así que prefiere pagar por seguir generando antes que parar.
Costes de parada. Las grandes centrales térmicas y nucleares son caras y lentas de parar y volver a arrancar, así que aceptar un precio negativo durante unas horas puede salir más barato que hacer un ciclo de parada y arranque.
El sistema necesita equilibrio. Alguien tiene que consumir el excedente, y un precio negativo es la señal que le paga por hacerlo.
Tres consecuencias que importan a nivel comercial. Los ingresos de los generadores renovables no son simplemente la producción multiplicada por el precio medio, porque su producción está correlacionada con la de los demás, así que ganan menos justo cuando más producen. La demanda flexible y el almacenamiento ganan precisamente gracias a esa volatilidad. Y un mercado diseñado en torno al precio marginal se comporta de otra forma cuando buena parte del parque tiene un coste marginal cercano a cero, lo cual es un debate de política activo y sin resolver, no una cuestión zanjada.
Dónde encaja esto en el dominio
Economía, mercados y política energética es la novena de las nueve direcciones del dominio de energía, clima y nuclear de Astra Trainer, y es la que determina si algo de las otras ocho llega a construirse. La conexión a red, la duración del almacenamiento, la financiación nuclear, los contratos de compra de hidrógeno y la inversión en descarbonización dependen todos de la estructura del mercado y de la política.
Se conecta sobre todo con los sistemas energéticos y las redes eléctricas, porque las restricciones de red y los resultados de mercado son el mismo problema visto desde dos ángulos, y con el almacenamiento de energía, cuyo caso de negocio depende por completo del comportamiento del mercado. Puedes ver las nueve direcciones aquí.
Capacidad: se paga por existir, no por producir
Un concepto que suele confundir a quienes vienen del mundo de la ingeniería, y que decide la viabilidad de una parte enorme del parque de generación.
Un mercado basado solo en energía paga a los generadores por lo que producen. El problema es que el sistema necesita suficiente capacidad disponible para las horas de mayor demanda, y una planta que funciona solo unas pocas decenas de horas al año no puede recuperar sus costes fijos en esas horas a menos que los precios sean extremadamente altos, algo que los reguladores son reacios a permitir y que a los consumidores no les gusta.
Los mecanismos de capacidad resuelven esto pagando a la planta por estar disponible, la use o no. El generador se compromete a estar ahí cuando se le requiera y afronta penalizaciones si no lo está.
Tres ideas que conviene retener.
Es un instrumento de fiabilidad, no una subvención en el sentido habitual. Compra un seguro contra la escasez.
El diseño determina qué tipo de activo atrae. Las reglas sobre duración, derrateo y elegibilidad deciden si un mecanismo premia a las turbinas de gas, las baterías, la respuesta de la demanda o la interconexión, y pequeñas decisiones de diseño mueven miles de millones.
Es un tema discutido. Los economistas no se ponen de acuerdo sobre si los mecanismos de capacidad corrigen un fallo de mercado real o si anulan las señales de precio que de otro modo atraerían flexibilidad. Ambas posturas se defienden con seriedad, y el diseño varía mucho de un mercado a otro.
El curtailment, y por qué la ubicación decide la rentabilidad
El mecanismo práctico por el que dos proyectos técnicamente idénticos producen resultados financieros distintos.
El curtailment es la producción que podría haberse generado y no se generó, porque la red no podía absorberla o el sistema no la necesitaba. Ocurre por varios motivos: restricciones locales de transporte, exceso de oferta a escala del sistema, requisitos de estabilidad que exigen un mínimo de generación síncrona en funcionamiento, o precios negativos que hacen que generar no sea rentable.
Que un generador reciba compensación por la producción recortada depende por completo del diseño del mercado y de las condiciones del contrato, y esto varía muchísimo.
Lo que sigue es un conjunto de realidades comerciales que los ingenieros suelen aprender tarde.
El mejor recurso no es el mejor emplazamiento. Una ubicación con viento excelente pero detrás de una red saturada puede ganar menos que una ubicación mediocre con acceso firme.
Los precios varían según la ubicación en los mercados con precios nodales o zonales, a veces de forma drástica, y la diferencia refleja exactamente estas restricciones.
Ubicar almacenamiento junto al activo cambia el cálculo, porque absorbe la producción que de otro modo se recortaría y la traslada a horas de precio más alto.
El riesgo de curtailment es una variable financiable. Los prestamistas lo incorporan al precio, y un proyecto que no lo haya evaluado bien descubrirá el hueco justo en el momento más caro de corregirlo.
Los puestos, uno a uno
Analistas de mercados energéticos.
Traders de energía y optimizadores de despacho.
Economistas de la energía, en política, regulación y consultoría.
Especialistas en asuntos regulatorios, donde el detalle del diseño decide los resultados.
Analistas de financiación de proyectos de infraestructura energética.
Originadores y estructuradores de acuerdos de compra de energía.
Responsables de optimización de activos, que gestionan baterías y plantas flexibles frente al mercado.
Analistas de previsión, de precio, demanda y producción renovable.
Analistas de política energética en gobiernos, reguladores y operadores del sistema.
A quién se puede reconvertir hacia aquí
Ingenieros de sistemas eléctricos. La reconversión de mayor valor en esta dirección. Quien entiende las restricciones de la red y aprende además la estructura del mercado se vuelve escaso y valioso de inmediato.
Personal de operación de planta. Hacia la optimización de activos, aportando los límites operativos que un analista puramente comercial no acertaría a fijar.
Analistas financieros. Hacia las finanzas de la energía, donde lo que les falta es el contexto físico y regulatorio, no la modelización.
Analistas de datos y de previsión. Hacia la previsión de precios y de producción, un área en crecimiento donde el método ya existe y lo que falta es el conocimiento del sector.
Personal comercial de petróleo y gas. Hacia los mercados eléctricos, con la salvedad de que la electricidad, al no poder almacenarse, se comporta de forma distinta a las materias primas que ya conocen.
Profesionales de política y regulación procedentes de otros sectores regulados.
Ingenieros que pasan a puestos de desarrollo de proyectos, que necesitan este contenido y normalmente no reciben nada de él.
Esto no es asesoramiento financiero ni de inversión. Esta dirección explica cómo se estructuran los mercados energéticos y los instrumentos de política. Es contenido educativo, no asesoramiento de inversión, trading, legal ni regulatorio, y nada de lo aquí expuesto es una recomendación sobre ningún activo, contrato o posición. El trading de energía es una actividad regulada en la mayoría de las jurisdicciones, sujeta a requisitos de abuso de mercado, reporte y licencia que varían según el mercado y cambian con el tiempo. Las organizaciones deben buscar asesoramiento profesional cualificado para cualquier decisión concreta.
Qué llevarte de todo esto
La electricidad no se puede almacenar en la red, y ese único hecho físico explica todos los rasgos inusuales de su mercado.
Los precios negativos son un comportamiento racional bajo ciertas estructuras de subvención y costes de parada, no un fallo del sistema.
Los mecanismos de capacidad pagan por la disponibilidad porque los mercados basados solo en energía pueden no financiar la reserva que el sistema necesita, y su diseño decide qué tipo de activo atraen.
El curtailment y la ubicación hacen que dos proyectos idénticos puedan tener rentabilidades muy distintas, y los prestamistas incorporan ese riesgo al precio, lo haya evaluado o no el promotor.
Y la persona valiosa aquí es la que domina las dos mitades. Los ingenieros que aprenden el mercado se vuelven escasos enseguida, y casi nadie se lo está enseñando.
¿Por qué los precios de la electricidad se vuelven negativos?
Porque la oferta y la demanda deben coincidir de forma continua, y los generadores con subvenciones ligadas a la producción o con costes de parada y arranque elevados prefieren pagar por seguir funcionando antes que detenerse. Un precio negativo es la señal que paga a alguien por absorber el excedente.
¿Por qué los generadores renovables ganan menos de lo que sugieren los precios medios?
Porque su producción está correlacionada con la de otros generadores renovables del mismo mercado, así que los precios son más bajos justo cuando más producen. El ingreso no es la producción multiplicada por el precio medio.
¿Para qué sirve un mecanismo de capacidad?
Para pagar a la planta por estar disponible en las horas de escasez, porque un generador que funciona solo unas pocas decenas de horas al año no puede recuperar sus costes fijos en un mercado basado solo en energía sin precios de escasez extremadamente altos. Que esto corrija un fallo de mercado real es un asunto realmente discutido.
¿Por qué la ubicación cambia la rentabilidad de un proyecto?
Porque las restricciones de red provocan curtailment, la compensación por la producción recortada depende del diseño del mercado y de las condiciones del contrato, y muchos mercados fijan precios distintos de la electricidad según la ubicación. Un recurso excelente detrás de una red saturada puede ganar menos que un recurso medio con acceso firme.
¿Quién se beneficia más de la formación en mercados?
Los ingenieros de sistemas eléctricos, que se vuelven escasos y valiosos en cuanto dominan tanto la red como el mercado, seguidos por el personal de operación de planta que pasa a optimización de activos y los ingenieros que pasan a puestos de desarrollo de proyectos.