En la noche del 7 de enero de 2014, un vórtice polar llevó las temperaturas a -15°F en todo el territorio del Atlántico Medio de PJM. El operador de la red reportó una tasa de indisponibilidad forzada del 22% —más de tres veces su promedio histórico del 7%— con 40.200 MW fuera de línea. Las unidades de gas representaron el 47% de la potencia faltante y el carbón el 34%, afectadas por equipos congelados y fallas en el suministro de combustible. Todas esas plantas habían recibido pagos a través del mercado de capacidad de PJM, que compraba su promesa de estar disponibles.
El planteamiento del problema de PJM de agosto de 2014 concluyó que «el conjunto actual de incentivos y penalizaciones por desempeño para los Recursos de Capacidad no aborda suficientemente todo lo que se requiere». El mercado pagaba por la capacidad pero no ponía precio al incumplimiento cuando este causaba el mayor daño, por lo que el personal propuso reforzar los incentivos y penalizaciones vinculados al desempeño.
El rediseño, llamado Capacity Performance, convirtió ese principio en términos tarifarios: los recursos deben entregar energía firme durante emergencias, el incumplimiento devuelve los ingresos por capacidad a tasas de penalización, y la entrega en exceso genera bonificaciones. La FERC aprobó el plan en junio de 2015, permitiendo su entrada en la subasta de capacidad para el año de entrega 2018–2019. El CEO de PJM, Terry Boston, dijo que la orden reconocía «la necesidad de garantizar un mejor desempeño de los generadores y la seguridad del combustible». El Monitor del Mercado, Joe Bowring, calificó el riesgo añadido como un diseño explícito: «mayor riesgo, mayor recompensa... Se hizo a propósito».
Pagar por el desempeño entregado, no por la capacidad prometida
Los pagos por capacidad recompensaban las promesas de disponibilidad, y nada en la tarifa castigaba el incumplimiento en la noche más fría del año.
Los generadores no tenían ninguna razón financiera para comprar combustible firme, preparar sus equipos para el invierno o disponer respaldos cuando el incumplimiento no les costaba nada.
Los precios de penalización por emergencia convierten la confiabilidad en una decisión de oferta: cada generador puede sopesar el costo del combustible firme frente a la penalización por fallar, en lugar de aprovecharse gratuitamente del conjunto de generadores.
La tasa de penalización, vinculada a lo que cuesta a la sociedad la potencia perdida, permite que el mercado descubra quién puede desempeñarse realmente y no quién habla mejor.
Contratar sobre el pago, no sobre la promesa. Un mercado que paga por la intención atrae a vendedores de intención; pagar por el desempeño entregado hace que cada postor ponga precio a su propia confiabilidad antes de la emergencia.
La primera evaluación de Capacity Performance de PJM, publicada en junio de 2018, encontró mejoras de más del 50% en muchos parámetros operativos de los generadores desde que las reglas entraron en vigor, y todos los tipos de combustible operaron con tasas de indisponibilidad forzada más bajas durante la ola de frío de enero de 2018 que durante el vórtice de 2014. Las unidades de carbón y petróleo fueron la excepción, sin mostrar mejora en las tasas de indisponibilidad forzada, mientras que el gas y la nuclear concentraron las ganancias. El esquema se implementó por completo para el año de entrega 2020–2021, y la idea del pago por desempeño se extendió a otros mercados de capacidad.
CONSULTA LAS PRUEBAS
Las fuentes
- PJM may change capacity market rules in wake of Polar Vortex Utility Dive · utilitydive.com ·
- PJM May Expand Capacity Market Rules: A Handout to Fossil Fuels, Or a Needed Reliability Boost? Greentech Media (Web Archive snapshot) · web.archive.org
- Generators get a boost from FERC approval of PJM capacity plan Utility Dive · utilitydive.com ·
- PJM: Capacity Performance rules improved generator results, though less for coal and oil Utility Dive · utilitydive.com ·