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Inversión en

Inversión en generación y el problema de la seguridad de suministros g 0 : NSE I C3 I C2 I C1 g 1 € MW 0 T 0 T 1 Overall cost per unit of installed capacity 2 a 1 T 2 Hourly load monotone T 3 time g 2 g 3 time V €/MWh C0 : C NSE Hourly marginal price monotone V C1 V C 2 V C 3 time Figura 2.- El parque de generación perfectamente adaptado La parte superior de la Figura 2 (arriba) representa la evolución, por unidad de capacidad instalada en MW, de los costes totales incurridos por cada una de las tecnologías como una función del número de horas de funcionamiento. La tecnología 0 no tiene costes de inversión, por lo que no hay coste asociado en el caso de que no funcionase nunca. Por el contrario, se puede observar que esta tecnología 0 presenta un elevado coste de operación, por lo que los costes totales se incrementan rápidamente con las horas de funcionamiento. La producción de esta tecnología 0 representa la energía no suministrada a la demanda. Es por esto que se considera que es una “tecnología ficticia” que no tiene coste de inversión y por el contrario que presenta un alto coste variable. El coste variable es igual al coste social de no suministrar dicha energía, o dicho de otro modo, es igual a al precio que la demanda está dispuesta a pagar por dicha energía. Las tecnologías 1, 2 y 3 sí que presentan costes de inversión, representados en la figura por I 1 I I C , C y C respectivamente. Estos costes de inversión representan los costes totales por 2 3 MW instalado en el caso de que las unidades de generación no produzcan ni una sola hora. A 12

Generación Eléctrica partir de estos valores, los costes totales crecen en función de las horas de funcionamiento en proporción a los costes variables de cada tecnología. La curva compuesta por tramos lineales (representada en trazo grueso) en la parte superior de la Figura 2, muestra la alternativa más eficiente para cada modo de operación (definido éste por las horas de funcionamiento). De este modo, si un determinado MW de generación se va a utilizar un número de horas superior a T , entonces la mejor solución es instalar un MW de la 2 tecnología 3. Si ese megawatio de generación debe producir durante un periodo comprendido entre T y T , entonces la mejor alternativa es instalar un MW de la tecnología 2 (y 2 1 análogamente para la tecnología 1). Finalmente, si el grupo ha de producir un número de horas inferior a T , entonces la mejor alternativa es producirlo con la tecnología 0, esto es, lo mejor 0 es no suministrarlo puesto que no resulta rentable (los costes totales son superiores al propio valor que la demanda asigna a la energía no suministrada). Una vez determinamos los valores T , T y T , por medio del análisis gráfico presentado en la 2 1 0 figura, donde ser hace uso de la curva duración carga (parte central de la Figura 2), es posible calcular el número de megavatios que deben de ser instalados de cada tecnología para maximizar el beneficio social neto. A partir de este momento supondremos que este es el parque instalado. Ahora nos centraremos en la remuneración que percibe cada generador bajo esta configuración. De este modo podremos ilustrar como los precios de mercado no sólo recuperan los costes de operación sino también los costes de inversión. Para ello nos centraremos en la remuneración que recibe en cada momento un MW de la tecnología 3. De este modo, en el intervalo comprendido entre T y T , la tecnología 3 es la 2 central marginal y por lo tanto es ella la que fija el precio marginal del sistema, el cual es igual a su coste variables (véase la parte inferior de la Figura 2). Este precio permite a la tecnología 3 recuperar sus costes de operación durante ese periodo, pero durante esas horas no obtiene compensación alguna por su inversión. En el intervalo comprendido entre T y T el precio del 2 1 mercado lo establece la tecnología 2. La tecnología 3 obtiene en cada una de esas horas, un beneficio de operación igual a la diferencia existente entre los costes variables de las tecnologías 2 y 3. Gráficamente, esta diferencia es igual a la diferencia entre las pendientes de las dos curvas de coste, dicho de otra manera, es la tangente del ángulo que forman. Por lo 13