En los últimos meses, el mercado de electricidad de la región PJM, considerado uno de los más grandes de Estados Unidos, ha visto un aumento significativo en las facturas de electricidad, con incrementos de hasta un 24%. Este fenómeno ha sido atribuido en parte a las decisiones de diseño de las subastas a cargo de PJM, así como a una modelización ineficiente de la oferta y la demanda. Un estudio reciente revela que los errores en el modelo de PJM podrían costar hasta 12 mil millones de dólares a 66 millones de residentes entre 2025 y 2027, lo que llama a la acción sobre la necesidad de una reforma en la gestión del sistema eléctrico de la región.
El equipo de modelado energético de SemiAnalysis ha reconstruido el conocido “Estudio de Requerimiento de Reserva” de PJM, el cual, hasta la fecha, había sido considerado como una “caja negra”. Este estudio desempeña un papel crucial en cómo PJM decide qué tipo de plantas de energía adquirir para garantizar la fiabilidad del suministro eléctrico. Sin embargo, a través de su análisis, se ha evidenciado que la metodología de PJM subestima la capacidad de las plantas existentes y ha malgastado enormes sumas de dinero de los consumidores.
Problemas estructurales en PJM
El modelo de PJM ha quedado expuesto como «estructuralmente anti-crecimiento» debido a un mercado de capacidad mal diseñado y a un sistema de gobernanza que se muestra poco eficiente. Entre los principales hallazgos del estudio, destaca que PJM ha subestimado en aproximadamente 4 gigavatios la producción energética disponible de sus plantas, esto debido a una metodología que no considera la mayor eficiencia de las plantas en invierno.
Además, se estima que la ineficacia de la modelización ha llevado a un desperdicio de fondos de los contribuyentes de aproximadamente 12 mil millones de dólares durante el período mencionado. Este análisis pone de manifiesto que una mejor modelización podría haber generado importantes ahorros económicos, cifrados en 6.7 mil millones de dólares si se hubiera reducido solo 14 megavatios en la capacidad adquirida para el período 2025/26.
Las subastas de emergencia que PJM planea llevar a cabo también han sido objeto de crítica, ya que implican contratos que se extenderán hasta 2043 sin que existan partes comprometidas que garanticen su ejecución. Esta falta de claridad y compromiso penaliza a los consumidores, quienes asumirán el costo de uno de los posibles peores escenarios: el pago de plantas que no entrarán en funcionamiento si la demanda proyectada no se concreta.
Desafíos y opciones de mejora
Los problemas se agravan por la existencia de un modelo de subasta que no distingue entre plantas nuevas y existentes, creando un mercado donde los generadores existentes, a menudo ineficientes, obtienen ingresos injustificados. Esto provoca que el costo de la subasta haya aumentado exorbitantemente, de precios que rondaban los $28.92 a cifras actuales que oscilan entre $270 y $333 por megavatio-día.
Una evaluación más precisa de la capacidad de las plantas, que considere factores como la mejora del rendimiento en climas fríos y las recentralizaciones de invierno, podría aliviar la carga financiera sobre los residentes de PJM. La falta de una corrección en la modelización también significa que los planes de crecimiento de la región se están viendo obstaculizados, lo que limita las inversiones en generaciones de energía más limpias y sostenibles.
PJM tiene ante sí un reto significativo: reformar su modelo de subasta y avanzar hacia un sistema que refleje mejor la realidad del suministro energético y las necesidades emergentes del mercado. Los próximos meses serán cruciales para implementar cambios que puedan revertir estos problemas y asegurar un futuro energético más estable y económico para sus residentes.