El desarrollo de parques eólicos marinos híbridos representa una alternativa cada vez más atractiva para acelerar la integración regional de los mercados eléctricos y optimizar el uso de las infraestructuras de transmisión. A diferencia de los proyectos radiales tradicionales, que conectan la generación eólica a un único país mediante enlaces dedicados, los proyectos híbridos combinan la evacuación de energía renovable con intercambios transfronterizos de electricidad a través de interconectores multipropósito. Esta configuración permite aprovechar mejor los activos de red y aumentar la eficiencia del sistema, especialmente cuando la producción eólica disminuye y la capacidad de transmisión puede utilizarse para el comercio internacional de energía. Sin embargo, los beneficios sistémicos asociados a este modelo contrastan con una mayor exposición al riesgo para los inversionistas y operadores de generación ubicados en zonas de oferta marinas especializadas. Bajo esta estructura, la interacción entre flujos comerciales, congestiones de red y reglas de acoplamiento de mercados puede provocar ingresos inferiores a los que recibirían instalaciones equivalentes conectadas directamente al mercado nacional de referencia. Por tal motivo, la discusión regulatoria se ha concentrado en diseñar mecanismos de compensación que permitan reducir estas desventajas sin eliminar las señales económicas que justifican la existencia de dichas zonas de mercado.

Dentro de este contexto, los riesgos identificados se agrupan en dos categorías principales: riesgo de precio y riesgo de volumen. El primero surge cuando el precio de mercado en la zona marina converge hacia los valores más bajos observados entre los mercados vecinos, reduciendo los ingresos obtenidos por los productores. El segundo aparece cuando restricciones físicas o comerciales impiden exportar toda la energía disponible, obligando a reducir producción o aceptar menores cantidades despachadas. Además, la incorporación de metodologías avanzadas de acoplamiento híbrido incrementa la complejidad del fenómeno. Estas metodologías integran de manera más estrecha los flujos de interconexión con los procesos de asignación de capacidad, lo que puede generar comportamientos de precios menos intuitivos y situaciones adicionales de congestión. A medida que las limitaciones de transmisión se trasladan desde las conexiones marinas hacia elementos de la red terrestre, los productores pueden experimentar reducciones tanto en el precio recibido como en el volumen efectivamente comercializado. Debido a ello, la evaluación de los mecanismos de compensación requiere analizar múltiples escenarios capaces de representar diferentes combinaciones de congestión, restricciones operativas y competencia por la capacidad disponible.

Con el propósito de determinar el alcance real de las compensaciones propuestas, se comparan cinco diseños regulatorios mediante escenarios que reproducen distintas manifestaciones de riesgo. Algunos mecanismos buscan compensar únicamente las diferencias de precios observadas entre la zona marina y los mercados vecinos; otros se activan exclusivamente cuando los operadores de red restringen la capacidad disponible para el comercio transfronterizo; asimismo, existen alternativas que intentan reconstruir un escenario de referencia sin restricciones para estimar las pérdidas efectivamente sufridas por los productores. Los resultados muestran diferencias significativas en la cobertura ofrecida. Cuando el problema se origina únicamente en condiciones normales de mercado, varios mecanismos permanecen inactivos porque no existe una reducción explícita de capacidad atribuible a los operadores de red. En cambio, cuando las pérdidas derivan de restricciones impuestas sobre líneas críticas o interconectores, ciertos esquemas logran compensar parte de la disminución de ingresos. No obstante, la cobertura rara vez es completa. Algunos diseños protegen el precio pero no el volumen perdido, mientras otros extienden la compensación al volumen potencial de producción aun cuando la reducción no esté directamente relacionada con las restricciones que justifican el mecanismo. Como resultado, la efectividad depende estrechamente de la naturaleza específica del riesgo que enfrenta el proyecto y de las condiciones que activan cada instrumento.

A partir de esta comparación emerge una conclusión relevante para la política energética europea. La regulación recientemente adoptada mejora de manera apreciable los enfoques previamente propuestos porque dirige la compensación hacia pérdidas asociadas con limitaciones en la capacidad disponible para el comercio transfronterizo. Pese a ello, el riesgo adicional introducido por las zonas de oferta marinas supera el alcance de las situaciones contempladas por la normativa, de modo que persisten diferencias frente a los proyectos radiales convencionales. Asimismo, la implementación práctica plantea desafíos regulatorios y operativos, dado que algunas versiones del mecanismo requieren recalcular el resultado del mercado bajo escenarios contrafactuales para estimar correctamente las compensaciones. Aunque pueden emplearse aproximaciones simplificadas utilizando precios observables, estas alternativas modifican el nivel de protección alcanzado. Al mismo tiempo, la distribución de los costos adquiere importancia porque las compensaciones se financian siguiendo el principio de que quien genera la restricción debe asumir sus consecuencias económicas. Finalmente, aunque instrumentos como los Contratos por Diferencias pueden absorber gran parte de los riesgos de precio y volumen, su financiación recae sobre los países promotores de los proyectos. Por consiguiente, si el objetivo es impulsar un desarrollo más orientado al mercado y respaldado por acuerdos privados de compraventa de energía, podrían requerirse mecanismos complementarios capaces de ofrecer una cobertura más amplia frente a las incertidumbres específicas que enfrentan los proyectos híbridos en entornos marinos.

Para leer más ingrese a:

https://fsr.eui.eu/publication/compensation-mechanisms-to-mitigate-the-market-risk-in-offshore-bidding-zones/

https://cadmus.eui.eu/server/api/core/bitstreams/f51c9681-62d4-410d-9bbd-4aac75c123ff/content