Áreas de oportunidad en el Mercado para el Balance de Potencia en México

Las opiniones expresadas en este artículo son reflejo único y exclusivo de la perspectiva de los autores. Agradecemos a Rafael Rodríguez Curiel por sus comentarios para la elaboración de este material.

Cada año, el Centro Nacional de Control de Energía (“CENACE”) calcula el precio de la potencia ofrecida en el Mercado para el Balance de Potencia (“MBP”) con el objetivo de garantizar la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico para cada uno de los tres subsistemas que integran el Sistema Eléctrico Nacional (“SEN”): el Sistema Interconectado Nacional (“SIN”), que incluye a la casi totalidad del país y de los centros de carga y nodos de interconexión del SEN,[1] y los otros dos subsistemas de Baja California (“BCA”) y Baja California Sur (“BCS”), ubicados en la península de Baja California.

Los sistemas eléctricos necesitan tener centrales eléctricas que puedan abastecer la demanda máxima del sistema y proveer respaldo por si la demanda alcanza niveles mayores a los previstos o hay algún problema en el sistema.[2] Los mercados de capacidad o potencia son complementarios a los mercados de energía, ya que los pagos por potencia tienen como propósito garantizar que haya suficiente capacidad de generación disponible para satisfacer la demanda del sistema en todo momento.[3]

• Para determinar un pago justo, en México, el CENACE modela el costo de una central eficiente para atender los picos de demanda del sistema. Esto implica que CENACE evalúe distintas opciones y elija la tecnología, tamaño y ubicación de la central más eficiente (“de menor costo”) para brindar este respaldo. Dado que estas centrales se usan normalmente en situaciones de respaldo o emergencia, se caracterizan por tener un bajo costo de inversión y altos costos variables de generación. A la tecnología seleccionada se le llama Tecnología de Generación de Referencia.
• La Gráfica 1 muestra cómo los Costos Fijos Anualizados de la Tecnología de Generación de Referencia (“CFTGR”) han aumentado, particularmente entre los años de producción 2021 y 2022, cuando experimentaron un incremento de más de 37%, resultado en parte de un incremento de más de 560% en el costo fijo unitario de transporte de combustible para la zona de potencia SIN, el cual pasó de 0.136 USD/GJ-día en 2021, a 0.9 USD/GJ-día en 2022.[4] Cabe señalar que para el año de producción 2023, el costo unitario de transporte de combustible se mantuvo en niveles similares a los del año anterior para situarse en 0.93 USD/GJ-día.[5]

Gráfica 1. Costos fijos anualizados de la tecnología de generación de referencia, SIN, años de producción 2016 – 2023[6]

Este aumento coincide con el cambio en la metodología[7], ya que desde el año de producción 2022, el CENACE dejó de especificar el punto de interconexión, o nodo, de la TGR, conforme a lo establecido en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia (“el Manual“).[8] Al no establecer un punto de interconexión específico, el cálculo es un promedio[9] de diversos nodos y es difícil de replicar —particularmente los costos de transporte de combustible, que dependen del punto de interconexión donde se ubique la central modelada por el CENACE.

Una vez determinados los costos totales anualizados de la tecnología seleccionada, dichos CFTGR se utilizan para crear la curva de demanda; los costos se multiplican por factores que van de 0 a 2, de tal suerte que, cuando la capacidad de reserva es menor a los requerimientos mínimos del sistema, el precio es igual al doble del Costo Fijo de la Tecnología de Generación de Referencia (factor 2), mientras que cuando la capacidad excede el requerimiento de reserva eficiente del sistema, el valor es cero (factor 0).[10] La curva de oferta se determina simplemente con la potencia total que se reconozca a las centrales que ofrecieron potencia (que estuvieron disponibles para generar) dentro de la 100 horas críticas del sistema[11] y es una línea vertical.

El cruce entre oferta y demanda de potencia determina el Precio de Cierre de Potencia (“PCP“).[12]Finalmente, se restan los ingresos netos[13] que obtendría dicha central de vender su generación al mercado eléctrico de corto plazo, o los Ingresos del Mercado de la Tecnología de Generación de Referencia (“IMTGR”), al PCP, para obtener el Precio Neto de Potencia (“PNP”).[14]

Si los IMTGR son suficientes para cubrir todos sus costos, no es necesario dar una compensación adicional por potencia. Por otro lado, si los ingresos son insuficientes y no hubiera un pago de potencia, la central tendría incentivos para cerrar. Normalmente, los ingresos no son suficientes y es por ello que los pagos por potencia les permiten cubrir sus costos y dan incentivos para que se mantengan disponibles.[15]

El pasado 29 de febrero de 2024, el CENACE publicó el PNP del MBP[16] para el año de producción 2023, el cual resultó en un incremento de más de 55% en el PNP del SIN respecto al año anterior, como se observa en la Gráfica 2.

Asimismo, como muestra la gráfica, el margen de reserva para el año de producción 2023 es menor que para los 4 años anteriores, reflejado en el valor del punto de cruce entre las curvas de oferta y demanda de capacidad, el cual alcanza un valor de 1.83, cercano al más alto posible (de 2) en dicho año. Una reducción en el margen de reserva del sistema explica en parte[17] el incremento en el precio de la potencia observado en los últimos años, mandando una señal de escasez en el mercado y de necesidad de inversión en capacidad de generación.

Gráfica 2. Precio Neto de Potencia (PNP) y valor del punto de cruce de las curvas de oferta y demanda de potencia (factor), SIN, años de producción 2016 – 2023[18]

Sin embargo, las señales de precio en el MBP del SEN podrían mejorarse. Las reglas actuales permiten a las autoridades establecer nuevas zonas de potencia. El Manual[19] establece que el CENACE debe evaluar las zonas de potencia existentes para determinar la conveniencia de proponer a la Comisión Reguladora de Energía crear nuevas zonas o modificar las existentes; dicha evaluación debería realizarse cada tres años. No obstante, el CENACE no ha hecho uso de su atribución. Actualmente, el SIN constituye una sola zona de potencia mientras que existen importantes restricciones de transmisión que indican la necesidad de evaluar la creación de nuevas zonas. Ello posibilitaría contar con precios que reflejen de manera más eficiente las necesidades de potencia entre las diferentes zonas del SIN.

Al concentrarse la casi totalidad del sistema en una sola zona de potencia, la señal de precios es para todo el SIN pese a que, por las limitaciones en las redes de transmisión, una central en Oaxaca, por ejemplo, difícilmente podría satisfacer la demanda máxima del sistema. Sin restricciones de transmisión, los precios en todos los nodos serían muy cercanos y tendría sentido contar con una sola zona de potencia; sin embargo, este evidentemente no es el caso. Los precios marginales locales difieren por las restricciones en la transmisión;[20] restricciones que cada vez serán mayores, en parte resultado del escaso crecimiento e inversión que ha registrado la red de transmisión en los últimos años.[21] La Ilustración 1 muestra las diferencias promedio de estos precios para las distintas entidades federativas del país.

Ilustración 1. Precio Promedio anual, mercado de día en adelanto, SEN, 2023 (MXN/ MWH)^[22]

En conclusión, aún quedan numerosas áreas de oportunidad para la mejora del cálculo del precio de la potencia en México. Algunas se tratan de oportunidades de mejora de diseño, como la determinación de nuevas zonas de potencia, mientras otras se tratan de inconsistencias metodológicas y de falta de transparencia, como los incrementos observados en los costos fijos de transporte de combustible. De cualquier forma, es necesario desarrollar un análisis a profundidad de la metodología empleada para el cálculo del precio de potencia, el cual es una señal económica fundamental para el despliegue de la capacidad de generación necesaria para garantizar el suministro seguro y confiable de electricidad para todos los usuarios del sistema.

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Notas:

[1] Se incluyen a 30 de las 32 entidades federativas que integran a México, salvo Baja California y Baja California Sur.

[2] Por ejemplo, en momentos de indisponibilidad de diversas centrales por fallas de operación, falta de combustible, o inclusive fallas en la operación de la red eléctrica, como caídas de líneas de transmisión, que pudieran afectar la oferta de generación.

[3] También son diferentes e independientes de las contrataciones que realiza el CENACE durante la aplicación del Protocolo Correctivo para la gestión de la contratación de potencia en caso de emergencia, realizada cada año en el subsistema BCA.

[4] Con base en información de la memoria de cálculo de la Tecnología de Generación de Referencia para los años de producción 2021 y 2022, consultados en: Tecnología de Generación de Referencia (cenace.gob.mx)

[5] CENACE, Informe de la Tecnología de Generación de Referencia pare el Año de Producción 2023, 26 de enero de 2024, p. 9. Consultado en: Informe TGR 2023 (v2024-01-26).pdf (cenace.gob.mx)

[6] Con base en información de la memoria de cálculo de la Tecnología de Generación de Referencia para todos los años de producción del MBP, consultados en: Tecnología de Generación de Referencia (cenace.gob.mx)

[7] La normativa continúa siendo la misma.

 [8] Numeral 11.1.1, inciso (a), Manual del Mercado para el Balance de Potencia, consultado en: Manual del Mercado para el Balance de Potencia [DOF 22-09-16].pdf (cenace.gob.mx)

[9] CENACE, Informe de la Tecnología de Generación de Referencia pare el Año de Producción 2022, 10 de febrero de 2023, p. 11. Consultado en: Informe TGR 2022 (v2023-02-10).pdf (cenace.gob.mx)

[10] Un valor de 2 es indicativo que la oferta de potencia es igual o menor a los requerimientos mínimos de reserva del sistema. Estos requerimientos, establecidos por el CENACE y la CRE, se han mantenido en el tiempo con un requisito mínimo de 7.7% y eficiente de 15.3% para el SIN.

 [11]De acuerdo con el Manual del Mercado para el Balance de Potencia, las 100 horas críticas del sistema corresponden a las 100 horas con menor reserva de generación. La reserva de generación corresponde a la generación disponible menos la demanda firme en una determinada hora. La generación disponible considera tanto la capacidad de generación disponible como la capacidad de intercambio disponible hacia la Zona de Potencia en una determinada hora. Ver numeral 3.4.2 del Manual del Mercado para el Balance de Potencia, consultado en: Manual del Mercado para el Balance de Potencia [DOF 22-09-16].pdf (cenace.gob.mx)

[12] El cruce entre la oferta y la demanda de potencia determina el valor del factor entre 0 y 2, y dicho factor se multiplica por los CFTGR para obtener un precio de cierre en MXN/MWh-año.

[13] Ingresos netos de costos variables de generación.

[14] Numeral 8.4 del Manual del Mercado para el Balance de Potencia, consultado en: Manual del Mercado para el Balance de Potencia [DOF 22-09-16].pdf (cenace.gob.mx). Se emplea el término“precio neto de la potencia”, ya que es el precio al que se paga la potencia una vez se descuentan los ingresos por el mercado de la tecnología de generación de referencia.

[15] Dichos pagos por potencia se determinan con base en la cantidad de potencia ofertada por una determinada central dentro de las 100 horas críticas del sistema, así como con base en el PNP que determine el CENACE para cada zona de potencia, es decir para cada subsistema.

[16] Precio Neto de Potencia, MBP 2024, CENACE. Consultado en: https://www.cenace.gob.mx/Docs/02_MBP/PrecioNetoPotencia/2023/Precio%20Neto%20de%20la%20Potencia%20en%202023%20(v2024%2002%2029).pdf

[17] Existen otros factores tales como las variaciones en los costos fijos e ingresos netos de la tecnología de generación de referencia, que también inciden directamente en la determinación del precio de potencia (como puede observarse en el PNP para el año de producción 2018), los cuales deben ser sujetos de un análisis detallado.

[18] Elaboración propia con base en información del MBP, consultada en el Sistema de Información del Mercado de CENACE, disponible en: Mercado de Balance de Potencia (MBP) (cenace.gob.mx).

[19] Numeral 4.2.1 del Manual del Mercado para el Balance de Potencia, consultado en: Manual del Mercado para el Balance de Potencia [DOF 22-09-16].pdf (cenace.gob.mx)

[20] Y en menor medida por las pérdidas.

[21] De acuerdo con información oficial, en los últimos 5 años (2018 – 2023), la red de transmisión creció solamente un 3%, pasando de 54,569 km en 2018 a 56,383 km en 2023. Información consultada en: sie.energia.gob.mx/movil.do?action=cuadro&cvecua=DIIE_C28_ESP

[22] Elaboración propia con base en información de precios en nodos distribuidos del Mercado del Día en Adelanto, reportada por el CENACE y consultada en: Precios de Energía y Servicios Conexos MDA (cenace.gob.mx)

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