Evolución del Mercado Eléctrico Mayorista mexicano

Verónica Irastorza y Jorge Montalvo*

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de México comenzó a operar en 2016, primero en el Sistema Interconectado de Baja California (BCA), el 27 de enero, luego en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) el 29 de enero; y finalmente en el Sistema Eléctrico de Baja California Sur (BCS) el 23 de marzo. Desde el comienzo de las operaciones, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), el operador independiente del mercado de electricidad y del sistema eléctrico, ha estado informando los Precios Marginales Locales (PML) por hora para aproximadamente 2,360 nodos.

El MEM es actualmente un mercado de energía a corto plazo basado en los costos, con un mercado diario y un mercado en tiempo real (expost). Para la segunda fase del mercado de energía a corto plazo, se agregará un mercado con una hora de anticipación y se eliminarán las restricciones, permitiendo ofertas libres en lugar de ofertas basadas en costos. La segunda fase comenzará a funcionar este año, dependiendo del componente de mercado involucrado.

Hasta la fecha, la antigua compañía eléctrica mexicana (Comisión Federal de Electricidad o CFE) y, a una escala mucho más pequeña, algunas empresas privadas, participan en los mercados.

Cuando comenzó el mercado, CFE estaba haciendo una oferta como una sola compañía mientras se separaba en diferentes compañías de generación (CFE Gencos I a VI).

La Figura 1 muestra los Participantes de Mercado que están en proceso de participar en el mercado y aquellos que ya lo hacen.

Como se puede observar, un gran número de Suministradores de Servicios Calificados están en proceso de incorporarse.

La Figura 2 muestra el promedio diario de PML (2) para los tres sistemas (BCA, SIN y BCS) de febrero de 2016 a enero de 2018. Los PML promedio más bajos se registran consistentemente en BCA y los más altos en el BCS, porque no hay gas natural disponible en la región. Sin embargo, de mayo a julio de 2017, (3) los precios del SIN subieron por encima de los precios de BCS. Varias condiciones contribuyeron al aumento de los precios, incluida la falta de lluvia para la generación hidroeléctrica, así como las restricciones de gas natural en algunas áreas y plantas no disponibles. Los PML promedio diario han mostrado un aumento importante en el SIN, de MX$ 882/MWh (US$ 47/MWh) en 2016 a MX$ 1270 (US$ 68/MWh) en 2017. Desde que comenzó el mercado, los precios más volátiles han sido en BCS, con una desviación estándar de MX$ 832/MWh (US$ 47/MWh), seguido de SIN (MX$ 438/MWh, o US$ 24/MWh), y BCA (MX$ 203/MWh, o US$ 11/MWh). (4) Estos datos tienen sentido ya que BCS es un pequeño Sistema aislado que no tiene gas natural, mientras BCA esta interconectado al sistema del California (CAISO) de los Estados Unidos de América, además de tener una importante penetración de ciclos combinados.

En promedio, de febrero de 2016 a enero de 2018, el PML más bajo se registró en BCA (MX$ 68/MWh, o US$ 4/MWh). El más alto fue en BCS (MX$ 4,424/MWh, o US $243/MWh).

De abril a junio de 2017, vimos un importante aumento de precios en todas las regiones del SIN. La Tabla 1 muestra el precio promedio ponderado por región del SIN en este período para los dos años de operación del MEM. La región del SIN que ha visto el mayor aumento de precios es la Peninsular, en la que el precio se ha más que duplicado en comparación con los años anteriores. Si bien es razonable esperar que la generación menos costosa sea despachada primero, la disponibilidad física real de las plantas (incluyendo su suministro de combustible) y las limitaciones del sistema significan que el despacho real puede resultar en unidades costosas (como plantas viejas que utilizan combustible ineficientes) estableciendo el precio marginal.

Desde que el mercado comenzó a operar, el precio máximo se registró el 4 de abril de 2017 y alcanzó MX$ 7,743/MWh (US$ 412/MWh) durante una hora en nodos en las regiones Peninsular y Occidental. Durante esa hora, el 75% del precio se debió al componente de congestión y 4% a pérdidas. El PML máximo en el sistema BCA (MX$ 6,734/MWh, o US$ 368/MWh) se registró el 23 de agosto de 2016 en 55 nodos del sistema, con un 66% del precio debido al componente de congestión. El sistema BCS alcanzó un PML máximo de MX$ 5,751/MWh (US$ 251/MWh) el 21 de octubre de 2017 en Los Cabos.

El 5 de Enero de 2017, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación, la Resolución que autoriza que el CENACE calcule precios “ex-post” para los efectos de las liquidaciones que se realicen en el Mercado de Tiempo Real (MTR). La Figura 4 muestra los precios en el MDA y los del MTR. (5)

En el primer semestre de operaciones (febrero de 2017 a julio de 2017) del mercado de tiempo real (MTR),el precio promedio MTR fue 23% mayor al del mercado día en adelanto (MDA), que equivale a MX$ 300/MWh (US$ 16/MWh). En el segundo semestre de operaciones (agosto de 2017 a enero de 2018) del MTR, la diferencia promedio fue negativa, de -3%, que representa MX$ 36/MWh (US$ 2/MWh). La principal razón de la diferencia de precios es porque en el tiempo real ocurren fallas en las centrales no previstas en el MDA, ya que los resultados del AU-GC supone que las plantas están disponibles y cuando en la realidad fallan, se tiene que utilizar una planta más cara que margina y sube el precio en el MTR. Otros de los imprevistos del MDA al MTR es la disponibilidad de gas natural día a día, cuando se planeaba generar con gas y no es posible, el precio sube porque se genera con una planta más cara. Asimismo, en el verano cuando hay más lluvias, las plantas que fallan se cubren con las hidroeléctricas y el efecto es menor, como sucedió a partir de junio. Cuando existen reservas suficientes de agua, el CENACE puede disponer de ella, en caso de falla de máquinas, sin necesidad de despachar unidades más caras.

Además del mercado de energía, el MEM cuenta con el Mercado de Balance de Potencia, el cual es anual e inició en Febrero de 2017. El 28 de febrero de 2018, se realizará el segundo mercado de balance de potencia para el año de producción 2017. Con respecto al precio del mercado de balance de potencia, el margen de reserva relativamente alto en México, basado en la capacidad instalada, indicaría que el precio de la capacidad debería ser cero o muy bajo. A pesar de este precio bajo de potencia, los precios resultantes del primer mercado de compensación para 2016 fueron de $1.207 millones/MW-año (US$ 64/kW-año) para el SIN, $2.51 millones/MW-año (US$ 132/kW-año) para BCA y $1.24 millones/MW-año (US$ 65/kW-año) para BCS. En el caso del SIN, los precios se debieron principalmente a la baja disponibilidad de las plantas y en parte a la falta de disponibilidad de gas natural.

Finalmente, es interesante tomar en cuenta el tema de los servicios conexos y la penetración de la energía renovable en el país. Debido al gran recurso solar y eólico del país, comparado con otros países con altas metas de generación de energía renovable, es necesaria la pronta reformulación de los servicios conexos del MEM y los servicios conexos no incluidos en el MEM ya que introducir este tipo de energía intermitente en el sistema comúnmente requiere de servicios conexos adicionales para mantener la seguridad de la red.

Actualmente los precios de algunos de los servicios conexos se compensan mediante ofertas en el MEM, donde el cálculo de requerimientos de reserva de regulación y reserva rodante es calculada por CENACE, vinculando así la cantidad de servicios conexos requeridos en los sistemas.

Esta es una buena práctica internacional, que además se recomienda conforme hay mayor penetración de renovables. En la Figura 5 se puede ver también el aumento de precios en los meses de abril a julio 2017 sobre los cinco diferentes servicios conexos del MEM.

La implementación de los mecanismos del mercado, incluyendo el sistema de información del mercado aún está en proceso por lo que a futuro, se podrá hacer un análisis aún más detallado del mismo. En estos primeros dos años de operación se observa un crecimiento en el número de participantes del mercado, pese a que sigue habiendo una fuerte dominancia de las empresas de CFE. Se han visto PMLs que reflejan las ubicaciones donde se requieren las inversiones en el sector. Cabe mencionar que internacionalmente, los procesos requeridos para la instalación de los mercados eléctricos son muy tardados y complejos. Creemos que en Mexico se ha avanzado de manera muy importante en un breve periodo de tiempo y esperamos que la evolución continúe para tener un mercado de clase mundial.

Pies de nota:

(1)http://www.cenace.gob.mx/Docs/MercadoOperacion/ParticipantesMercado/2018/Participantes%20del%20Mercado%20al%202018%2001Ene%2031%20v2018-01-31.pdf
(2) El PML promedio son promedios ponderados en los nodos de cada sistema.
(3) Para comparar los mismos meses, utilizamos los promedios de febrero a diciembre para ambos años.
(4) La desviación estándar se calcula para el período que el mercado ha operado en cada sistema, y la tasa de cambio es diferente para cada sistema.
(5) La gráfi ca muestra los precios ponderados por carga para el MDA. El MTR son promedios mensuales simples ya que la información de carga en MTR aún no es publicada en la página del CENACE.
(6) Modelo de optimización utilizado en la Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para Confi abilidad; con esta herramienta se deciden cambios al programa horario de arranques, paros y cambios de configuración, con la limitación de no parar unidades que en el Mercado del Día en Adelanto resultaron programadas para generar energía.

*Verónica Irastorza es Directora Asociada en NERA Consulting. Jorge Montalvo es Analista de la misma consultoría.