*Por Mario Alberto Benítez, Analista de Inteligencia de Mercado en Eon Energy
En la actualidad los generadores o centrales eléctricas obtienen sus ingresos a través de 3 diferentes medios: (l) vendiendo energía, (ll) brindando soporte a la red mediante de servicios conexos, y (lll) proporcionando potencia.
A mayor abundamiento, a partir de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), surge el Mercado de Balance de Potencia (MBP), el cual tiene como objetivo realizar un pago anual y ex post a los generadores por cada unidad de potencia (MW) que aporten y para asegurarse que los consumidores tengamos suficiente capacidad de demanda del sistema eléctrico en todo momento. A pesar de que la forma en que se reconoce la potencia que brindan estos generadores es limitada a las 100 horas críticas, horas donde el sistema tiene el menor margen de reserva, o en otras palabras donde, la demanda y la generación tienden a ser la misma, es claro que lo que se busca son señales para construir centrales eléctricas únicamente cuando el Estado detente esa necesidad.
En este tenor, para que dichas centrales eléctricas se construyan, debemos asegurarnos que las mismas tengan la oportunidad de obtener una tasa de rendimiento razonable por toda su vida útil. El precio de la potencia debe cubrir los costos fijos de una central eléctrica, tales como los costos nivelados de la inversión, costos fijos de mantenimiento, y, en caso de tratarse de una tecnología térmica, el costo de transporte y reserva de combustible. Los costos variables serán recuperados a través de la venta de energía.
Hoy en día, se les reconoce potencia a las centrales eléctricas térmicas y renovables que participan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) aún y cuando muchas veces se ha cuestionado acerca de este reconocimiento a las tecnologías intermitentes, tales como la solar y eólica, dado que estas centrales de generación de manera incierta pueden contribuir al margen de reserva cuando el sistema requiere de potencia.
Con base en lo anterior, es vital preguntarnos: ¿cuál ha sido el precio de la potencia para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en los últimos años? Como buen mercado, el precio del producto, en este caso la potencia, es el resultado de la oferta y demanda, junto con la tecnología de generación de referencia, identificada por CENACE, lo que da como resultado el preció máximo de potencia y posteriormente el precio neto o final. Así la oferta, demanda y tecnología de generación de referencia son cada año los actores principales, aunado a las 100 horas crítica que juegan un papel muy importante en las centrales eléctricas asignadas en el despacho económico. Lo anterior, debido al reconocimiento de potencia.
En esta línea de pensamiento, el precio del año 2018 fue de MXN $117,486, mientras que en el año 2019 ascendió a MXN $216,525, y finalmente en el año pasado, en el 2020 fue equivalente a MXN $628,378 por cada MW en promedio aportado al sistema en las horas críticas. Históricamente este precio se ha visto principalmente afectado por 2 razones: el Precio Marginal Local (PML) mediante el cual los generadores no solo recuperan sus costos variables, sino que también éstos pueden recuperar sus costos fijos en caso de ser eficientes; y las condiciones de oferta y demanda.
En el SIN, el promedio del PML en el año 2018 fue de MXN $1,618; en 2019 de MXN $1,353, y en 2020 de MXN $617 por cada MWh, lo cual a nos indica que a precios menores de PML , el costo de la potencia debería ser mayor. Esta idea es correcta ya que el PML participa en recuperar los costos variables y fijos de las tecnologías asignadas en el despacho económico, por lo que entre mayor sea el precio, lo costos fijos serán recuperados de manera más pronta y expedita. Ahora bien, es necesario conocer que sucede con la oferta, demanda y horas críticas. De 2018 a 2020 se ha suscitado un efecto predecible, ya que al aumentar la capacidad instalada solar en el MEM, las horas críticas han comenzado a recorrerse a horarios no solares, o bien, nocturnos; y no solo eso, la cuestión se debe a que principalmente el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) ha comenzado a conocer la oferta y demanda con más detalle, lo cual a su vez ha generado que sus predicciones se efectúen de forma más ágil y sencilla, y la reserva en horarios nocturnos sea acertada. Esto ha ocasionado sin duda que las centrales eléctricas solares tengan menor participación en aportar potencia en las 100 horas críticas, y, por lo tanto, que sus ingresos por potencia disminuyan de forma notoria.
Por último, es de vital importancia comentar lo que aconteció en el MBP del año 2020, donde no obstante lo dispuesto por el Capítulo 3 del Manual de Mercado de Balance de Potencia, la autoridad responsable basó sus determinaciones correspondientes a las 100 horas críticas en previsiones diferentes al marco legal aplicable, causando consecuentemente que los distintos generadores se vieran imposibilitados de realizar sus cálculos de una manera cierta y eficaz en sus proyecciones de ingresos, y, en algunos casos, que sus planes de mantenimiento se interpusieran en esta nueva ventana causando afectaciones económicas a los mencionados.
Durante nuestra próxima entrega les hablaremos con mas detalle de las afectaciones al MEM por la diferenciación en las ventanas de temporalidad basadas en la Ley vs las decisiones unilaterales plasmadas en el año 2020.
