Un sitio industrial en México que compra energía a través del Mercado Eléctrico Mayorista paga por dos productos, no por uno. El primero es la energía, valorada cada hora al Precio Marginal Local de su nodo. El segundo es la potencia, que se liquida una vez al año mediante el Mercado para el Balance de Potencia y se valora en pesos por MW-año. Para el año de producción 2018, el CENACE liquidó el precio de cierre de potencia en el Sistema Interconectado Nacional en MXN 4,114,245.28 por MW-año (CENACE, Informe Ejecutivo MBP 2019, año de producción 2018, 28 de febrero de 2019).
Los equipos de finanzas modelan con cuidado el primer producto y con frecuencia ignoran el segundo. Es un error, porque la regla que fija el cargo por potencia de una instalación premia un comportamiento distinto del que premia la regla que fija su cargo por energía. El costo de energía sigue al consumo total. El costo de potencia sigue a la demanda promedio de apenas 100 horas del año.
Este texto explica cómo se forma cada precio, qué origina las diferencias entre regiones y temporadas, y dónde puede actuar una planta sobre el resultado.
Cómo se fija en realidad el precio mayorista de la energía
Los generadores presentan ofertas al CENACE en las que indican cuánta energía suministrarán y a qué precio. El CENACE despacha por orden de mérito económico y el precio de liquidación es el precio ofertado por la última unidad despachada para cubrir la demanda, la unidad marginal. No es el precio más bajo que cubre la demanda, y la distinción importa en términos comerciales. El costo de una planta lo determina la oferta de la unidad más cara que tuvo que operar, que en la mayor parte de México es una unidad de gas. Los movimientos en el costo del gas natural entregado se trasladan por ello al precio de la energía con muy poco rezago.
El precio resultante es nodal. El Precio Marginal Local en un NodoP se descompone en exactamente tres componentes: el componente de energía, el componente de pérdidas y el componente de congestión (CENACE, Diccionario de Datos Abiertos, con referencia a la nota publicada en el DOF el 4 de julio de 2016). El componente de energía es común a la referencia del sistema. Los componentes de pérdidas y de congestión son los que hacen que una misma hora cueste cantidades distintas en nodos distintos. Tratar el PML como un precio nacional único oculta los dos componentes sobre los que un sitio no puede hacer nada y el único que sí puede cubrir.
Por qué persisten los diferenciales regionales y estacionales
Los precios son persistentemente más bajos en el norte del país, donde la generación se ubica cerca de conexiones directas con gasoductos de gas natural de Estados Unidos. Los precios en la Península de Yucatán son más altos. A nuestro juicio, esa brecha corresponde sobre todo al componente de congestión cumpliendo su función: la región Peninsular tiene capacidad de transmisión limitada hacia el resto del sistema y un suministro de gas restringido, de modo que las unidades locales fijan el precio con mayor frecuencia y el componente de pérdidas es mayor.
En lo estacional, los precios suben durante el verano conforme crece la carga de aire acondicionado, y en esos meses son más frecuentes los picos temporales de varias veces el nivel promedio. El costo cíclico del combustible es el otro factor. Como la unidad marginal suele ser de gas, un periodo de mayor costo del gas entregado eleva el componente de energía en todo el sistema, con independencia de cualquier cambio en la demanda local.
El mercado de potencia que un director de finanzas debería modelar
El Mercado para el Balance de Potencia opera conforme a la Base 11 de las Bases del Mercado Eléctrico (DOF, 8 de septiembre de 2015) y al Manual del Mercado para el Balance de Potencia (DOF, 22 de septiembre de 2016). Es un mercado anual y ex post. El CENACE lo ejecuta una vez cerrado el año de producción, para liquidar la diferencia entre la potencia que cada Entidad Responsable de Carga estaba obligada a tener y la que efectivamente tenía contratada.
La obligación se calcula a partir de una franja estrecha del año. Conforme al Manual, el CENACE identifica la potencia que cada Entidad Responsable de Carga tomó del Sistema Eléctrico Nacional durante las Horas Críticas del año de producción, y el promedio de esas cifras se convierte en su Capacidad Demandada en MW. Al aplicar la reserva mínima de planeación a ese promedio se obtiene el Requisito Anual de Potencia. La CRE fija los parámetros del requisito. Para el MBP 2019, el CENACE identificó las 100 horas críticas como las 100 horas con el menor nivel de reserva de generación en el periodo, un cambio respecto de la práctica anterior de usar las horas de mayor demanda.
Los precios liquidados dan la dimensión del cargo. Para el año de producción 2018, el CENACE registró precios de cierre de potencia de MXN 4,114,245.28 por MW-año en el SIN, MXN 3,191,968.00 por MW-año en BCA y MXN 5,594,248.40 por MW-año en BCS, frente a obligaciones netas de potencia de 6,447.06 MW-año, 473.55 MW-año y 127.28 MW-año respectivamente (CENACE, Informe Ejecutivo MBP 2019, 28 de febrero de 2019). Baja California Sur es el caso atípico tanto en precio como en escasez, lo cual resulta congruente con un sistema aislado que carga con su propia reserva.
Un cálculo ilustrativo, con el precio de cierre del SIN para el año de producción 2018 y sin incremento por reserva: una planta cuya demanda promedio en las 100 horas críticas es de 5 MW tiene un requisito de potencia de aproximadamente 5 MW-año, que a MXN 4,114,245.28 por MW-año se acerca a MXN 20.6 millones en el año antes de aplicar la reserva de planeación. Este cálculo es solo ilustrativo. El precio de potencia se liquida de nuevo en cada año de producción, el incremento por reserva eleva el requisito por encima del promedio medido, y el contrato del suministrador determina qué parte del cargo se traslada como una línea separada y qué parte se incorpora a la tarifa de energía.
Qué cambia esto en la gestión de la carga
Dos instalaciones con el mismo consumo anual pueden tener cargos por potencia muy distintos si una de ellas opera a plena capacidad durante las horas más ajustadas del sistema y la otra no. Ese es el punto operativo. El costo de potencia es un problema de demanda, no de consumo, y las palancas son otras: modificar un patrón de turnos, escalonar los arranques u operar generación o almacenamiento detrás del medidor durante condiciones ajustadas del sistema.
La complicación es que las 100 horas críticas se identifican de manera retrospectiva. Una planta no puede programar su operación contra una lista que no verá hasta que el CENACE publique el informe ejecutivo en febrero del año siguiente. Lo que sí puede hacer es gestionar contra los indicadores observables, que son los periodos de baja reserva del sistema y de alta demanda en verano, e instrumentar el sitio lo suficiente para conocer su propia demanda en esas horas. Una instalación sin datos de demanda por intervalo ni siquiera puede participar en esta conversación, porque carece de la medición de la magnitud que fija el cargo.
Qué hace la energía solar con cada precio y qué no
La producción fotovoltaica sigue a la irradiancia. La producción del módulo cae conforme la temperatura de celda sube por encima de la referencia de 25 °C de la condición de prueba estándar, de modo que las horas más calurosas no son las de mayor producción, y la producción termina al ponerse el sol sin importar lo que haga la demanda después. La afirmación frecuente de que la producción solar aumenta con la temperatura y por lo tanto compensa la demanda de aire acondicionado invierte el mecanismo.
La consecuencia de mercado se desprende del mecanismo corregido. La capacidad solar reduce el componente de energía del PML durante las horas de luz, lo cual es real y valioso para una carga industrial diurna. Su efecto sobre las horas que fijan el costo de potencia es menor, porque las condiciones de reserva del sistema con frecuencia se estrechan al final de la tarde y por la noche, conforme cae la producción. La energía eólica y la solar también reducen la exposición al costo del combustible importado, aunque no eliminan las importaciones del sistema: la unidad marginal que fija el precio en la mayoría de las horas sigue quemando gas, y el propio equipo es en buena medida importado.
Para una planta que evalúa energía solar en sitio o un contrato de suministro renovable, esa separación es el marco útil. Modele el ahorro de energía sobre la base de las horas de luz. No suponga que el mismo activo reduce la línea de potencia.
Dónde está el riesgo de corto plazo
La acción regulatoria es hoy un insumo directo en ambos precios. El 29 de abril de 2020 el CENACE emitió un acuerdo que suspendió las pruebas preoperativas de centrales fotovoltaicas y eólicas, impidió nuevas solicitudes de pruebas, impuso la operación de corredores de transmisión bajo límites de esquemas de acción remedial y autorizó el arranque de unidades de operación obligada para regulación de tensión. Retrasar nueva capacidad intermitente y despachar unidades térmicas de operación obligada empujan en la misma dirección para un comprador, hacia un componente de energía más alto y una posición de reserva más ajustada en las horas que fijan el cargo por potencia.
La pandemia de coronavirus recortó la demanda de forma pronunciada, y una demanda menor reduce la congestión y la inestabilidad de precios que la acompaña. Nuestra expectativa es que esa sea la mitad temporal del panorama. La recuperación de la demanda industrial, junto con cualquier relocalización de manufactura hacia México, restablece la presión tanto del lado de la energía como del de la potencia, y el lado de potencia responde a la demanda máxima y no al volumen.
Modele las dos mitades del costo de la energía que recibe
Mexico Energy Partners puede separar los componentes de energía y de potencia del costo entregado de una instalación, comprobar qué parte del cargo por potencia traslada el contrato de un suministrador e identificar dónde la carga en horas de alto riesgo está determinando el requisito. Una revisión requiere 12 meses de facturación de CFE, datos de demanda por intervalo con resolución de 15 minutos donde el medidor los registre, y el nodo o la clase tarifaria del sitio. Hay lecturas relacionadas en con quién puede contratar en el mercado eléctrico mexicano, abastecimiento de energía y monitoreo de energía.