El CENACE liquidó el Mercado de Balance de Potencia del año de producción 2023 a un precio de cierre de 6,549,608.65 pesos por MW-año en el Sistema Interconectado Nacional. El precio equivalente del año de producción 2022 fue de 3,184,022.03 pesos por MW-año. Ambas cifras provienen de los informes ejecutivos del propio CENACE sobre ese mercado, publicados en marzo de 2023 y en febrero de 2024. El costo de un megawatt de potencia no cubierto en la red eléctrica nacional más que se duplicó en un solo ciclo.

El mecanismo detrás de esa cifra es la parte que la mayoría de los compradores industriales entiende mal. El CENACE realiza esta liquidación una vez al año, después de cerrado el año de producción. No es un mercado en tiempo real y la carga no presenta ofertas en él. Su obligación se calcula con la potencia media que su sitio tomó de la red durante 100 horas específicas del año recién concluido, y el CENACE identifica esas horas una vez ocurridas.

Ahí está la decisión en una línea. La carga que se opera en 100 horas imposibles de anticipar es una cantidad con precio, y ese precio se ha movido. Lo que sigue es la aritmética que convierte esas horas en pesos y la prueba para saber si su planta está expuesta a ellas.

Cómo calcula el CENACE su obligación de potencia

Las reglas están en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia, publicado por la Secretaría de Energía en el Diario Oficial de la Federación el 22 de septiembre de 2016, al amparo de las Bases del Mercado Eléctrico del 8 de septiembre de 2015. Dos definiciones sostienen el cálculo. La Capacidad Demandada, en el numeral 1.3.5 del manual, es la potencia media que una Entidad Responsable de Carga tomó del Sistema Eléctrico Nacional durante las Horas Críticas de un año determinado. El Requisito Anual de Potencia, en el numeral 2.2.2, es esa misma cifra incrementada por la Reserva de Planeación Mínima. Para el año de producción 2023, el CENACE aplicó valores indicativos de reserva mínima de 7.7% en el SIN, 8.6% en Baja California y 13.8% en Baja California Sur. Una carga con un promedio de 10 MW en las horas críticas del SIN debía, por lo tanto, 10.77 MW-año de potencia.

La definición de las horas críticas cambió en 2018. Los numerales 3.3 y 3.4 del manual las fijaron como las 100 horas de mayor demanda para 2016 y 2017, y a partir de 2018 como las 100 horas de menor reserva de generación, es decir, la capacidad de generación disponible menos la demanda firme. No son las mismas horas. El margen de reserva se desploma cuando salen de operación unidades grandes o cuando la generación hidroeléctrica y eólica entregan menos de lo previsto, y eso no siempre coincide con la demanda máxima del sistema. El CENACE reporta que las horas críticas del SIN del año de producción 2023 ocurrieron entre el 22 de marzo y el 13 de diciembre. En Baja California se ubicaron entre el 4 de julio y el 22 de septiembre.

Quién asume en realidad la obligación

El artículo 54 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, impone el requisito de potencia a los Suministradores y a los Usuarios Calificados Participantes del Mercado. Esas son las Entidades Responsables de Carga. Un sitio industrial no es una de ellas de manera automática, y esa diferencia decide si algo de esto puede llevarse a la práctica en su caso.

Una planta registrada ante la CRE como Usuario Calificado Participante del Mercado asume la obligación de forma directa. Su Capacidad Demandada es su propio consumo medido en las horas críticas, de modo que cada megawatt que evita en esas horas reduce el requisito que deberá cubrir en febrero del año siguiente. Los sitios que evalúan registrarse como Usuario Calificado deberían poner precio a esta partida antes de decidir, porque pasa de ser invisible a ser propia el día en que surte efecto el registro.

Una planta que compra a través de un Suministrador de Servicios Calificados no asume la obligación. La asume el suministrador. Que el sitio obtenga algún beneficio por reducir carga en las horas críticas depende de cómo asigne el costo de potencia el contrato de suministro. Un contrato que recupera la potencia como un cargo fijo adicional por MWh no le paga nada a la planta por reducir su carga. Un contrato que traslada la Capacidad Demandada propia del sitio se lo paga por completo. Esa cláusula es negociable en la renovación, y la mayoría de los compradores nunca la lee.

Una planta en suministro básico de CFE está todavía más lejos. CFE Suministro Básico es la Entidad Responsable de Carga, y la CRE expide las tarifas finales de suministro básico conforme al artículo 12 de la misma ley. El costo de potencia llega a esa planta dentro de un cargo regulado que no se calcula con su propia demanda en las horas críticas del CENACE. La gestión de la demanda sigue rindiendo en un recibo GDMTH mediante el cargo por capacidad y el cargo por distribución, pero ese es un mecanismo distinto y opera sobre otras horas.

Cuánto vale un MW de demanda coincidente

Tome el precio de cierre del SIN del año de producción 2023 y la reserva de 7.7%. Un MW de demanda media evitado en las 100 horas críticas elimina 1.077 MW-año de requisito, equivalente a 7,053,928 pesos a ese precio. Al precio del año de producción 2022, ese mismo megawatt valía 3,429,192 pesos. Ese es el rango que una planta debería tener a la vista antes de gastar cualquier cantidad en control de carga.

Dos límites de esa cifra importan. El precio de cierre aplica al residual, no a la obligación completa. El CENACE reportó una obligación de compra estimada de 45,473.48 MW-año en el SIN para el año de producción 2023 y 4,388.54 MW-año efectivamente adquiridos a través del mercado de balance, menos de una décima parte del total. La mayor parte de la potencia ya está cubierta por Contratos de Cobertura Eléctrica a precios contratados, que es también la manera en que se fijan los precios de potencia en el mercado mayorista para la mayor parte de la carga. El precio de cierre es, por lo tanto, la referencia de mercado para un megawatt no cubierto, la cifra correcta para una decisión marginal y la cifra equivocada para una partida presupuestal que ya está contratada.

Qué ocurre cuando la obligación no se cubre

Un primer faltante se liquida y se multa, no se corta el servicio. Nada en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia desconecta a una planta que no cubre su requisito de potencia. El artículo 165 de la Ley de la Industria Eléctrica reserva la suspensión temporal o definitiva del servicio para el infractor en contumacia, al final de una ruta de sanciones reiteradas. La exposición es financiera y regulatoria.

La CRE publicó los criterios de sanción en el Acuerdo A/004/2019, en el DOF el 10 de abril de 2019. La multa se determina con una matriz que depende del faltante como proporción de la obligación, en bandas que van de 0 a 25% hasta 76 a 100%, y aumenta cuando el participante ya ha incumplido antes. Los límites provienen del artículo 165, fracción IV de la Ley de la Industria Eléctrica, que establece de 6 a 50 unidades de cuenta por megawatt, y el artículo 166 deja en la CRE la facultad de imponer la sanción. Esta sanción se suma a la liquidación, no la sustituye.

El faltante es real. El informe del CENACE de febrero de 2024 muestra una obligación neta de potencia de 4,394.19 MW-año en el SIN para el año de producción 2023 frente a 3,775.58 MW-año cubiertos, lo que deja 618.62 MW-año sin cubrir, y enumera 21 participantes del mercado que cerraron el año con obligaciones pendientes.

Qué podría hacer que esta lectura resulte equivocada

La serie de precios tiene dos puntos, evidencia escasa para hablar de una tendencia. Baja California pasó de 3,849,625.10 a 4,446,282.56 pesos por MW-año entre los años de producción 2022 y 2023, un alza de alrededor de 15%, mientras que el SIN prácticamente se duplicó. Una cifra nacional no se traslada a una decisión zonal.

La oferta es la otra variable. El CENACE canceló la cuarta subasta de largo plazo, SLP-1/2018, el 31 de enero de 2019, y desde entonces no se ha convocado ninguna subasta de largo plazo. Cualquier recomendación que pida a un comprador industrial vigilar el calendario de subastas describe un calendario que no existe. Si llega potencia firme por otras vías, el residual que este mercado debe liquidar se reduce y el precio de cierre regresa hacia el nivel de 2022.

Las propias horas son el límite más rígido. Ninguna planta puede reducir carga frente a una definición de margen de reserva mínimo que el CENACE resuelve meses después. Lo que sí puede hacer una planta es bajar la probabilidad de operar a consumo pleno cuando la reserva está ajustada, lo cual es un ejercicio estadístico y no un interruptor.

Qué hacer antes del mercado de febrero

Obtenga la demanda del sitio en intervalos de 15 minutos del último año calendario completo. Superponga la lista de 100 horas críticas que el CENACE publica para ese año y esa zona de potencia. El promedio de su consumo en esas horas es su Capacidad Demandada, y es la única cifra de este artículo que corresponde específicamente a su planta. Multiplíquela por uno más la reserva zonal y después por el precio de cierre publicado, y obtendrá cuánto valía la exposición en pesos.

Después lea el contrato de suministro. Si la potencia llega como un cargo adicional por MWh, pida al suministrador en la renovación un traslado ligado a la Capacidad Demandada medida, y valore la cláusula en ambos sentidos antes de elegir. Ese es el cambio con el camino más corto al estado de resultados, y corresponde a la agenda de abastecimiento de energía y no a la de ingeniería. En sitios que ya controlan carga por los cargos por demanda de la GDMTH, extender ese control a los eventos de margen de reserva suele ser un cambio en la lógica del controlador y no equipo nuevo. Compare ese costo con la cifra en pesos anterior.

Cuantifique la exposición de su planta en las horas críticas

Mexico Energy Partners toma doce meses de datos de demanda por intervalo del sitio, los recibos de CFE o el contrato de suministro calificado, y la lista de horas críticas del CENACE para la zona y el año que correspondan. Devolvemos la Capacidad Demandada del sitio, el Requisito Anual de Potencia que implica, cuánto valía eso al precio de cierre publicado y qué cláusulas del contrato deciden si la reducción de carga llega alguna vez a su recibo. Usted aporta los datos, nosotros devolvemos el cálculo y cada supuesto detrás de él. Este es un análisis de sus propios datos, no una promesa de ahorros ni de resultado alguno de mercado.

Solicite una revisión de sus cargos por potencia, o utilice el formulario que aparece abajo.

Fuentes

• Centro Nacional de Control de Energía, Informe Ejecutivo del Mercado para el Balance de Potencia 2024, Año de Producción 2023, febrero de 2024.
• Centro Nacional de Control de Energía, Informe Ejecutivo del Mercado para el Balance de Potencia 2023, Año de Producción 2022, marzo de 2023.
• Secretaría de Energía, Acuerdo por el que se emite el Manual del Mercado para el Balance de Potencia, Diario Oficial de la Federación, 22 de septiembre de 2016.
• Secretaría de Energía, Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite las Bases del Mercado Eléctrico, Diario Oficial de la Federación, 8 de septiembre de 2015.
• Congreso de la Unión, Ley de la Industria Eléctrica, Diario Oficial de la Federación, 11 de agosto de 2014.
• Comisión Reguladora de Energía, Acuerdo A/004/2019 por el que se expiden los criterios para la imposición de sanciones derivadas del incumplimiento en la adquisición de potencia, Diario Oficial de la Federación, 10 de abril de 2019.
• Centro Nacional de Control de Energía, comunicado sobre la cancelación de la Subasta de Largo Plazo SLP-1/2018, 31 de enero de 2019.