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NOTICIA DEL MES:
Boletín Ammper Enero 2022
El pasado 04 de enero de 2022 se dieron a conocer, mediante la página oficial del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), los siguientes conceptos para cada uno de los subsistemas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) relacionados con el Mercado de Balance de Potencia (MBP) y de carácter preliminar: Precio Máximo de Potencia mediante el documento “Precio Máximo de la Potencia en 2021 Preliminar (2022-01-04)”, Capacidad Demandada y Requisito Anual de Potencia (RAP) mediante el documento “Capacidad Demandada y RAP en 2021 Preliminar (v2022-01-04)” y la Capacidad Entregada en 2021 mediante el documento “Capacidad Entregada en 2021 Preliminar (v2022-01-04)”, con el fin de informar a los participantes de mercado los parámetros preliminares de dicho mercado.
Rangos de tiempo en el MBP
Este mercado tiene como objetivo premiar a los productores por haber estado disponibles en los momentos de más necesidad del sistema. [1] Para determinar este horizonte de tiempo, dentro de la metodología aplicada en 2016 y 2017, el principal factor correspondía a la máxima demanda de los consumidores, pero a partir de 2018, este parámetro se cambió a los momentos donde se reportan los mínimos de reserva del subsistema o Zona de Potencia. A este periodo se le conoce como “Horas Críticas”, las cuáles serán las 100 horas de mayor estrés para la red.
A continuación, se muestran las Horas Críticas de años anteriores y datos preliminares del ciere de operación de 2021 en el Sistema Interconectado Nacional (SIN):
Estas horas, en conjunto con los precios de energía, son un buen indicador para poder detectar patrones de consumo y cambios en la disponibilidad por cuestiones estacionales que afectarán la operación y serán reflejados en el precio de este mercado ex-post.
En años pre-pandemia podemos observar que las horas críticas corresponden a periodos con temperaturas altas (verano), los cuales requieren de procesos adicionales en la industria y consumo general. Como consecuencia, se observa un aumento en el consumo de electricidad. En cambio, en los últimos 2 años las horas críticas han sido desplazadas radicalmente, por lo que se podría pensar que existen factores exógenos que valdría la pena considerar al terminar un año de producción. Algunos ejemplos de estos factores son:
- La entrada de centrales renovables (principalmente solares) con costos variables de producción sumamente competitivos y cuyos meses de mayor generación son los periodos de verano, lo que podría generar un desplazamiento en los momentos de menor reserva del sistema.
- Eventos extremos que desbalanceen la producción de electricidad de manera abrupta, como lo son factores climatológicos agresivos.
- U Otros factores socioeconómicos, demográficos y operativos que podrían modificar la dinámica de dicho sistema.
Precios Marginales Locales (PML) y MBP:
Bajo el supuesto que los cambios en la oferta agregada de cada zona son graduales y conocidos, consultables en el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) de la Secretaría de Energía, será de interés observar los cambios de precios impulsados por los cambios en la demanda agregada y cómo los factores relacionados a la misma se han comportado en años anteriores.
- Para el cálculo de Precio Neto de Potencia, el CENACE determinará los PMLs del Mercado de Día en Adelanto (MDA) ponderados en cada sistema / Zona de Potencia para determinar los ingresos percibidos por la central de referencia.
- Posteriormente, se calculará el ingreso total derivado de la venta de un 1 MW en el MDA en todas las horas en las cuales el dicho PML estuvo por arriba del costo variable de la tecnología de generación de referencia en cada sistema o Zona de Potencia.
- Al mismo tiempo, se calculará el costo variable de operación total derivado de la generación de 1 MW en todas las horas en las cuales el PML del MDA estuvo por arriba del costo variable de la tecnología de generación de referencia previamente determinada.
Renta del Mercado (RM) = Ingresos del MDA – costo variable de operación
De la diferencia entre el ingreso total y el costo variable total calculado se obtiene una Renta Promedio del Mercado para la tecnología de generación de referencia en cada sistema interconectado y en cada Zona de Potencia.
Esta RM se comparará con el Precio de Cierre de Potencia, el cual fue el resultante de la intersección entre la oferta y demanda de la Zona de Potencia / subsistema.
El Precio Neto de Potencia = MÁXIMO [ cero, (Precio de Cierre de Potencia – RM promedio)]
A continuación se presentan los movimientos que se han reflejado en en la Cantidad Demandada, PMLs y Precio Neto de Potencia en el Sistema Interconectado Nacional (SIN):
Podemos observar que los cambios de Cantidad Demandada y de PMLs son en el mismo sentido: Ante un incremento en la necesidad del bien (1) y una oferta determinada por un máximo de capacidad instalada que no cuenta con la capacidad de ampliarse en el corto plazo, el precio incrementará (2).
Por otro lado, podemos ver que la relación expresada en la determinación del Precio de Potencia Neta (3) y el promedio del MDA (2) es negativa: Ante PMLs altos, se esperaría que el Ingreso del MDA cubra una proporción significativa de los costos marginales de producción, por lo que el precio del MBP deberá compensar una diferencia “menor” que asegure la recuperación de costos variable de producción. Este escenario sucede en un nivel significativo de veces, pero podrá no cumplirse por condiciones del mercado que requieran de una intervención para el cumplimiento de los criterios de calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad.
A la espera de los resultados definitivos del Mercado de Balance de Potencia con año de producción 2021, será de gran utilidad analizar dichos precios y MW requeridos a las ERC (Entidades Responsables de Carga) con el fin de realizar un diagnóstico actualizado y conocer las condiciones de déficit o superávit de capacidad en el mercado que ha ido incorporando diversas situaciones en estos “inicios” de su operación.
Notas:
[1] Para consultar el detalle de la metodología de dicho merecado podrán consultar la siguiente Nota previamente publicada por Ammper https://ammper.com/noticias/boletin-mercado-para-el-balance-de-potencia/
Referencias:
BASE 11: Mercado para el Balance de Potencia (2015). Diario Oficial de la Federación. https://www.cenace.gob.mx/Docs/MercadoBalance/Base%2011%20de%20las%20Bases%20del%20Mercado%20El%C3%A9ctrico%20(DOF%20SENER%2008-Sep-15).pdf