Indisponibilidad de gas y cortes de energía en el SIN

La reducción en los volúmenes importados de gas natural en combinación con la estructura actual de la matriz energética tuvo como resultado afectaciones al suministro de energía eléctrica del 15 al 17 de febrero del 2021. Este evento estuvo relacionado, en primera instancia, con la tormenta invernal en Texas y el frente frío N°35 en México cuyos efectos se vieron reflejados en el nivel de la capacidad ofertada por restricciones de gas y fallas, así como la afectación de diversas líneas de transmisión. El presente artículo brinda un panorama del abastecimiento del gas en México, las afectaciones al suministro de energía y el impacto sobre los Precios Marginales Locales (PML) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Participación del GN en la matriz energética para la generación de energía eléctrica

El gas natural (GN) es elemento estratégico en la generación de energía eléctrica, pues su consumo ha incrementado un 31.1% en tan solo cinco años. Para el 2019, la participación del gas natural registró un 59.9% seguido del carbón (11.9%) y combustóleo (8.6%) (Ver Gráfica 1).

Lo anterior no solo nos deja ver que el gas natural es el principal combustible -más de la mitad de la energía ofertada lo utiliza- para la producción de electricidad, sino que también, su participación dista en gran magnitud del segundo combustible (48 puntos porcentuales) y está muy por encima del uso de las energías limpias.

De acuerdo con el Reporte Anual 2019 del Monitor Independiente del Mercado (MIM), del total de la energía ofertada en el SIN, el 58.2% estuvo representada por la energía producida con GN y marginaron en el sistema Unidades de Central Eléctrica (UCE) con dicho combustible, en promedio, más del 20% de las horas. Este panorama evidencia el papel que juega este combustible en la cantidad de generación que es utilizada para cubrir la demanda.

Evolución de la oferta y demanda de GN

En el periodo comprendido entre 1999 y 2019 la cantidad total demandada de GN se duplicó, de la cual, el sector eléctrico ha participado en promedio con un 43.3%. Las importaciones del GN con Estados Unidos (EE. UU.) han ayudado a satisfacer el aumento de la demanda pues tan solo en cinco años crecieron en un 62.1%, mientras que, lo ofertado por la producción nacional se vino a la baja en 35.6%. (Ver Gráfica 2).

Para el 2019, en promedio, solo el 7.6% del GN utilizado en el SIN para la generación eléctrica proviene de la producción nacional. En cambio, el origen del 75.4% del consumo de dicho combustible son las importaciones realizadas a EE. UU. [1], cuyos puntos de interconexión se encuentran distribuidos en las Gerencias de Control Regional (GCR) Noroeste (NOR), Norte (NTE) y Noreste (NES).

Esta situación evidencia que más de la mitad del consumo del GN no es producido en territorio nacional, sino que es adquirido de las importaciones con EE. UU. y que, además, es el combustible principal para generar electricidad.

Descripción y causas del evento

Del 15 al 17 de febrero de 2021, el SIN presentó afectaciones a la carga con un total de 6,524 MW, en cinco de las siete GCR: NOR, NTE, NES, OCC y CEN. El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) programó cortes de energía rotativos con el fin de mantener el balance entre la generación y la carga y, a su vez, para que las interrupciones programadas al suministro eléctrico estuvieran controladas y la afectación no prevaleciera por un largo tiempo en el mismo lugar.

El punto de partida de este evento fue el severo fenómeno invernal ocurrido en Texas y el frente frío N° 35 en México. Por un lado, el acontecimiento en Texas provocó incidentes en el suministro y disponibilidad de GN hacia México, pues hay que recordar que la mayor parte del consumo de este combustible es provisto por EE. UU.; y por el otro, las bajas temperaturas en las GCR ubicadas en el norte del SIN tuvieron un impacto en la infraestructura de generación.

Por lo anterior, producto de los fenómenos meteorológicos mencionados, las principales afectaciones presentadas en el SIN que llevaron a programar cortes de energía, fueron:

• Déficit de generación de energía en el norte del país a causa de la falta de suministro de gas natural por parte de EE. UU. y la no suficiente cobertura con la producción nacional.
• Derivado del frente frío N°35 en el norte del país se presentaron fallas en la infraestructura eléctrica, es decir, en adición a las UCE ya indisponibles por restricciones de gas se sumó la salida de centrales de energía por congelamiento.
• La disminución de la capacidad de energía ofertada por restricciones de gas y fallas resultó en un nivel bajo del Margen de Reserva Operativo.
• Dado que las UCE presentaron indisponibilidad se generó un alto flujo de energía eléctrica entre las regiones del sur y norte del país provocando la salida de algunas líneas de transmisión.

En resumen, los tiros de carga realizados en 26 de los 32 estados del país fueron originados por un déficit de energía causados por restricciones en el suministro de gas y fallas en la infraestructura de generación y transmisión. Esto evidencia, más allá de los fenómenos climatológicos acontecidos, que la mayor parte de la capacidad de energía usa GN como combustible principal y que su consumo en más del 50% no es cubierto con la producción nacional.

Impacto económico en el Mercado Eléctrico Mayorista

Si bien los cortes de energía en Tiempo Real fueron a causa de escasez de capacidad de generación por una reducción de la disponibilidad de gas natural; los PML del Mercado de Tiempo Real (MTR) no respondieron a esta condición.

De acuerdo con la determinación comunicada por el CENACE en las notas informativas del 20 y 25 de febrero [2], los PML del Mercado del Día en Adelanto (MDA) fueron utilizados para la liquidación del MTR (ver Gráfica 3) de la hora 7 del 15 de febrero a la hora 12 del 18 de febrero. En la nota mencionada se cita el Numeral 6.3.2 inciso (b) (ii) (A) de las Bases del Mercado Eléctrico, el cual autoriza al CENACE:

Implementar cualquier acción que impacte a la operación del Mercado Eléctrico Mayorista, que sea razonable y técnicamente factible.

De haberse formulado los PML del MTR con base en los procesos y modelos actualmente establecidos, se hubiesen generado dos posibles escenarios:

1. PML en el MTR cercanos a $38,955/MWh (precio tope aplicable para el mes de marzo 2021) para todas las horas mencionadas anteriormente, dada la escasez de capacidad de generación [3].
2. PML en el MTR relativamente más bajos (posiblemente al precio usual de una UCE de tecnología ciclo combinado (CC)), pues la demanda medida en Tiempo Real hubiese sido menor resultado del corte de energía implementado. En otras palabras, esta condición reduce la demanda que sirve de insumo para el MTR y el precio se deprime artificialmente [4].

En ambos casos, la diferencia de los PML entre el MDA y el MTR toma una mayor relevancia para aquellas UCE que presentaron altas diferencias en su generación asignada y la suministrada en Tiempo Real.

La indisponibilidad de gas natural, así como el aumento en su precio no se vieron trasladados en la definición de los PML del MDA. Esta condición posiblemente se debió a que las UCE no presentaron un cambio en su Oferta de Venta de Energía, a pesar de tener una alta probabilidad de presentar indisponibilidad de combustible en Tiempo Real. De acuerdo con lo anterior, el precio fue definido por una UCE marginal y no por una condición de escasez, dada la sobreestimación de capacidad ofertada por los Participantes del Mercado.

Independientemente de la definición de los PML en ambos procesos de mercado, un factor preponderante en la liquidación del mercado fue el incremento en el precio del gas natural. Este aumento provoca una expansión en los costos de producción y por ende al monto de la Garantía de Suficiencia de Ingresos (GSI).

El índice del gas natural Henry Hub pasó de US$3.4 a los US$13.8 para los días con déficit de capacidad de generación, con respecto a la semana previa. Lo cual puede ser interpretado como un ponderador al precio de la energía, dada su relación directa con los costos variables de la UCE. Si bien los PML del MDA no respondieron a este incremento y los PML del MTR fueron igualados a los del MDA, el aumento en el costo del combustible fue trasladado a través de la GSI. Cabe mencionar que el pago al generador por el concepto de GSI es aportado por aquellos Participantes del Mercado que realizan compras físicas de energía de acuerdo con lo establecido en el Manual de Liquidaciones [5]. Con base en lo anterior, a pesar de presentarse PML relativamente bajos ante condiciones de escasez, el incrementó en los costos fue absorbido indirectamente por las Entidades Responsables de Carga a través de este concepto.

Conclusiones

Derivado de la falta de capacidad de generación para satisfacer la demanda por la indisponibilidad de gas natural, fallas en algunas UCE por congelamiento en el norte del país y afectaciones en las líneas de transmisión, se presentaron cortes de carga programados del 15 al 17 de febrero de 2021, los cuales ocurrieron en cinco de las siete GCR del SIN.

Aunque la tormenta invernal en Texas y el frente frío N° 35 en México provocaron afectaciones tanto en el suministro de GN como en la infraestructura eléctrica, es necesario enfatizar que este fenómeno evidenció que en el SIN más de la mitad de la capacidad ofertada emplea GN como su combustible principal y que además más del 50% es adquirido a través de las importaciones con EE. UU.

Los tiros de carga programados no se vieron reflejados en los PML del MDA, puesto que, es probable que las UCE no modificaron sus ofertas posteriormente ante un evidente escenario de indisponibilidad, por restricción de gas, en Tiempo Real.

Asimismo, en el MTR los PML no revelaron la condición de escasez de capacidad, sino que, de acuerdo con el CENACE, éstos fueron igualados a los valores del MDA. Sin embargo, de haber seguido el proceso y modelo establecido se hubiesen presentado dos posibles escenarios: a) PML en MTR cercanos al precio tope, o b) valores relativamente bajos, debido a la disminución de la demanda resultado del corte de energía. En otras palabras, los PML se encarecerían de manera artificial.

Por otro lado, se debe considerar que el costo del GN representa una significativa participación en los costos variables de las UCE, por lo que, éstos incrementaron los costos de producción provocando un impacto en el GSI.

En síntesis, el escenario de déficit de capacidad no fue reflejado en el comportamiento de los precios, el incremento de los costos de producción por el aumento del precio del GN, fue absorbido de manera indirecta por las cargas a través del GSI.

 

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