Mecanismos modificatorios del Despacho Económico

Existen diversas determinaciones y mecanismos que pueden modificar el orden de mérito del despacho económico de acuerdo con las Reglas del Mercado Eléctrico. Cada una de estas acciones tiene implicaciones económicas distintas. El presente artículo explica el panorama general de cada uno de los puntos anteriores y los impactos económicos que conllevan su utilización.

Formación del precio ante cambios en la asignación

La asignación de una Unidad de Central Eléctrica (UCE) cuyos costos son mayores al del resto del parque de generación “asignado por el mercado” involucra una reducción al precio (ver Ilustración 1); y en algunos casos deriva en un incremento de la Garantía de Suficiencia de Ingresos (GSI). Lo anterior en función de la capacidad e inflexibilidad de la UCE.

Principalmente, existen tres mecanismos o determinaciones por los cuales se puede asignar a una UCE, que económicamente no hubiese sido considerada por el mercado (dados sus altos costos de generación):

1. Oferta con estatus de Operación Obligada
2. Asignación como Recurso de Soporte del Sistema
3. Ofertas con precio cero o negativo

 

Ofertas con estatus de Operación Obligada

La Operación Obligada es uno de los mecanismos para incrementar la probabilidad de que el mercado instruya a una UCE a encender.

Las Bases del Mercado Eléctrico definen el estatus de Operación Obligada como un mecanismo de autoasignación, el cual se realiza a petición del Generador. Aunado a lo anterior, la UCE debe encontrarse disponible para despacho, es decir que debe presentar su oferta incremental como si hubiese ofertado en un estatus de Económica. Las razones de su utilización son [1]:

1. Costos de paro que no puede reflejar la UCE en su Oferta
2. Riesgos de seguridad al personal o propiedad
3. Riesgos de seguridad por lluvias

Una vez colocada la Oferta de Venta de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) considerará asignada (encendida) a la UCE para todos los procesos siguientes y será contemplada en las aplicaciones de despacho [2] a menos que el CENACE considere necesario remover su asignación para mantener la Confiabilidad del sistema [3] o bien su anulación sea necesaria para que los modelos de optimización encuentren una solución factible [4].

De acuerdo con lo anterior, si el Participante del Mercado decide solicitar el estatus de Operación Obligada y es aceptado, la UCE será instruida a encender en los distintos procesos de mercado, independientemente de sus costos ofertados. En caso de que sus costos fuesen poco competitivos existe alta probabilidad de que se solicite que opere a su Límite de Despacho Económico Mínimo. Por el contrario, si sus costos son competitivos, podría operar a su Límite de Despacho Económico Máximo o incluso establecer el precio del mercado, es decir, podría marginar. Lo anterior es debido a que la UCE es considerada en las aplicaciones de despacho.

Sin embargo, el uso de este mecanismo implica que, si el generador no recupera sus costos a través de sus ingresos del Mercado de Energía de Corto Plazo, no será candidato a recibir la GSI [5], por lo tanto, el Participante del Mercado absorberá la pérdida.

Para 2020, la capacidad promedio diaria ofertada en el Mercado del Día en Adelanto (MDA) en el estatus de Operación Obligada fue de 815 MW, el número fue similar hasta el 23 de mayo de 2021. Sin embargo, para el 24 de mayo, la cifra incrementó a más de 6,000 MW, incentivando a la reducción de los Precios Marginales Locales (PML) en el presente año (ver Gráfica 1).

Recursos de Soporte del Sistema

La asignación de UCE por parte del operador del mercado es una determinación utilizada para la previsión de Potencia Reactiva en el sistema, con el fin de garantizar perfiles de voltaje adecuados en el sistema.

De acuerdo con el Manual del Mercado de Energía de Corto Plazo [6], el CENACE seleccionará, con base en el menor costo, a las UCE que operarán como Recursos de Soporte del Sistema con el fin de dar cumplimiento a los estándares de Confiabilidad de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Se categorizarán en dos rubros dependiendo de sus características de la UCE y de las necesidades del sistema:

1. Si la UCE puede operar como Condensador Síncrono y el sistema lo requiere, la Oferta de Venta de Energía se modificará a no disponible para mercado, por lo tanto, no será despachable y se encenderá a criterio del Operador del sistema.
2. Si la UCE puede proveer Potencia Reactiva y energía al mismo tiempo, se mantendrá la Oferta de Venta de Energía y se le colocará el estatus de “asignación y despacho fuera de mérito por Confiabilidad”.

Su selección se realizará antes del Día de Operación [7], y las instrucciones de encendido se generarán en el MDA, en la Asignación de UCE para Confiabilidad y en el Mercado de Tiempo Real [8].

Por lo tanto, si los costos de la UCE seleccionada son mayores al resto del parque de generación asignado, se incrementará la energía fuera de mérito, contrayendo el precio del mercado.

Debido a que la asignación de los Recursos de Soporte del Sistema es una decisión del operador y no del Participante del Mercado, en caso de que el generador no recupere sus costos ofertados, entonces será candidato a recibir la GSI [9]. Este pago al generador será aportado por aquellos Participantes del Mercado que realicen compras físicas de energía de acuerdo con lo establecido en el Manual de Liquidaciones [10].

Si bien la asignación de UCE por Confiabilidad no se encuentra en el Área Pública del Sistema de Información del Mercado, se puede estimar si ha incrementado la asignación por Confiabilidad mediante la medición del Margen de Reserva Operativo. El cual para 2020 presentó un valor promedio de 17.4%, sin embargo, en 2021 ha sido similar, con un valor de 15.5%, a pesar del incremento sustancial de la demanda con respecto 2020.

Lo anterior refleja un margen holgado en la operación del sistema que coadyuva con la reducción de los PML del SIN. En ambos casos el margen debería ser marginalmente mayor al mínimo requerido (6%) en el Código de Red [12] (ver Gráfica 2).

Ofertas con precio cero o negativo

En ocasiones, los contratos de suministro de un combustible “toma o paga” implican que los generadores tengan una pérdida económica si no utilizan dicho producto. Para reflejar esta condición el Participante del Mercado puede realizar una Oferta de Venta de Energía con un precio cero o bien con un precio negativo en caso de que se tenga que pagar una prima al proveedor del combustible por no utilizar el producto [12].

La estrategia es propuesta por el Participante del Mercado, e implica que la capacidad de la UCE se traslade al inicio de la curva de oferta, incrementando fuertemente la probabilidad de que sea asignada. Esta estrategia recorre la curva de oferta a la derecha y reduce el precio de cierre del mercado, por ende, se esperarían PML de menor magnitud.

De ser asignada la UCE por el mercado, esta sería candidata a recibir la GSI. Sin embargo, dado que el monto de dicha garantía se realiza mediante la diferencia entre los costos ofertados y los ingresos del mercado, su valor tendría alta probabilidad de ser cero. Lo anterior debido a que los costos ofertados fueron cero o negativos.

Con base en lo anterior, en caso de que la operación de la UCE incurra en un costo que no sea recuperado por los ingresos del mercado, este sería absorbido por el Participante del Mercado.

Actualmente no se han presentado Ofertas de Venta de Energía Térmicas que reflejen una estrategia de este apartado. Lo cual se encuentra en concordancia con los bajos incentivos que tienen los Participantes del Mercado. Al no garantizar la cobertura de sus costos de generación y recibir únicamente el precio del mercado.

Conclusiones

La asignación de UCE de costos mayores, que en principio no serían asignadas por el mercado por sus altos costos en comparación con el resto del parque de generación, conllevaría la reducción del precio del mercado.

De utilizarse la determinación de los Recursos de Soporte del Sistema, los costos que no fuesen cubiertos por los ingresos del Mercado de Energía de Corto Plazo serían pagados por la GSI que, a su vez, se constituye del pago de aquellos Participantes del Mercado que realizan compras físicas de energía.
En cuando al estatus de Operación Obligada, los costos no cubiertos serían absorbidos por el Participante del Mercado en cuestión (al haberlo solicitado) puesto que dicha Oferta de Venta de Energía no es acreedora a recibir GSI.

Por último, la estrategia de ofertar con precios cero implica que la Oferta de Venta de Energía sea acreedora a recibir GSI, sin embargo, es altamente probable que los ingresos del mercado siempre recuperen los costos ofertados, al ser colocados como cero. Por lo tanto, el Participante del Mercado absorbería los costos que no fuesen cubiertos aparentemente por el mercado.

A pesar del incremento sustancial de la demanda en 2021 con respecto a 2020, los Márgenes de Reserva Operativa son similares. Lo cual indica escenarios holgados para la operación del Sistema Interconectado Nacional y con ello la reducción de los PML.

Sin embargo, cabe destacar que el incremento en el Margen de Reserva Operativo a principios de mayo de 2021 se encuentra en sincronía con el aumento en las Ofertas de Venta de Energía con estatus de Operación Obligada.

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