Diseño y sinergia de los precios de productos del MEM

Uno de los retos de la implementación de un mercado eléctrico es definir la arquitectura de los precios de sus productos. Derivado de ello surge una serie de interrogantes a resolver, como qué tan alto o qué tan bajo debe ser el precio de la energía; cómo deben de responder los precios ante condiciones atípicas; cómo es que los precios de todos los productos hacen sinergia y como impactan sobre los Participantes del Mercado.

Si bien los mercados eléctricos han sido una tendencia a nivel mundial, su diseño es único en cada país. Por lo tanto, la comparación entre sus precios puede ser incierta dado que la estructura con la que se diseñan sus valores es distinta.

En el presente artículo, exponemos las principales directrices que se consideran en la implementación de un mercado eléctrico. Además, se presenta la lógica detrás de los valores esperados de los precios de sus productos y la teoría de sintonización entre los submercados que componen al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en México.

Operación de un Sistema Eléctrico de Potencia

Un sistema eléctrico de potencia se opera principalmente mediante la resolución a dos problemas de optimización (Ilustración 1), que se realiza de forma integral.

Al primer modelo se le nombra como asignación de unidades. La solución a este modelo resuelve que Unidades de Central Eléctrica (UCE) deberán de operar en cada una de las horas del Día de Operación.

Usualmente, existen UCE que se encuentran encendidas todo el tiempo, por su gran tamaño y su bajo costo. Ante incrementos de la demanda, se encienden las UCE que suelen ser de mediana capacidad y con costos superiores. Por último, ante condiciones de demanda punta o bien contingencias en el sistema, se encienden las UCE más pequeñas, que tienen el costo más alto y que ayudan a mantener el balance entre generación y carga.

El segundo modelo es conocido como despacho económico. Su solución determina a qué nivel de generación deberán operar cada una de las UCE. Además de lo anterior, por medio de este proceso se define el valor de la energía y Servicios Conexos (para el caso de México).

Despacho económico y definición del precio de energía

Los modelos de optimización de asignación de unidades y despacho económico están basados en costos variables.

Estos costos se componen principalmente por la eficiencia de la UCE y el costo de su combustible. Modelarlo de esta forma asegura la minimización de los costos de producción, independientemente de que el sistema sea operado por un régimen de mercado o bien por un monopolio.

Sin embargo, los mercados eléctricos pueden subdividirse en dos tipos de modelos (Ilustración 2):

1. Pay as clear (donde los generadores reciben un precio marginal)
2. Pay as bid (donde los generadores reciben exclusivamente el precio ofertado)

Dependiendo del diseño del mercado y la sintonización de sus submercados. Se elige el esquema de liquidación que se utilizará.

El MEM está modelado por un esquema pay as clear. Este tipo permite que se reduzca la variabilidad de las ofertas de cada Central Eléctrica y cambie únicamente por el dinamismo del precio de su combustible. Esto permite que el operador del sistema realice despachos con mayor certeza y por ende con mejor confiabilidad. Especialmente para el mercado mexicano, las Ofertas de Venta de Energía son validadas por el Evaluador de Consistencia de Ofertas [1], el cual impide que los Generadores realicen ofertas por encima de sus costos reales. Lo anterior obstaculiza que el mercado sea manipulado por sus participantes.

Exposición al mercado eléctrico

Si bien el precio de energía es determinado por la última UCE encendida, este precio es pagado únicamente por los Centros de Carga que no tienen contratos bilaterales (Contratos de Cobertura Eléctrica). Asimismo, los Generadores que no tienen la totalidad de su capacidad de generación comprometida recibirán el precio del mercado por su remanente expuesto al mercado. El mecanismo de un contrato bilateral consiste en que el Generador enajena su energía producida al Centro de Carga y este último entrega una contraprestación a su contraparte (Ilustración 3).

Tanto el Centro de Carga como el Generador reducen su exposición al mercado. El primero obtiene un precio estable que le garantiza una tarifa competitiva y el segundo garantiza cubrir sus costos nivelados.

Sintonización de submercados

Los ingresos por los productos del mercado eléctrico deben asemejarse a los costos nivelados de las UCE que se encuentran en él (Ilustración 4). Los mercados eléctricos tienen distintas configuraciones, aunque la mayoría tienen un mercado spot de energía, suelen diferir si tienen un mercado de servicios auxiliares (Servicios Conexos en México) o mercados de capacidad (Mercado de Balance de Potencia en México) u otro tipo de submercados.

El MEM utiliza la co-optimización para comercializar energía y Servicios Conexos en el mercado spot. Por lo que sus ingresos de las UCE deberían asemejarse a sus costos variables. Además, cuenta con un Mercado de Balance de Potencia. Por lo que los ingresos de las UCE por este mercado deberían poder cubrir sus costos fijos.

Lo anterior, implica que el aumento del precio de la energía debería reducir el precio de la Potencia. Y en sentido contrario, una disminución del precio de la energía debería aumentar el precio en el Mercado de Balance de Potencia.

Otros mercados, como ERCOT (Texas), no cuentan con un mercado de capacidad. Por lo tanto, los costos fijos deben ser cubiertos por el mercado de energía. Para lograrlo, el mercado tiene un “Precio de Escasez” el cual es aplicado en condiciones de alta demanda o baja capacidad de generación y su valor asciende para 2021 a 5,000 USD/MWh [2].

Se puede observar en la Gráfica 1 que en agosto de 2020 el Mercado Eléctrico de ERCOT alcanzó los 100,000 MXN/MWh, el cual fue resultado de la aplicación del precio de escasez.

La sintonización de los submercados es un reto para el diseño y la operación del MEM. Esta se debe realizar tanto en temporalidades, es decir mediante la sintonización de los ingresos de corto y mediano plazo; así como de manera geográfica.

Para lograrlo, las Zonas de Reservas deben ser iguales a las Zonas de Potencia y se deben de aplicar mecanismos como una Curva de Demanda de Reserva tal como lo recomendó el Monitor Independiente del Mercado [3].

Conclusiones

Un sistema eléctrico de potencia se opera mediante la asignación de unidades (resuelve qué UCE operarán) y el despacho económico (resuelve qué cantidad de energía generarán). Existen principalmente dos diseños de liquidación: el pay as clear, que liquida a un precio marginal; y el pay as bid, que liquida con respecto a su oferta.

El MEM aplica el primer esquema y tiene implementado un Evaluador de Consistencia de Ofertas que obstaculiza la manipulación del mercado.

El precio del mercado es un valor de referencia. Tanto los Generadores como los Centros de Carga celebran Contratos de Cobertura Eléctrica que reducen la exposición al mercado. El primero obtiene tarifas competitivas y el segundo garantiza cubrir sus costos nivelados.

Los ingresos por los productos del mercado eléctrico deben asemejarse a los costos nivelados de las UCE que se encuentran en él. Para lograrlo, los submercados deben sintonizarse tanto en temporalidades como geográficamente.

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