José Buganza: Tiene Mercado Eléctrico altos niveles de precios

En el Sistema Interconectado Nacional (SIN) el periodo de demanda máxima comprende del 15 de mayo al 15 de septiembre, se denomina así debido a que en este periodo de tiempo se presenta el valor máximo de la demanda para el Sistema, explica José Buganza, director general de la consultora Enegence en entrevista con Monitor Energético.

El Centro Nacional del Control de Energía (CENACE) debe contar con la mayor capacidad disponible para el Sistema con el objetivo de atender la demanda durante esta época del año, señala el experto, uno de los actores clave que participaron en la creación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Uno de los indicadores de la operación del Sistema es el Margen de Reserva Operativo (MRO) que corresponde a la reserva rodante, la capacidad de generación que puede ser conectada en tiempo determinado y la carga que puede ser interrumpida en ese mismo periodo de tiempo.

En este sentido, refiere que el Código de Red vigente establece que el nivel de reserva operativa en el Estado Operativo de Alerta la Reserva Operativa debe estar en un rango entre 3 por ciento y menor al 6 por ciento, en el Estado Operativo de Emergencia el nivel de la reserva operativa debe ser menor al 3 por ciento. Adicionalmente, el MRO es un insumo para determinar las 100 Horas Críticas en el SIN.

“Las Horas Críticas (HC), son aquellas en las cuales se presenta el menor nivel de reservas de generación, sin embargo, estas horas se identifican de acuerdo a una fecha inicial y una fecha final”, explica el director general de Enegence.

“Con base en la información del Mercado para el Balance de Potencia (MBP) para los años de producción 2022 y 2023, el porcentaje de mayor HC en 2022 se presentó en el mes de mayo con 69 por ciento y en 2023 solo representó el 1 por ciento, sin embargo, en el año 2023 el mayor porcentaje de HC se presentó durante el mes de septiembre (63 por ciento)”.

Las HC determinarán cuanta capacidad disponible hubo durante ese periodo y eso dará una señal al mercado de escasez o de exceso de capacidad en el Sistema que se verá reflejada en el MBP, agrega el experto de Enegence.

Detalla que el Sistema puede estresarse por diferentes causas estructurales como son: la falta de inversión en obras de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD), que incluye obras de expansión y refuerzo, la falta de capacidad de generación y las altas temperaturas en las diferentes zonas que comprende en Sistema Interconectado Nacional.

“La falta de inversión en la RNT se evidencia en el hecho que a finales del año 2019 la longitud de la RNT era de 110.1 miles de kilómetros y con información del reporte anual de 2023 de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la longitud reportada de la RNT es de 110.6 miles de kilómetros, esto representa un crecimiento de 0.1 por ciento al año”, apunta Buganza.

“En comparación, durante los años 2013 a 2017 el crecimiento anual de la RNT fue del 1.4 por ciento. Esta falta de inversión provoca que la energía que se genera en un punto A y que necesite ser consumida en el punto B no pueda ser transportada en su totalidad, es decir se crean “islas” de congestión en las cuales los precios de la energía son mucho mayores”.

En el rubro de la capacidad de generación, ésta solo ha crecido 1.1 % anual durante la presente Administración, en contraste con la Administración anterior en la cual la tasa de crecimiento anual fue del 1.3 por ciento, refiere.

“Esta falta de generación, puede provocar que para cubrir los requerimientos de la demanda el Cence tenga que dar instrucciones de despacho a centrales eléctricas más caras”, advierte el director general de Enegence.

“El incremento de las temperaturas va de la mano con el incremento en el consumo, ya que los usuarios emplean más los aires acondicionados, los sistemas de refrigeración tienen que mantener la temperatura ante los incrementos de ésta en el ambiente. Adicionalmente, los límites térmicos de las Líneas de Transmisión pueden verse comprometidos debido a las altas temperaturas, de la misma manera las centrales eléctricas también pueden poner en entre dicho su capacidad de operación”.

Con estos tres factores: la falta de inversión en la RNT y RGD, la falta de entrada de nuevas centrales eléctricas y el incremento de la temperatura, se tendrá como consecuencia una mayor probabilidad de estrés en el Sistema que puede tener como consecuencia lo siguiente:

· Mayor presencia de Estados Operativos de Alerta y Emergencia;

· Mayores niveles del Precio Marginal Local;

· Presencia de islas de congestión;

· Cortes de Carga Rotativos para mantener la estabilidad del Sistema;

· Señales de escasez de capacidad;

· Salida de Líneas de Transmisión.

“El día 7 de mayo del presente año el Sistema sufrió la salida de hasta mil 299 MW de capacidad de generación y se presentó un MRO menor al 3 por ciento. El Cenace declaró dos Estados Operativos de Emergencia por lo que tuvo que realizar los cortes rotativos en el suministro que fueron desde los 200 MW hasta los 2 mil 610 MW”, detalló Buganza.

Ante el escenario actual, que no es muy alentador, destaca el especilista, existen acciones que pueden mitigar los posibles efectos de los incrementos de la demanda, las acciones que realice el Cenace ante la presencia de un Estado Operativo de Emergencia. Entre estas acciones se encuentran:

· Tener sistemas de respaldo (baterías) en caso de corte de carga.

· Generación en sitio.

· Acercarse a parques industriales que tengan generación en sitio.

“Para hacer frente a la falta de inversión en la RNT y las RGD, la poca entrada de nueva capacidad y el incremento de la demanda, la siguiente administración tiene realizar acciones correctivas y de promoción de la inversión en el sector eléctrico, aunado a la presencia de reglas claras y el respeto al marco jurídico existente. De lo contrario, las consecuencias pueden ser mucho mayores”, advierte el director general de Enegence.