ace cuatro días, la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Comefer) publicó las bases del mercado eléctrico (Anteproyecto, 26 de agosto de 2015). Probablemente se oficialice mañana lunes. ¿Por qué? Entre otras cosas porque según los calendarios del apartado 1.4.5, a partir de septiembre deberán realizarse las pruebas de primera etapa del mercado eléctrico mayorista. Con eso empieza todo. Tienen nueva forma (los 19 capítulos se llaman bases). Y algunos cambios de fondo, incluidas las etapas de aplicación. Así, el mercado constará de cuatro componentes primordiales: 1) De energía de corto plazo; 2) De balance de potencia; 3) De certificados de energías limpias; 4) Y subastas de derechos financieros de transmisión. El mercado de energía de corto plazo abrirá la caja de Pandora el primero de enero de 2016. Con tres tipos de mercados: día en adelanto y tiempo real (con ellos se inicia) y una hora en adelanto (hasta 2017 o 2018, asegún
).
En este mercado de corto plazo se realizarán transacciones de compraventa de electricidad y servicios conexos, es decir, productos vinculados a la operación del sistema eléctrico nacional y condición necesaria de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad. ¿Ejemplos? Seis tipos de reserva: rodante, no rodante, de regulación secundaria, operativa, reactiva y suplementaria. ¿Otros? Regulación de frecuencia y de voltaje, y arranque de emergencia, en adelante con precio de mercado. Así, una unidad que, en principio y por su alto costo variable de operación, no tendría posibilidades de entregar continuamente energía al mercado, podría ser rentable (norma de hoy) al ofrecer –incluso esporádicamente– productos conexos. Por cierto, su ubicación sería determinante.
Recordemos, a decir de este anteproyecto que la energía se tasará en términos de precios marginales locales. Los servicios conexos de precios zonales. Habrá, entonces, nuevo
mapa eléctrico. Nodos y zonas. Dos tipos básicos de nodos: de conectividad (NodoC) según las ramas de la red; y de facturación (NodoF), punto físico de interconexión de cada unidad de central eléctrica y centro de carga. A partir de ellos se define el importantísimo Nodo de precio (NodoP), un NodoC individual o un conjunto de NodosC. Esenciales en la modelación de la inyección o el retiro físicos de energía. Para ese NodoP fundamental en el nuevo esquema, se determina un precio marginal local. Hace posible las liquidaciones financieras en el mercado. Recordemos que este mercado de energía de corto plazo que ya empieza, será conducido por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), con un año cumplido como organismo independiente. Un día antes para el mercado de día en adelanto y una hora para el mercado de hora en adelanto (hasta 2017 o 2018) recibirá ofertas de energía y servicios conexos. Y para que opere el mercado de día en adelanto (de tiempo real), el Cenace recibirá de los generadores participantes del mercado, ofertas de venta para cada hora de operación y cada una de las unidades de central eléctrica que representan, para las horas de día siguiente (para el mismo día). Para ello deberán registrar los parámetros de referencia de sus costos de producción. Y ofrecerán montos de energía (neta) a inyectar en la Red. Y en función de la demanda estimada para cada hora por el Cenace y de los costos de producción, se determinará el despacho económico. ¿Qué es? Resultado del proceso de determinación de la generación requerida –en este caso para cada hora del día en adelante y el balance del día– y los precios de la energía provenientes de los parámetros de las unidades de centrales eléctricas a despachar
. ¿Objetivo? Garantizar el suministro requerido por el sistema. Todas las horas del día. En todos y cada uno de sus nodos.
Pero –ortodoxia dixit– al mínimo costo de producción global. Deberán, entonces, balancearse inyecciones y retiros de energía. En cada NodoP. Pero cumpliendo requisitos de reserva (de regulación secundaria, rodantes, operativas y suplementarias) para garantizar –se reitera en el documento oficial– calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad. No olvidemos, el precio marginal local en cada NodoP resulta de agregar sus tres componentes: energía marginal, congestión marginal y pérdidas marginales. Determinados, respectivamente, por combustible utilizado; capacidad de transmisión entre nodos y flujos registrados; condiciones técnicas y de operación de la transmisión entre esos nodos. No me extiendo más. Sepamos que el mercado eléctrico mayorista ya está aquí. Y que parece haberse impuesto cierta prudencia en su aplicación. Dos indicadores de ello: retraso en el inicio del mercado de corto plazo de una hora en adelante; redefinición de plazos y formas de las importantísimas –aunque todavía cuestionadas por muchos consultores– subastas de potencia.
Concluyo. El asunto que se nos viene es muy complejo. Será necesario estudiarlo permanentemente y con el mayor cuidado. El papel de estudiantes, técnicos, profesores e investigadores universitarios en todo el país resultará fundamental en este sentido. ¡Qué digo de los usuarios! Pero las universidades –sin duda nuestra UNAM y mi Facultad de Economía en ella– tienen una tarea central a este respecto. Multidisciplinaria, por cierto. Y en el marco de su misión de servicio a la sociedad.
Evaluar la pertinencia de normas y regulaciones. Es de gran relevancia juzgar prácticas y resultados del radical cambio constitucional que las orientó. Es una tarea fundamental para que nuestra sociedad cuente con el suministro eléctrico seguro y de calidad y de costo mínimo que se pregona. ¡Nada sería más terrible y regresivo que ser apologetas genuflexos de esta experiencia! ¡Nada! De veras.
NB: Por un lamentable descuido en mi nota anterior escribí que –según la ortodoxia– los derechos financieros de transmisión buscan garantizar el cumplimiento del libre acceso y el uso no indebidamente indiscriminado de las redes, en lugar de “…libre acceso y uso no indebidamente discriminatorio”. Mil disculpas.
