Implementar el mercado eléctrico, prioridad del Cenace 

Implementar el mercado eléctrico, prioridad del Cenace

05 / MAR / 2018
Electricidad

Más que el gobierno actual, serán las próximas administraciones federales las que cosecharán los frutos de esta Reforma, opina Eduardo Meraz Ateca, Director General del Centro Nacional de Control de la Energía (Cenace).

Implementar el mercado eléctrico, prioridad del Cenace
 

¿Cómo ha sido el arranque del Mercado Eléctrico Mayorista?

Arrancamos el Mercado Eléctrico Mayorista en enero de 2016. Empezamos a caminar en varias pistas. Una era continuar operando el sistema eléctrico nacional como Cenace, organismo público descentralizado, y ya no como CFE, sin poner en riesgo el suministro de energía eléctrica. Eso lo sabíamos hacer muy bien, pero una segunda pista era operar el mercado eléctrico, que sería una actividad nueva. Sin embargo, una ventaja que considero fundamental fue que el Cenace, cuando estaba dentro de CFE, estuvo ejecutando un “mercado virtual” durante 15 años. Ese mercado virtual dio muchas certezas y bases de qué hacer, tanto a nosotros como al entonces Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE, ahora Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias, INEEL).

Son los mismos principios del despacho, ¿verdad?

Son los mismos principios de despacho y ya teníamos un modelo de mercado, así que el IIE pudo desarrollar en muy corto tiempo la programación de un mercado eléctrico gracias a la experiencia previa.

¿Cuáles son los retos?

Un reto es que continuemos cumpliendo los compromisos de la implementación del mercado eléctrico y de la Reforma. No hemos acabado de implementar el mercado en su totalidad. Nos toca en este año hacer la primera subasta de mediano plazo, lanzar la cuarta subasta de largo plazo, luego la segunda subasta de mediano plazo, así como la primera subasta de derechos fi nancieros de transmisión. Esto consolidará más lo que hemos hecho. Algo nuevo, que es parte de la implementación, es que se enen que instalar los Comités de Revisión de Reglas del Mercado. En marzo debemos comenzar a implementar el primer Comité, ya que las reglas del mercado son perfecibles, hay cosas que tenemos que mejorar. El Comité es multidisciplinario, lo encabeza el Cenace, y lo que en él se revise se presentará para la aprobación de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Con esto, comenzará a haber mejoras en las reglas del mercado.

¿Y a mediano y largo plazos?

El reto principal es consolidar al Cenace con el capital humano que requiere. Hasta ahora ha sido una vorágine de carga de trabajo, por lo que necesitamos capital humano fijo, permanente, que dé continuidad a la evolución de la institución y poder amortiguar las rotaciones, sobre todo ante los cambios de puesto en los mandos del Centro. El reto es que el Cenace opere bien y no esté sujeto a ciclos sexenales.

La planeación del sistema también corresponde al Cenace, ¿verdad?

La planeación de la expansión del sistema, sí. Ahora la planeación está estructurada de otra manera, junto con la Secretaría de Energía (Sener) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), e instruyendo al transportista, que en este caso es la CFE. La Sener, por su parte, aprovechando lo que dice la Ley, está lanzando licitaciones para dar mayor dinamismo en la construcción de la infraestructura de transmisión.

¿Qué aporta el Cenace a la planeación?

El Cenace recibe de la Sener una prospectiva indicativa –no es firme– de generación. Para los primeros años de la generación existe bastante certidumbre de que los generadores van a entrar con nuevas plantas, porque ya tienen un contrato de interconexión y empezaron su construcción, además de que ya tienen garantías depositadas. Entonces tenemos una certeza de tres o cuatro años de los generadores, con los cuales interactuamos mucho.

La Sener hace una prospectiva de generación indicativa y nosotros con esos insumos pronosticamos un crecimiento de la demanda y decimos cuál es la red eléctrica que debe de estar para los próximos 15 años para que pueda responder a esa generación.

Se percibe preocupación por insuficiencia en las líneas de transmisión. ¿Cuál es el proyecto inmediato?

El proyecto inmediato es la licitación que está lanzando la CFE de la línea Ixtepec-Yautepec de corriente directa y las líneas asociadas a este gran proyecto.

A CFE se le instruyó concursar esa línea hace más de un año porque es el transportista. Es grande el reto de construir infraestructura de transmisión. Es más complicado que construir generación porque lleva más tiempo conseguir todos los derechos de vía y hacer todos los trámites. La infraestructura de transmisión requiere una inversión muy fuerte y debe ser una planeación proactiva más que reactiva. Si queremos reaccionar cuando el generador quiere instalarse, ya estamos tarde. Ahora, muchos de los generadores que se han logrado instalar lo han hecho en función de la red existente.

¿Se tienen que hacer más licitaciones pronto?

Ya está en marcha la licitación que lanzó la Sener para la interconexión de Baja California con el Sistema Eléctrico Nacional. Se tiene pendiente otra licitación de una línea que dará cabida a los eólicos de Tamaulipas. La CFE, con la Fibra E, ya encontró un instrumento para poder hacer más inversión en la transmisión. El nuevo estudio de planeación sale en mayo de este año, por lo que esperamos que de ahí se deriven otros proyectos más.

¿Confía Usted en que no habrá cuellos de botella en transmisión? Mucha generación tiene que entrar.

Sí hay cuellos de botella y se van a resolver, pero no será en uno, dos o tres años. Se resolverán cuando entren en operación las grandes líneas que tengan que entrar. Por eso es importante la planeación proactiva y ésta debe adelantarse hacia dónde van a crecer los grandes centros de generación.

¿El marco regulatorio es adecuado para adelantar la construcción de la transmisión que se requiere?

La transmisión se había atorado un poco por la situación de las inversiones tan grandes que se requerían, por ello, con los mecanismos que encontraron la Sener y la CFE se dio con el camino para resolverlo. En cuanto a la coordinación que tenemos con la Sener y con la CRE para hacer las obras, creo que ha sido bastante buena. Ha habido apertura por parte de ambas autoridades para ver la planeación con visión.

Las subastas, ¿fueron una sorpresa sus resultados?

Definitivamente. Los resultados de la primera subasta fueron una sorpresa. Lo que se pudo percibir es el gran apetito que había de generadores que querían –y quieren todavía– entrar al mercado. Ese apetito se reflejó en la competitividad y en los precios tan bajos. En la tercera subasta se obtuvieron precios prácticamente a la mitad de los de la primera en tan sólo dos años. Ahora las referencias de los costos de las renovables son las subastas y en esto México es referencia a nivel mundial.

¿Cuál es la expectativa de las subastas que vienen?

Personalmente creo que sigue habiendo mucho interés de las empresas de generación por invertir. Todavía hay espacio para que lo hagan y no podemos decir que ya estamos saturados de renovables. Si bien la transmisión ya no está tan holgada, sigue habiendo espacio para nuevas proyectos. Por eso creo que en la cuarta subasta de largo plazo se pueden dar renovables a muy buenos precios aunque ya no estoy tan seguro de que sigan bajando con tanta fuerza. Eventualmente, en algún momento subirán.

¿Se prevé algún cambio fundamental en la subasta?

Para esta cuarta subasta ya no nos da tiempo de hacer cambios prácticamente. Si se hace alguno, se reflejará en las bases de licitación, pero será un cambio menor. Sin embargo, con la experiencia de las subastas anteriores, con las opiniones de quienes participan, hemos detectado áreas de mejora que podrían incorporarse, ya no en esta cuarta, sino más adelante.

¿La diversificación de portafolio de generación en México es sinónimo de robustez del sistema?

 

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Sí, tenemos una diversidad en las fuentes de generación. Sin embargo, creo que hay una alta dependencia de gas de importación. Ahora el gas natural representa 60 por ciento de la energía que se suministra y la dependencia de las importaciones sí representa un riesgo. Afortunadamente, ahora están más tranquilas las condiciones de suministro de gas que en otro tiempo, pero sí se ve que hay una dependencia importante. La interconexión de más ductos dará mayor flexibilidad y si se produce más gas al interior del país habrá un abasto mayor y más confiable.

Para la canasta de generación, según mi percepción personal, las energías renovables van a seguir creciendo hasta representar un valor muy importante del suministro y eso va a dar un equilibrio.  Hacia el futuro, yo lo que veo es crecimiento en gas y en renovables, el gas como un respaldo para éstas.

¿No nos debe preocupar que haya volatilidad de precios?

En efecto, el mercado refleja la volatilidad de los precios. Si tenemos una congestión en una zona, se refleja con un precio alto de la energía, mandando la señal económica de que ahí se necesita hacer algo. Son señales de corto plazo, desde luego, pero el mercado está mostrándolas para que en el corto plazo también reaccionen los generadores, por un lado, y que reaccione la demanda, por el otro lado. La demanda a lo mejor todavía no tiene gran capacidad de reacción a los precios, pero confiamos en que la demanda está aprendiendo a vivir en este nuevo entorno de mercado. Ahora hay 32 participantes en el mercado, pero en total hay 138 interesados. Entonces, el mercado va a crecer.

¿Estos 32, qué son?

La mayoría son generadores. Los suministradores por ahora son pocos, pero creo que van a aumentar rápidamente. Varios suministradores ya tienen firmado todo y cualquier día de éstos nos dicen que ya empiezan. Quizá están esperando tener un poco más de certeza en cuanto a las tarifas.

Hay como 30 suministradores califi cados que han estado queriendo convencer a los clientes, pero la falta de certeza acerca de cómo van a ser las tarifas de suministro básico es la que los ene esperando.  Quizá este año los industriales empiecen a tomar sus decisiones y, entonces, comenzarán a funcionar los contratos bilaterales.

¿Percibe usted mucho interés por parte de los industriales de involucrarse en el mercado y desligarse de la CFE?

Los industriales saben que ahora tendrán un abanico más amplio de posibilidades para generar y para comprar. Lo único que necesitan es la información para tomar sus decisiones. Definitivamente si encuentran una fuente más barata, se van a cambiar a ella.

Hay interés de los industriales en la generación limpia, no únicamente por cumplir con los Certificados de Energía Limpia (CEL) obligatorios, sino también como parte de las políticas de sus empresas en cuanto a conciencia y responsabilidad social y corporativa, por ejemplo. Cada vez la están adquiriendo más.

¿Cómo considera que se pueden integrar a las renovables al sistema eléctrico a pesar de su intermitencia?

Hemos hecho estudios y estimamos que de aquí al 2022 habrá más de 15 mil megawatts (MW) de renovables integrados al sistema. Por supuesto que la solar y la eólica necesitan un respaldo.  Calculamos que para 2024 estará como en 18 mil MW y pensamos que se va a rebasar esa cifra.

Hasta esos niveles la intermitencia es manejable con lo que tenemos, pero sí es un reto porque ya estamos hablando de variaciones de 14 mil MW. Lo que vemos importante es buscar la diversidad, ya que, por ejemplo, las eólicas no enen el mismo patrón en Oaxaca que en Tamaulipas o en San Luis Potosí, así que con la combinación de las tres áreas geográfi cas se reduce la intermitencia.

¿Y el respaldo es con gas y con hidroeléctricas?

Principalmente, así es. Las hidros nos dan mucha rapidez porque en pocos minutos sincronizamos una máquina y la subimos.  Son muy rápidas en su arranque y en su entrega de energía. Las nuevas plantas de gas ya entrarán con esa misma característica de rapidez, las actuales no tienen todavía esa característica.

Adicionalmente, lo que estamos viendo y que ya es una tendencia, son las fuentes de almacenamiento de energía con baterías.  Es inminente su llegada. Los precios están bajando mucho por lo que se hace atractivo para que sean parte de la solución para las intermitencias.

¿Cómo se hace la medición en el mercado eléctrico?

Para entrar en el mercado tuvimos que hacer uso de la medición que existía. La CFE ya tenía un avance importante en mejorar sus sistemas de medición, pero no estaba completo porque se requería el reemplazo de cientos de miles de medidores. La CFE continúa con el proceso de reemplazo para atacar el problema de las pérdidas y ha mejorado mucho, sobre todo con la instalación de medidores inteligentes en los postes. Con ello tratan de evitar las pérdidas no técnicas. Su factor de pérdidas se incrementó cuando tomó lo que era de Luz y Fuerza del Centro, pero ya lo bajó a entre 12 y 14 por ciento.

Para el mercado eléctrico, lo que se está pidiendo en medición es que se pueda hacer de manera remota para que pueda ser contabilizada en el mercado. Es un tema que tiene que avanzar y mientras más rápido mejor para que el mercado sea más preciso en sus cálculos. Todas las cargas tienen medición, la estimación en ellas es mínima, pero donde faltaba medición era entre los procesos porque ahora son empresas separadas la de transmisión y distribución. Se está invirtiendo en esto. CFE Transmisión acaba de modernizar sus sistemas SCADA de transmisión junto con los sistemas para medir la entrega de transmisión a distribución.

¿Podemos decir que tenemos un mercado resiliente, preparado para un México moderno?

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Tenemos un sistema confiable, pero nos falta robustecerlo más. Creo que nuestro sistema es de los más confiables en el mundo. Hemos tenido interrupciones regionales como cualquier sistema, pero nunca los grandes apagones que han pasado en otros países. El último apagón que tuvimos fue en Baja California en 2011, pero fue provocado por una falla del lado americano porque estamos conectados con ellos. Antes de ése, Baja California llevaba 30 años sin apagones. Entonces, el sistema tiene una buena confiabilidad, el reto es mantenerla. Queremos hacerlo más resiliente, no a la fallas comunes, sino a las menos comunes, por ejemplo, a los huracanes muy fuertes por el cambio climático.

¿Qué falta hacer en distribución?

Siempre habrá el reto de modernizar sus redes. Uno de los retos que van a venir para el sistema, y por supuesto para la distribución, es la entrada de la generación distribuida. Se espera que su crecimiento sea exponencial. Los retos entonces son para controlar voltajes, porque de repente las redes se vacían y después se cargan; si son fotovoltaicos, entra el sol y las redes se vacían, se va el sol entonces se recargan. Los retos son controlar esas variaciones de voltaje que antes eran muy comunes y se hicieron esporádicas, pero ahora pueden volver a presentarse.

¿Qué nos puede decir de la Cámara de Compensación, que es una novedad?

El objetivo es minimizar los riesgos entre el comprador y el vendedor en los contratos de largo plazo. En marzo se da el fallo y a mediados de abril, se estarán firmando los contratos entre la Cámara de Compensación y los ganadores de la tercera subasta.  Está abierto que los ganadores de las dos primeras subastas sepuedan incorporar a ella.

La Cámara se logró con un buen diseño. Se contrató una consultoría internacional y un tercero va a manejar la Cámara a través de un fideicomiso. No es una cámara de compensación como las típicas de los bancos, es un poco más compleja. Se invitó a los bancos y a consultores externos a platicar, se hizo un planteamiento muy amplio a las dependencias financieras.

Las cámaras de compensación normales funcionan a uno, dos o tres años cuando mucho. Entonces una cámara a 15 años es novedoso en el mundo. Se consensuó con los bancos y los financieros de otras instituciones y con las opiniones de todos se fue conformando un modelo que, incluso, la persona que fungió como consultora nos mencionó que: “Me gustó este diseño, porque puede uncionar en otros lados del mundo para promover obras”. Con ella se podrán lograr inversiones de largo plazo.

¿Se podrá retirar plantas obsoletas e ineficientes de la CFE, en momentos en que se tiene una curva de crecimiento del consumo?

Hay un interés muy grande de generadores por entrar, rebasa el crecimiento de la demanda y rebasa la salida de todas las plantas ya no muy eficientes de CFE. Tiene que decidir la misma CFE si continúa con sus máquinas, si son competitivas o no en el mercado. Si tiene máquinas que van a estar ahí paradas, podría aprovechar sus sitios e instalar nuevas centrales.

Entonces, ¿es decisión de la CFE más que de planeación eléctrica?

Es decisión de CFE. Si la CFE no nos avisa que va a retirar máquinas, las puede dejar ahí. Si avisa que las va a retirar, entonces se toman las providencias. Si la CFE nos dijera que va a retirar 10 mil MW el año que entra, ahí sí tendríamos que analizar los efectos. Si viéramos un riesgo porque no se puede prescindir de esos 10 mil MW, entonces la Ley nos permite solicitar a la CRE que lancemos una subasta de confiabilidad, con la cual nosotros aseguramos que va a haber generación, o retener la misma de CFE. Muchos mercados no tienen estos mecanismos y dejan todo a la oferta y la demanda. Aquí se pueden lanzar subastas de confiabilidad, las cuales nos estarían ayudando a evitar una situación de falta de oferta.

El comercio bilateral con Estados Unidos, las conexiones transfronterizas, ¿cómo se visualiza el desarrollo de este aspecto del sistema?

Lo que nosotros hemos planteado es que hay que incrementar las capacidades de intercambio con Estados Unidos y más en un contexto de muchas energías renovables. Los países que han metido mucha generación renovable han podido soportar las intermitencias en parte porque comparten esas variaciones con sus países vecinos.  Entonces, uno es lo que nosotros podamos absorber de esas variaciones y lo otro es lo que podamos compartir con Estados Unidos y viceversa, porque no son coincidentes los comportamientos de vientos y sol. También queremos incrementar las interconexiones con Estados Unidos para facilitar el comercio: si hay energía barata, aprovecharla.

Pero todavía se tiene la diferencia de voltaje en algunos puntos de la frontera.

El lado de Baja California está permanente interconectado, es el mismo voltaje. Del lado norteamericano hay proyectos que quieren aumentar las capacidades de interconexión, ya están en estudio por parte de ellos y desde luego hacemos estudios conjuntos para ver el impacto. En Nogales, Sonora, a finales del año que entra va a entrar un ‘back-to-back’ por las cuestiones de la dinámica de la red, más que por el voltaje. Estados Unidos es 18 veces más grande que México. En El Paso, Texas, también hay un interés de lograr una interconexión y hay mucho interés del lado americano de incrementar su tamaño. Yo creo que las interconexiones ya se van a hacer con el esquema ‘back-to-back’.

¿Tenemos congestión en el sistema?

La congestión es cuando ya no puedes transmitir de un punto a otro porque la transmisión ya se llenó. Esto impide que puedas enviar energía barata de un punto a otro. Una congestión muy típica es la que va del Sureste del país hacia la Península de Yucatán porque, si no tenemos suficiente gas para las plantas que están en la Península, entonces tenemos que transmitir la energía hasta la capacidad de la línea. Cuando la línea llega a su capacidad y la demanda sigue creciendo, entonces metemos a producir a los generadores más caros de la Península, que son generadores con diesel, por lo que el costo en esa región se encarece porque el costo marginal ahora lo define una máquina ubicada en la Península, en vez de la energía barata del Sureste.

La solución a esto es meter más generación del lado de la Península, o bien más líneas de transmisión. Está planteada una línea de corriente directa del Sureste hasta la Riviera Maya, que sería una de las líneas más importantes, porque la Península históricamente siempre ha tenido el problema de que opera con plantas caras.

¿Qué otros cambios se prevén en los próximos años?

La industria eléctrica ya cambió y las empresas tendrán nuevas maneras de operar. La demanda, como ahora la vemos, va a cambiar cuando entre la generación distribuida. Van a cambiar muchos patrones, va a crecer mucho la industria en proveedores, en consultorías y en empresas con formas innovadoras de comercializar la energía. La parte financiera se irá haciendo más importante. Ya están ahora empezando a generarse los ‘hubs’ financieros y prevemos que podría haber futuros de la energía en bolsa.

¿Qué no debería de hacer la próxima administración federal?

La próxima administración, quede quien quede, debería evaluar qué es lo que se hizo, entender las cosas que no debería cambiar, más bien con nuarlas y si hacen falta correcciones, realizarlas, pero con el rumbo que está defi nido. En lo personal pienso que las próximas administraciones van a cosechar los frutos de esta Reforma, van a cosechar más de lo que ha cosechado esta administración, aun cuando ya se han obtenido algunos resultados.

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