Como ya había anticipado Energía Estratégica, en los últimos meses los usuarios calificados venían experimentando incertidumbre por los resultados del Mercado de Balance de Potencia (MBP) que forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en México.
Se trata de un mercado anual y ex post que facilita las transacciones entre los Participantes del Mercado cuyos Contratos de Cobertura Eléctrica resultaron insuficientes para cumplir con los requisitos para obtener Potencia establecidos por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y los Participantes del Mercado que cuenten con Potencia no comprometida a través de Contratos de Cobertura Eléctrica. De acuerdo a información del CENACE, el MBP se basa principalmente en tres conceptos: Zonas de Potencia del Sistema Eléctrico Nacional, 100 Horas Críticas del año de Producción correspondiente y Tecnología de Generación de Referencia en cada una de las Zonas de Potencia, e incluye como insumos la política de confiabilidad determinada por la Secretaría de Energía (SENER) y los Porcentajes Zonales y de Reserva determinados por la CRE. De esta forma, en este mercado de capacidad, se registran unidades como turbogas con combustóleo o diésel cuyo precio variable es muy alto.
Según fuentes cercanas a Admonitor estas unidades son importantes porque se requieren cuando se llega la máxima demanda del sistema. Esto se previó en el MEM, por eso el Mercado de Balance de Potencia surge como un incentivo para que los generadores vendan esa energía. "El incentivo radica en que se mapeen las 100 horas críticas donde el sistema estuvo en estrés y se premie a todos los generadores o pickers que estuvieron disponibles en esos instantes, explican.
Si bien aún no ha salido el MBP del 2023, el CENACE publicó el informe preliminar, con datos pocos alentadores para los usuarios calificados. De acuerdo al informe, el factor del Precio de Cierre de Potencia Estimado (PCPE) aumentó, posicionando al Sistema Interconectado Nacional (SIN) al mismo nivel que Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS) con un factor de 2.00 al igual que hace cinco años.
Esto implica un precio de la Potencia aproximado de 5.3 MDP/MW-año.
En conversaciones con Energía Estratégica, Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, explica los resultados del informe: SSi bien es información preliminar y los datos no son oficiales aún.
Este registró números muy altos de aproximadamente 5 millones por MW, cuando el año pasado se registraron 3 millones por MW. Según el experto, esto es alarmante ya que históricamente, no se han visto muchas diferencias entre los valores preliminares y los finales. De esta forma, Campos explica que estas primeras estimaciones son una mala noticia para los usuarios calificados ya que aumentaría el precio de la potencia de las siguientes ofertas que se hagan para los siguientes años, disminuyendo los ahorros potenciales que tendrían los usuarios finales dentro del MEM También menciona que este año las horas criticas tuvieron un comportamiento diferente con respecto al año anterior, cayendo la mayoría de ellas en el mes de septiembre. Asimismo, advierte que la mayoría de horas cayeron en horarios donde no hubo generación solar por lo que este tipo de energía no será acreditada en el MBP.
No obstante, el especialista insiste en que solo son estimaciones preliminares ya que aún resta que salgan los resultados finales para tener un número final y concreto.
Y concluye: "El Mercado de Balance de Potencia sigue sin salir y los ejercicios preliminares se demoraron bastante.
Se espera que Mercado de Balance de Potencia cierre durante el mes de febrero. Todo apunta que estará mucho más alto que el año pasado, sin embargo, dependemos de este multiplicador".