El mercado que queremos perder y que otros quieren
El mercado eléctrico de Texas, operado por el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), ha sido tradicionalmente un mercado de "sólo energía," donde los generadores son compensados únicamente por la energía que producen y venden.
Sin embargo, debido a los desafíos de confiabilidad evidenciados durante eventos extremos, como la tormenta invernal Uri en febrero de 2021, se han implementado nuevas regulaciones para mejorar la estabilidad del sistema.
En particular, la Ley del Senado 3 (SB3), promulgada en 2021, fue una respuesta directa a las fallas observadas durante Uri.
Esta ley ordenó a la Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) que estableciera requisitos para satisfacer las necesidades de confiabilidad del sistema, incluyendo la contratación de servicios de fiabilidad adicionales en una base competitiva. Como resultado, en enero de 2023, la PUCT adoptó el Mecanismo de Crédito de Desempeño (PCM), diseñado para apoyar la generación despachable y reducir la volatilidad de ingresos, incentivando así nuevas inversiones en infraestructura de generación.
El PCM obliga a las entidades que suministran electricidad a los consumidores finales a comprar créditos de desempeño de los generadores, quienes se comprometen a estar disponibles durante las horas de mayor escasez de reservas de generación. Este enfoque busca resolver la insuficiencia de ingresos en el mercado existente para cubrir los costos de mantener la capacidad de generación necesaria para cumplir con el estándar de confiabilidad de una pérdida de carga de un día en diez años.
https://www.puc.texas.gov/agency/rulesnlaws/subrules/electric/25.55/25.55.pdf
Funcionamiento del PCM
Los Créditos de Desempeño son promesas de disponibilidad de capacidad de generación durante horas críticas, cuando la red está bajo mayor presión debido a la alta demanda o a la baja reserva de generación. Estos créditos se asignan a los generadores que han demostrado estar disponibles y operativos durante estas horas críticas.
Las entidades que proveen electricidad a los consumidores finales, conocidas como Load Serving Entities (LSEs), están obligadas a comprar Créditos de Desempeño en proporción a su carga de demanda. Los LSEs incluyen minoristas de electricidad, cooperativas y servicios municipales de electricidad, que deben asegurar que tienen suficientes créditos para cubrir sus necesidades durante los momentos de escasez de generación.
Mercado de Créditos de Desempeño:
Los generadores pueden ofrecer sus Créditos de Desempeño en un mercado a futuro antes de cada temporada crítica (primavera, verano, otoño e invierno), que se organiza de manera centralizada por ERCOT.
El mercado a futuro permite que los generadores y los LSEs acuerden la compra y venta de créditos antes de que comience la temporada de mayor riesgo.
Asignación de Horas de Créditos de Desempeño:
Las horas críticas para la asignación de créditos se determinan en función de los periodos de mayor riesgo, como los meses de febrero en invierno y agosto en verano, cuando la red es más vulnerable a la falta de generación suficiente. ERCOT propone cuatro temporadas de distinta duración (primavera, verano, otoño e invierno), con un máximo de 15 horas críticas por temporada.
Cálculo de Precios de los Créditos de Desempeño:
Los precios de los Créditos de Desempeño se basan en el Costo de Nueva Entrada (CONE), que es el ingreso anual necesario para que una nueva planta recupere sus costos fijos y operativos. Este precio se ajusta según los ingresos esperados de la venta de energía y servicios relacionados. Esto significa que en años con precios altos de energía, los precios del PCM serán más bajos, y viceversa, buscando estabilizar los ingresos para los generadores despachables.
La legislatura de Texas impuso un límite neto anual de $1,000 millones para los costos del PCM. Sin embargo, la implementación de este límite es un desafío debido a la dificultad de predecir el apilamiento teórico de generación en los años futuros.
En esencia, lo que quiere el regulador estatal en Texas es algo muy parecido al mercado de capacidad en México, operado por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), ya incorpora mecanismos diseñados para garantizar la disponibilidad de generación necesaria para mantener la seguridad del suministro eléctrico. CENACE administra subastas de capacidad y reserva operativa, donde los generadores son compensados no solo por la energía entregada, sino también por mantener su capacidad disponible para satisfacer la demanda durante picos o contingencias.
A diferencia del PCM en Texas, que introduce un elemento de variabilidad en la compensación de los generadores basado en eventos específicos y la escasez de reservas, el mercado de capacidad en México ofrece una estructura más predecible y estable. Esto proporciona a los generadores un entorno menos volátil, permitiéndoles planificar mejor sus inversiones y operaciones, mientras que asegura un nivel constante de confiabilidad en el sistema eléctrico mexicano.
Ambos enfoques reflejan diferentes filosofías de gestión del riesgo y la estabilidad en los sistemas eléctricos. Mientras que Texas opta por un modelo que responde de manera más dinámica a las fluctuaciones del mercado, México ha desarrollado un sistema que prioriza la previsibilidad y la seguridad a largo plazo.
Pero este septiembre de 2024, las discusiones en el Congreso mexicano con cambios fundamentales en el diseño institucional, con la desaparicion de reguladores sectoriales, México puede perder un mercado, en sus reglas o sus efectos, que es una buen mecanismo para incentivar la confiabilidad en un marco de transición energética.