La energía eléctrica es un producto muy especial, tiene características que la hacen muy diferente del resto de productos y servicios que consumimos; entre éstas características destacan las siguientes:
- Para llevarla desde donde se produce, que usualmente es en donde se encuentran las fuentes primarias de energía que utilizan las centrales generadoras, hasta los centros de consumo que por excelencia son las ciudades y los centros industriales, se requiere de sistemas de transporte conformados por subestaciones y líneas de alta tensión.
- No se puede almacenar, se tiene que producir lo que en el momento se está consumiendo. Para mantener la estabilidad de un sistema eléctrico, es necesario alcanzar en todo momento el balance carga-generación.
- Es un bien prácticamente inelástico, con muy pocos sustitutos, se utiliza en casi todas las actividades que realizamos. Lograr que su costo sea eficiente es sumamente importante.
El sistema de transporte, las reservas de energía y potencia que se requieren para alcanzar el balance carga-generación y algunas disposiciones regulatorias enfocadas a “controlar” su costo, implica que en el Mercado Mayorista de Electricidad –MME- existan una serie de costos que los participantes tienen que sufragar por las transacciones de energía y potencia que realizan.
Estos costos son los Peajes por el uso de los sistemas de transporte, la Reserva Rápida, la Reserva Rodante Operativa, la Generación Forzada y el Saldo por el Precio de la Potencia. Con excepción de los Peajes que se pagan en función a la potencia, los demás costos de mercado se pagan en función a la energía consumida o producida según sea el caso.
Peajes
En Guatemala el sistema de transmisión de energía eléctrica se clasifica en Sistema Principal, Sistema Secundario y Sistema de Sub Transmisión.
- El Sistema Principal de Transmisión por definición es el que comparten los generadores, está conformado por la infraestructura de transporte en 230 kV.
- El Sistema Secundario de Transmisión es el que se utiliza para acceder al Sistema Principal, está conformado por infraestructura de transporte en 138 kV y 69 kV.
- El Sistema de Sub Transmisión es el que tiene un uso específico por parte de generación o demanda, está conformado por infraestructura de transporte en 69 kV.
Los peajes de transmisión se originan del Costo Anual de la Transmisión –CAT- que es el monto anual que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica –CNEE- autoriza a los Agentes Transportistas, como el valor que durante el año se les debe remunerar por el uso de su infraestructura de transporte. El CAT incluye la anualidad de la inversión de las instalaciones de transmisión económicamente adaptadas y los costos anuales de operación y mantenimiento.
El Peaje Principal se cobra mensualmente a los Participantes Consumidores en función a su Demanda Firme y a los Participantes Productores en función a la Oferta Firme Eficiente contratada para cubrir Demanda Firme.
Durante el 2021 la remuneración del Peaje Principal fue de USD 96,544,531.44, monto que es un 253% mayor a la remuneración por Peaje Principal que hubo en el 2010. La remuneración anual por del Peaje Principal se ha incrementado 2.53 veces en un lapso de 11 años, producto de la adición al Sistema Principal de Transporte de cientos de kilómetros de líneas y de varias subestaciones, como resultado principalmente del Plan de Expansión de Transporte PET que fue licitado en el 2009.
El Peaje Secundario se cobra mensualmente a los Participantes Consumidores en función al máximo entre la potencia contratada con el transportista, la demanda máxima diaria y la Demanda Firme. A los Participantes Productores se les cobra en función al máximo entre la potencia contratada con el transportista, la potencia contratada para el cubrimiento de Demanda Firme y el mínimo entre la potencia máxima autorizada a inyectar según la autorización de acceso a la capacidad de transporte y el resultado de la prueba de potencia máxima.
Durante el 2021 la remuneración por el Peaje Secundario fue de USD 66,951,139.90 siendo un 171% mayor que la remuneración anual que por ese concepto hubo en el 2010. Al igual que ocurre con el Peaje Principal, el hecho que la remuneración anual por Peaje Secundario haya crecido 1.71 veces en un lapso de 11 años, obedece a la puesta en operación de varios kilómetros de líneas de transmisión y subestaciones que han mejorado notablemente la capacidad de transporte disponible en el MME.
Reserva Rápida
La Reserva Rápida –RRA- está constituida por unidades generadoras mayores a 5 MW que pueden alcanzar su capacidad máxima de generación en menos de 30 minutos, su propósito es que el Administrador del Mercado Mayorista –AMM- pueda cubrir desbalances de generación y demanda provocados por contingencias, fallas, salidas de transmisión o generación u otro tipo de imprevistos importantes.
Los generadores que presentan el servicio de RRA presentan semanalmente al AMM ofertas que deber ser menores al Precio de Referencia de la Potencia que es de 8.9 USD/kW-mes. Durante el 2021 la remuneración fue por USD 10,417,055.36, remuneración que fue muy similar a la de años anteriores.
El servicio de RRA es remunerado por los participantes consumidores. En noviembre del 2021, cobró vigencia una modificación a las Normas de Coordinación con la que se cambió la forma de su remuneración, pasando de ser en función a la demanda máxima de potencia en la banda horaria de máxima demanda, a ser en proporción al consumo horario de energía.
El argumento que fundamentó este cambio, fue que la RRA está disponible para el AMM durante las 24 horas del día y no únicamente en la banda horaria de máxima demanda. El efecto fue una disminución en pago asignando a la demanda regulada representada por las distribuidoras y un aumento en el pago asignado a los Grandes Usuarios.
Reserva Rodante Operativa
La Reserva Rodante Operativa –RRO- es la reserva secundaria del sistema, su función es absorber los desbalances carga-generación aportando o restando energía circulante en el sistema. Cuando hay un desbalance carga-generación, la Reserva Rodante Regulante –RRR- que es la reserva primaria, casi instantáneamente aporta la energía necesaria para mantener la frecuencia eléctrica en su valor nominal de 60 HZ, su duración es de unos pocos segundos. Una vez agotada la RRR, la RRO es la que aporta la energía que se requiere para conseguir que no se pierda el balance carga-generación mantenido la frecuencia eléctrica 60 HZ, el aporte de la RRO puede durar algunos minutos.
La RRO es un servicio prestado por centrales generadoras que voluntariamente presentan cada semana ofertas al AMM, la única restricción que tienen es que estas ofertas deben ser menores al dos veces el promedio del Precio Spot de los últimos veinticuatro meses. El costo del servicio de RRO es pagado por los participantes consumidores en proporción a su consumo horario de energía. Durante el 2021 la remuneración por RRO fue de USD 27,374,7672.50.
En diciembre del 2020 se modificaron las Normas de Coordinación Comercial para cambiar los márgenes de RRO disponibles en el sistema, pasando de ser valores porcentuales fijos por banda horaria, a valores porcentuales para cada hora del día determinados por el AMM en la Programación de Largo Plazo. Adicionalmente se introdujeron algunas reformas para mejorar el nivel competencia y eficiencia en la prestación del servicio, como lo es bajar el requisito mínimo del bloque de generación de 10 MW a 5 MW y la asignación de reserva para subir o para bajar generación.
Será importante observar si los cambios realizados en la magnitud de la RRO serán efectivos para mitigar el efecto de la variabilidad de la generación renovable intermitente, minimizar las desviaciones de control con el Mercado Eléctrico Regional –MER- y mejorar la respuesta de la reserva secundaria durante las rampas de subida y bajada de demanda del sistema, ya que fueron los argumentos que justificaron los cambios. Así mismo, será importante verificar si en el mediano plazo habrá un incremento en el nivel de competencia producto de las modificaciones que con este propósito se introdujeron en la normativa.
Generación Forzada
La Generación Forzada es la energía que está presente en el sistema por una razón diferente a la cobertura de la demanda por despacho económico. Es un costo adicional a la operación del sistema, se calcula como la diferencia entre el Costo Variable de Generación de la central generadora forzada y el Precio Spot de la hora correspondiente al forzamiento.
En la normativa se establecen los motivos que tiene el AMM para forzar generación y quien es el responsable de pagar el sobre costo, siendo los siguientes:
- Generación Forzada por Arranque y Parada. Corresponde a la energía producida por las centrales de generación que presentan inflexibilidad en su operación con tiempos de arranque y parada de varias horas, usualmente estas son las turbinas de vapor de los ingenios cogeneradores y las carboneras.
Se produce en horas en donde la generación dichas centrales, está sobre la generación marginal por tener un Costo Variable mayor al Precio Spot. Este sobre costo es asignado a la demanda bajo la lógica que dicha generación es necesaria durante la operación para cubrir demanda, resultando más económico mantenerla forzada que sacarla de línea y tener que convocar centrales generadoras más caras.
- Generación Forzada por Reserva Rodante Operativa. Se produce cuando se convoca a prestar el servicio de Reserva Rodante Operativa a una central generadora con un Costo Variable mayor al de la unidad generadora marginal.
Debido a que muchas veces centrales bunker presentan ofertas por RRO que son más económicas que las presentadas centrales hidroeléctricas, es muy frecuente asignarles el servicio de RRO, cuando se les convoca para producir la energía asociada a su oferta, es probable que su costo variable resulte mayor que el Precio Spot constituyendo Generación Forzada asignada a la demanda.
- Generación Forzada por Reserva Rápida. Este forzamiento se produce cuando el AMM convoca a la RRA y el Costo Variable de la o las centrales generadoras convocadas para la presentación del servicio resulta mayor que el Precio Spot.
Debido a que las centrales que prestan el servicio de RRA son motores bunker o turbinas diésel, es muy probable que la mayor parte de horas en que el AMM convoque a la RRA se produzca este tipo de generación forzada asignado a la demanda.
- Generación Forzada por Requerimiento de Seguridad Adicional. Es un forzamiento que paga la demanda, se produce cuando por alguna circunstancia especial como las elecciones generales, el AMM se ve en la necesidad de despachar más generación que la necesaria para cubrir la demanda con el propósito de tener una operación más segura.
- Generación Forzada por Requerimiento Propio. Es un forzamiento solicitado por un generador cuyo Costo Variable es mayor que Precio Spot en la hora u horas en que requiere ser convocado a generar. Esta generación forzada usualmente está asociada a necesidades puntuales y es pagada por el generador que solicita el forzamiento.
- Generación Forzada por Seguridad, Calidad y Desempeño. Se produce cuando el AMM necesita despachar generación con un costo variable de generación mayor al Precio Spot para mejorar la calidad de energía en determinada zona del sistema. Este forzamiento es asignado a la demanda y generación vinculadas al área en donde se requirió el forzamiento para mejorar las condiciones de calidad.
- Generación Forzada por Exportación. Cuando el AMM requiere despachar una central generadora adicional a la marginal para cubrir la demanda de exportación se produce este tipo de forzamiento, siempre y cuando no sea una exportación asociada a un Contrato Firme. Este forzamiento es asignado al exportador o exportadores que realizaron la transacción para la que fue necesario el despacho de generación adicional.
- Generación Forzada de Importación. Es asignada a los importadores cuando la energía asociada a la importación tiene un costo variable de generación mayor al Precio Spot, condición que puede darse a pesar que a nivel de predespacho las importaciones se convocan por entrar en el apilamiento del despacho económico, debido a que en la operación en tiempo real, las condiciones pueden variar y el precio de las importaciones puede quedar por arriba del Precio Spot, como la energía de importación es inflexible al ser un compromiso con el sistema o mercado vecino se produce el forzamiento.
Saldo del Precio de Potencia
El Saldo del Precio de Potencia es una disposición regulatoria contenida en el artículo 50 BIS del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista, por esa razón es que coloquialmente este cargo se conoce como “50 BIS”. Esta disposición fue introducida en las modificaciones que en el 2007 se efectuaron a dicho reglamento.
Tiene como propósito trasladar a los compradores del Mercado Spot parte de los sobre costos respecto al Precio Spot para la energía y respecto al Precio de Referencia de la Potencia para la potencia, que pueden darse durante la vigencia de los contratos de largo plazo que suscriban las distribuidoras como consecuencia de las licitaciones que emprendan para contratar los requerimientos de potencia y energía de sus usuarios regulados.
El mecanismo del “50 BIS” se activa cuando en una hora parte de la energía y/o potencia asociada los contratos de largo plazo de las distribuidoras, es mayor a los requerimientos de sus usuarios regulados y el precio contractual de la energía excedente es mayor que el Precio Spot y/o el excedente de potencia tiene un precio contractual mayor que el Precio de Referencia de la Potencia.
Este cargo ha sido muy discutido porque introduce un riesgo adicional al que conlleva la propia exposición al Precio Spot. Encarece las exportaciones y la energía que tanto a participantes compradores como productores compran del Mercado Spot.
Durante el 2021 la remuneración por “50 BIS” fue de USD 1,499,841.12, monto mucho menor al observado en el 2016 que fue de más de 10.5 millones de dólares o a la que se observó en el 2017 que fue alrededor de los 12.6 millones de dólares. Esta reducción obedece principalmente a que, por el crecimiento natural de la demanda de las distribuidoras, a medida que avanza el período de vigencia de los contratos de largo plazo, se reducen los excedentes de potencia y energía que activan el mecanismo “50 BIS”.
Este año 2022 se tiene planificado celebrar una nueva licitación de generación para la contratación de largo plazo por parte de las distribuidoras, por lo que será muy importante que los involucrados en este proceso, tomen las precauciones necesarias para que las distribuidoras no queden sobre contratadas. En caso contrario, el cargo “50 BIS” volverá crecer y las discusiones sobre las distorsiones que causa en el Mercado de Oportunidad de la energía volverán a tomar relevancia.
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