Modelação do Sistema Elétrico Nacional

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Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey
Campus Monterrey
Escuela de Ingeniería y Ciencias
Modelación del Sistema Eléctrico Nacional para la
Predicción del Precio Marginal Local
Tesis Presentada por
Sosmar Eduardo Rojas López
Sometida a la
Escuela de Ingeniería y Ciencias
como un requisito parcial para obtener el grado académico de
Maestro en Ciencias
en Ingeniería Energética
Monterrey, Nuevo León, 15 de junio de 2020
A mis padres María y Manuel, por todo lo que me han dado, sus enseñanzas, apoyo y
cariño aunque sea a su manera; y aunque aún no estoy donde quiero estar me han
impulsado a seguir avanzando.
A mi familia y amigos, por escucharme y mostrarme las diferentes perspectivas que
tiene la vida; pero sobre todo otorgarme algo único, su calor reconfortante.
Cada proyecto y meta cumplida es resultado de mi trabajo y esfuerzo, pero también
de aquellas personas que me han brindado ese 1% de pasión, de aliento que a veces no
tengo pero que me ha ayudado a no claudicar.
Gracias.
Reconocimientos
El desarrollo de este trabajo jamás hubieras sido posible sin el incontable apoyo
y valioso tiempo brindado por diferentes personas e instituciones.
Al Dr. Armando Rafel Llamas Terrés, mi asesor, por siempre contar con una
increíble disposición y pasión, por lo que sus enseñanzas van más allá de este trabajo.
Al Dr. Alejandro Ibarra Yúnez y al Mtro. Jonathan Astudillo López, mis sinodales,
por tomarse el tiempo de revisar y evaluar este trabajo.
Al Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernackt y al Dr. Federico Ángel Viramontes
Brown, por su interés en llevar el conocimiento académico a una aplicación en la indus-
tria, permitiendo entrar en el Consorcio Industrial para el Fomento de la Investigación
Aplicada en México.
Al Consorcio donde conocí a personas increíbles con diferentes visiones y pensa-
mientos de la vida, de las cuales me llevo sus reflexiones y amistad.
A Iberdrola España e Iberdrola México por brindarme el apoyo económico durante
los estudios de maestría, lo que me permitió explorar y despertar un interés por estos
temas. Además, la oportunidad de conocer a Andrés, Isabel y Jessica, que más que ser
colegas y becarios se volvieron, con el tiempo se volvieron amigos.
Al Tecnológico de Monterrey por siempre brindarme experiencias únicas que van
más allá de lo académico, permitiéndome crecer de diferentes formas.
Al Mtro. Daniel Barriga, el Mtro. Miguel Ángel García y el Mtro. Rubén Belmonte
por apoyarme en lo académico pero también compartirme sus consejos y reflexiones.
A mis amigos y colegas, el Ing. Néstor Narcizo y el Ing. Noé Mora por mostrarme
su apoyo y amistad incondicional, que me ha impulsado a seguir adelante.
A la Ing. Gabriela Guitiérrez Michel y al Ing. Fernando Canut Espinosa, por
proponerme este proyecto y ser mentores durante su desarrollo, despertando un interés
en mí por estos temas.
A Marco Antonio Hernández Flores, por el apoyo y confianza al permitirme par-
ticipar en el Programa Internacional de Becas Máster 2018-2020.
A Lucía Parra, Felipe Valdebenito, Andrés Aliste y a todo el equipo de soporte de
Energy Exemplar por siempre apoyarme y sacarme más de una vez de un apuro, para
lograr el desarrollo de este proyecto.
v
Modelación del Sistema Eléctrico Nacional para la
Predicción del Precio Marginal Local
por
Sosmar Eduardo Rojas López
Resumen
México ha pasado por un proceso de liberalización y desregulación del sector
eléctrico. Esto se logró mediante la Reforma Energética, en la cual mediante una legis-
lación en el 2014 se establece la Ley de Industria Eléctrica (LIE), lo que trajo consigo
la creación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).En el se comercializan diferentes
productos asociados, además de la electricidad, lo que permitió cambiar las reglas del
juego. Es decir, se pasó de una estructura casi monopólica a una más competitiva,
donde ahora existen más ofertantes para cubrir la demanda de energía. Esto resulta
interesante, debido a que existen una serie de factores que tienen un impacto en el
precio de la electricidad. En el caso de México, en el Centro Nacional de Control de
Energía (CENACE), se realiza una metodología basada en Precios Marginales Locales
(PML) para calcular el precio de la electricidad. Dado que el PML es el conjunto de
las componentes marginales de energía, congestión y pérdidas, se obtiene información
sobre la situación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Analizar el comportamiento
del PML tiene un impacto relevante en la toma de decisiones tanto para los participan-
tes del mercado como el operador del mercado, en el corto, mediano y largo plazo, lo
que significa que se puede identificar dónde se tienen que realizar las inversiones para
el desarrollo de proyectos energéticos. Por lo anterior, que en este trabajo se realiza la
modelación y simulación del SEN con base a sus regiones de transmisión, la información
del área pública y sitio para participante del mercado del CENACE. Los procesos de
modelación y simulación se realizaron con el software PLEXOS de Energy Exemplar
validándolo con base a un comparativo de los PML históricos.
Índice general
Lista de Figuras xi
Lista de Tablas xv
Capítulo 1. Introducción 1
1.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2. Motivación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.3. Plantemiento del Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.4. Preguntas de Investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.5. Solución Propuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.6. Alcances y Limitaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.7. Estructura de la Tesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Capítulo 2. Marco Teórico 7
2.1. Mercado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1.1. ¿Qué es un mercado? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1.2. Conceptos Microeconómicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.1.2.1. Curva de Demanda y La Ley de la Demanda . . . . . . 8
2.1.2.2. Curva de Oferta y Ley de la Oferta . . . . . . . . . . . 9
2.1.2.3. Precio de Equilibrio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.1.3. Estructura de Mercados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.1.3.1. Competencia Perfecta . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.1.3.2. Competencia Monopolística . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.1.3.3. Monopolio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.1.3.4. Oligopolio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.1.4. Teoría de la Empresa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2. Mercados Energéticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.2.1. Commodites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.2.2. Comercialización de Commodities . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3. Mercado Eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.3.1. Comercialización de Electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.3.2. Nuevos Mercados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
vii
2.4. México y su Mercado Eléctrico Mayorista . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.4.1. Consumo Energético en México . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.4.2. Marco Regulatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
2.4.3. Regulación del Mercado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
2.4.4. Productos del Mercado Eléctrico Mayorista . . . . . . . . . . . . 25
2.4.5. Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista . . . . . . . . . . . 27
2.5. Modelación del Sistema Eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
2.5.1. Sistema de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
2.5.1.1. Generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
2.5.1.2. Líneas de Transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
2.5.1.3. Carga del Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.5.2. Asignación de Unidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
2.5.2.1. Planteamiento Matemático . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.5.3. Despacho Económico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.5.3.1. Planteamiento Matemático . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.5.4. Flujos Óptimos de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
2.5.4.1. Flujos Óptimos de Potencia en Corriente Alterna (AC-
OPF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.5.4.2. Flujos Óptimos de Potencia en Corriente Directa (DC-
OPF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.6. Precio Marginal Local . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.7. PLEXOS Energy Exemplar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
2.7.1. Short Term Schedule . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
2.7.2. Medium Term Schedule . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
Capítulo 3. Metodología 48
3.1. Sistema a Modelar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.1.1. Nodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.1.2. Red Nacional de Transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
3.1.3. Modelo Propuesto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
3.1.4. Metodología Utilizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
3.2. Recolección de Datos y depuración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3.2.1. Características Sistema Eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3.2.2. Nodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
3.2.3. Perfiles de Demanda Históricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
3.2.4. Precios Marginales Locales Históricos . . . . . . . . . . . . . . . 57
3.2.5. Compendio de Generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
3.3. Modelación de Generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
3.3.1. Unidades Generadoras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
3.3.1.1. Térmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
viii
3.3.1.2. Restricciones para Renovables . . . . . . . . . . . . . . 61
3.3.1.3. Generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
3.3.2. Combustibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.4. Construcción del Modelo para PLEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
3.5. Simulación PLEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
3.5.1. Horizonte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
3.5.2. Reporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
3.5.3. MT-Schedule . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
3.5.4. ST-Schedule . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
3.5.5. Transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
3.5.6. Performance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
3.6. Validación del Modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
3.7. Escenarios Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
Capítulo 4. Resultados y Discusión 81
4.1. Resultados Simulación 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.1.1. Comparativo de Consumo Eléctrico del SEN . . . . . . . . . . . 82
4.1.2. Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.1.3. Generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
4.1.4. Análsis PML por Gerencia de Control . . . . . . . . . . . . . . . 87
4.1.4.1. Baja California . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
4.1.4.2. Baja California Sur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
4.1.4.3. Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.1.4.4. Noreste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
4.1.4.5. Noroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
4.1.4.6. Norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
4.1.4.7. Occidental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99
4.1.4.8. Oriental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
4.1.4.9. Peninsular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
4.1.5. Congestión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
4.2. Resultados de Simulación de Escenario 2020 . . . . . . . . . . . . . . . 108
4.2.1. Comparativa de Consumo Eléctrico del SEN . . . . . . . . . . . 108
4.2.2. Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
4.2.3. Generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
4.2.4. Análsis PML por Gerencia de Control . . . . . . . . . . . . . . . 112
4.2.4.1. Baja California . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
4.2.4.2. Baja California Sur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
4.2.4.3. Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114
4.2.4.4. Noreste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
4.2.4.5. Noroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
ix
4.2.4.6. Norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117
4.2.4.7. Occidental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117
4.2.4.8. Oriental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118
4.2.4.9. Peninsular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
4.2.5. Congestión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
4.3. Caso Baja California Sur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
Capítulo 5. Conclusiones y Trabajo Futuro 124
5.1. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
5.2. Trabajo a Futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126
Abreviaciones y Acrónimos 128
Variables y Símbolos 130
Apéndice A. Características Regiones de Transmisión 132
Apéndice B. Características Líneas de Transmisión 135
Apéndice C. Conversión Zonas de Carga a Regiones de Transmisión 140
Apéndice D. Factores de Corrección 145
Apéndice E. Comportamiento del Combustóleo 148
Bibliografía 153
x
Lista de Figuras
2.1. Curva de Demanda (izq) y Curva de Oferta (der) . . . . . . . . . . . . 9
2.2. Precio de Equlibrio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.3. Consumo Energético Mundial, proyección 2018-2050 . . . . . . . . . . . 14
2.4. Consumo Energético Mundial por Sector, proyección 2018-2050 . . . . . 15
2.5. Consumo Energético Mundial por Fuente, proyección 2018-2050 . . . . 16
2.6. Consumo Eléctrico Mundial, proyección 2018-2050 . . . . . . . . . . . . 17
2.7. Características de la Electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.8. Consumo Energético en México por Combustible 2008-2018 (GWh) . . 21
2.9. Generación Eléctrica en Méxcio por Recurso . . . . . . . . . . . . . . . 22
2.10. Sector Eléctrico Mexicano Verticalmente Integrado . . . . . . . . . . . 23
2.11. Estructura de Comercialización de Productos del Mercado Eléctrico Ma-
yorista . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
2.12. Sector Eléctrico Mexicano Verticalmente Integrado . . . . . . . . . . . 27
2.13. Factores que afectan el precio de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . 29
2.14. Factores que afectan el comportamiento del Consumo Eléctrico . . . . . 32
2.15. Curva de Carga Típica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
2.16. Curva de Costo de Combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.17. Despacho por Orden de Mérito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
2.18. Fases de Simulación PLEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
2.19. ST-Schedule Limitante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
2.20. MT-Schedule Chronology . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
3.1. Modelo a Simular [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
3.2. Metodología Simplificada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
3.3. Estimación de la Demanda Real del Sistema . . . . . . . . . . . . . . . 56
3.4.Metodología de Modelación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
3.5. Factores de Planta Eólicos por Región de Transmisión [1] . . . . . . . . 63
3.6. Curva de Factor de Tasa Propuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.7. Formato XML . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
3.8. Instrucción Renderizado XML . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
3.9. Estructura XML Nodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
xi
3.10. Estructura XML Generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
3.11. Estructura XML Region . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
3.12. Estructura XML Líneas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
3.13. Estructura XML Combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
3.14. Mapa PLEXOS del SEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
3.15. Metodología Simulación PLEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
3.16. Configuración Objeto Horizonte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
3.17. Configuración MT-Schedule . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
3.18. Configuración ST-Schedule . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
3.19. Propiedades de Transmisión 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
3.20. Propiedades de Transmisión 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
3.21. Error Relativo Anual Preliminar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
3.22. Error Relativo Anual con Corrección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
4.1. Comparativo PML Real vs Simulado Corregido . . . . . . . . . . . . . 81
4.2. Consumo Eléctrico Anual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.3. Demanda Mensual BCA 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
4.4. Demanda Mensual BCS 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.5. Demanda Mensual SIN 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.6. Demanda Mensual por Gerencia 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . . 85
4.7. Capacidad Instalada por Gerenecia 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . 86
4.8. Generación por Combustible 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
4.9. Generación por Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
4.10. PML por Gerencia de Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
4.11. Consumo Energético Baja California . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
4.12. Generación y PML Gerencia Baja California . . . . . . . . . . . . . . . 89
4.13. Inyección Total de Energía por Nodo en Baja California . . . . . . . . . 89
4.14. Comportamiento Componente de Congestión en Baja California . . . . 90
4.15. Comportamiento Componente de Pérdidas en Baja California . . . . . 90
4.16. Consumo Energético Baja California Sur . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.17. Generación y PML Gerencia Baja California Sur . . . . . . . . . . . . . 91
4.18. Inyección Total de Energía por Nodo en Baja California Sur . . . . . . 91
4.19. Comportamiento Componente de Congestión en Baja California Sur . . 92
4.20. Comportamiento Componente de Pérdidas en Baja California Sur . . . 92
4.21. Consumo Energético Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
4.22. Generación y PML Gerencia Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
4.23. Inyección Total de Energía por Nodo en Central . . . . . . . . . . . . . 93
4.24. Comportamiento Componente de Congestión en Central . . . . . . . . 94
4.25. Comportamiento Componente de Pérdidas en Central . . . . . . . . . . 94
4.26. Consumo Energético Noreste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
xii
4.27. Generación y PML Gerencia Noreste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
4.28. Inyección Total de Energía por Nodo en Noreste . . . . . . . . . . . . . 95
4.29. Comportamiento Componente de Congestión en Noreste . . . . . . . . 96
4.30. Comportamiento Componente de Pérdidas en Noreste . . . . . . . . . . 96
4.31. Consumo Energético Noroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
4.32. Generación y PML Gerencia Noroeste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
4.33. Inyección Total de Energía por Nodo en Noroeste . . . . . . . . . . . . 97
4.34. Comportamiento Componente de Congestión en Noroeste . . . . . . . . 98
4.35. Comportamiento Componente de Pérdidas en Noroeste . . . . . . . . . 98
4.36. Consumo Energético Norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99
4.37. Generación y PML Gerencia Norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99
4.38. Inyección Total de Energía por Nodo en Norte . . . . . . . . . . . . . . 99
4.39. Comportamiento Componente de Congestión en Norete . . . . . . . . . 100
4.40. Comportamiento Componente de Pérdidas en Norte . . . . . . . . . . . 100
4.41. Consumo Energético Occidental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
4.42. Generación y PML Gerencia Occidental . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
4.43. Inyección Total de Energía por Nodo en Occidental . . . . . . . . . . . 101
4.44. Comportamiento Componente de Congestión en Occidental . . . . . . . 102
4.45. Comportamiento Componente de Pérdidas en Occidental . . . . . . . . 102
4.46. Consumo Energético Oriental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
4.47. Generación y PML Gerencia Oriental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
4.48. Inyección Total de Energía por Nodo en Oriental . . . . . . . . . . . . . 103
4.49. Comportamiento Componente de Congestión en Oriental . . . . . . . . 103
4.50. Comportamiento Componente de Pérdidas en Oriental . . . . . . . . . 104
4.51. Consumo Energético Peninsular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
4.52. Generación y PML Gerencia Peninsular . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
4.53. Inyección Total de Energía por Nodo en Peninsular . . . . . . . . . . . 105
4.54. Comportamiento Componente de Congestión en Peninsular . . . . . . . 106
4.55. Comportamiento Componente de Pérdidas en Peninsular . . . . . . . . 106
4.56. Mapa de Enlances Congestionados 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . 107
4.57. Proyección de Crecimiento 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
4.58. Demanda Mensual Proyectada BCA 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
4.59. Demanda Mensual Proyectada BCS 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
4.60. Demanda Mensual Proyectada SIN 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
4.61. Demanda Mensual por Región Proyectada 2020 . . . . . . . . . . . . . 111
4.62. Capacidad Instalada 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111
4.63. Generación Proyectada por Combustible 2020 . . . . . . . . . . . . . . 112
4.64. Generación Proyectada por Tecnología 2020 . . . . . . . . . . . . . . . 112
4.65. PML Proyectado por Gerencia de Control 2020 . . . . . . . . . . . . . 113
4.66. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Baja California . . . . . . . . . 113
xiii
4.67. Comparativa PML y Generación por Tecnología Baja California 2020 . 114
4.68. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Baja California Sur . . . . . . . 114
4.69. Comparativa PML y Generación por Tecnología Baja California Sur 2020114
4.70. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Central . . . . . . . . . . . . . . 115
4.71. Comparativa PML y Generación por Tecnología Central 2020 . . . . . 115
4.72. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Noreste . . . . . . . . . . . . . . 116
4.73. Comparativa PML y Generación por Tecnología Noreste 2020 . . . . . 116
4.74. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Noroeste . . . . . . . . . . . . . 116
4.75. Comparativa PML y Generación por Tecnología Noroeste 2020 . . . . . 117
4.76. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Norte . . . . . . . . . . . . . . . 117
4.77. Comparativa PML y Generación por Tecnología Norte 2020 . . . . . . 118
4.78. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Occidental . . . . . . . . . . . . 118
4.79. Comparativa PML y Generación por Tecnología Occidental 2020 . . . . 118
4.80. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Oriental . . . . . . . . . . . . . 119
4.81. Comparativa PML y Generación por TecnologíaOriental 2020 . . . . . 119
4.82. Consumo Acumulado Proyectado 2020 Peninsular . . . . . . . . . . . . 120
4.83. Comparativa PML y Generación por Tecnología Peninsular 2020 . . . . 120
4.84. Comparativo Enlnaces Congestionados 2019-2020 . . . . . . . . . . . . 121
4.85. Comparativo de los PML en las diferentes Simulaciones de N50 . . . . 123
4.86. Comparativo de los PML en las diferentes Simulaciones de N51 . . . . 123
4.87. Comparativo de los PML en las diferentes Simulaciones de N52 . . . . 123
E.1. Comportmiento de la Generación por Combustible Proyectado . . . . . 148
E.2. Comportmiento de la Generación por Combustible Proyectado sin Cam-
bio en Combustóleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149
E.3. Comportmiento de la Generación por Combustible Proyectado con Cam-
bio en Combustóleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149
E.4. Comportmiento del Precio del Combustóleo CRE . . . . . . . . . . . . 152
E.5. Comportmiento del Precio del Combustóleo PEMEX . . . . . . . . . . 152
xiv
Lista de Tablas
2.1. Estructuras de Mercados y Características . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2. Comercialización de Commodities . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3. Consumo Energético Mexico por Combustible (TWh) . . . . . . . . . . 20
2.4. Permisionarios de LSPEE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.5. Autoridades del Mercado Eléctrico Mayorista . . . . . . . . . . . . . . 24
2.6. Productos Asociados del Mercado Eléctrico Mayorista . . . . . . . . . . 25
2.7. Participante del Mercado y Número de Permisos . . . . . . . . . . . . . 28
3.1. Agrupación de Nodos del SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.2. Regiones de Transmision . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
3.3. Infraestrucutra RNT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
3.4. Estructura Base Datos Nodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
3.5. Composición Base de Datos de Generadores hasta 2024 . . . . . . . . . 58
3.6. Precios de Combustibles calculados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
3.7. Estructura del Formato CSV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
3.8. Características del Equipo de Cómputo Utilizado . . . . . . . . . . . . 71
3.9. Precios preliminares por Región . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
4.1. Tasa de Crecimiento SEN y PIB . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
4.2. Tasa de Crecimiento (%) Mensual 2016-2019 . . . . . . . . . . . . . . . 85
4.3. Porcentaje de Carga por Gerencia de Control . . . . . . . . . . . . . . 85
4.4. Enlances Congestionados Horas al Año . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
4.5. Tasa de Crecimiento Proyectado (%) Mensual 2020 . . . . . . . . . . . 110
4.6. Porcentaje de Carga por Gerencia de Control Proyectada 2020 . . . . . 111
4.7. Comparativo Enlances Congestionados . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
A.1. Características de las Regiones de Transmisión (1/2) . . . . . . . . . . 133
A.2. Características de las Regiones de Transmisión (2/2) . . . . . . . . . . 134
B.1. Características de Líneas de Transmisión (1/4) . . . . . . . . . . . . . . 136
B.2. Características de Líneas de Transmisión (2/4) . . . . . . . . . . . . . . 137
B.3. Características de Líneas de Transmisión (3/4) . . . . . . . . . . . . . . 138
xv
B.4. Características de Líneas de Transmisión (4/4) . . . . . . . . . . . . . . 139
C.1. Distribución Zonas de Carga (1/4) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141
C.2. Distribución Zonas de Carga (2/4) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142
C.3. Distribución Zonas de Carga (3/4) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
C.4. Distribución Zonas de Carga (4/4) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144
D.1. Factores de Corrección Propuestos 1/2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
D.2. Factores de Corrección Propuestos 2/2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147
E.1. Comparativo del Precio entre Combustóleo y Gas Natural CRE . . . . 150
E.2. Precios del Combustóleo al Público Datos PEMEX . . . . . . . . . . . 151
xvi
Capítulo 1
Introducción
1.1. Introducción
La electricidad se ha vuelto uno de los commodities más importante debido a que es
requerido para el desarrollo de la sociedad y el sector industrial. Sin embargo, uno de los
problemas principales de la electricidad es la falta de tecnología para su almacenamiento
en grandes cantidades. Bajo este escenario es necesario que la electricidad generada se
consuma en el mismo instante, lo que resulta en una alta volatilidad en los precios de
los mercados eléctricos [2]. El hablar de un mercado eléctrico significa que han existido
una serie de factores que tuvieron como consecuencia la desregulación o liberalización
del sector eléctrico, es decir, que se ha pasado de un mercado de estructura monopolista
y controlado por el gobierno a un mercado competitivo [3,4] que se regula por la oferta
y la demanda. Este proceso de liberalización aumentó el interés por desarrollar modelos
de predicción de la electricidad [5] así como sus costos.
En un mercado competitivo que está regulado con base a la oferta y la demanda,
indica que existen una serie de participantes que ofertan y otros que demanda. En los
mercados eléctricos esto no es la excepción, ya que a lo largo de la cadena de valor de la
electricidad, existe una serie de participantes que interactúan e intercambian servicios
en cada una de sus etapas. Dicha cadena se compone principalmente de cinco pasos:
generación, transmisión, distribución, comercialización y suministro. En el caso de Mé-
xico, no existía una liberalización, por lo que la Comisión Federal de Electricidad (CFE)
era la encargada de realizar todas las actividades, aunque se permitía la participación
de privados de manera limitada. Sin embargo, con la Reforma Energética y la Ley de
Industria Eléctrica (LIE) de 2014, se establecieron los lineamientos para la creación
de un Mercado Eléctrico Mayorista; permitiendo que se permite la participación de la
Industria Privada (IP) en los que se refiere a generación, suministro y comercialización.
Esta nueva forma de operar el sector eléctrico resulta de interés para el operador del
mercado, participantes de mercado, inversionistas o interesados en realizar un estudio
sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
1
1.2. Motivación
La operación de un mercado eléctrico puede resultar complejo debido a que están
involucrados tanto aspectos técnicos como económicos. Además en México, donde su
Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está distribuido sobre una gran extensión territorial,
es importante mantener la seguridad y confiabilidad de este. Por lo que es necesario
contar con una planeación y gestión adecuada por el operador del mercado y los parti-
cipantes de este; ya que permitirá identificar zonas críticas o puntos (nodos) de interés
que requieren del desarrollo de proyectos energéticos. Para desarrollar un análisis so-
bre la planeación y gestión tanto del mercado como del sistema eléctrico, se requiere
realizar un análisis sobre el Precio Marginal Local (PML) ya que ofrecen información
relevante sobre el comportamiento del sistema eléctrico.
Esto se debe a que un PML, de manera muy general, es la suma de tres compo-
nentes: Componente de Energía Marginal (CEM), Componente de Congestión Marginal
(CCM), Componente de Pérdidas Marginal (CPM). Por lo que más que conocer el cos-
to de generación, se pueden identificar las zonas congestionadas, es decir, donde la
capacidad de flujo de la líneas de transmisión se encuentra saturada. Por otro lado,
puede utilizarse como un indicador sobre donde es conveniente ofertar energía. Hacien-
do posible que tanto los participantes del mercado, operadores del mercado y agentes
regulatorios, puedan guiarse en la toma de decisiones [6].
Para poder realizar un análisis con base a los PML, se requiere de un proceso de
modelación y simulación del Sistema Eléctrico, además de comprender algunos concep-
tos económicos. Siendo necesario un proceso deadquisición de datos e información para
la construcción de este. Este es un motivo para conocer de forma más detallada cómo
se compone el SEN, es decir, que tipo de tecnología de generación existe, la capacidad
instalada, los comportamientos de la carga y generación en los distintos puntos de la
red; por otro lado conocer la topología de las Red Nacional de Transmisión, los puntos
de interconexión, límites de flujos de potencia, congestiones y pérdidas.
Otro motivo para el desarrollo de este trabajo es la simulación de escenarios en
el corto, mediano y largo plazo del sistema eléctrico. Debido a que cada uno anali-
za diferentes situaciones que se pueden presentar en el mercado eléctrico, permitiendo
desarrollar estrategias de planeación e inversión. En el caso del corto plazo, que re-
fiere un intervalo de un día a una semana, está enfocado a maximizar las ganancias
de los participantes durante el periodo de operación de este. Por lo que se requiere
tomar decisiones referente a la planeación de generación, realizar un despacho econó-
mico y mantener la seguridad del sistema [4]. En el mediano plazo, que va desde un
mes hasta un año, ocurren una serie de actividades interesantes como: la planeación de
expansión, mantenimiento de unidades, contratos bilaterales, contratos de combustible,
estrategias de planeación y cobertura [7]. Por último en el largo plazo, que se refiere a
más de un año, juega un rol importante en la planeación de nuevas centrales eléctricas
2
y el desarrollo de proyecto referentes a los sistema de transmisión y distribución [8].
Por lo cual con este estudio se puede realizar un análisis adecuado para la identifica-
ción de problemáticas o puntos de interés en el sistema eléctrico para la atracción de
inversionistas.
1.3. Plantemiento del Problema
El Mercado Eléctrico Mayorista es de reciente creación, por lo cual resulta de gran
interés analizarlo para encontrar áreas de oportunidad, principalmente proyectos que
podrían incrementar la fiabilidad del sistema con base a: centrales eléctricas, líneas
de transmisión y distribución. Siendo necesario realizar la modelación y simulación
del Sistema Eléctrico Nacional, permitiendo que tanto los participantes del mercado
y reguladores tengan un adecuado panorama del comportamiento tanto del mercado
como del sistema, lo que permite contar con un mercado competitivo. Es necesario
que dicho modelo y simulación estén enfocados en obtener los valores de los PML en
diferentes horizontes. Además, debido a la complejidad nodal del sistema eléctrico, es
necesario realizar una simplificación que permita obtener dichos valores y que sigan
siendo representativos.
Una de las particularidades que se encuentran, debido a la corta existencia del
MEM, es que la información que es requerida para hacer un análisis histórico puede estar
limitada a unos pocos años. Además, para realizar la construcción del modelo se requiere
conocer algunas características tanto técnicas como económicas, por la información
necesaria puede ser: limitada, no existir o ser de carácter restringido. Por lo cual sería
necesario realizar algunas consideraciones o supuestos en los casos que sea necesario.
Parte de este proyecto surge de una colaboración con Iberdrola México, encargados
de asesorar y patrocinar este proyecto a través de su programa de becas de Ïberdrola
Talento". Por lo que al ser participantes del mercado, pueden acceder a información
útil para la construcción del modelo. Por otro lado, en cuanto a lo que se refiere a la
simulación del sistema eléctrico la compañía Energy Exemplar permitió hacer uso de su
software PLEXOS por medio de una licencia académica para el desarrollo de las etapas
de simulación.
1.4. Preguntas de Investigación
Para lograr obtener una modelación y simulación adecuada del sistema eléctrico
que permita obtener los PMLs, es necesario hacerse las siguientes preguntas:
¿Qué factores están involucrados en el precio de la electricidad?
¿Es posible modelar el sistema eléctrico nacional con la información disponible?
3
¿Cómo se modelan las distintas tecnologías de generación?
¿Cuál es el comportamiento de la carga en los diferentes nodos?
¿Cómo se configura PLEXOS para la modelación y simulación?
¿Qué relación tiene la entrada de nuevas centrales y el PML?
¿Cuál es el impacto de las renovables en el PML?
1.5. Solución Propuesta
Para poder encontrar una solución al problema establecido así como resolver las
preguntas que surgen, se ha propuesto una metodología que consiste en seis pasos.
1. Recolección de Datos y depuración: Consiste en obtener los datos referentes
a las características del SEN en cuanto a las líneas, nodos y un listado de los
generadores. Además, se obtuvieron una serie de datos históricos de los diferentes
perfiles de carga y PML de las zonas de carga. Esta información forma la base para
poder realizar las asignación de unidades, despacho económico y flujos óptimos
de potencia.
2. Modelación de Generadores: Con base al listado de generadores obtenido, se
plantean las características necesarias para la modelación así como las propiedades
que PLEXOS permite. Estas características abarcan aspectos económicos costo
de operación, características o restricciones operativas de las central.
3. Construcción del Modelo para PLEXOS: De la información recolectada se
obtuvo una base de datos bastante amplia, por lo que se requiere un procesamiento
adicional que permita adecuar los datos para PLEXOS.
4. Simulaciones PLEXOS: Una vez que se ha importado el modelo se definieron
una serie de parámetros para realizar las simulaciones. Que van desde el periodo
de simulación, características de la red eléctrica, bloques de simulación y nivel de
detalle del reporte.
5. Validación del Modelo: Para obtener la validación del modelo se realizó un
comparativo entre los valores de PML Históricos y Simulados con la intención de
calcular el error porcentual. Con base a esto, se realizarón los ajustes y correccio-
nes adecuadas para lograr un error aceptable.
6. Escenarios Futuros: Dado que el objetivo de este proyecto es obtener el com-
portamiento del PML se planteó un escenario de modelación para el año 2020 con
base a una serie de supuestos.
4
1.6. Alcances y Limitaciones
Dentro de los alcances establecidos en este trabajo:
Construir un modelo replicable con base a las regiones de transmisión.
Simplificar la modelación de generadores eólicos y fotovoltaicos.
Modelar de manera simple pero válida la generación hidroeléctrica.
La información disponible del MEM corresponde a los años 2016-2019.
Referente a los límites encontrado
Recursos computacionales limitados para la simulación de sistemas complejos.
Información referente a costos ya sean de: combustible, de rampa, operación y
mantenimiento. Pueden ser de carácter confidencial.
Información sobre las características técnicas de la red eléctrica puede estar res-
tringida.
Las fechas de entrada en operación real de las nuevas centrales eléctricas pueden
estar desfasadas respecto a la estipulado en los permisos por parte de la Comisión
Reguladora de Energía (CRE)
1.7. Estructura de la Tesis
Este trabajo de tesis está compuesto por un total de 5 capítulos y 4 apéndices que
presentan la siguiente estructura:
Capítulo 1: Introducción. Se realiza una pequeña introducción sobre el tema a
desarrollar para posteriormente mencionar los motivos y los objetivos de realizar
este trabajo. Permitiendo plantear el problema que se desea resolver y cuestiona-
mientos que surgen a partir de este. Propone una metodología de solución de seis
pasos, en la que posteriormente se definen los alcances y limitaciones que pueden
ocurrir.
Capítulo 2: Marco Teórico. En este capítulo se realiza un abordaje de lo que
es un mercado y sus diferentes estructuras para llegar a lo que se conoce como
mercados eléctricos. Lo que permite comprender qué aspectos están relacionados
con los precios de la electricidad. Posteriormente se describe el marco legal y la
situación en México en sector eléctrico.Además se describen los detalles técnicos
para realizar la modelación de un sistema eléctrico y el proceso de solución para
5
determinar el Precio Marginal Local (PML) a través del despacho económico,
asignación de unidades y flujos óptimos de potencia. Por último se hace una
exploración sobre el software PLEXOS de Energy Exemplar que será de utilidad
en la simulación del sistema.
Capítulo 3: Metodología. Durante este capítulo se hace una descripción de
manera detallada de cada uno los pasos necesarios para la construcción del modelo
del Sistema Eléctrico Nacional. De donde se obtuvo la información y cómo se
realizó la modelación de las unidades generadoras. Adicional a esto se describe la
configuración necesaria en PLEXOS para realizar las simulaciones en cada uno
de los horizontes. Así como el proceso de corrección realizado al error obtenido
respecto a los valores reales del PML Históricos.
Capítulo 4: Resultados. Se hace una revisión de los resultados obtenidos a
través del proceso de simulación como son: la generación, distribución de la capa-
cidad instalada, congestión,entre otros. Sobre todo se analiza el comportamiento
del PML en las diferentes regiones de transmisión.
Capítulo 5: Discusiones y Conclusiones: En este capítulo final se hacen los
comentarios respecto a los hallazgos más relevantes o de interés sobre el SEN.
Además se plantean las sugerencias sobre los aspectos a mejorar y trabajos a
futuro.
6
Capítulo 2
Marco Teórico
2.1. Mercado
A lo largo de la historia el ser humano siempre ha encontrado formas de hacer in-
tercambios de algún servicio o producto, ya sea necesidad o generar algún desarrollo que
puede ser: económico, tecnológico o social. Esta sección se enfocará en construir con-
ceptos que permitirán tener una mejor comprensión de lo que es un Mercado Eléctrico
así como las características de este.
2.1.1. ¿Qué es un mercado?
Un mercado es el espacio físico o virtual donde existen una serie de compradores
y vendedores que buscan determinar el precio de algún producto, bien o servicio. Esto
se logra por medio de las interacciones que ocurran entre ellos, resultado de alguna
negociación de intercambio o transacción [9]. Existen diferentes tipos de mercados que
están definidos por los límites geográficos, la variedad de los productos y la competencia
existente. De aquí en adelante se referirá a producto o productos a aquello que se
comercialice en un mercado.
Mercados Físicos: Es el lugar físico donde el Comprador y el Vendedor in-
teractúan para realizar alguna transacción, principalmente de dinero. Ejemplo:
Tiendas de autoservicio o departamentales.
Mercados Virtuales: Usualmente se refiere al sitio online donde Comprador y
Vendedor hacen algún intercambio de servicios o productos, pero no es necesario
que exista una interacción directa entre ellos. Ejemplo: Amazon, eBay, Mercado
Libre.
Mercados de Subasta: Básicamente el Comprador y el Vendedor, fijan una
postura de mínima o máxima de compraventa. Ejemplo: Bolsas de Valores.
7
Mercados de Consumo: Se refiera a donde el Comprador adquiere algún pro-
ducto o bien para su mismo consumo. . Ejemplo: Ropa, calzado, electrodomésti-
cos.
Mercados Industriales: Es una interacción negocio a negocio, de la venta de
bienes y servicios, que no van dirigidos a los mercados de consumo. Ejemplo:
Servicios legales, auditorías, mantenimientos, marketing.
Mercados Negros: Es el intercambio de bienes o servicios se realiza de manera
ilegal. Esto puede suceder de manera física o virtual.
Mercados de Productos Intermedios: Usualmente en este tipo de merca-
dos se comercializan materias primarias que posteriormente serán utilizadas para
producir un producto final. Ejemplo: Productos commodity o bienes de consumo
semielaborados como los insumos industriales: acero, cemento, algodón, arcilla,
polímeros, madera..
Mercados Financieros: Es el espacio donde se hace el intercambio de instru-
mentos financieros: . Ejemplo: Bonos, Acciones, Fondos de Deuda, Commodities.
Esta es una forma muy general de acotar los tipos de mercados que existen, dado que hay
productos que pueden llegar a compartir mercados. Sin embargo, uno de los productos
que generan mayor interés para este trabajo son los denominados commodities.
2.1.2. Conceptos Microeconómicos
Para tener una mejor compresión acerca del funcionamiento del mercado es ne-
cesario recordar algunos de los conceptos de la microeconomía, la cual se encarga de
estudiar el comportamiento e interacciones de los consumidores o empresas en el mer-
cado [9]. Una de las primeras preguntas que pueden llegar a surgir es ¿cómo es que
los precios del mercado se establecen? Para esto es importante definir los conceptos de
oferta y demanda al igual que sus respectivas leyes.
Bajo un escenario ideal, existe el concepto de competencia perfecta del mercado,
donde independientemente de la cantidad de compradores o vendedores que existan
ninguno de estos pueden afectar de manera significativa el precio del mercado. Con
base a esta información se dice que el precio de mercado está establecido por la relación
entre la oferta y demanda.
2.1.2.1. Curva de Demanda y La Ley de la Demanda
La demanda está relacionada con la intención de un consumidor o comprador
de adquirir algún bien, servicio o producto. Además la cantidad demandada que el
consumidor busque adquirir sobre dicho producto dependerá del precio, es decir, que a
8
un precio bajo los consumidores demandarán más producto, mientras que, a un precio
más elevado habrá una menor demanda. Esto se observa en lo que se conoce como la
curva de la demanda, donde se muestra la relación entre el precio y la cantidad demanda
de un bien, ver Figura 2.1.
A esto se le conoce como Ley de la Demanda, donde se dice que existe una relación
inversa entre el precio de un producto y su cantidad demandada, es decir, que cuando
hay un disminución en los precios aumenta la cantidad demanda, mientras que, cuando
aumenta el precio se disminuye la cantidad demandada que el consumidor está dispuesto
a adquirir. [10].
2.1.2.2. Curva de Oferta y Ley de la Oferta
Existe otro concepto que se denomina oferta, este término está relacionado con
quién produce el producto o vendedor y tiene la intención de ofrecer dicho producto al
mercado. Es decir, que desde el punto de vista de la empresa, a un precio muy bajo
no es posible cubrir ciertos gastos y no conviene producir. En cambio si se obtiene una
mayor utilidad a medida que el precio aumenta también lo hará la producción, por
ende a un precio muy alto será conveniente producir una mayor cantidad debido a la
utilidad que se generaría. En el caso de la curva de la Oferta, esta mantiene una relación
directa entre la cantidad que se está dispuesta a ofertar y el precio, como se observa en
la Figura 2.1. A esta relación directa se le conoce como Ley de la Oferta [10].
Figura 2.1: Curva de Demanda (izq) y Curva de Oferta (der)
2.1.2.3. Precio de Equilibrio
En un mercado existe una constante interacción entre los consumidores y produc-
tores, cada uno con sus respectivos patrones de consumo y producción. Si en un mercado
las curvas de oferta y demanda nunca se intersectan, no será posible el crecimiento del
mercado. Es decir, que por más que un productor decida ofertar su producto a cierto
9
precio, es posible que no existan consumidores que deseen adquirirlo y viceversa; puede
que existan consumidores que demanden un producto pero que no exista oferta alguna.
Cuando las curvas de oferta y demanda logran intersectar en cantidad y precio, a
este punto se le conoce como cantidad de equilibrio y precio de equilibrio. Es decir, que
la cantidad y el precio de la demanda es el mismo que la cantidad y precio de la oferta;
en la Figura 2.2 se puede observar este comportamiento.
Figura 2.2: Precio de Equlibrio
2.1.3. Estructura de Mercados
Anteriormente se hicieron algunas definiciones de conceptos bajo el esquema de
competencia perfecta. Un escenario ideal donde ninguna empresa puede ejercer algún
tipo de presión parapoder aumentar sus ganancias. Sin embargo, sería erróneo construir
un modelo basado en esa idea dado que existen diferentes estructuras de mercado.
Cuando se habla de estructuras de mercado se hace referencias a los aspectos
económicos de donde operan cada uno de los negocio, ya sea sobre la diferenciación de
productos, su demanda o el uso. Además, de los requisitos necesarios para poder entrar
al mercado, el poder de fijación de precios y la competencia que existe [11].
Existen cuatro estructuras básicas del mercado, competencia perfecta, competencia
monopolísticas, monopolio y oligopolio. En cada una de ellas existe cierto grado de
influencia en el mercado por parte de las empresas, debido a que uno de los principales
objetivos en el mercado es la fijación de los precios.
2.1.3.1. Competencia Perfecta
Este tipo de estructura es una de las más eficiente ya que permite que se genera
un ambiente de mercado estable y por tanto se logren maximizar los beneficios a un
10
Tabla 2.1: Estructuras de Mercados y Características
Estructuras de Mercado
Características Competencia Perfecta Competencia Monopolística Monopolio Oligopolio
Precio Aceptante
El precio no se ve afectado
por la compañía.
La empresa puede fijar el
precio sin perder consumidores .
La empresa decide cuanto
producir y a qué precio.
Depende, si es posición
agresiva o cooperación
Producto Homogéneo
Todos los productos son
iguales o poco diferenciables.
Diferenciación de productos.
Solo hay una
opción de producto.
Puede existir o no.
Libertad de Entrada y Salida
No hay barreras
ni costos que lo impidan
Facilidad de Entrada Dificultad para entrar.
Barreras naturales o
generadas por las empresas.
Información Simétrica
Todos los participantes
tienen acceso a la información
Nula Nula
Depende, si es posición
agresiva o cooperación
costo menor. Por lo que esta estructura resulta ser ideal, sin embargo, en términos de
largo plazo puede resultar que otras estructuras cuenten con mejores beneficios. Para
poder considerar que en el mercado existe una competencia perfecta es necesario que
existan las siguiente condiciones:
Precio Aceptante: Cada empresa vende una pequeña parte de lo que se requiere
en el mercado. Es decir, que independiente de la cantidad de producto que se
produzca o sea demandado su precio no se verá afectado.
Producto Homogéneo: Es cuando los productos producidos por las empresas
son exactamente igual o son pocos diferenciables. Siendo posible sustituir el pro-
ducto de una empresa por el de otra y por ende no es posible el incremento de
precios. Sin embargo, si la empresa buscara aumentar los precios podría perder
su presencia en el mercado. Usualmente los productos homogéneos son también
conocidos como commodities.
Ausencia de barreras de entrada o salida: Cualquiera que esté interesado
en participar o se encuentre participando en el mercado, tiene la posibilidad de
entrar o abandonarlo sin que esto represente un gasto de recursos. Esto permite
que los compradores tengan la facilidad de cambiar de un producto a otro.
Información Simétrica: Para lograr esto es necesario que tanto las empresas
como los compradores del mercado tengan acceso a toda la información que les
permita tomar las decisiones económicas adecuadas. Es decir, la información debe
ser clara y transparente. Además, de que a esa información se puede acceder a un
costo casi nulo.
2.1.3.2. Competencia Monopolística
Una de las similitudes que tiene con la competencia perfecta es la facilidad que
existe para que las empresas de poder entrar al mercado. Sin embargo, existe una
diferenciación en los productos y por ende cada empresa puede fijar el precio sin perder
consumidores. Aunque es posible hacer sustitución de productos, ninguno será tan
11
bueno o idéntico para sustituirlo. Lo que puede traducirse a que el consumidor tiene
una mayor cantidad de opciones, pero dado los precios es posible que la cantidad
demandada sea menor.
2.1.3.3. Monopolio
Lo que caracteriza a esta estructura es que los consumidores solo cuentan con una
opción de producto. Es decir, que una empresa se encarga de suplir a todo el mercado
de este producto y no existe algún sustituto. Como consecuencia, la empresa es capaz
de decidir cuánto va a producir y a qué precio se oferta. Una de las razones principales
de la existencia de los monopolios se debe a la barreras que pueden llegar a existir,
impidiendo que nuevas compañías puedan entrar al sector. Lo que permitiría que una
empresa mantenga el control del mercado a largo plazo.
Sin embargo, hay ocasiones donde los monopolios existen de manera natural de-
bido situaciones económicas o técnicas. Dicho de otra manera, es cuando el costo de
producción es menor cuando una sola empresa se encarga de producir. Algunos de los
ejemplos pueden ser la gestión del transporte público, gestión de vías de transporte o
explotación de recursos naturales.
2.1.3.4. Oligopolio
Por último se encuentra el oligopolio, donde existen muy pocas empresas que
compiten entre ellas así como barreras que complican la entrada de nuevas. Además,
es posible que exista o no homogeneidad de productos. La estructura del oligopolio es
la que predomina en la mayoría de los mercados. Por ende, son las empresas las que
mantienen el control sobre el precio.
Las barreras que usualmente impiden la entrada de nuevas compañías pueden
ser del orden natural o no. Unas de las barreras naturales es que el producto tenga
patente, propiedad intelectual o un costo de inversión elevado. En ocasiones las barreras
son generadas por las empresas, ya que estas pueden realizar prácticas como vender
productos por debajo del precio normal (dumping) o hacer una sobreproducción del
producto.
Bajo esta estructura la empresas están en constante competencia que puede llegar
a ser agresiva o de cooperación. Esto con la intención de hacer innovación o mejorar
sus productos para de poder mantener a la cantidad de consumidores.
Los mercados eléctricos se caracterizan porque parte de su estructura vertical está
configurada como de monopolio natural, como es la transmisión y parte de las redes
nacionales de distribución, mientras que gracias a cambios tecnológicos de los últimos
40 años, la generación, el suministro, la comercialización se han convertido hacia sub-
mercados muy competitivos. Ello ha dado pie a separar en las regulaciones, las materias
12
eléctricas reguladas o para el servicio público, de las materias no reguladas y en compe-
tencia creciente, como es la aparición de los mercados mayoristas, los bilaterales sujetos
a los llamados purchasing power agreements, o PPAs, como se refieren estudios de Po-
llitt (2015, 2017, 2018), Jamasb & Pollitt (2015), entre otros, que diseñan arreglos de
mercados alternativos en el mundo, unos muy desagregados y otros menos desagregados
en sus estructuras de mercado. [12–14]
2.1.4. Teoría de la Empresa
Una vez establecidas las diferentes estructuras de mercados, resulta importante
comprender cómo es que las empresas toman sus decisiones económicas que les permitan
desarrollarse en un mercado. A esto se le conoce como teoría de la empresa [9, 15],
donde el objetivo es maximizar las ganancias a través de la minimización de costos de
producción.
El costo total está compuesto por un costo fijo y un costo variable. Al hablar
de costo fijo se refiere aquellos que se mantienen constantes independientemente de la
producción como: seguros, renta o algunos impuestos. Mientras que los costos variables
sí dependen de la producción, por ejemplo: la materia prima, insumos o combustibles.
Sin embargo, cuando se está proyectando a largo plazo los costos usualmente se vuelven
del tipo variable.
Existe una expresión matemática que permite calcular el beneficio, la ecuación 2.1
dice que el beneficio (π) es igual al Ingreso Total (IT ) menos el Costo Total (CT ) todo
en función de la cantidad producida (q). Y teniendo como objetivo que la diferencia
entre Ingreso Total y Costo Total sea el mayor número positivo posible.
máx π (q) = IT (q)−CT (q) (2.1)
Como el objetivo es maximizar el beneficio, el siguiente paso será derivar la función
e igualarla a cero.
∂π (q)
∂q
= IT ′ (q)− CT ′ (q) = 0
IT ′ (q) = CT ′ (q)
(2.2)
Con lo cual se obtiene la ecuación 2.2, mostrando dos nuevos términos: Ingreso
Marginal (IT ′) y Costo Marginal (CT ′ ). De esta misma expresión se puede concluir que
para poder maximizar el beneficio el Ingreso Marginal debe ser igual al Costo Marginal.
De esta expresión resulta uno de los conceptos centrales que construyen este pro-
yecto, el Costo Marginal, dado que servirá como base para construir lo que más adelante
definiremos como Precio Marginal Local (PML). Al referirse a Costo Marginal nos in-
dica cuánto costaría producir una unidad más del producto o lo que se conoce como
costo incremental.
13
2.2. Mercados Energéticos
Existe un amplio tipo de mercados así como estructuras que permiten el desarrollo
de diferentes sectores. En esta sección se abordará principalmente lo que se conoce
como mercados energéticos, que es la comercialización de una serie de commodities, un
producto de poca diferenciación [16]. Lo que permitirá posteriormente construir lo que
se conoce como Mercado Eléctrico.
La energía juega un papel importante en el desarrollo del ser humano dado que le
permite satisfacer sus necesidades básicas y al mismo tiempo permite el desarrollo de
diferentes sectores de un país. Al hablar de consumo energético se hace referencia a la
energía total producida y usada por el ser humano. Dicha energía se ha obtenido del
procesamiento o transformación de una fuente de energía primaria como lo son: petróleo,
gas natural, carbón, nuclear o renovable (hidro, biomasa, eólica, solar o geotérmica).
Existe una gran relación entre el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB)
y su consumo energético [17, 18]. Cada país crece y se desarrolla a un ritmo diferente
con base a sus condiciones, sin embargo desde un escenario global se espera que entre
el 2018 y 2050 el PIB crezca entre el 1.5% a 3.8% anual.
Figura 2.3: Consumo Energético Mundial, proyección 2018-2050
Estas proyecciones se pueden observar en la Figura 2.3, donde el mayor consumo
energético se encuentra en países no OCDE (como China e India) con un crecimiento
casi del 70% mientras que en los países OCDE(como México y Chile) el crecimiento
esperado es del 15%. [19,20].
Este consumo energético se concentra en cuatro sectores principales: Residencial,
14
Comercial, Industrial y Transporte. Cada uno buscando satisfacer las necesidades de los
consumidores, ya que cada uno requiere diferentes fuentes de energía para su desarrollo.
Sector Residencial: Hace referencia a los hogares donde el consumo energético
proviene del consumo eléctrico y gas para calefacción, aire acondicionado o ilumi-
nación. Se prevé que un consumo del 13.5% del total de la proyección realizada
por la EIA.
Sector Comercial: Generalmente se refiere a las empresas de servicio o institu-
ciones, por ende su consumo es más del tipo eléctrico. Siendo un 8% del consumo
total previsto.
Sector Industrial: Siendo uno de los sectores más amplios debido a que abarca
desde agricultura, minería, manufactura y construcción. Además de ser el de
mayor consumo energético, alrededor del 52%.
Transporte: Como su nombre lo dice, es un sector enfocado en el transporte ya
sea terrestre, marítimo o aéreo. Siendo el segundo sector con el mayor consumo
con cerca del 27%. Aunque en los últimos años se han desarrollado diferentes
alternativas, sigue teniendo una gran dependencia por los derivados del petróleo.
Figura 2.4: Consumo Energético Mundial por Sector, proyección 2018-2050
En la Figura 2.4 se puede apreciar una demanda continua y creciente de energía,
teniendo como consecuencia una mayor explotación de recursos primarios que permitan
15
satisfacer la demanda. Por el otro lado, también es necesario contar con el suministro
adecuado de dichos recursos energéticos.
Decir que el consumo energético sólo consta del uso de recursos primarios sería
erróneo, es necesario también considerar el consumo eléctrico. Aunque la electricidad no
es un recurso primario, dado que se requiere un proceso de transformación de recursos
primarios, por ende se le considera un recurso secundario. Sin embargo, es un recurso
ampliamente utilizado en la transformación de materias primas para la obtención de
productos y para la satisfacción de necesidades básicas del ser humano. En la Figura
2.5 se puede observar la cantidad de consumo que existe de las diferentes fuentes pri-
marias así como la presencia del consumo eléctrico. Principalmente existe un constante
crecimiento de la electricidad como fuente energética.
En el caso de los mercados energéticos existen una serie de commodities que per-
miten el suministro de energía. Estos pueden ser clasificados principalmente en com-
bustibles (petróleo, gas, carbón y derivados o subproductos) y electricidad [16].
Figura 2.5: Consumo Energético Mundial por Fuente, proyección 2018-2050
2.2.1. Commodites
Se ha observado que el consumo energético se puede obtener por medio de dife-
rentes fuentes primarias, algunas de ellas están catalogadas como commodities. Debido
a la poca diferenciación que existe entre ellos, resultando en un producto homogéneo
que se podrá comercializar con una calidad y precio similar.
El uso de electricidad en diferentes sectores ha permitido establecer mercados
eléctricos. Las proyecciones presentadas por la EIA, en la Figura 2.6 muestran que el
16
consumo actual se encuentra entre los 23 a 24 Petawatts hora al año esperando que
dicha cifra rebase los 40 Petawatts hora para el año 2050. Esto muestra una tasa de
crecimiento promedio de 1.98% para los siguiente años. Sin embargo, pueden existir
una serie de factores o elementos que reduzcan esta la tasa de crecimiento.
Figura 2.6: Consumo Eléctrico Mundial, proyección 2018-2050
2.2.2. Comercialización de Commodities
La mayoría de las veces el precio de algún producto está relacionado con el equilibro
de las curvas de la oferta y la demanda, en los commodities no es la excepción. Existen
un serie de costos que se deben considerar por parte de los suministradores como son el
costo de almacenamiento y costo de entrega del producto. Esto hace que los commodities
se comercialicen bajo un serie de subtipos de mercados que están en función de las
necesidades del sector.
Tabla 2.2: Comercialización de Commodities
Comercialización de Commodities
Mercado Spot o Mercado al Contado Es la transacción física y entrega inmediata de un commodity.
Mercado en Adelanto Se hace un acuerdo de venta o compra de cierto commodity pero con una fecha de entrega fijada en un contrato.
Futuros
Se realiza un contrato de venta o compra de un commodity, con fecha de entrega y precio fijado en el mismo.
Sin embargo, el pago a menudo se realiza una vez llegada la fecha de entrega.
Opciones
El dueño de la opción adquiere un derecho más una
obligación de vender o comprar un commodity a un precio de ejercicio.
17
2.3. Mercado Eléctrico
Uno de los objetivos principales de contar con un mercado eléctrico es facilitar
el funcionamiento económico del sistema eléctrico y poder garantizar la operación,
seguridad y fiabilidad de la red eléctrica. Además, unas de sus actividades principales
es la determinación de los precios que podrán permitir desarrollar planes de expansión,
comportamiento de la carga, optimización de la generación y el desarrollo de proyectos
de energías renovables. Usualmente quien determina todas estas acciones y se encarga
de fijar los precios se le conoce como operador del mercado. [9].
Existe una gran diversidad de mercados eléctricos alrededor el mundo y cada uno
cuenta con características y normas específicas. Esto depende en gran medida del tipo de
demanda que tenga, tipo de generación, características de la red eléctrica, condiciones
climatológicas y las políticas existentes.
2.3.1. Comercialización de Electricidad
La electricidad es producto complejo que necesita entregarse a medidaque es
generado, debido a la poca tecnología actual para el almacenamiento de grandes can-
tidades de energía. Además de la necesidad de contar con una infraestructura de redes
de transmisión que limitan a que este mercado sea local y no del tipo global. Existen
diversas formas a través de las cuales se puede comercializar la electricidad, sin embar-
go el comportamiento de los precios puede variar. En la Figura 2.7, se mencionan la
características relacionadas a la electricidad.
Figura 2.7: Características de la Electricidad
18
Aunque la electricidad debe ser consumida en el momento, no todas las operaciones
del mercado se realizan de manera inmediata. Existen mercados que permiten hacer
entrega del la electricidad en una fecha acordada, por lo que es necesario contar con
una planeación adecuada para la operación del sistema. [20].
Mercado a Plazo: Son los contratos donde se solicita carga base o una carga
pico, en periodos que pueden ser: diarios, semanales, mensuales o anuales. Es
decir, que lo que se contrata es una demanda mínima de potencia que se estará
suministrando por un periodo establecido. Este esquema resulta muy útil para las
compañías donde requieren de un alto consumo eléctrico de manera constante.
Mercado de Futuros: En este esquema a diferencia de otros commodities, la
electricidad o energía solicitada es entregada en una serie de periodos. Es decir,
que si se contrata un futuro para un año se buscará dividir dicho contrato en
bloques más pequeños de entrega, usualmente bloques mensuales o tetramestrales.
El precio se obtiene del promedio del mercado spot.
Mercado Spot: Es un mercado de corto plazo que suele abarcar dos escenarios:
Mercado en Día de Adelanto (MDA) o Mercado Intradía. Bajo esta estructura la
electricidad se comercializa en periodos de entrega de un día, llegando a existir
contratos de horas o bloques.
Mercado de Balance y Reserva: La estructura de este mercado dependerá
de cada mercado eléctrico. Sin embargo, aquí comercializan los generadores que
tienen la capacidad de aumentar o reducir la producción en periodos muy cortos.
Algo característico de operar bajo este escenario, es que al ser una capacidad
reservada se le paga por esta y también por la energía entregada.
2.3.2. Nuevos Mercados
La mayoría de los commodities así como sus mercados que se han mencionado,
han existido durante mucho tiempo. Sin embargo, los commodities se van ajustado o
surgen nuevos con base a las necesidades o impactos que se estén buscando mitigar.
En el caso de la electricidad existen dos mercados que buscan mitigar el impacto en la
generación.
Mercado de Clima: La demanda de electricidad está relacionada a diferen-
tes a la temperatura y factores meteorológicos que tienen un impacto sobre la
generación de electricidad.
Mercado de Emisiones: La creciente preocupación en el aumento de los gases
de efecto invernadero han hecho que se establezcan diferentes acuerdos interna-
cionales donde se ha propuesto incluir un costo adicional en la producción. Es
19
decir, que se considere un factor adicional relacionado con las emisiones de gases
contaminantes en el precio de la electricidad.
2.4. México y su Mercado Eléctrico Mayorista
México es un país vasto que cuenta con un gran número de recursos y materias
primas que son útiles para el desarrollo. Durante los último años México ha tenido un
proceso de transformación en lo que refiere a materia energética debido a una reforma
constitucional, mejor conocida como la Reforma Energética aprobada en el 2013. Lo
que trajo consigo una serie de oportunidades para el sector privado y la creación de un
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Además, de establecer las condiciones legales para
habilitar a reguladores y operadores a desarrollar un mercado eficiente y competitivo.
2.4.1. Consumo Energético en México
Entender cómo se encuentra el país en materia energética permite plasmar un es-
cenario realista sobre las diferentes fuentes de energías que pueden llegar a utilizarse en
la oferta para satisfacer la demanda. El consumo energético, como ha sido mencionado
anteriormente, tiene una relación muy cercana con el PIB. En el periodo que va del
2008 al 2018, la relación entre el PIB y el consumo nacional de energía fue de 0.86,
esto se transforma que por cada variación del 1.0% en el PIB hay un cambio del 0.74%
en el consumo de energía [1, 21].Esto comprueba la estrecha relación que existe entre
la demanda de energía y el crecimiento de un país. En ocasiones esta relación no se
cumple, ya que existen casos donde hay una disminución del PIB pero la gran mayoría
de las centrales eléctricas deben seguir en operación.
Durante los últimos años en México, el mayor consumo de energéticos proviene de
los petrolíferos que es alrededor del 57% para el 2018. Por otro lado, la electricidad se
ha posicionado como el segundo energético que más se consume, lo que implica hacer
una planeación adecuada de la expansión del sector eléctrico que permita satisfacer
las necesidades futuras del país. En la Figura 2.8, se puede apreciar como el consumo
eléctrico ha alcanzdo casi los 300,000 TWh al año, esto equivale a un 18% de los
1,467,687 TWh de consumo energético que existe en el país.
Tabla 2.3: Consumo Energético Mexico por Combustible (TWh)
Año 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Carbón 31,861.14 15,138.90 26,194.47 46,166.70 24,222.24 27,805.58 21,388.91 23,500.02 17,722.24 66,416.72 51,916.71
Renovables 270,989.11 214,436.28 246,655.75 305,283.58 238,186.30 260,889.10 227,511.29 231,852.96 83,447.29 86,413.96 88,147.29
Coque 44,869.48 37,747.25 39,836.14 40,166.70 45,655.59 48,963.93 50,838.93 54,386.15 57,125.05 57,252.82 50,041.71
Petorlíferos 824,039.55 784,189.52 796,331.19 805,272.87 804,817.31 788,947.85 780,683.96 823,328.44 860,809.02 816,083.99 837,678.45
Gas Seco 135,902.89 135,236.22 147,214.01 157,230.68 165,175.13 177,486.25 182,525.15 183,394.59 194,705.71 204,080.72 161,975.13
Electricidad 207,919.61 206,244.61 214,041.84 228,855.74 235,444.63 238,119.63 241,197.42 248,739.09 260,052.99 259,880.76 277,928.00
Consumo Total 1,515,581.77 1,392,992.78 1,470,273.40 1,582,976.27 1,513,501.21 1,542,212.34 1,504,145.65 1,565,201.25 1,473,862.29 1,490,128.97 1,467,687.29
Nota: [1] Renovables: Leña y Bagazo de Caña. Datos modificados a TWh del Balance Nacional de Energía 2018
20
Figura 2.8: Consumo Energético en México por Combustible 2008-2018 (GWh)
En México la distribución de los sectores de consumo eléctrico es un poco más
amplia ya que se divide en: Transporte, Industrial, Residencial, Comercial, Público y
Agropecuario. Cada uno requiere de diferentes recursos energéticos para desempeñar sus
actividades. Sin embargo, el que mayor consumo eléctrico tiene es el sector industrial.
La mayor fuente o recurso utilizado para la generación de electricidad en el país
es el gas natural, lo que indica una gran dependencia hacia este. Por ende, uno de
los principales objetivos debe ser mejorar la infraestructura de gasoductos así como la
obtención del recurso. Por otro lado, gran parte de la generación existente se obtuvo
del carbón, que se ha mantenido casi constante sin presentar una baja en el consumo,
caso contrario a lo que sucede con el combustóleo que ha tenido un comportamiento a
la baja. Esto se puede observar con detalle en la Figura 2.9, que además muestra un
incremento de la generación con base a recurso solar y eólico.
México ha sufrido un rezago en el sector eléctrico, donde se han creado un sinfín
de vicios que han ocasionado una falta de inversión en diferentes áreas energéticas, que
lo han vuelto ineficiente e incapaz de satisfacer las necesidades de sus consumidores. Sin
embargo, se ha desarrollado un proceso de transición energética que busca contar con
un Mercado Eléctrico Mayorista que tiene como objetivo contar con sector competitivo
y eficiente. Lo que hace interesante para la atracción de inversiones privadas.
Con la intención de ser un país más verde, México se ha planteado diferentes ob-
jetivosque buscan reducir los niveles de contaminación. Ya sea por medio de centrales
que funcionen con recursos renovables o tecnologías convencionales más eficientes. Por
tanto, las inversiones que se plantean realizar para los próximos años deben estar prin-
21
Figura 2.9: Generación Eléctrica en Méxcio por Recurso
cipalmente enfocadas en esas áreas de oportunidad. Además, se han creado una serie
de productos con una visión a corto, mediano y largo plazo, que resultan atractivos
para los inversionistas. Con eso se permite alcanzar los objetivos que se han planteado
en lo que refiere a materia energética.
2.4.2. Marco Regulatorio
Debido al estancamiento y la poca eficiencia por parte de CFE fue necesario la im-
plementación y desarrollo de un Nuevo Marco Regulatorio. El cual permitirá hacer del
país un lugar más competitivo y contar con un Mercado Eléctrico basado en estándares
internacionales. Antes de la Reforma Energética de México, de diciembre de 2013, lo
que refiere a suministro de energía eléctrica se consideraba una actividad a cargo de
una empresa productiva del Estado. Esta empresa, Comisión Federal de Electricidad
(CFE) verticalmente integrada, era responsable de desarrollar todas las actividades de
la cadena de valor de la industria eléctrica, que van desde la generación de electricidad
hasta la distribución al usuario final.
Adicionalmente, con la ya existente reforma de 1992 a la Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica (LSPEE) se permitió la participación el sector privado en la gene-
ración de energía, en aquellas actividades que no eran consideradas del servicio público.
Dicha participación solo se podía dar bajo los siguientes esquemas en los cuales, la Co-
misión Reguladora de Energía otorgaba un permiso a lo que se conocía anteriormente
como permisionarios. Ver Tabla 2.4.
22
Figura 2.10: Sector Eléctrico Mexicano Verticalmente Integrado
Tabla 2.4: Permisionarios de LSPEE
Permisionarios de LSPEE
Productor Independiente
de Energía (PIE).
Un privado realiza toda la inversión necesaria del
proyecto energético. Sin embargo, toda la generación le es vendida a CFE
mediante un contrato de largo plazo.
Autoabastecimiento.
Generación de electricidad para el autoconsumo,
donde pueden existir varios socios.
Cogeneración
Es la generación de electricidad que mediante el proceso
se obtiene vapor o energía térmica que pueden ser utilizados
por copropietarios de las instalaciones.
Pequeña Producción
Generación de electricidad para ser vendida en su
totalidad a CFE con un máximo de 30 MW o el
autoabastecimiento con un máximo de 1 MW.
Importación
Adquisición de energía de plantas que se
encuentren en el extranjero.
Exportación
Exportación de energía eléctrica por medio de
cogeneración, autoabastecimiento o PIE.
La cual no puede ser utilizada en el país.
Usos Propios Continuos
Generación de electricidad para ser vendida en su
totalidad a CFE con un máximo de 30 MW o el
autoabastecimiento con un máximo de 1 MW.
El objetivo de la reforma energética (Art. 27 y 28) referente al sector eléctrico, es
establecer una nueva organización en la industria eléctrica. [22]
Las actividades estratégicas son exclusivas del Estado Mexicano:
• Planeación y control de Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
• Generación de energía nuclear
• Transmisión y Distribución de electricidad
23
Desagregación de la cadena industrial eléctrica, dividida en:
• Generación, Transmisión, Distribución, Suministro
Permitir la inversión privada directa en generación de electricidad y comercio, por
medio de un Mercado Eléctrico Mayorista. La celebración de contratos entre el
Estado e Inversionistas Privados, para la financiación, instalación, mantenimiento,
gestión, operación y expansión de las redes de transmisión y distribución.
La idea de un mercado eléctrico mayorista no es nueva, ya que existen diversos
mercados eléctricos alrededor del mundo (PJM, Nordpool, CAISO, ERCOT). Este mo-
delo tiene como objetivo principal transformar la industria monopolista verticalmente
integrada a un modelo organizacional que permita la competencia, en actividades que
así lo permitan. Ya que existen monopolios naturales, como lo son la transmisión y
distribución, que ocurren por cuestiones económicas y técnicas.
2.4.3. Regulación del Mercado
Ley de Industria Eléctrica (LIE), que permitió pasar de un modelo verticalmente
integrado a un modelo de competencia y libre mercado. Ya que establece que tanto la
generación y comercialización de energía eléctrica son servicios que se deben presentar
en un esquema de competencia. Permitiendo que cualquier interesado pueda participar
tanto en la generación como en la comercialización, siempre y cuando cumpla con
los requisitos de permisos y autorizaciones necesarias. Por lo que resulta necesario la
existencia de autoridades que vigilen y establezcan las reglas del mercado. En la Tabla
2.5 se indica que existen tres autoridades principales: SENER,CRE, CENACE.
Tabla 2.5: Autoridades del Mercado Eléctrico Mayorista
Autoridades del Mercado Eléctrico Mayorista
Secretaría de Energía (SENER) Autoridad competente encargada de fijar los aspectos de política energética.
Comisión Reguladora de Energía (CRE) Regulará el sector energético de manera directa.
Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)
Entidad responsable de la operación técnica del sistema eléctrica,
operar el mercado eléctrico mayorista, garantizar el acceso abierto
y no discriminatorio a los interesados en la red.
Exite una cuarta autoridad que es el Centro Nacional de Control del Gas Natural
(CENAGAS). Esto se debe a que gran parte de la electricidad generada se obtiene
mediante el uso de gas natural. Dada la limitada red de gasoductos en México se
genera una necesidad de desarrollar una red adecuada para atender las necesidades del
mercado en los años futuros.
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2.4.4. Productos del Mercado Eléctrico Mayorista
Este proceso de liberalización hacia un mercado eléctrico permitió principalmente
la competencia en la generación y suministro de electricidad. Permitiendo que los par-
ticipantes del mercado puedan realizar ofertas de compraventa de productos asociados,
siendo aquellos que permiten la operación y desarrollo de la industria eléctrica para
que el Sistema Eléctrico Nacional funcione de manera eficiente, calidad, seguridad y
sustentabilidad. [23]
Tabla 2.6: Productos Asociados del Mercado Eléctrico Mayorista
Productos Asociados
Potencia
Es el producto que pueden ofrecer los generadores para su venta,
asegurando la disponibilidad de producción de
energía para ofrecerla en el Mercado de Energía de Corto Plazo.
La cantidad dependerá del tipo de tecnología del generador.
Además los Usuarios Calificados Suministradores
(SSC y SSB) deben adquirir una cantidad de potencia.
En subastas de mediano o largo plazo.
Certificados de Energía Limpia (CEL)
Es un título que acredita la producción de energía eléctrica limpia.
Donde cada generador recibirá un CEL por cada MWh generado
de tecnología limpia para ser vendido en el mercado. Por el
lado de Usuarios Calificados y Suministradores están obligados
a un porcentaje de CEL.
Derechos Financieros de Transmisión
Son coberturas de precio en los distintos nodos del sistema,
que dan derecho a los titulares pagar o cobrar la diferencia
de precio que existen entre el nodo origen y destino.
Servicios Conexos
Son productos que permiten garantizar la operación del SEN
en lo que refiere a Calidad, Confiabilidad, Continuidad
y Seguridad. (Reservas operativas y rodantes, regulación de frecuencia,
regulación de voltaje y potencia reactiva, entre otras)
Demanda Controlable
Es la demanda que los usuarios finales o sus representantes
ofrecen reducir en un determinado momento.
Con los nuevos lineamentos descritos en la LIE y la creación del Mercado Eléctrico
ha generado una nueva estructura de comercialización, que se puede observar en la
Figura 2.11. [22,24,25],
Subastas Largo Plazo:Aquellos que participan en dicha subasta, realizan su
oferta especificando el paquete de productos