En marzo el poder legislativo aprobó la Iniciativa de reforma para modificar la Ley de la Industria Eléctrica (LIE). Los efectos de esta propuesta, así como la celeridad de su proceso, han dejado vacíos importantes que generan incertidumbre en toda la Industria Eléctrica y que a su vez han permitido que juzgados federales otorguen medidas que suspenden temporalmente la aplicación de esta ley (Reforma). Este artículo tiene como finalidad analizar las disposiciones modificadas y considerar sus consecuencias en la operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

Con base en la experiencia operativa y regulatoria, se esperaría que los comités consultivos que deberá implementar la SENER en conjunto con CRE y CENACE establezcan cambios a las Bases del Mercado, que den mayor claridad a la operación y nos permita identificar las nuevas áreas de oportunidad que resulten de estas modificaciones. Hacemos notar que este artículo no considera los juicios de amparo e inconstitucionalidad que han sido promovidos y que han dado lugar a las suspensiones antes mencionadas.

Una de las modificaciones principales es la creación de la figura de “Contrato de Entrega Física” (CEF) mediante los cuales se abre la posibilidad de que CFE Suministro Básico (CFESSB) pueda asegurar el abasto de su demanda a través de la celebración de estos con un generador y sin necesidad de acudir a subastas públicas. Este nuevo mecanismo requiere Transacciones Bilaterales Financieras (TBFin) referenciadas al activo físico de algún generador. Sin embargo, dada la restricción prevista en la Reforma, dicha TBFin solo podría celebrarse con alguna de las empresas productivas subsidiarias de generación de la Comisión Federal de Electricidad (GenCo). Como lo señala la reforma los Contratos de Entrega Física tienen prioridad en despacho, por lo cual, estos contratos constituirán el mecanismo de cobertura de CFESSB dentro del MEM, asegurando sus compras a través de las GenCos y evitando así la exposición al mercado spot. 

El MEM se diseñó como un mercado basado en costos variables, de acuerdo con las mejores prácticas internacionales. En el MEM vigente (pre-Reforma LIE) los costos fijos se reconocen y son remunerados a través del mercado de capacidad. Sin embargo, el nuevo modelo de despacho considera una evaluación de costos de producción unitarios, en los que se considerarán los costos fijos nivelados unitarios. 

Aún no se desarrollan las reglas para evaluar los costos fijos nivelados unitarios, sin embargo, se esperaría que para dar rigor técnico a esta evaluación se considere una metodología parecida a la observada en el Mercado de Balance de Potencia para cada una de las tecnologías. Por lo tanto, podría esperarse que se establezca como parámetro, el costo al que oferte cada una de las centrales, si es que no se quiere modificar el algoritmo de optimización del mercado de corto plazo, tanto para la asignación de centrales para energía y servicios conexos. 

Asimismo a las centrales con Contrato de Entrega Física podría dárseles un tratamiento similar al de las centrales legadas (CIL) sujetas al régimen establecido por la antigua Ley del Servicio Pública de Energía Eléctrica y que para coexistir con la LIE, se les ha dado prioridad de despacho. De esta manera, las centrales que compiten en precios bajo los nuevos parámetros de costos unitarios totales serían muchas menos, corriendo el riesgo de no ser despachadas en escenarios de demanda baja, si es que todas las centrales que compiten sin precios con programas de despacho fijos abastecen la demanda total del sistema. 

El establecer las excepciones a las centrales titulares de CEFs, podría tener un efecto mixto en el cálculo del Precio Marginal Local (PML), o precio spot. Por una parte, podría hacer más volátil este precio, dado que habría menos centrales participando en el mercado spot. Además, pequeños cambios en la demanda provocarán la necesidad de asignar más o menos centrales que evaluadas en estos nuevos parámetros, supondrán nuevas restricciones, ya que al tener una curva de oferta construida con distintas tecnologías, y al ordenarlas por el mismo criterio económico que se utiliza actualmente, podrá haber, por ejemplo, centrales renovables que marginen en horas determinadas y que no se considere sus curvas de arranque y paro al asignarlas en una hora y en otra no entrar en despacho.    

Se estima que será necesario diseñar un nuevo algoritmo que pueda incorporar estas nuevas restricciones y que considere el costo unitario como el determinante del componente de energía del PML. El diseño de tal algoritmo es crucial para brindar certidumbre a los participantes del mercado, pues es de una alta complejidad técnica modificar los parámetros de todas las centrales que compiten en precio y añadir las restricciones de cada una de ellas. 

Otra de las implicaciones de esta Reforma será la posible revocación de permisos de autoabastecimiento. Si dichas revocaciones ocurren, los socios autoabastecidos perderían dicho carácter y tendrían que migrar al MEM, bajo la figura de Usuarios Calificados (UC) para poder continuar con un nivel similar de ahorro en la compra de energía y asimismo para asegurar el acceso a energías limpias. El mercado de Suministradores de Servicios Calificados cuenta con varios participantes, incluyendo a Nexus Energía, quienes permitirán a los usuarios continuar con su participación en el MEM ahora como UC.

En conclusión, las modificaciones operativas a la LIE tendrán que considerar la coexistencia del MEM, y adaptar los mecanismos existentes a las nuevas disposiciones. Existe la posibilidad de que fragmenten el MEM en mercados paralelos, donde en uno puedan aplicar las disposiciones nuevas relativas a la asignación de centrales con contratos de entrega física, y, por otro lado, continuar con el despacho económico bajo nuevos parámetros. El destino de esta Reforma se encuentra en tribunales, sin embargo, los participantes del sector deberían contemplar los diversos escenarios posibles y los Usuarios Calificados acercarse a Suministradores Calificados para entender sus posibilidades.