Del mercado eléctrico regional al mercado único

De acuerdo a la moderna experiencia europea, esta propuesta de Mercado Único se adelanta en varios años, como alternativa estratégica, a lo que será evidente luego, ante el previsible colapso del MER, y ante los sobrecostos energéticos que se derivan de seis mercados eléctricos pequeños que no aprovechan economías de escala ni una planificación integral.

Lo que resulta estratégicamente provechoso para un país o para una región, es extraordinariamente difícil de realizar en países atrasados, cuando la anarquía de intereses particulares prevalece sobre los intereses colectivos.

En tal sentido, la integración de Centroamérica cuenta con fuerzas internas que traban en lo posible cada decisión estratégica que redunde en una planificación conjunta, aunque sea urgente, como es el suministro más eficiente de la energía eléctrica.

Integración regional y Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central

En el campo de la energía eléctrica, la región ha dado pasos muy lentos para llevar a término la infraestructura de redes de transmisión para interconectar física y, luego, comercialmente, los seis mercados eléctricos nacionales, creando un séptimo mercado regional de excedentes y faltantes entre los seis mercados. Baste notar que la línea SIEPAC fue visualizada en 1987 (treinta años hace), y el Tratado Marco se firmó hasta 1996, obteniendo el financiamiento requerido para la línea SIEPAC desde 1997.

Sin embargo, es hasta 2014 (diecisiete años después) que se concluyen los 19 tramos de la línea SIEPAC, con 1,792 kilómetros de extensión, 15 subestaciones, que corresponden al primer circuito con una capacidad de transporte de 300 MW de potencia, en 230 kilovoltios.

Debido a las debilidades de los sistemas de transmisión nacionales, la capacidad de transporte de SIEPAC sufre congestiones por los flujos nacionales que utilizan la red, y que introducen restricciones en la interconexión, especialmente durante las horas de punta. Lo que afecta tanto las transacciones físicas en el Mercado Eléctrico Regional, como el precio nodal utilizado para determinar el valor de los derechos de transmisión, y para definir las prioridades de transporte a los acuerdos contractuales fijos.

Restricciones a las transacciones en el MER

Las transacciones de energía interregionales no superan el 3 % de la demanda de energía eléctrica de la región. Desde junio de 2014, las transacciones parecen haber alcanzado un escalón estable, sin mayor crecimiento, con una fluctuación en torno a un promedio de 114 GWh mensuales, por un valor anual de 100 millones de dólares. Obviamente, hay un escollo grave que debilita la idea de la integración eléctrica regional, con transacciones poco significativas en las interconexiones.

Se esperaba que en el MER, una vez aprobado el Reglamento definitivo, se efectuaran transacciones crecientes con contratos de potencia firme. De modo, que los generadores se instalaran en el país donde las concesiones de recursos energéticos fueran más favorables para una determinada tecnología (por ejemplo, eólicos y geotérmicos en Nicaragua, hidroeléctricas en Costa Rica, plantas de carbón y de biomasa en Guatemala, etc.), a fin de abastecer la demanda en cualquier país de la región, con el compromiso de entregar potencia firme al agente comprador regional de cualquiera de los países. Sin embargo, ha ocurrido lo contrario, y lo que se ha incrementado al interno de las transacciones en el MER, es el porcentaje de acuerdos en el Mercado de Ocasión, y no en el Mercado de Contratos. Los acuerdos en el Mercado de Ocasión han pasado del 3 % en 2013, a más del 47 % de las limitadas transacciones en el MER en 2016.

La conclusión es que se efectúan transacciones en función de la sobrecapacidad instalada en cada país, de ahí que en función de tal sobrecapacidad instalada lleguen a un valor límite.

Alto poder monopólico de mercado, de pocas empresas generadoras

En el MER se da un fuerte índice de concentración de las inyecciones de energía en cuatro Agentes de Mercado, que siempre resultan convocados en las inyecciones de energía (uno de ellos, el ICE de Costa Rica). Igual concentración ocurre con las ocho empresas que más inyectan energía (el 60 % de ellas, guatemalteca). De lo cual, se deduce que, en lugar de una amplia competencia entre generadores, ocurre, por el contrario, un fuerte poder dominante que fija un precio alto en el MER. Esto es un fracaso estratégico, desde la óptica de introducir competencia en el mercado mayorista, que es indispensable analizar como una consecuencia de que la sobrecapacidad instalada es la de los mismos agentes productores.

Resumen de los resultados limitantes de la función estratégica del MER

Hay seis elementos preocupantes en el MER:

1. Un porcentaje sumamente bajo de las transacciones interregionales respecto a la demanda del SER (Sistema Eléctrico Regional);
2. Una participación creciente de transacciones en el Mercado de Ocasión, con respecto al Mercado de Contratos;
3. Una preocupante concentración de empresas que controlan las transacciones en el MER;
4. Un precio alto de la energía, por efecto de la monopolización de las transacciones;
5. Una congestión en la línea SIEPAC que impide el flujo nominal de energía por las interconexiones, e incide en el valor alto de los precios nodales;
6. Una diferenciación muy acusada del costo marginal de corto plazo de la energía entre los seis mercados. Respecto al costo marginal de Guatemala, tanto El Salvador, como Honduras y Nicaragua tienen un costo marginal 108 % superior; el costo marginal de Costa Rica es 52 % superior al guatemalteco, y el de Panamá 81 %. Esta desigualdad de costos es un contratiempo inobjetable para lograr un Mercado Único.

Porcentaje de transacciones entre países

Luego, observamos que Guatemala aporta el 62 % de todas las inyecciones en el MER, y El Salvador representa el 72 % de todos los retiros de energía en el MER. De modo, que el MER está distorsionado, ya que las transacciones ocurren prevalentemente entre estos dos países fronterizos. Lo que significa que Guatemala inyecta al MER el 9 % de su generación de energía, mientras El Salvador importa el 16 % de su demanda energética. Nicaragua en cambio, apenas importa del MER el 0.83 % de su demanda de energía, y exporta solamente el 0.53 % de su generación.

Esta alta dependencia de El Salvador respecto a la disponibilidad de excedentes energéticos de Guatemala, crea una honda preocupación por su propia seguridad energética. Sea por posibles fallos en la línea de interconexión; por compromisos contractuales de Guatemala con otros agentes; por precios de monopolio de los agentes guatemaltecos; o bien, por crisis energéticas en Guatemala por razones climatológicas (por ejemplo, reducción de la generación hidroeléctrica en tiempos de sequía). Lo que induce a El Salvador, por manejo prudencial de la incertidumbre, a invertir ineficientemente en capacidad instalada, que encarecería el precio medio de compra de la tarifa eléctrica de El Salvador.

Riesgo de suministro, y estrategia nacional energética

Hay, en definitiva, elementos estructurales que producen un estancamiento en el MER. Se requiere, en consecuencia, un cambio urgente de paradigma para liberar los beneficios de la integración, en cuanto a costos y a eficiencia, que se pueden derivar de una mayor unificación eléctrica confiable. Máxime cuando en los próximos cinco años se debe completar el doble circuito de la línea SIEPAC, y se completarán las interconexiones eléctricas de Centroamérica con el mercado eléctrico de México en el Norte, y con el mercado eléctrico de Colombia en el sur.

Ninguna autoridad del MER está preparando un cambio de paradigma para superar los escollos actuales, donde la incertidumbre implícita en la metodología actual de las ofertas de inyección y de retiro, crea un riesgo de abastecimiento que obliga a cada sistema nacional a desarrollar una estrategia nacional de expansión de su parque generador, como si la interconexión no existiera. Con lo cual, las transacciones en el MER se vuelven, irremediablemente, ocasionales y circunstanciales, sin cumplir el objetivo estratégico óptimo de la integración eléctrica.

Mercado Eléctrico Único

Con una visión estratégica de largo plazo, Centroamérica podría encontrar una solución a los limitantes actuales de la interconexión eléctrica regional, con los beneficios económicos evidentes de una mayor integración.

Para ello, en lugar de un Mercado Eléctrico Regional, abandonado a acuerdos casuales, la integración debe avanzar cualitativamente hacia un Mercado Eléctrico Único, que oriente la expansión del parque de generación regional, con criterio de costos nivelados, y que dirija el despacho a fin de aprovechar matemáticamente las transacciones posibles con base a la información de costos de todas las plantas de la región. En pocas palabras, deberá proceder con un despacho, por medio de un algoritmo matemático, que haría la convergencia económica óptima  para casar la demanda de todos los consumidores mayoristas con la oferta de todos los generadores de la región, como un mercado único.

Planificación supranacional de la expansión de transmisión y de la generación global

Para un mercado único se hace indispensable fortalecer las interconexiones, y homologar el parque generador, a fin que en los próximos diez o quince años los costos marginales de los seis países se asemejen al más eficiente de ellos. En este caso, al de Guatemala.

En el entretiempo, se podría implementar lo que en Europa se conoce como acoplamiento de precios regionales (Price Coupling of Regions), a fin que matemáticamente se transfiera, por medio de las interconexiones toda la energía disponible en cualquiera de los seis países que ayude a bajar el precio promedio de compra de cada país.

Este acoplamiento de precios, para optimizar la disponibilidad de energía, conseguiría que la capacidad instalada en la región (13,668 MW), que supera en 75 % a la demanda máxima global (7,825 MW), si la región operase como Mercado Eléctrico Único podría verse reducida en 1600 MW, con un ahorro en inversiones del orden de 4,800 millones de dólares.

Democratización del consumo eléctrico

A la par, se deberá ampliar el mercado mayorista. Es lo que se conoce como democratización del consumo energético. Para ello, se requiere que se reduzca la potencia demandada para ser habilitado como Gran Consumidor en el mercado mayorista. En la mayoría de países, para ser habilitado como agente de mercado basta una demanda de 100 kW. En Nicaragua la demanda exigida es de 1000 kW (a pesar que es el sistema eléctrico más reducido, lo que revela una política antidemocrática, para mantener en el mercado cautivo a los consumidores de electricidad). De manera, que se debería habilitar a gran parte de la demanda de energía eléctrica de cada país, para que cada consumidor relativamente importante esté en condiciones de operar libremente como agente en el mercado eléctrico de la región.

De igual forma, hay que mejorar la capacidad de negociación contractual, agregando la demanda de varios agentes de mercado, a cargo de la figura de agentes comercializadores que les representen globalmente en la transacción con los generadores.

Antes, incluso, del Mercado Único, y de la aplicación de un algoritmo matemático de acoplamiento de precios regionales, se podría adelantar la figura del “creador del mercado”, que procuraría adquirir la energía disponible en la región, y mejorar el pre despacho de la generación nacional, abaratando el precio medio de compra.

Democratización de la generación

El cambio cualitativo de último momento en la industria eléctrica mundial, es la participación de los consumidores como generadores de energía. No sólo para consumir la energía generada por ellos mismos, sino, para venderla (no únicamente al distribuidor), sino, también, en el mercado mayorista, incluso, a otros consumidores y a la exportación, bajo múltiples arreglos financieros y normativos. El término que se les aplica, en tal sentido, es el de prosumidores, que incorpora ambos conceptos de producir y consumir, con un uso más inteligente de la energía gracias a la evolución tecnológica, y de aplicaciones que facilitan la toma de decisiones incluso en el sector residencial. Esta energía distribuida corresponde al 48 % de toda la capacidad instalada en Alemania. Y los prosumidores tendrán en Alemania una participación del 25 % de la generación total en 2020.

Para venderla con mayor eficiencia, se requiere la figura de un comercializador que incorpore la generación de varios prosumidores, y pueda negociar el conjunto en el mercado mayorista.

Ingeniero eléctrico