Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México

Colección Energías Renovables del Océano
Energías del Océano
Redes Eléctricas:
Mercado Mayorista
de Electricidad en México
Estado del Arte
Luis Alberto Vega de la Mora,
César Angeles Camacho
y Argelia Yuriko Melchor Quinto
Centro Mexicano de Innovación
en Energía - Océano

Centro Mexicano de Innovación
en Energía - Océano
Colección Energías Renovables del Océano
Rodolfo Silva Casarín, Gregorio Posada Vanegas
Jorge Gutiérrez Lara y Angélica Felix Delgado
Editores de la Colección
~ • ~

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista
de Electricidad en México
- Estado del Arte -
Luis Alberto Vega de la Mora 1 , César Angeles-Camacho 2
y Argelia Yuriko Melchor Quinto 3
1
Comisión Federal de Electricidad
2
Instituto de Ingeniería, Universidad Nacional Autónoma de México
3
Especialista en Administración de Riesgos del sector financiero

Vega de la Mora, L.A., C.Angeles-Camacho, y A. Y. Melchor Quinto, 2019. Redes Eléctricas:
Mercado Mayorista de Electricidad en México. Estado del Arte. cemie-Océano,
Universidad Autónoma de Campeche. 105 p.
© CEMIE-Océano
© Universidad Autónoma de Campeche 2019
Instituto de Ecología, Pesquerías y Oceanografía
del Golfo de México (epomex)
Comité Editorial cemie-Océano
Edgar Mendoza Baldwin
Mireille del Carmen Escudero Mendoza
Angélica Félix Delgado
Gregorio Posada Vanegas
ISBN 978-607-8444-28-1 de la Colección
ISBN 978-607-8444-46-5 del Volumen
DOI: 10.26359/EPOMEX.CEMIE012019

Contenido
Colección Energías Renovables del Océano
Introducción 1
Historia de los Sistemas Eléctricos 3
Sistema Eléctrico de Potencia en México 21
Mercado Eléctrico Mayorista 39
Red Eléctrica del Futuro 77
Glosario 99
Referencias 103

Colección
Energías Renovables del Océano
Uno de los objetivos centrales del Centro Mexicano de Innovación en Energía
del Océano (cemie-Océano), es dar a conocer, de manera ágil y abierta, los
resultados técnicos derivados de las actividades realizadas por los investigadores,
estudiantes y empresarios que en él participan. La meta es alcanzar a la
sociedad civil y a otros actores técnicos, estudiantiles, empresariales e institucionales
públicos y privados tanto para mantenerles informados como para, a
través de un ejercicio de conciencia energética, iniciar nuevas interacciones y
vínculos de colaboración alrededor de las energías del océano.
La colección de libros Energías Renovables del Océano está compuesta por
las diferentes temáticas que aborda el cemie-Océano. Esta primera entrega
se compone de la revisión de los Estados del Arte asociados al desarrollo
del aprovechamiento de las energías por gradiente térmico, gradiente salino,
oleaje y corrientes, así como de los avances en almacenamiento de energía
e interconexión a la red eléctrica, materiales, aspectos ambientales y modelación
numérica y física. Los libros, además de encontrarse en las bibliotecas de
las 45 instituciones que conforman el cemie-Océano, podrán ser descargados
electrónicamente sin costo en la página de internet www.cemieoceano.mx
Esperamos que esta colección sea de utilidad para quienes, como todos los
miembros del cemie-Océano, estamos convencidos de que el cambio en el
paradigma energético de nuestro país, es una meta alcanzable que pasa por
el camino de la formación de recursos humanos de alto nivel y que requiere el
máximo de las capacidades de las personas e instituciones educativas, comerciales
y de base tecnológica con las que contamos.
Los editores

Centro Mexicano de Innovación
en Energía - Océano
Redes Eléctricas: Mercado Mayorista
de Electricidad en México
Estado del Arte
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Introducción
La energía eléctrica es uno de los motores de desarrollo, crecimiento económico
y bienestar social de un país. Las naciones más desarrolladas son
también las de mayor electrificación y consumo, siendo de vital importancia
contar con un sistema eléctrico de calidad, confiable y robusto que soporte
el consumo de los millones de usuarios en México.
Desde hace más de 30 años se han producido importantes cambios en el
sector eléctrico. Principalmente, el proceso de liberalización, el cual busca incrementar
la eficiencia, reducir costos y mejorar la calidad del servicio, modificando
los criterios de operación y planeación tradicionales, donde el objetivo
principal es estimular la competencia entre las compañías de generación y
comercialización en beneficio del usuario final.
Inicialmente se crea un Mercado Eléctrico Mayorista (mem) para los grandes
generadores y consumidores de energía, regulando el libre acceso a las redes
de transmisión y distribución. Para organizar la competencia y la complejidad
del sector eléctrico, se crean entidades como el Operador de Mercado (om),
Operador de Sistema (os) y el Regulador, los cuales se encargan de la seguridad
y confiabilidad del sistema, así como la resolución de conflictos que surjan
en el funcionamiento del mercado.
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CEMIE-Océano
El proceso de maduración de un mem culmina en un Mercado Eléctrico Minorista,
donde todos los usuarios (industrias, negocios, casas) pueden elegir
qué empresa les suministra electricidad, autoabastecer su consumo o ser productores
de electricidad. Lo anterior presenta retos nunca antes vistos para las
compañías eléctricas, ya que el usuario deja de ser un consumidor pasivo y se
convierte en un elemento activo y dinámico del sistema eléctrico.
El diseño del mercado eléctrico intenta corregir los errores cometidos antes
de la liberalización, al plantear formas y características que obedecen a
sus sistemas eléctricos y a las centrales de generación predominantes. Sin
embargo, durante la última década, las Tecnologías de Información y Comunicaciones
(tic) y la construcción masiva de centrales eléctricas con fuentes
de energía renovables como el sol y el viento, plantean nuevos retos para la
Industria Eléctrica. Cada vez es más común escuchar sobre precios negativos
de la electricidad, generación total de un país o región abastecida con energía
renovable, microrredes sustentables y generación distribuida colaborativa, lo
que incentiva la innovación constante.
Este cambio en el mercado eléctrico mexicano viene acompañado de grandes
desafíos en el sector económico del país. En primera instancia, surge la
necesidad de crear un mercado financiero en donde participen los agentes
de dicho sector, estableciendo mecanismos de financiamiento y reglas claras
de actuación, así como instituciones que salvaguarden la realización y cumplimiento
de las operaciones entre ellos.
Como en los mercados financieros tradicionales, los participantes del mercado
eléctrico buscarán maximizar sus rendimientos procurando limitar los riesgos
a los que se encuentran expuestos, relacionados con su operación misma
y con las características inherentes del bien comercializado, la electricidad.
La generación de electricidad con fuentes renovables, el correcto funcionamiento
del mercado eléctrico y un mayor uso de vehículos eléctricos, lograrán
en México una transición energética exitosa, donde se utilicen menos hidrocarburos
contaminantes para usar más energía limpia, heredando a las futuras
generaciones un mundo mejor.
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en Energía - Océano
Redes Eléctricas: Mercado Mayorista
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Estado del Arte
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Historia
de los Sistemas Eléctricos
La “electricidad” (del griego ήλεκτρον, élektron, cuyo significado es ‘ámbar’)
es el conjunto de fenómenos físicos relacionados con la presencia y flujo
de cargas eléctricas. La electricidad es una propiedad física manifestada
a través de la atracción o del rechazo que ejercen entre sí las distintas partes
de la materia. El origen de esta propiedad se encuentra en la presencia de
componentes con carga negativa (denominados electrones) y otros con carga
positiva (los protones).
El ser humano se ha dedicado a generar electricidad para poner en marcha
todo tipo de máquinas, artefactos y sistemas de transporte. Sin embargo, no
sólo el hombre genera electricidad, también la naturaleza produce esta energía,
por ejemplo, en las tormentas en forma de rayos, o en el sistema nervioso
que permite el funcionamiento biológico del cuerpo humano.
Gracias a la electricidad se llevan a cabo un sinfín de tareas que facilitan
y mejoran la calidad de vida de las personas. Entre otros, se utiliza en iluminación,
lavadoras, refrigeradores, televisores, computadoras, sistemas de aire
acondicionado y aparatos que la hacen indispensable en nuestra vida cotidiana.
Los sistemas eléctricos de potencia han evolucionado con el paso de las
décadas, principalmente en tres etapas: invención y desarrollo, grandes sistemas
integrados y mercados eléctricos.
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1ª etapa. Invención y desarrollo (1831-1930)
La primera etapa nació en 1831 con una innovación tecnológica de Michael
Faraday al inventar el primer transformador eléctrico que funcionaba con corriente
directa, el cual surge de la necesidad de probar su teoría que establece
que un campo magnético produce electricidad a través del movimiento. Sin
embargo, el uso masivo de la electricidad comercial se desarrolla con un invento
de Gramme llamado dínamo, entre 1873 y 1874.
En 1879, en la Exposición Industrial de Berlín, se exhibió la primera locomotora
eléctrica. En el mismo año, se produjeron otros dos hitos tecnológicos que
marcaron al sector eléctrico: Edison inventó la lámpara de luz incandescente
y en San Francisco entró en funcionamiento la primera central eléctrica del
mundo. Al año siguiente, Edison creó una compañía eléctrica diseñada para
proporcionar en Nueva York, el primer sistema centralizado de generación y
distribución de corriente eléctrica para alumbrado público con lámparas incandescentes.
Un nuevo avance fundamental tuvo lugar en la Exposición Eléctrica de Frankfurt
de 1891, donde se dio a conocer la transmisión a larga distancia del fluido
eléctrico con corriente alterna en alta tensión. En el mismo año, en Estados
Unidos se construía el generador adecuado para este sistema de corriente, el
alternador trifásico.
A partir de entonces es posible explotar de manera eficiente los recursos
hidráulicos localizados a grandes distancias de las ciudades, para producir
electricidad a gran escala y transportarla hasta los centros urbanos. La primera
aplicación práctica del sistema de generación y distribución a larga distancia
de corriente alterna fue el complejo de las cataratas del Niágara, cuya primera
etapa se inauguró en 1895.
Los sistemas más eficientes de generación y transmisión se desarrollaron
gradualmente, el motor eléctrico tardó en aplicarse a muchas actividades industriales
que utilizaban la máquina de vapor, el ferrocarril se electrificó de
forma lenta hasta el periodo de entreguerras, y las industrias que empleaban
procedimientos electrolíticos y electroquímicos también se tomaron su tiempo.
En el transcurso de la Primera Revolución Industrial, la fuente de energía más
importante fue el carbón y el medio de transporte que más éxito tuvo desde
1830 fue el ferrocarril. Durante la Segunda Revolución Industrial, el carbón siguió
siendo la fuente de energía más utilizada, sin embargo, a ella se unieron
la electricidad y el petróleo. La electricidad, al ser una energía más limpia y
más facil de transportar que el carbón, extendió su uso en campos de la vida
diaria como la comunicación e iluminación.
En la Segunda Revolución Industrial, las ciudades comenzaron a tener alumbrado
público, así como tranvías y ferrocarriles metropolitanos, lo que modificó
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la movilidad urbana. La radio, el teléfono, el telégrafo y el cine, fueron desarrollados
gracias a la electricidad y se convirtieron en parte importante de la vida
diaria de todos los hogares en la mayor parte del mundo.
La electricidad se convirtió en una necesidad en la década de 1920. No había
sustitutos eléctricos para la radio, la cual servía a los intereses públicos del
gobierno al tener la capacidad de enviar información de forma rápida a sus ciudadanos
y, por lo tanto, era deseable electrificar la mayor cantidad de casas.
Durante la primera etapa, se ocuparon prácticamente dos tercios del siglo
xix para la invención y desarrollo de nuevas tecnologías, y a partir de los primeros
años del siglo xx, la electricidad cobró verdadera importancia en la vida
económica y social, contribuyendo de manera significativa en el aumento de
la productividad global de las economías que la adoptaron como nueva fuente
de energía.
2ª Etapa. Grandes sistemas integrados (1930-1990)
Los sistemas eléctricos se desarrollaron en la primera etapa por medio de la
expansión de pequeñas empresas privadas o municipales de carácter local.
A lo largo del siglo xx, en casi todos los países se desarrolló un proceso de
interconexión de los sistemas locales de generación y transmisión en una red
nacional. Este proceso condujo en buena parte a la creación de empresas
integradas verticalmente, es decir, realizando la generación, transmisión, distribución
y comercialización de energía (o al menos generación y trasmisión),
y extendidas horizontalmente (abarcando el suministro de grandes regiones o
países enteros). En buena parte del mundo, el Estado poseía las empresas del
sector, por lo que existía un modelo de Monopolio donde no había competencia
ni capacidad de elección por parte del consumidor.
A mediados de la década de 1930, la electricidad fue considerada un servicio
público y desde esa fecha hasta mediados de 1970, el consumo de electricidad
creció a tasas entre el 7 y el 10 % anual en promedio, es decir, en cada década
el sector eléctrico tuvo que duplicar su infraestructura en todos los aspectos.
Sin embargo, a partir de 1970, la crisis energética mundial modificó el panorama.
En lugar de un crecimiento de 10 % anual en consumo de electricidad, el
sector eléctrico experimentó crecimientos cercanos al 1 % y en algunos casos
decrecimiento. A mediados de la década de 1980, muchos proyectos de construcción
se habían detenido y por ende, diversos servicios del sector eléctrico
se encontraron con un exceso de personal y sobreinversión en infraestructura.
3ª etapa. Mercados eléctricos (1990 en adelante)
A partir de la década de 1980 y principios de 1990, numerosos países comenzaron
a ver en los mercados competitivos un medio para obtener mejoras en la
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eficiencia de distintos sectores, entre los que se encontraba la Industria Eléctrica,
que era una industria monopólica con planeación centralizada.
En general, los gobiernos de numerosos países aceptaban que la electricidad
era un bien que debía llegar a todos los ciudadanos: el suministro universal
era prioritario, más allá del precio que directa o indirectamente pagaran
los consumidores. Debido a que las inversiones en infraestructuras eléctricas
requerían grandes capitales y mucho tiempo para recuperar las inversiones
realizadas, los gobiernos desarrollaron un marco legal muy conservador para
el sector eléctrico, el cual aseguraba el suministro universal sin peligro de que
errores en las decisiones de inversión, derivasen en falta de suministro a los
ciudadanos.
“El resultado del férreo control público sobre el sector eléctrico también
daba a los gobiernos la posibilidad de financiar sus políticas sociales
y energéticas mediante subsidios cruzados entre tarifas eléctricas de
distintos consumidores o incluso mediante el pago en las tarifas de
subvenciones a otros sectores energéticos. Por otro lado, la repercusión
política que cualquier problema de suministro ocasionaba, llevaba
a la sobreinversión y al correspondiente incremento del costo de la
electricidad para el consumidor. También a la protección financiera de
la empresa eléctrica, ya fuera pública o privada” (Fernández, 2002).
Por lo anterior, se inició a nivel mundial, un proceso de liberalización del sector
eléctrico, el cual ocasionó un profundo cambio en los criterios de operación
y planeación tradicionales donde el objetivo principal era dejar que las fuerzas
del mercado entre compañías de generación y comercialización con gestión
regulatoria, propiciaran mejoras para el usuario final con la mayor eficiencia
posible.
Para lograrlo, se requería de una regulación del sector eléctrico, la cual debía
ser entendida, como el conjunto de procedimientos con los que una administración
interviene en el funcionamiento del mercado para lograr determinados
objetivos considerados de interés general, los cuales no podrían ser alcanzados
con la libertad absoluta de los participantes.
El proceso de liberalización del sector eléctrico ha sido promovido por gobiernos
de todo el mundo como parte de un conjunto de reformas macroeconómicas.
Sin embargo, la reestructuración ocurrió de forma distinta en los diferentes
países dependiendo del modelo de mercado eléctrico a implementar
y del punto de partida en el que se encontraba cada país antes de iniciar las
reformas.
“En el entorno tradicional previo a la liberalización, los gobiernos de
la mayoría de los países realizaban la planeación centralizada de las
inversiones necesarias en el sector eléctrico. Ésta podía ser realizada
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por empresas públicas o privadas, mientras que las empresas monopólicas
de cada región tenían el compromiso de alcanzar un determinado
nivel de confiabilidad en el suministro” (Fernández, 2002).
Las obligaciones del centro de control de la región eléctrica en la que operaba
la empresa monopólica eran la seguridad del sistema, el despacho de la
generación, tener un nivel de reserva suficiente para posibles contingencias
en el sistema, y la gestión operativa de la capacidad y disponibilidad en la red
de transmisión.
La introducción de competencia en el sector eléctrico hizo necesarias nuevas
instituciones que no existían en el modelo tradicional, tales como el Operador
de Mercado, Operador de Sistema y Regulador.
Operador de Mercado (om). Es el encargado de facilitar la compra y venta
de energía entre los participantes, gestionando un mercado organizado u
ofreciendo diversos productos eléctricos. Aunque el formato más habitual
es el de un único om, no existe ningún inconveniente para que exista más
de un om en un mismo sistema eléctrico, ya que realizarían esta actividad
en competencia, intentando cada uno atraer el mayor número de clientes.
Operador de Sistema (os). De forma centralizada, gestiona las variables
técnicas del sistema eléctrico en condiciones compatibles con los resultados
del mercado. Otras funciones habituales del os son la gestión de los
servicios conexos, el diseño de los procedimientos de operación y la planeación
a largo plazo. Se debe garantizar la independencia del os para asegurar
que el desempeño de sus funciones se realice sin que exista un trato
discriminatorio a los participantes.
Regulador. Sus funciones principales son resolver conflictos que puedan
surgir en el funcionamiento del mercado, así como la emisión de normatividad
correspondiente para su buen funcionamiento. La existencia de un
regulador independiente aísla la regulación de los intereses políticos a corto
plazo, consigue una mayor especialización técnica del personal, y genera
estabilidad y transparencia al proceso regulatorio.
Transportista (tr). No es considerado participante del mercado y su relación
con el om está sujeta a la legislación que establece el Regulador. Generalmente
es la empresa monopólica que sigue siendo propiedad del Estado
en condiciones de competencia, para garantizar así el libre acceso a las
redes de transmisión.
En los diferentes mercados eléctricos del mundo se han identificado cuatro
tipos de relación entre el om, os y el tr (cigré, 1999):
• (om/os/tr) Una única compañía propietaria de la red de transporte, o al
menos de su mayor parte, es también la encargada de la operación del
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sistema y la operación del mercado. Este es el caso de Colombia, Inglaterra
y Gales. El principal argumento para la implantación de este modelo
puede ser el aprovechamiento de ciertas sinergias entre las distintas actividades
y la minimización de costos de intercambio de información entre
las tres actividades.
• (os/tr) + (om) Una única compañía propietaria de la red de transporte,
es también la encargada de la operación del sistema. Una compañía independiente
realiza la operación del mercado. Este es el modelo implementado
en los países nórdicos, España, Holanda, Alemania y Francia. La
independencia del om garantiza la separación de los criterios técnicos y
los económicos del mercado.
• (om/os) + (tr) La operación del mercado y la operación del sistema son
realizadas por una entidad independiente de la propiedad de la red de
transporte. Este es el modelo adoptado en los sistemas de Pennsylvania
- New Jersey - Maryland (pjm), Corea del Sur, Australia, Argentina, Canadá
y México.
Respecto a la unión del om y el os se ha adoptado en sistemas con modelos
de balance complejos, en los que existe una fuerte sinergia entre ambas
actividades, con mercados de muy corto plazo (subastas cinco minutales). Sin
embargo, las actuales tecnologías de la información permiten realizar ambas
tareas de forma independiente de la misma manera que las haría una única
entidad. Por otro lado, la unión del om y el os puede representar una falta de
transparencia e independencia entre los procesos de mercado y los procesos
técnicos del sistema.
• (om) + (os) + (tr) Cada una de las actividades se realiza por una compañía
independiente, con lo que se eliminan posibles conflictos de interés. La
planeación de la red de transporte para garantizar el suministro eléctrico
suele ser tarea del os, que en este modelo se encuentra expuesto a un
mayor riesgo (reclamaciones de los propietarios de red motivadas por la
influencia que tiene la planeación sobre sus ingresos). Este modelo opera
en California y Brasil.
En cualquier caso, independientemente del modelo de organización, debe
garantizarse la independencia de la gestión del os respecto de los participantes
y los propietarios de la red de transporte, así como la imparcialidad del om
en el trato a los participantes del mercado.
Los beneficios esperados de la implementación de un mercado eléctrico
competitivo son: aumento de la eficiencia económica (en estos mercados aumenta
la productividad y decrecen los costos), atracción de nuevas inversio-
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nes, disminución de los precios de la electricidad, ahorros en los costos de
inversión (ya que las decisiones de inversión corresponden a los participantes
en un entorno de competencia que desincentiva la sobreinversión), mayor
productividad laboral, mejor aprovechamiento de los recursos humanos y el
desarrollo de nuevos productos y servicios energéticos, los cuales se generan
de la necesidad de atraer clientes en un entorno competitivo y por lo tanto, un
mayor beneficio para el consumidor.
“El diseño de los nuevos mercados intenta mejorar los errores cometidos
en los mercados implantados con anterioridad a dicha liberalización, organizando
mercados de diversas formas y con características muchas veces
distintas que obedecen a las particularidades de sus sistemas eléctricos y a
las tecnologías de generación predominantes” (Gómez, 2007).
Es posible distinguir cuatro estructuras comerciales de organización en lo
que se refiere a la compra y venta de energía en un mercado libre competitivo:
Pool, Bolsa de Energía, Contratos Bilaterales Físicos y Contratos Bilaterales
Financieros. A continuación, se describen brevemente cada una de ellas.
Pool. En este modelo los suministradores y consumidores renuncian a establecer
relaciones comerciales directas entre ellos. Las compras y ventas de
energía son determinadas por el om basándose en una optimización de los
costos totales del sistema. Para ello, dependiendo del esquema elegido, suministradores
y consumidores emiten ofertas al om. El plan de operación resultante
es transferido al os, quien verifica la factibilidad técnica del mismo.
De esta forma, el os realiza las correcciones necesarias al plan de operación
y determina los servicios conexos requeridos. Para las distintas etapas del
procedimiento anteriormente descrito, se definen fechas y horarios que deben
ser respetados por todos los participantes.
Bolsa de energía (be). Es una entidad que recibe ofertas por la compra y
venta de energía y establece el balance entre ellas. Una be puede adquirir
estructuras muy variadas, sin embargo, suele ser definida como una parte
integrante o caso particular de una estructura tipo pool, en la cual se ejecuta
la función de om con las siguientes características:
• Los productos negociados en una be son estandarizados para facilitar el
proceso de entrega de ofertas de compra y venta y el posterior cálculo
del precio de mercado.
• El traspaso de información entre participantes es mucho más reservado
en el caso de una be.
• Generalmente, una be no decide el despacho final de las unidades de generación
y sus resultados con respecto a la producción de energía tienen
un carácter de plan de despacho preliminar.
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• La be no considera en forma detallada aspectos técnicos de la operación
del sistema, tales como: servicios complementarios o congestión.
• El enfoque central de una be es comercial, a diferencia de una estructura
de pool, que se centra en la operación económica y segura del sistema.
Los dos últimos puntos hacen necesaria la participación de un os para
implementar técnicamente los resultados de la be.
Generalmente, las be fijan el precio de la energía por medio de un mecanismo
de subasta o balance, en el cual se toman en cuenta las ofertas de los
generadores y las ofertas de los consumidores para establecer un precio de
equilibrio entre la oferta y la demanda.
Contratos bilaterales físicos. En un mercado basado en este tipo de contratos,
suministradores y consumidores establecen libremente relaciones de
tipo comercial, ya sea en forma directa o a través de un comercializador.
Estas relaciones se basan en un intercambio directo de ofertas entre los
participantes del mercado.
Lo que caracteriza a un contrato bilateral físico es su relación directa con el
despacho de la operación resultante. Por medio del contrato de abastecimiento
de energía, el suministrador asegura la inyección en el sistema de la
potencia especificada en un plan de operación por parte de sus unidades
de generación.
A su vez, las cargas administradas por el consumidor que toma parte en el
contrato deben orientar sus consumos a la potencia especificada en el plan
de operación. En este caso, las funciones del os y el om se realizan en forma
integrada, generalmente por una sola entidad que toma ambos roles. De
esta manera, basándose en criterios predefinidos de seguridad y confiabilidad,
el os determina la factibilidad y los servicios de red requeridos para la
realización técnica del contrato bilateral físico solicitado.
Los contratos bilaterales físicos son contratos de suministro de energía eléctrica
entre un consumidor y un generador. En el contrato, el vendedor proporciona
al comprador una determinada cantidad de energía a un precio
acordado por ambos.
Contratos bilaterales financieros. De forma análoga a los anteriores, los
contratos bilaterales financieros son productos de un libre intercambio comercial
entre suministradores y consumidores, ya sea en forma directa o a
través de un comercializador. Desde el punto de vista de la operación del
sistema, estos contratos no afectan a la programación de las centrales eléctricas,
ya que tienen por objeto manejar, acorde a una estrategia de mercado,
el riesgo de variación futura del precio de la energía eléctrica.
Las anteriores cuatro estructuras comerciales de organización en un mercado
eléctrico competitivo, llevan más de 30 años desarrollándose en el mundo
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con sus diversas variaciones y actualizaciones. Cada país tiene modelos, tarifas,
estructuras comerciales y normatividad que considera más conveniente
para los intereses de su economía nacional.
En el siguiente apartado se realizará un breve recorrido por la historia de
la industria eléctrica en México con la intención de explicar las causas que
originaron la reestructuración del sector eléctrico con la implementación de la
Reforma Energética del año 2013.
Historia de la industria eléctrica en México
Desde sus inicios, tanto la industria como el Estado solían compartir la opinión
de que el suministro de electricidad era más eficiente cuando éste era realizado
por compañías verticalmente integradas, ya sea públicas o privadas. Existía,
por lo tanto, un único modelo de estructura (el monopolio) y dos modelos de
propiedad:
• Privada: compañías integradas verticalmente en donde el Estado es el
regulador.
• Pública: el Estado tiene la responsabilidad del desarrollo y operación de
la infraestructura eléctrica, con los objetivos de mantener los activos estratégicos
bajo el control del gobierno, garantizar la capacidad económica
para la inversión y asegurar la posibilidad de alcanzar economías
de escala en generación mediante la construcción de grandes centrales
eléctricas.
El sector eléctrico mexicano ha tenido numerosos cambios estructurales,
técnicos y regulatorios a lo largo de la historia: el nacimiento de la industria
eléctrica mexicana, la electricidad como necesidad de la sociedad, el sector
eléctrico como monopolio natural, la administración centralizada de la electricidad
y finalmente la liberalización de la Industria Eléctrica.
1879, el nacimiento de la Industria Eléctrica Mexicana
En sus comienzos, la industria eléctrica fue un sector fragmentado de carácter
local, privado en su mayor parte no sujeto a regulación. La autoproducción era
habitual, puesto que las redes se encontraban poco desarrolladas.
El uso de la electricidad en la República Mexicana se inició en el año de 1879,
con la instalación de una central termoeléctrica en la ciudad de León (Guanajuato),
para satisfacer la demanda de energía eléctrica de una empresa textil.
En 1891 se establece en la ciudad de México, la Compañía Mexicana de Gas
y Luz Eléctrica, primera empresa dedicada a la generación y venta de energía
eléctrica para alumbrado público, transporte urbano y uso doméstico.
Al consolidarse el triunfo de la Revolución y con base en la Constitución
Pública de los Estados Unidos Mexicanos de 1917, el gobierno empezó a ocu-
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parse del servicio público de energía eléctrica bajo la responsabilidad de la
Secretaría de Industria, Comercio y Trabajo. El sistema bajo el que operaban
las empresas eléctricas era el de concesiones, mismas que se multiplicaron,
más en función de los intereses de los concesionarios que de las necesidades
del país.
1920-1944, la electricidad como necesidad de la sociedad
En esta época, los gobiernos pasaron de considerar la electricidad como una
necesidad y no un lujo, y comenzó la construcción de grandes proyectos hidroeléctricos
de carácter público. La electrificación llegó a las zonas rurales y
aparecieron numerosas compañías de carácter público y privado, muchas de
ellas ofrecían también la distribución de electricidad. Mientras tanto, el transporte
continuaba fragmentado y con pérdidas e incertidumbre en el suministro.
El 14 de agosto de 1937 el Presidente de la República, General Lázaro Cárdenas
del Río, en uso de las facultades extraordinarias que le concedió el Congreso
de la Unión en materia de industria eléctrica, expidió en la ciudad de Mérida,
Yucatán, la ley que creó la Comisión Federal de Electricidad con el objeto
de organizar un sistema nacional de generación, transmisión y distribución de
energía eléctrica basado en principios técnicos y económicos, sin propósito
de lucro y con la finalidad de obtener a un costo mínimo, el mayor rendimiento
posible en beneficio de los intereses generales.
1945-1960, el sector eléctrico como monopolio natural
En el año de 1960, se adquirieron la mayor parte de las acciones que constituían
el capital de The Mexican Light and Power Co., por lo que oficialmente
quedó registrado en la historia de México el 27 de septiembre de 1960 como
el día de la nacionalización del servicio público de energía eléctrica.
El 29 de diciembre de 1960 se adicionó al artículo 27 de la Constitución Política
de los Estados Unidos Mexicanos la exclusividad de la nación mexicana en
lo referente a la generación, conducción, transformación, distribución y abastecimiento
de energía eléctrica, que tiene por objeto la prestación de servicio
público, sin concesiones a particulares y debiendo aprovechar los bienes y
recursos naturales requeridos para estos fines.
“La decisión de nacionalizar el servicio público de energía eléctrica,
la unificación de frecuencia en el país a 60 ciclos, así como la interconexión
del Sistema Eléctrico Nacional (sen) en 1978, permitieron a
la Comisión Federal de Electricidad una explotación más racional de
todos los medios de generación, transmisión y distribución existentes.
Por esos hechos, la ingeniería nacional pudo seleccionar de manera
conveniente los recursos disponibles para la utilización de centrales
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generadoras, energéticos y la aplicación de nuevas tecnologías para
lograr una mejor interconexión de los sistemas eléctricos” (cfe, 2012).
1961-2013, administración centralizada de la electricidad
La Comisión Federal de Electricidad, basándose en principios técnicos y económicos
y con el fin de administrar más eficientemente el despacho de carga,
funda la Oficina Nacional de Operación de Sistemas. Después, crea el Despacho
Nacional de Carga como órgano coordinador responsable de las oficinas
de operación de Sistemas de todo el país. El Despacho dependía de la Dirección
General y se encargaba de operar los sistemas de todo el territorio nacional,
aplicando las medidas necesarias para mantener el suministro de energía
eléctrica en forma continua, con óptima calidad, seguridad de los sistemas y al
mínimo costo de generación.
En el año de 1962, la cfe creó la Oficina Nacional de Operación de Sistemas
con el objetivo de operar los incipientes sistemas eléctricos aislados de esa
época; su función estaba desconcentrada a través de las oficinas de Operación
Sistema que iniciaron su formalización en ese mismo año.
La Oficina Nacional de Operación de Sistemas evolucionó hasta constituir en
1968 el Despacho Nacional de Carga y en 1977 el actual Centro Nacional de
Control de Energía, el cenace.
El cenace se encargaba de que el suministro de energía eléctrica se realizará
con calidad adecuada, de manera que los equipos eléctricos a nivel nacional
funcionaran correctamente.
El presidente Carlos Salinas de Gortari planteó en 1989 una reforma a la Ley
del Servicio Público de Energía, con la cual se prevé que el Ejecutivo Federal
dispusiera la constitución, estructura y funcionamiento del servicio que venía
proporcionando la Compañía Luz y Fuerza del Centro. El 9 de febrero de 1994
emitió un decreto por medio del cual creó Luz y Fuerza del Centro (lyfc) como
un organismo público descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio
propio.
Este mismo año entró en operación la Comisión Reguladora de Energía (cre)
como un órgano administrativo desconcentrado de la Secretaría de Energía y
cuya función era resolver las cuestiones derivadas de la interacción entre el
sector público y privado producto de la Reforma de la Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica (lspee).
El 10 de octubre del 2009, el Presidente de México, Felipe Calderon Hinojosa,
decretó la extinción y liquidación de Luz y Fuerza del Centro. El 13 de
octubre de ese mismo año, la Secretaría de Energía confirmó que la Comisión
Federal de Electricidad se hacía cargo de las operaciones tales como generar,
suministrar y comercializar la energía eléctrica en la zona centro del país que
13

CEMIE-Océano
abarcaba los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Estado de México y la Ciudad
de México. A partir de este momento, cfe fue considerada la única empresa
eléctrica monopólica del Estado con cobertura en todo el país.
En la figura 1 se muestra el porcentaje de electrificación del país a lo largo del
tiempo, haciendo énfasis en los eventos más revelantes que sucedieron en la
Industria Eléctrica.
2014 en adelante, liberalización de la industria eléctrica
Con la implementación de la Reforma Energética, mediante el decreto del presidente
Enrique Peña Nieto publicado el 23 de diciembre de 2013, se propusieron
importantes cambios en el sector eléctrico encaminados a la introducción
de competencia basados en tres puntos principales: reestructuración de
la Comisión Federal de Electricidad en la separación de actividades, liberalización
de la normativa referente a las transacciones económicas entre los
participantes del mercado, y privatización de la generación y comercialización
de las empresas públicas para evitar conflictos de intereses.
La Reforma Energética
En materia eléctrica, la Reforma Energética dispone, en el Artículo 27 Constitucional,
que la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como
la transmisión y distribución de la energía eléctrica corresponden exclusivamente
a la Nación. Por otro lado, permite que el Estado celebre contratos con
14
Figura 1. Evolución de la electrificación en México (1910-2013).
Fuente: CFE Distribución.

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
particulares para que lleven a cabo el financiamiento, mantenimiento, gestión,
operación y ampliación de la infraestructura necesaria para prestar el servicio
público de transmisión y distribución de energía eléctrica (sener, 2013).
La Reforma Energética hace especial énfasis en tres aspectos que modifican
sustancialmente las estructuras, procesos y organismos del sector eléctrico en
México:
• En materia de generación y comercialización de energía eléctrica se permite
la participación de inversión privada. Se instalarán nuevas centrales
eléctricas de forma más flexible. cfe podrá construir nuevas centrales,
modernizar el portafolio de generación existente e incrementar su competitividad,
mientras que los particulares podrán instalar nuevas centrales
eléctricas para vender su energía en el Mercado Eléctrico Mayorista.
• El Centro Nacional de Control de Energía (cenace), que antes de la reforma
formaba parte de cfe, se transformará en un organismo público descentralizado
encargado del control operativo del Sistema Eléctrico Nacional
y de la operación del Mercado Eléctrico Mayorista (mem). Con ello
se dispone que un tercero imparcial opere el nuevo mercado eléctrico y
garantice a los generadores acceso abierto y equitativo a la Red Nacional
de Transmisión (rnt) y a las redes generales de distribución.
• En materia de transmisión y distribución de energía eléctrica, se podrán
celebrar contratos entre particulares y la cfe para el financiamiento, instalación,
mantenimiento, gestión, operación, ampliación, modernización,
vigilancia y conservación de la infraestructura necesaria para prestar el
servicio público de energía eléctrica.
La intención de la Reforma Energética es reducir el costo de la electricidad,
que depende en un 80 % del precio del combustible que se utilice para generarla.
Se pretende migrar las centrales eléctricas que generan con combustóleo
a gas natural, que es cuatro veces más barato y menos contaminante.
(sener, explicación ampliada de la Reforma Energética, 2013).
Mediante el acceso abierto e imparcial de la generación de electricidad, se
prevee una reducción considerable en los costos de producción del sector
eléctrico que hará posible la mayor participación de energías limpias y eficientes.
En teoría, la libre competencia en la generación y la comercialización
lograrán beneficios directos a los consumidores finales por el interés de los
participantes del mercado eléctrico en la captura y mantenimiento de usuarios
a largo plazo.
Ley de la Industria Eléctrica
Esta ley propone un nuevo marco normativo para la industria eléctrica, manteniendo
como áreas estratégicas la planeación y el control del Sistema Eléctrico
15

CEMIE-Océano
Nacional, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía
eléctrica. La generación y comercialización de electricidad son actividades
que quedan abiertas a la participación de los particulares, por lo que se requiere
la creación de un marco legal que garantice la competencia entre empresas
públicas y privadas en un marco de equidad.
La participación privada en generación ya no depende de la planeación y
recursos financieros de cfe, si no que ésta podrá realizar proyectos de forma
independiente asumiendo los costos y riesgos de sus decisiones.
El servicio público de transmisión y distribución lo seguirá prestando cfe,
quien estará sujeta a una regulación que incentive la expansión y operación
eficiente de las redes, otorgando a la Comisión Reguladora de Energía (cre)
la responsabilidad de diseñar dicha regulación. Además, el cenace planeará
la red de transmisión y será aprobada por la sener con el fin de garantizar la
imparcialidad de la expansión. También se requiere que las condiciones de
acceso sean transparentes y para ello el cenace es el encargado de fijar los
requerimientos para la interconexión y conexión de centrales eléctricas y centros
de consumo.
La generación y comercialización quedan abiertas a la participación del sector
privado, y de esta forma los usuarios podrán acceder a los beneficios de la
competencia en el mercado eléctrico de diversas formas, de acuerdo con el
tamaño de su consumo.
La Ley de la Industria Eléctrica clasifica a los usuarios en calificados y básicos.
Los Usuarios Calificados (uc), podrán participar directamente en el Mercado
Eléctrico Mayorista (mem), mientras que los usuarios básicos serán atendidos
por un Suministrador de Usuarios Básicos (sub), quien deberá adquirir
la energía a través de subastas de largo plazo para garantizar los menores
costos de energía.
La ley fija el umbral inicial para los usuarios que pueden acceder al mercado
eléctrico. En el año 2016 fueron usuarios con una demanda mayor a 3 mw, al
siguiente año este límite fue de 2 mw y al año 2018 de 1 mw. Como ha sucedido
en otros mercados eléctricos, el umbral se reducirá gradualmente para permitir
que más consumidores puedan acceder al mercado directamente y realizar
sus propios acuerdos con los generadores.
La coordinación necesaria para satisfacer la demanda de energía a nivel nacional
y proveer una adecuada estabilidad al sistema eléctrico la seguirá realizando
el cenace. El nuevo régimen de organismo público descentralizado, lo
dotará de imparcialidad para ejercer sus funciones como operador de sistema
y operador de Mercado.
Se crea un mem donde se realizan las transacciones de energía que reflejan
los costos para proveer esta energía y mediante un mercado organizado por el
16

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Figura 2. Esquema del nuevo Mercado Eléctrico Mayorista en México.
Fuente: sener, Reforma Energética, Leyes secundarias. Agosto 2014.
cenace, la generación (que incluye a cfe, pemex, Productores Independientes
de Energía - pie y particulares) y comercialización (cfe y particulares) compiten
para satisfacer la demanda de los usuarios (figura 2).
El mercado eléctrico establece un mercado de corto plazo (mercado spot)
y de subastas para la compra y venta de energía entre los participantes mayoristas
(generadores, comercializadores y usuarios calificados). Estos participantes
podrán celebrar contratos de largo plazo entre ellos, con precios de la
energía negociados libremente.
La Ley de la Industria Eléctrica faculta a la Comisión Reguladora de Energía
(cre) para regular las tarifas de transmisión, distribución, operación de los suministradores
de servicios básicos, operación del cenace y los servicios conexos
no incluidos en el mem.
La Ley plantea que las actividades de la industria eléctrica, como la generación,
transmisión, distribución, comercialización y suministro se realicen bajo
una estricta separación legal para fomentar el acceso abierto y el funcionamiento
eficiente del sector, por lo que cfe tuvo que separarse en diversas
empresas subsidiarias y filiales, con el fin de fomentar la competencia entre las
centrales eléctricas existentes y cumplir con la estricta separación legal de sus
procesos que anteriormente tenía verticalmente integrados.
La cfe se reestructuró bajo el concepto de Empresa Productiva del Estado,
por lo que tuvo que implementar un modelo de gobierno corporativo en sus diversas
unidades de negocios, de las cuales nueve son empresas subsidiarias
y cinco empresas filiales (figura 3).
Las Empresas Productivas Subsidiarias son: Generación I, Generación II, Generación
III, Generación IV, Generación V, Generación VI, Transmisión, Distribu-
17

CEMIE-Océano
Figura 3. Empresas subsidiarias y filiales de CFE. Fuente: elaboración propia.
ción y Suministro Básico. En ellas está trabajando prácticamente todo el personal
que tenía la cfe, además, sus acciones de trabajo se deben alinear al Plan
de Negocios que emite el cfe Corporativo, por lo que no tienen autonomía
presupuestaria ni posibilidad de invertir en rubros que no autorice el Consejo
de Administración de la cfe.
Las empresas filiales son: Suministro Calificado, Energía, Contratos de Interconexión
Legados, Internacional y Capital. La cfe podrá aumentar la cantidad
de empresas filiales que requiera en el futuro ya que éstas se constituyen con
el derecho privado del lugar donde se formalicen. Además, tienen autonomía
de gestión de recursos y su objetivo es abarcar nuevas áreas de negocios
para generar mayor rentabilidad al Estado. Estas empresas también se pueden
constituir si el Estado participa en más del 50 % del capital social de otra empresa,
ya sea en alianza, fusión comercial o participación accionaria.
Finalmente, la Ley de la Industria Eléctrica abarca el apoyo social mediante
la creación de un Fondo de Servicio Universal Eléctrico (fsue), el cual financia
18

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
la electrificación en comunidades rurales y zonas urbanas marginadas. Los recursos
económicos obtenidos de las rentas por congestionamiento en el mem,
las cuales se cobran a todos los participantes del mercado, servirán para electrificación
sustentable en comunidades rurales con generación distribuida, así
como apoyo mediante subsidos para la electrificación de zonas marginadas, el
crecimiento y expansión de la Red Nacional de Transmisión (rnt) y las Redes
Generales de Distribución (rgd).
Para entender el mercado eléctrico en México, se debe conocer cómo funciona
un Sistema Eléctrico de Potencia (sep) y la interacción que tienen las
redes de transmisión y distribución con los generadores y centros de consumo,
por lo que en el siguiente capítulo se explicarán los conceptos básicos de
estos procesos, así como su control y operación a nivel nacional.
19

Centro Mexicano de Innovación
en Energía - Océano
Redes Eléctricas: Mercado Mayorista
de Electricidad en México
Estado del Arte
3
Sistema Eléctrico
de Potencia en México
Un Sistema Eléctrico de Potencia (sep) es el conjunto de elementos que
constituyen la red eléctrica de un país. Su función es generar, transmitir
y distribuir la energía eléctrica hasta los usuarios cumpliendo ciertas
condiciones y requerimientos con el fin de cubrir la demanda global.
La demanda global de un sistema está constituida por un gran número de
demandas individuales de diferentes clases (industrial, comercial, residencial).
La energía suministrada en cada instante es la suma de la energía que consumen
todos los usuarios más las pérdidas en el sistema. Aunque la conexión y
desconexión de los usuarios individuales es un fenómeno aleatorio, la demanda
total varía en función del tiempo, siguiendo una curva que puede predeterminarse
con bastante precisión y que depende del ritmo de las actividades humanas
en la región. El organismo que se encarga de pronosticar el despacho
de demanda en México es el Centro Nacional de Control de Energía (cenace).
La figura 4 muestra la variación de la demanda en función del tiempo durante
un periodo de 24 horas en el Valle de México. La energía eléctrica suministrada
en un sistema eléctrico procede principalmente, de alguna de las siguientes
fuentes:
21

CEMIE-Océano
Figura 4. Demanda del Valle de México en un periodo de 24 horas. (MW vs tiempo).
• Combustibles fósiles (combustóleo, gas natural, carbón, diesel)
• Aprovechamiento de caída de agua
• Fisión nuclear
• Viento
• Sol
La localización de las centrales generadoras, en el caso de las centrales hidroeléctricas,
está determinada por el lugar donde se dan las condiciones naturales
para realizar una conversión económica de la energía eléctrica (figura
5).
Para las centrales termoeléctricas que utilizan combustibles fósiles, resulta
más económico transportar el combustible que la energía eléctrica, de manera
que la tendencia ha sido instalarlas cerca de los centros de consumo. Esto es
aplicable para las centrales generadoras con turbinas de gas que se usan para
operar durante las horas de demanda máxima y durante emergencias en forma
de generación distribuida.
En cambio, para las centrales con turbinas de vapor donde se utilizan grandes
unidades generadoras que permiten reducir el costo por kilowatt instalado,
lo conveniente es instalarlas en lugares donde puede disponerse de agua
suficiente para la refrigeración, terrenos a un costo razonable y combustible
barato (figura 6). Todos estos factores y los problemas de contaminación atmosférica
contribuyen a alejar este tipo de centrales de los centros urbanos y
por tanto, hacen necesaria la instalación de un sistema de transmisión de alta
tensión.
22

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Figura 5. Central hidroeléctrica “El Cajón”, cfe. Fuente: cfe Generación.
Figura 6. Central termoeléctrica. Fuente: Adobe Stocks.
Usualmente, las centrales generadoras están alejadas de los centros de consumo
y conectadas a éstos a través de una red de alta tensión. Inicialmente
se eleva la tensión a la salida de los generadores para realizar la transmisión
de energía eléctrica en forma económica y se reduce en la proximidad de los
centros de consumo para alimentar el sistema de distribución a una tensión
adecuada. Esta alimentación puede hacerse directamente desde la red de
23

CEMIE-Océano
transmisión, reduciendo la tensión en un solo paso al nivel de distribución, o
a través de un sistema de subtransmisión, utilizando un nivel de tensión intermedio.
La elevación y la reducción de la tensión y la interconexión de los distintos
elementos del sistema se realizan en las subestaciones, que constituyen los
nodos de la red cuyas ramas están compuestas por las líneas.
Transmisión
Para transmitir la energía eléctrica en un sep de un lugar a otro, se cuenta con
líneas de transmisión y cables de potencia. Además, se requiere de subestaciones
eléctricas para poder transformar el potencial de la energía eléctrica en
diferentes partes del sistema.
Las líneas de transmisión ocupan un lugar importante en la operación de una
red eléctrica, tanto por el número, como por la extensión territorial que abarcan,
y constituyen los elementos del sep que están sujetos a un mayor riesgo
de falla.
Una línea de transmisión aérea está constituida por los conductores, las estructuras
de soporte, los aisladores y, en la mayor parte de los casos, en las
líneas de alta tensión y los cables de guarda para proteger la línea de descargas
directas de rayos (figura 7).
Las subestaciones son un conjunto de dispositivos eléctricos que desempeñan
una función muy importante de regulación o distribución y son los nodos
Figura 7. Líneas de transmisión. Fuente: Pexels.
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Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
de entrada y salida de los paquetes de energía para su envío a grandes distancias.
Las subestaciones de potencia están constituidas básicamente por: transformadores
de potencia, reactores de potencia, capacitores, interruptores de
potencia, transformador de potencial, dispositivo de potencial, transformadores
de corriente, apartarrayos, cuchillas seccionadoras, barras y cables, aislamiento,
estructuras soporte, sistema de tierras, tableros, sistema de proteccion
y control, bancos de baterias, sistema de servicios propios, alumbrado, sistema
contra incendios (figura 8).
Subestaciones
Las subestaciones eléctricas aisladas en gas, usan este medio como aislamiento
eléctrico de sus distintos componentes de alta tensión. Por sus propiedades
óptimas, el gas utilizado es el hexafloruro de azufre (SF6), el cual es muy
estable, no tóxico y no inflamable, además de inodoro e incoloro a condiciones
de presión y temperatura normales.
Existen diferencias fundamentales con las subestaciones convencionales,
donde la más importante a favor de las subestaciones aisladas en gas es que
las dimensiones son muy reducidas. El volumen ocupado por una de estas
subestaciones está entre el 3 al 8 % del que le corresponde a una convencional
de la misma tensión nominal y para las mismas funciones.
En las ciudades densamente pobladas, cada día es más notoria la necesidad
de abastecer demandas de energía eléctrica que por sus características, es
imperioso satisfacerlas utilizando sistemas de alta tensión, lo que hace imprescindible
la instalación de subestaciones para esas tensiones. Por otra parte,
el precio muy elevado de los terrenos en estas ciudades, sumado a la imposibilidad
de conseguirlos de las dimensiones necesarias para instalar una
subestación convencional, prácticamente desaconseja su uso. En cambio, las
Figura 8. Subestación eléctrica. Fuente. Adobe Stock.
25

CEMIE-Océano
dimensiones reducidas (en función del área y volumen) de las subestaciones
aisladas en gas, las convierten en la mejor opción para utilizarlas en ciudades
importantes e industriales, así como en sitios de alta contaminación marina, de
minas o químico-industriales de alta polución (figura 9).
La red de transmisión se desarrolla tomando en cuenta la magnitud y dispersión
geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales
generadoras. En algunas áreas del país, los centros de generación y consumo
de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la interconexión se
realiza de manera gradual.
En México, la Red Nacional de Transmisión (rnt) es el sistema integrado por
el conjunto de Redes Eléctricas que transportan energía eléctrica a las Redes
Generales de Distribución (rgd) y al público en general, así como las interconexiones
a los sistemas eléctricos extranjeros que determine la Secretaría
de Energía. La rnt se integra por las tensiones mayores o iguales a 69 kV. La
figura 10 muestra la Red Nacional de Transmisión (rnt) del año 2016.
Antes de la Reforma Energética, la cfe se encargaba del control y mantenimiento
de la red de transmisión en toda la República Mexicana con nueve
Gerencias Regionales de Transmisión, las cuales se encontraban divididas por
regiones geográficas (figura 11). Se aseguraba la disponibilidad de la Red Eléctrica
de Potencia (rep) y la Red Nacional de Fibra Óptica (rnfo) mediante una
eficiente planeación y ejecución del mantenimiento y modernización de la infraestructura
de transmisión.
En la nueva industria eléctrica, la empresa productiva subsidiaria cfe Transmisión
se encarga del mantenimiento, monitoreo y control de las líneas y sub-
Figura 9. Subestación aislada en gas sf6. Fuente: cfe Transmisión.
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Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Figura 10. Red Nacional de Transmisión 2016. Fuente: prodesen 2017-2031.
Figura 11. Gerencias Regionales deTransmisión en cfe. Fuente: cfe Transmisión.
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CEMIE-Océano
estaciones para que todos los participantes del mercado puedan acceder
libremente, sin discriminación y con las mismas reglas bajo el concepto de
porteo. La rnfo fue transferida a Telecomm Telégrafos, un organismo público
descentralizado que forma parte del Sector de Comunicaciones y Transportes.
La cre estableció una tarifa para el servicio de transmisión basado en la metodología
de “estampilla postal”, la cual distribuye equitativamente los costos
del servicio de transmisión entre todos los participantes del mercado eléctrico.
En otras palabras, con la metodología de “estampilla postal” no importa el lugar
donde se esté generando, consumiendo, vendiendo o comprando energía,
ya que el precio que se paga por el uso de la red es el mismo en todo el
Sistema Interconectado Nacional.
Los generadores pagan 30 % por el uso de la rnt y los consumidores 70 %,
dependiendo del nivel de tensión donde estén conectados (tabla I).
Ésta tarifa aplica a todos los generadores que participen en el mem, y para
inyecciones de energía en el primer punto de interconexión del territorio nacional
asociado a importaciones.
La tarifa para consumidores es aplicable a todos los usuarios calificados
participantes de mercado, suministradores, comercializadores que adquieran
energía en el mem o sus representantes, y extracciones de energía en el último
punto de conexión del territorio nacional asociado a exportaciones.
Distribución
Las Redes Generales de Distribución (rgd) se utilizan para transportar energía
eléctrica al público en general y se integran por las redes en media tensión,
cuyo suministro está en niveles mayores a 1 kV o menores e iguales a 35 kV y
las redes de baja tensión cuyo suministro se da a niveles iguales o menores a
1 kV.
Uno de los objetivos más importantes de la cfe fue aumentar la cobertura de
servicio eléctrico a todo el territorio mexicano. La energía eléctrica constituye
un elemento básico para mejorar la calidad de vida de las familias.
La cobertura del servicio de energía eléctrica en el país pasó de 98.23 % en
2013, a 98.43 % en 2014 y se espera que a finales de 2018 llegue al 99 %. Esto
Nivel
de tensión
Tabla 1. Tarifas de transmisión para el año 2018.
Tarifas de transmisión de energía eléctrica (pesos /kWh)
Generadores
interconectados
Consumidores Servicio
desuministro
Tensión > 220 kV 0.0553 0.0696
Tensión < 220 kV 0.1002 0.1585
Fuente: Diario Oficial de la Federación, 5 de enero del 2018
28

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
significa que más de 123 millones de habitantes cuentan con el servicio de
energía eléctrica.
Antes de la Reforma Energética, cfe se encargaba de planear, construir, operar
y mantener las líneas, subestaciones y la red de distribución, para suministrar
y comercializar la energía eléctrica a sus clientes. Lo anterior lo realizaba
mediante 16 Gerencias Divisionales de Distribución repartidas geográficamente
en toda la República Mexicana. Actualmente, siguen las mismas divisiones
de distribución pero no atienden la comercialización, ya que esas actividades
se transfirieron a Suministro Básico (figura 12).
El cambio más importante para la empresa cfe Distribución es la reestructuración
de tarifas que la cre determinó para el servicio público de distribución
de energía eléctrica, la cual es diferente para las 16 divisiones de distribución.
A partir de enero de 2018, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (shcp)
dejó de actualizar el precio de la electricidad para que la Secretaría de Energía
(sener) y la cre, definan las reglas para las tarifas que pagarán los usuarios
domésticos, negocios e industriales.
Antes de la Reforma Energética se tenían 19 tarifas, actualmente se tienen
10 tarifas por división, dependiendo del nivel de tensión donde se encuentre,
dependiendo del nivel de tensión donde se encuentre conectado el consumidor
(tablas 2 y 3).
Figura 12. Gerencias Divisionales de Distribución en cfe. Fuente: cfe Distribución.
29

CEMIE-Océano
Tabla 2. Tarifas en baja tensión (igual o menor a 1 kV). Fuente: elaboración propia.
Tarifa Anterior
Nueva
Tarifa
Descripción
1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F DB1 Domestico con consumos 150 kWh por mes
2 y 6 PDBT Pequeña demanda baja tensión 25 kW mes
9, 9CU Y 9N RABT Riego agrícola baja tensión
5 y 5A APBT Alumbrado público baja tensión
Tabla 3. Tarifas en media tensión (mayor a 1 kV y menor o igual a 35 kV).
Fuente: elaboración propia.
Tarifa Anterior
Nueva
Tarifa
Descripción
5 y 5A APM Alumbrado público media tensión
9M, 9CU, 9N RAMT Riego agrícola media tensión
HM y HMC GDMTH Gran demanda horaria media tensión
OM GDMTO Gran demanda ordinaria media tensión
9, 9CU Y 9N RABT Riego agrícola baja tensión
5 y 5A APBT Alumbrado público baja tensión
En la nueva factura eléctrica hay tres cambios importantes:
• La nueva tarifa por división.
• Los elementos del suministro de energía (transmisión, distribución, cenace,
suministro, generación, capacidad y servicios conexos no incluidos
en el mem)
• El Registro Móvil de Usuario (rmu).
Las nuevas tarifas por división son calculadas y actualizadas por la cre a
principios de cada año, teniendo en cuenta la rentabilidad del proceso de distribución,
las pérdidas técnicas y no técnicas, así como los costos operativos.
La tabla 4 muestra las tarifas aprobadas para el año 2018.
Los elementos del suministro de energía los calcula la cre mediante metodologías
que determinan el flujo de energía eléctrica por el sep (figura 13), en
términos monetarios mediante los siguientes costos:
• CENACE: es el costo por administrar la energía electrica en el mercado.
• Transmisión: costo por transporte y transformación de voltaje de energía
eléctrica hacia redes de distribución.
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Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
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Tabla 4. Nuevas tarifas por división de distribución.
Fuente: dof enero 2018.
División Tarifa DB1 Tarifa DB2 Tarifa
PDBT
Doméstico
Baja Tensión
hasta 150
kWh-mes
Doméstico
Baja Tensión
mayor a 150
kWh-mes
Pequeña
Demanda
Baja Tensión
hasta 25
kW-mes
Tarifa
GDBT
Gran
Demanda
Baja Tensión
mayor a 25
kW-mes
Tarifa
GDMT
Gran
Demanda
en Media
Tensión
$/ kWh-mes $/ kWh-mes $/ kWh-mes $/ kW-mes $/ kW-mes
Baja California 0.6829 0.7782 0.6250 180.50 83.98
Bajío 1.0535 0.9028 0.8586 340.17 90.16
Centro
Occidente
1.4146 1.2122 1.1529 456.78 142.82
Centro Oriente 1.3326 1.1420 1.0861 430.30 139.09
Centro Sur 1.5027 1.2878 1.2247 485.24 205.59
Golfo Centro 1.0281 0.8327 1.0320 347.26 114.82
Golfo Norte 0.7516 0.6087 0.7545 253.86 53.64
Jalisco 1.5209 1.3033 1.2396 491.11 148.50
Noroeste 0.8342 0.6592 0.7181 197.30 84.16
Norte 1.2714 1.1260 1.2020 323.63 68.83
Oriente 1.4607 1.2517 1.1905 471.67 189.25
Peninsular 0.9471 0.7840 0.9108 274.60 84.18
Sureste 1.2935 1.1085 1.0543 417.70 134.22
Valle de México
Centro
Valle de México
Norte
Valle de México
Sur
0.7252 0.6215 0.5910 234.17 58.56
0.9435 0.8085 0.7690 304.66 84.34
0.9067 0.7770 0.7390 292.79 65.67
• Distribución: costo del uso del conjunto de líneas y redes de distribución
de la energía y los centros de trasformación que permiten hacer llegar la
energía hasta los usuarios finales.
• Suministro: es el costo de operación del suministrador básico, quien se
encarga de la facturación, cobranza, atención a usuarios y la adquisición
de la energía y productos asociados para satisfacer la demanda de sus
clientes.
• Generación: costo variable de la energía, asignado por perfil de consumo
y precio marginal local.
• Capacidad: costo de la potencia (demanda) por perfil de consumo del
grupo tarifario, con base al tipo de medición simple o con demanda.
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CEMIE-Océano
Figura 13. Elementos del suministro de energía. Fuente: Elaboración propia.
• Servicios conexos no incluidos en el mem: servicios vinculados a la operación
del sistema eléctrico nacional y que son necesarios para garantizar
su calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad. Los servicios incluyen:
regulación de frecuencia, voltaje y arranque de emergencia, entre otros.
El Registro Móvil de Usuario (rmu) reemplaza al Registro Permanente de
Usuario (rpu) utilizado por la cfe. La asignación de claves del rmu a cada
usuario final estará a cargo del suministrador, donde el último dígito del rmu
será específico a cada suministrador y será asignado por la cre para evitar la
duplicación de registros ingresados en una misma fecha y ubicación.
El rmu se asignará y estará asociado a una instalación eléctrica independiente,
pudiendo coexistir dos o más rmu en un mismo inmueble o instalación,
pero no en un mismo punto de entrega.
Generación
La capacidad de generación de electricidad de la cfe se diversifica en 10 tipos
de tecnología: vapor (combustóleo y gas), carboeléctrica, geotermoeléctrica,
ciclo combinado, turbogás, combustión interna, hidroeléctrica, eoloeléctrica,
nucleoeléctrica y solar fotovoltaica.
Hasta diciembre de 2014, la infraestructura de generación estaba integrada
por 215 centrales, con 1 081 unidades de generación. En conjunto, la capacidad
instalada era de 54 374.7 mw. Esta capacidad estaba integrada por: 40 123.9
mw de centrales operadas por la Subdirección de Generación (sdg), 1 400 mw
de la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde y 12 850.8 mw de 28 centrales de
Productores Independientes de Energía (cfe, 2014).
32

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Antes de la Reforma Energética, cfe operaba con cinco gerencias regionales
de producción, las cuales se encontraban divididas por región geográfica (figura
14). cfe se encargaba de asegurar la generación de energía eléctrica en
condiciones de cantidad, calidad y precio, a través de la adecuada operación
y mantenimiento de los equipos.
En el portafolio de generación de cfe, se tiene un 50 % de la generación de
electricidad con tecnología de ciclo combinado, la cual utiliza gas natural, seguida
de vapor que utiliza, seguida de vapor que utiliza combustóleo y genera
el 13.60 %, y en tercer lugar la hidroeléctrica con 11.86 % del total de energía
generada en México (figura 15).
Después de la Reforma Energética, las centrales eléctricas de cfe fueron divididas
en seis Empresas Productivas Subsidiaras (eps) para fomentar la competencia
entre ellas en toda la República Mexicana. La eps v representa a los
Productores Independientes de Energía (pie) con los que se respaldaron los
contratos de largo plazo realizados por inversionistas antes de la entrada en
vigor de la Ley de la Industria Eléctrica.
Las seis eps de generación, quedaron divididas de acuerdo con la información
que se presenta en la figura 16.
Las eps de generación buscan la eficiencia en los costos de sus centrales
eléctricas para vender la mayor cantidad de energía a los usuarios. Sin embargo,
el mem se encuentra actualmente en proceso de transición y por el momento
es un mercado simulado, por lo que no se logrará un mercado realmen-
Figura 14. Gerencias Regionales de Producción antes de la Reforma Energética.
Fuente: Dirección de Operación, cfe. Diciembre 2014.
33

CEMIE-Océano
Figura 15. Generación total por tecnología en GWh. Año 2015.
Incluye: cfe + Productores Independientes de Energía + Cogeneración + Autoabastecimiento.
Fuente: prodesen 2016.
te competitivo hasta que sean construidas más centrales eléctricas de otros
participantes que busquen mejorar los costos de generación, tener centrales
más limpias, eficientes y con mejor servicio al usuario.
Control y supervisión
En el año de 1962, la cfe creó la Oficina Nacional de Operación de Sistemas
con el objetivo de operar los incipientes sistemas eléctricos aislados de esa
época; su función estaba a través de las oficinas de Operación Sistema que
iniciaron su formalización en ese mismo año.
Como se mencionó anteriormente, el cenace se encarga de que el suministro
eléctrico se realice con la calidad adecuada, la cual está definida por los
siguientes tres factores: continuidad del servicio, control de voltaje y control
de frecuencia.
Continuidad del servicio
Para asegurar la continuidad del suministro deben tomarse las disposiciones
necesarias que permitan hacer frente a una falla en algún elemento del sistema.
Estas son:
• Reserva de generación adecuada para hacer frente a la posible salida de
servicio o indisponibilidad de cierta capacidad de generación.
• Sistema de protección automático que permita eliminar con rapidez cualquier
elemento del sistema que ha sufrido una avería.
34

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Figura 16. Empresas Productivas Subsidiarias (eps) de Generación.
Fuente: prodesen 2017-2031.
35

36
CEMIE-Océano
• Disponer de los circuitos de alimentación de emergencia para hacer frente
a una falla en la alimentación normal.
• Disponer de los medios para un restablecimiento rápido del servicio, disminuyendo
así la duración de las interrupciones, cuando éstas no han
podido ser evitadas.
Control de voltaje
En la operación de Sistemas Eléctricos de Potencia el control de voltaje es una
función primordial. El objetivo de este control es ajustar todos los voltajes del
sistema dentro de una banda operativa.
Los aparatos que funcionan con energía eléctrica están diseñados para operar
a un voltaje determinado y su funcionamiento será satisfactorio siempre
que el voltaje aplicado no varíe más allá de ciertos límites.
El equipo electrónico está diseñado generalmente para operar con una tolerancia
de ±5 % del voltaje. La vida del equipo se reduce notablemente al funcionar
a voltajes superiores a los de diseño. Una variación de ±5 % del voltaje
se considera satisfactoria; una variación de ±10 % se considera tolerable.
Control de frecuencia
Las necesidades inherentes al crecimiento de los Sistemas Eléctricos de Potencia
(sep), demandan una evolución similar en las estrategias de operación y
control de los mismos. El control de frecuencia en los sep es uno de los objetivos
primordiales del cenace.
El control de frecuencia en el Sistema Interconectado Nacional (sin) se realiza
de forma centralizada en el Centro Nacional (cenal), con la finalidad de
dar seguimiento a la planeación de la operación acorde con los resultados del
mem, se realiza en diferentes horizontes de tiempo (corto, mediano y largo plazo),
para coordinar los diferentes recursos de generación disponible, así como
el uso de la red de transmisión.
Un sistema eléctrico es confiable cuando presta su servicio de manera continua
y dentro de los límites de calidad de frecuencia y voltaje. El balance demanda-generación
en el sistema eléctrico debe mantenerse de manera continua,
pues cualquier diferencia en este balance ocasiona una desviación de
frecuencia. Para cumplir con los requisitos de balance y corregir sus diferencias,
las unidades generadoras deben ser operadas y controladas en diferentes
horizontes de tiempo, de tal forma que cumplan con el consumo y regulen
la frecuencia del sistema.
Las principales causas que provocan desequilibrio entre demanda y generación
y por lo tanto, afectan la frecuencia, son: la salida/entrada de alumbrado,
el disparo de unidades generadoras y la desconexión de carga (por eventos
programados o fortuitos, como desastres naturales).

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
La figura 17 muestra un centro de control y supervisión, siendo los ingenieros
operadores los responsables de la coordinación de maniobras y personal con
estado normal del sistema o ante disturbios.
Hasta el momento, se ha esbozado la historia de la Industria Eléctrica en el
mundo y en México, así como las características técnicas del sep nacional y
sus cambios más significativos. En el siguiente capítulo, se explicará el funcionamiento
del mem y su impacto en la formación del precio de la electricidad.
Finalmente, se describen los productos derivados para el desarrollo del mem,
los cuales son muy importantes en un mercado volátil que representa oportunidades
y riesgos para los participantes del mismo.
Figura 17. Centro de Control y Supervisión del Sistema Eléctrico de Potencia.
Fuente: Imagen propia de la sacm.
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CEMIE-Océano

Centro Mexicano de Innovación
en Energía - Océano
Redes Eléctricas: Mercado Mayorista
de Electricidad en México
Estado del Arte
4
Mercado Eléctrico
Mayorista
El sector eléctrico mexicano es objeto de una profunda transformación
como resultado de la introducción de competencia tras la aprobación
de la Reforma Energética promulgada en diciembre del año 2013. Anteriormente,
existía una regulación que establecía una operación centralizada
basada en la minimización del costo de explotación del sistema, la cual fue
sustituida por el mercado de producción de energía eléctrica. En este entorno
abierto a la competencia, los participantes del mercado pueden acudir y presentar
sus ofertas para negociar la compra o la venta de diversos productos
relacionados con la electricidad.
Para entender el Mercado Eléctrico Mayorista (mem) se debe considerar que
se trata de un mercado nacional que aprovecha la infraestructura de la Red
Nacional de Transmisión (rnt) y las Redes Generales de Distribución (rgd) a lo
largo de la República Mexicana. Los generadores que construyen sus centrales
eléctricas donde consideran más conveniente, pueden inyectar su electricidad
en cualquier punto del Sistema Interconectado Nacional (sin) y tener usuarios
en uno o más puntos cercanos o lejanos. Por ejemplo, un generador que tenga
una central eléctrica fotovoltáica en Hermosillo, Sonora, puede comercializarla
a un usuario calificado que se encuentre en Mérida, Yucatán.
39

CEMIE-Océano
Existen seis diferentes formas de registrarse y participar en el mem, los cuales
son definidos como Participantes del Mercado (pm): generador, suministrador
de usuarios calificados, suministrador de último recurso, suministrador de
servicios básicos, comercializadores no suministradores y usuarios calificados.
Los generadores, comercializadores y suministradores deben conseguir
usuarios que respalden sus inversiones, por lo que se enfrentan a la volatilidad
y asumen riesgos. Inicialmente, el mem está diseñado para los grandes consumidores
de electricidad como fábricas de papel, armadoras de automóviles,
minas, acereras, fundidoras de vidrio, etc., pero el objetivo a largo plazo es
llegar a un mercado minorista, como ha pasado en todos los mercados eléctricos
del mundo, es decir, que las casas, restaurantes, tiendas, hospitales, etc.,
puedan acceder al mercado para comprar o vender electricidad.
La normativa que respalda el funcionamiento del mem se describe en las
Bases del Mercado Eléctrico Mayorista, publicadas en septiembre de 2015, las
cuales contienen las reglas para registrarse y participar en el mem, así como las
garantías, protecciones, procedimientos de facturación y organismos que vigilarán,
validarán y revisarán las operaciones que realicen los pm y el cenace.
En la figura 18 se ejemplifica la participación de un intermediario en el mem,
ya sea comercializador o suministrador, siendo la flecha verde el flujo por donde
pasa la electricidad real, esto es, donde se requiere de infraestructura física
necesaria para generar, transmitir y distribuir la electricidad hacia los usuarios
finales. El cenace se convierte en el organismo rector del sistema y del mercado
que vigilará y administrará las transacciones realizadas en el mem.
El mem es un mercado operado por el cenace en el que las personas celebrarán
con ese organismo el contrato respectivo en la modalidad de pm que
Figura 18. Esquema del Mercado Eléctrico Mayorista en México.
40

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
hayan elegido. Adicionalmente, existen diferentes productos del mem que fueron
definidos en cinco diferentes categorías con características particulares y
formas de adquisición únicas descritas en las Bases del mem. Los cinco productos
son: energía, potencia, certificados de energía limpia (cel), derechos
financieros de transmisión (dft) y servicios conexos.
Los pm comprarán o venderán sus derivados de electricidad dependiendo
de sus necesidades y obligaciones. En diversos mercados eléctricos del mundo,
donde se ha madurado el mercado minorista, se observan diferencias contractuales
en función de la energía demandada por el usuario. Así, para clientes
pequeños conectados en baja tensión, la contratación a partir de la tarifa
regulada es la más adecuada. En el caso de clientes con consumos medios y
conectados en media tensión, lo usual es realizar la compra de energía a partir
de un comercializador. Grandes clientes con consumos elevados y conectados
en alta tensión pueden optar por comprar la electricidad en el mercado mayorista
de electricidad o a través de un contrato físico bilateral con un generador.
En el caso de clientes de tamaño medio hay que tener en cuenta que la
introducción del comercializador facilita de alguna forma el proceso de contratación
del suministro pero sin duda, lo encarece, pues el precio final de la
electricidad contratada incluirá el beneficio empresarial de éste. Por otra parte,
para un cliente de tamaño medio, realizar ofertas de compra de energía puede
resultar, a primera vista, complicado. Sin embargo, este problema puede evitarse
si se tiene una adecuada herramienta de gestión de la energía.
Ahora bien, puesto que la tarifa regulada constituye un mecanismo transitorio
que eventualmente tendrá que desaparecer o quedar restringido a casos muy
específicos, un consumidor de tamaño medio que quiera optimizar el costo
de su factura de electricidad, verá reducidas sus opciones de abastecimiento
para comprar electricidad en el mercado mayorista o en la realización de contratos
bilaterales con un productor de electricidad, ya que estas dos opciones
podrían incrementar el costo de la administración por los riesgos financieros
que implican, siendo la figura del comercializador una opción más viable. El
caso anterior aplica de igual forma para los pequeños consumidores.
El interés del contrato bilateral, tanto para el generador como para el consumidor,
surge de la necesidad de protegerse frente al riesgo que supone
vender o adquirir la energía en el mercado, debido a la incertidumbre de las
variables que determinan el beneficio o el costo asociado a la participación en
el mercado de corto plazo, (principalmente los precios y el consumo horarios),
y al costo de generación originado por las fluctuaciones del precio del combustible
en el mercado a largo plazo.
Por ello, el desarrollo de mecanismos simples y eficaces que faciliten la implantación
de contratos bilaterales resulta fundamental, no sólo para el gene-
41

CEMIE-Océano
rador y el consumidor, sino para el propio Operador del Mercado, que puede
constituirse en árbitro de dichas transacciones de energía pactadas de antemano
en caso de que las partes así lo requieran.
La capacidad de elección de las distintas formas de contratación del suministro
eléctrico de consumidores industriales ha puesto de manifiesto la necesidad
de nuevos modelos de optimización para realizar una gestión energética
eficiente.
Los pm procuran obtener un beneficio máximo corriendo un riesgo mínimo,
por lo tanto, sus decisiones se basan en un compromiso entre riesgo y beneficio
cuando ambos objetivos son contradictorios. De la misma manera, un consumidor
industrial pretende minimizar su costo esperado de abastecimiento
energético asumiendo un riesgo mínimo. En el mediano plazo, este compromiso
costo-riesgo en su abastecimiento energético lo realiza mediante la gestión
de contratos de cobertura eléctrica.
Para el riesgo inherente a la participación en el mem, existen coberturas financieras
llamadas derivados, las cuales pueden mitigar el riesgo de la volatilidad
en los precios de la electricidad, así como las diversas situaciones que
pudieran suceder en el sep.
Las bases del mercado eléctrico y las disposiciones operativas del mercado,
que en su conjunto integran las reglas del mercado, además de establecer los
procedimientos que permiten realizar las transacciones de compraventa de
energía, determinan los requisitos mínimos para ser pm, los derechos y obligaciones
de los mismos, la manera en que deberán coordinarse las actividades
de transportistas y distribuidores para la operación del mem, y los mecanismos
para la solución de controversias.
Para participar en el mem, es importante conocer las reglas del mercado y su
relación jerárquica:
• Bases del Mercado. Establecen los principios para el diseño y operación
del mem a que se refiere la Ley de la Industria Eléctrica.
• Manuales de Prácticas de Mercado. Establecen los principios de cálculo,
instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos a seguir
para la administración, operación y planeación del mem.
• Guías Operativas. Establecen fórmulas y procedimientos que, por su
complejidad y especificidad, están contenidos en documentos diferentes
a los manuales de prácticas de mercado, según sea necesario.
• Criterios y procedimientos de operación. Establecen especificaciones,
notas técnicas y criterios operativos requeridos para la implementación
de las bases del mercado eléctrico, los manuales de prácticas de mercado
o las guías operativas, en el diseño o en la operación diaria.
42

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Bases del mercado eléctrico mayorista
Las bases del mercado eléctrico constituyen el cuerpo normativo integrado
por disposiciones administrativas que contienen los principios del diseño y
operación del mem, incluyendo las subastas eléctricas, los procedimientos
para comercializar energía, servicios conexos, cel, potencia y dft, entre otros,
en sus diferentes modalidades.
Los pm son aquellos que tendrán injerencia directa en la comercialización de
la electricidad y, dependiendo de la oferta y la demanda que se genere en el
mercado eléctrico, se definirán los precios de la electricidad para los consumidores.
Para participar en el mem, los pm previo a su registro y acreditación en el
cenace, deben obtener el visto bueno por la cre de su capacidad financiera y
plan de negocios, entre otros.
Los pm representan Centrales Eléctricas (ce) y/o Centros de Carga (cdc), según
sea su contrato con el cenace 1 . Cada contrato deberá especificar una sola
modalidad de participación en el mercado. Sin embargo, cada pm podrá establecer
múltiples cuentas contables para su registro con el cenace, las cuales
compartirán la línea de crédito como si fueran un solo pm.
Las centrales eléctricas deberán registrarse con un estatus según su grado
de capacidad (firme o intermitente) y su despachabilidad según la tecnología
de generación (ver figura 19). El uso de los estatus “no-despachable” podrá ser
validado por la Unidad de Vigilancia del Mercado (uvm); en caso de determinar
que una fuente es “despachable”, dicha unidad puede ordenar el cambio de su
estatus. El pm que representa a las centrales eléctricas es el generador.
• Firme no-despachable: fuente firme que no tiene la capacidad de controlar
su nivel de producción en tiempo real (por ejemplo, ciertas instalaciones
de cogeneración o geotérmica). Dichas unidades no están exentas de
seguir instrucciones del cenace cuando se requiere por confiabilidad; sin
embargo, en el despacho económico se asumirá que su producción está
fija en el último valor medido o en el valor pronosticado.
• Firme despachable: fuente que tiene la capacidad de seguir instrucciones
de despacho en tiempo real hasta su capacidad instalada (por ejemplo,
ciclo combinado, termoeléctrica convencional o carboeléctrica)
• Intermitente no-despachable: fuente intermitente que no tiene la capacidad
de controlar su nivel de producción en tiempo real (por ejemplo, eólica
o solar sin la capacidad de reducir generación mediante instrucciones
1
Los propietarios de Centrales Eléctricas y los Usuarios Calificados que no cumplan los requisitos para ser
PM, únicamente podrán comprar y vender energía y productos asociados a través de un suministrador.
43

CEMIE-Océano
automáticas de despacho). Dichas unidades no están exentas de seguir
instrucciones del cenace cuando se requiere por confiabilidad.
• Intermitente despachable: fuente que tiene la capacidad de seguir instrucciones
de despacho en tiempo real hasta una capacidad intermitente
(por ejemplo, eólica o solar con la capacidad de reducir generación mediante
instrucciones automáticas de despacho).
Los comercializadores, al no representar activos, realizarán transacciones
virtuales (no requieren inyección o retiro físico de energía), o financieras bilaterales
(requieren entrega física) de compra o de venta apoyando a los demás
pm a cubrirse contra cambios de la volatitldad en el mem.
Los suministradores 2 participarán en el mercado bajo tres modalidades: Suministrador
Básico, Calificado o de Último Recurso.
• Suministrador de Servicios Calificados (ssc): permisionario que ofrece el
suministro calificado a los Usuarios Calificados (uc) y puede representar
en el mem a los generadores exentos 3 en un régimen de competencia a
los uc. El suministro calificado se provee en un régimen de competencia
a los uc.
Figura 19. Despachabilidad y disponibilidad de unidades generadoras en el mem.
Fuente: PwC, explicación de la Reforma Energética. Septiembre 2015.
2
Propietario o poseedor de una o más ce que no requieren ni cuenten con permiso de generación. Los
suministradores deberán obtener permiso de la cre para ofrecer suministro eléctrico o representar a los
generadores exentos.
44

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
• Suministrador de Servicios Básicos (ssb): permisionario que ofrece el suministro
básico a los usuarios de suministro básico y representa en el mem
a los Generadores Exentos que lo soliciten. El suministro básico se provee
bajo regulación tarifaria a cualquier persona que lo solicite que no sea uc.
• Suministrador de Último Recurso (sur): permisionario que ofrece el suministro
de último recurso a los uc y representa en el mem a los generadores
exentos que lo requieran. El suministro de último recurso se provee
bajo precios máximos a los uc, por tiempo limitado, con la finalidad de
mantener la continuidad del servicio cuando un ssc deje de prestar el
suministro eléctrico.
Los Usuarios Calificados (uc) participarán en el mercado bajo dos modalidades:
Usuarios Calificados Participantes del Mercado (ucpm) o Usuarios Calificados
representados por un Suministrador (ucs).
El cenace, como operador del mercado, debe coordinar a todos los pm en
función de las ofertas de compra y venta que se realicen a lo largo del año.
Además, como operador del sistema, debe planear y controlar la operación de
la red eléctrica en forma coordinada con el transportista y el distribuidor para
mantener la confiabilidad de la red eléctrica bajo su responsabilidad.
El transportista (cfe Transmisión), deberá operar y mantener sus instalaciones
de transmisión y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento
confiable de la Red Nacional de Transmisión (rnt); asegurar los
sistemas y procedimientos de corte de carga ante emergencias; asegurar la
existencia de sistemas de control, supervisión y comunicación segura; informar
a la brevedad al cenace de cualquier cambio en la capacidad de sus instalaciones
de transmisión y cumplir puntualmente con las instrucciones del
cenace, incluyendo instrucciones para conectar o desconectar instalaciones
o equipos del sen.
El distribuidor deberá operar y mantener sus instalaciones de distribución y
equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable
del sen; asistir al cenace en el desempeño de sus responsabilidades relativas
a la confiabilidad; asegurar que los esquemas y procedimientos de corte de
carga ante emergencias se efectúan conforme a lo especificado por cenace;
informar a la brevedad al cenace de cualquier cambio en la capacidad de sus
equipos o instalaciones de distribución conectadas al sen, que pudiera tener
un efecto en el funcionamiento confiable del sen; proporcionar al cenace descripciones
funcionales, las capacidades de los equipos y las restricciones operativas
de los equipos de distribución de las instalaciones que operan dentro
3
Generador Exento: Propietario o poseedor de una o varias centrales eléctri cas que no requiere ni cuenta
con permiso para generar energía eléctrica. Es una central eléctrica de cualquier tecnología interconectada
a las redes gene rales de distribución y con una capacidad instalada menor a 500 kW.
45

CEMIE-Océano
del sen y cumplir puntualmente con las instrucciones del cenace, incluyendo
aquellas para desconexión de instalaciones o equipos del sen (PwC, 2015).
Para el funcionamiento del mem se incluyen las subastas, el mercado de potencia,
el Mercado del Día en Adelanto (mda), el Mercado de Hora en Adelanto
(mha) y el Mercado de Tiempo Real (mtr). Éstos permitirán balancear las inyecciones
y retiros en cada nodo, asegurando una adecuada disponibilidad de
energía y reservas en el sistema.
Hay tres tipos de subastas para el mediano y largo plazo:
• Subastas de mediano plazo para una participación de carga: su propósito
es garantizar que, antes del mda, los suministradores básicos tengan
una posición neta esperada cerca de cero (ni comprador ni vendedor),
con el fin de reducir su exposición a los precios del mercado spot.
• Subastas de largo plazo para potencia, energía limpia y cels: su propósito
es garantizar una fuente estable de pagos que cubrirán los costos
fijos de inversión de nuevas centrales eléctricas para reducir el riesgo
de las nuevas inversionesy estabilizar el costo de cumplimiento de los
requisitos de cels para los participantes del mercado que celebren los
contratos resultantes. Lo anterior, sin perjuicio de que los generadores
participen en dichas subastas con otros objetivos.
• Subastas de Derechos Financieros de Transmisión (dft): después de
la asignación de dft legados 4 , la capacidad de transmisión restante será
vendida en subastas, y los ingresos procedentes de dichas subastas serán
asignados como una devolución a todos las Entidad Responsable de
Carga (erc).
Las subastas de mediano plazo, largo plazo y de derechos financieros de
transmisión se llevarán a cabo anualmente (a menos que los manuales de
prácticas determinen mayor frecuencia). Para las subastas de mediano plazo,
los contratos comenzarán el año después de que se llevó a cabo la subasta y
tendrán una duración de tres años; para las subastas de largo plazo la vigencia
de los contratos comenzará tres años después de la subasta y tendrá una
duración de 10 años. Las subastas de dft tendrán plazos de vigencia de 1, 3 y
10 años.
Las unidades de central eléctrica presentarán ofertas con la finalidad de vender
energía en el mda y mtr en el nodo de registro y con su capacidad registrada,
mientras que las entidades responsables de carga presentarán ofertas
de compra para demanda solamente en el mda.
4
El término Legado, se utiliza para hacer referencia a todos los proyectos de inversión privada en generación
que existían antes de la entrada en vigor de la nueva Ley de la Industria Eléctrica. Se inventó este
término para respetar los contratos que estos inversionistas hicieron con la cfe sin verse afectados por la
nueva normativa.
46

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
El Mercado de Energía de Corto Plazo (mcp) que incluye el Mercado de Día
en Adelanto (mda), el Mercado de Hora en Adelanto (mha) y el Mercado en
Tiempo Real (mtr), es lo que se conoce como mercado spot.
• mda es un mercado de antelación cuyos participantes podrán presentar
ofertas horarias de compra-venta de energía y servicios conexos, las cuales
resultarán en compromisos financieramente vinculantes para la entrega
en el día siguiente a la realización del mercado del día en adelanto. Las
ofertas de compra de Servicios Conexos las establece el cenace.
• mha es un mercado en el que sus participantes podrán presentar ofertas
quince minutales de compra-venta de energía y servicios conexos,
las cuales resultarán en compromisos financieramente vinculantes para la
entrega o recepción en la hora siguiente a la realización del mha.
• mtr es un mercado cuyos participantes podrán presentar ofertas cinco
minutales de compra-venta de energía y servicios conexos, las cuales resultarán
en instrucciones de despacho para la entrega o recepciónen el
mismo día de la realización del mtr, así como los precios a los cuales se
liquidarán las diferencias entre las cantidades generadas y consumidas
durante la operación de tiempo real y las cantidades comprometidas en
el mda.
En la figura 20 se pueden identificar las dos funciones principales del mcp:
• Coordinar a los participantes del mercado que no tengan contratos bilaterales
y quieran adquirir energía en un mercado de mayor volatilidad, lo
que puede representar mayores ganancias o pérdidas.
• Equilibrar la generación con la demanda para mantener la frecuencia de
60 Hz en el sep.
La mayor cantidad de energía que se comercializará en el mem será pactada
mediante contratos bilaterales, llamados Contratos de Cobertura Eléctrica
(cce), a menos que la normatividad cambie en el futuro y obligue a los pm a
realizar transacciones con diversos límites o el Regulador considere obligatorio
cierto porcentaje de participación en el mcp.
Las operaciones del mercado serán modeladas a través del Modelo de la
Red Física (mrf), que representa los parámetros eléctricos y la topología de
los elementos de la red y del Modelo Comercial del Mercado (mcm), el cual
ajustará el Modelo de la Red Física (mrf) a las necesidades de asignación de
unidades, despacho de generación y operación del mercado.
• Modelo de la Red Física (mrf): es un modelo detallado de tipo nodo/interruptor
para el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional.
• Modelo Comercial de Mercado (mcm): modelo utilizado para operar en
el mercado de energía y servicios conexos, ajustando la topología del
47

CEMIE-Océano
Figura 20. Esquema del Mercado de Corto Plazo.
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico Mayorista en México.
mrf conforme a las necesidades de ejecutar la asignación de unidades,
el despacho de generación y operación del mem.
• Modelo Comercial de Facturación (mcf): modelo utilizado para ubicar
las inyecciones y retiros físicos de energía y otros productos al sen bajo
la representación de cada pm a NodosP en el mcm y en intervalos específicos
de tiempo, así como la asignación de los pagos por las inyecciones
y retiros.
Existen tres tipos de nodos para modelar las operaciones: NodoC de conectividad,
NodoF de facturación o punto de interconexión y NodoP de precios
(figura 21).
• Nodos de Conectividad (NodoC): componen el mrf y representan las
secciones que conectan los interruptores y cuchillas con los elementos
de la red (generadores, transformadores, líneas de transmisión, reactores,
capacitores y cevs), con otras barras físicas. En un mismo NodoC puede
conectarse más de un equipo diferente.
• Nodos de Facturación (NodoF): representan el punto físico de interconexión
de cada central eléctrica de generación y centro de carga al sen.
Se requiere de la instalación de esquemas de medición conforme a los
requerimientos del cenace para conectarse a un NodoF.
• Nodo de Precios (NodoP): es un NodoC o un conjunto de NodosC en
donde se modela una inyección o un retiro físico cuyo precio marginal
local es utilizado para liquidaciones financieras en el mem. El NodoP Elemental
corresponde a un bus de red específico en el mcm.
Los NodoP Agregado y NodoP Distribuido son vectores de factores de ponderación
que se utilizan para representar la distribución media ponderada de
48

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Figura 21. Esquema simplificado de los modelos y nodos en el mem.
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico Mayorista
inyecciones o retiros entre diferentes NodosP. Estos NodosP se definen a partir
de los vectores de distribución de carga y de generación.
Derechos Financieros de Transmisión (dft)
Son títulos de crédito para pagos financieros que no otorgan derecho físico a
usar la red. Dan derecho a cobrar la diferencia del valor de los componentes
de congestión marginal entre un nodo origen y uno de destino. Existen tres
tipos de dft: legados (a titulares de contratos de interconexión legados y a
suministradores básicos), subastados (capacidad de transmisión restante tras
lo legado) y bilaterales.
Mercado de Potencia
El requerimiento de potencia es una herramienta de confiabilidad que tiene
como objetivo cumplir requisitos mínimos de planeación de reservas. La cre
establece dos requerimientos: de potencia a los suministradores y usuarios
calificados, y de potencia a futuro a los suministradores. Estos últimos pueden
cumplir su obligación mediante contratos bilaterales o en las subastas de suministro
básico.
Mercado de Certificados de Energías Limpias (cel)
El mercado permitirá la compraventa de un solo tipo de cel. El cenace operará
el mercado con una frecuencia correspondiente a periodos establecidos por
la cre para el cálculo de los cel a otorgarse y de las respectivas obligaciones.
Se permitirán ofertas de compra y venta a cualquier precio y diferentes ofertas
para diferentes bloques del cel. Cualquier persona puede comprar y vender
cel a través de bilaterales o a través de subastas para el servicio básico.
Conforme avance la implementación del mem, se realicen inversiones en
fuentes de energía limpia y crezca la oferta de generación distribuída median-
49

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te fuentes limpias (eólica, solar, geotérmica, océanica, entre otras), se obligará
a los CdC a comprar mayor porcentaje de energía limpia mediante este esquema
de cel. Inicialmente, en el año 2018 se requiere un 5 % de compra de cel
y en el 2022 un 13.9 % de la energía que consuma un CdC, deberá ser con
fuentes de energía limpia, de acuerdo con lo estipulado en el prodesen 2017-
2031 (figura 22).
De este modo se pretende incentivar el retorno de inversión en estas centrales
eléctricas para que sea más rápido. También se pretende potencializar
la transición energética para que el portafolio de generación en México tenga
una mayor participación con fuentes de energía renovables.
En resumen, el mem consta de los siguientes componentes que operarán de
manera independiente:
• Mercado de Energía de Corto Plazo, que a su vez se integra por:
• El Mercado del Día en Adelanto
• El Mercado de tiempo Real
• El Mercado de Una Hora en Adelanto
• Mercado para el Balance de Potencia
• Mercado de Certificados de Energías Limpias
• Subastas de Derechos Financieros de Transmisión
• Mercado de Servicios Conexos
Además, el cenace operará subastas para asignar contratos de cobertura
eléctrica de mediano y largo plazo en materia de energía, potencia y cel (figura
23).
Precio de la electricidad
El precio de la electricidad presenta propiedades que lo distinguen sustancialmente
de los precios en otro tipo de mercados, tanto de bienes físicos como
mercados financieros. Por lo tanto, “a pesar de las diferentes formas en las que
se ha materializado el proceso de liberalización del sector eléctrico en cada
país, el análisis de las series de precios resultantes en cada caso permite observar
ciertas características comunes a todos ellos, que son consecuencia de
un conjunto de particularidades propias de los mercados eléctricos, así como
de los elementos que intervienen en el proceso de formación del precio” (González,
2005).
Una de las características más importantes de la electricidad es que no puede
ser almacenada en grandes cantidades y debe ser suministrada por medio
de redes, obligando a que en todo instante exista un equilibrio exacto entre la
generación y la demanda. A esta particularidad se añaden otro tipo de factores
que son determinantes en la formación del precio en los mercados eléctricos.
Por ejemplo, la influencia de las condiciones metereológicas: efecto de la tem-
50

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
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Figura 22. Requisito en porcentaje de Certificado de Energía Limpia (CEL).
Figura 23. Productos del Mercado Electrico Mayorista (mem). Fuente: www.cenace.gob.mx.
51

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peratura sobre los hábitos de consumo, número de horas de luz solar, niveles
de viento en parques eólicos, sismos, huracanes, etc.
Mientras que en los entornos centralizados las decisiones de explotación del
parque de generación las lleva a cabo un operador central con el criterio básico
de minimización del costo total del sistema, en los sistemas liberalizados
estas decisiones se toman de forma descentralizada por lo que cada empresa
decide la operación de sus grupos y debe traducir sus decisiones de explotación
al lenguaje de las ofertas. Desde un punto de vista teórico y siempre que
se den circunstancias de competencia perfecta, el resultado de la operación
de ambos modelos será el mismo.
Es importante señalar la fuerte interdependencia entre todos los participantes
que acuden al mercado. “El conjunto de ofertas aceptadas a cada uno de
los participantes depende directamente del conjunto de ofertas presentadas
por el resto de los participantes. Por lo tanto, el éxito o fracaso de la estrategia
de oferta adoptada por la empresa dependerá del conjunto de estrategias
que adoptaron sus competidores” (Mansur, 2007).
Por otro lado, el precio al que finalmente se realiza cada una de las ofertas
aceptadas es el precio marginal de oferta. El precio del mercado refleja de forma
sintetizada el comportamiento conjunto del mismo, es decir, es el resultado
de la interacción entre el comportamiento estratégico de los participantes, los
recursos disponibles en el sistema y el comportamiento de la demanda. Por lo
tanto, los participantes deben tomar sus decisiones no sólo bajo la incertidumbre
asociada al comportamiento de sus competidores, sino también bajo la
incertidumbre relacionada con el precio que finalmente van a percibir.
De esta manera, el precio del mercado se convierte en una de las fuentes de
incertidumbre más importantes y con mayor impacto en la toma de decisiones
de los participantes. Con el objetivo de protegerse frente al riesgo asociado
a la volatilidad de los precios en el mercado, los participantes disponen de la
posibilidad de firmar contratos bilaterales o financieros de compra y venta de
energía.
Por ejemplo, una subida en los precios en el Mercado de Corto Plazo (mcp)
podría perjudicar gravemente a una empresa comercializadora que debe acudir
al mercado diariamente a comprar la energía para satisfacer la demanda de
sus clientes. En este caso, la empresa comercializadora podría estar interesada
en firmar un contrato de compra de energía con una empresa generadora,
cuyo temor es precisamente el contrario, es decir, un decremento en los precios
del mercado.
En una situación como esta, ambas partes pueden acordar un precio de referencia
del contrato y una cantidad de energía, de forma que, en la fecha
52

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
de vencimiento, ejercerán el contrato y la empresa generadora venderá a la
comercializadora la cantidad de energía acordada al precio de referencia del
contrato.
Sin embargo, también en este caso la incertidumbre acerca de los precios
del mercado spot persiste. Si en la fecha de vencimiento el precio spot es alto,
o al menos mayor que el precio de referencia acordado, la empresa comercializadora
estará comprando la energía más barata que en el mercado, y así
habrá ganado el diferencial entre ambos precios. Por otro lado, la empresa
generadora habrá perdido la oportunidad de vender a mejor precio su energía.
En caso contrario, será la empresa generadora la mayor beneficiaria de la firma
de dicho contrato, por lo tanto, una correcta valoración del precio marginal del
sistema se convierte en un elemento fundamental para los participantes del
mercado.
En este entorno, los participantes necesitan desarrollar metodologías de estimación
del comportamiento de los precios que les permitan reducir, o al menos
acotar, la incertidumbre acerca de los mismos. La estimación de precios
busca más que acertar de forma exacta el precio, identificar una evolución
temporal representativa de la realidad que permita abordar con solvencia la
gestión del riesgo.
El análisis de las series de precios resultantes de los distintos mercados eléctricos
implementados en todo el mundo permite observar ciertas características
comunes a todos ellos. Por ejemplo, las series de precios de la electricidad
son no estacionarias, presentan una elevada volatilidad, existen picos donde
puntualmente los precios se elevan notablemente para posteriormente recuperar
unos niveles más bajos, etc. Esta evidencia empírica hace necesario que
para lograr un correcto modelado de las series de precios, primero se deba
conocer con profundidad cuáles son las particularidades propias de los mercados
eléctricos, así como de los elementos que intervienen en el proceso de
formación del precio.
Son varias las razones que pueden explicar la volatilidad extrema que sufren
los precios de electricidad, pero quizás la más relevante hasta el momento
esté relacionada con la imposibilidad de su almacenamiento en grandes cantidades.
En general, es determinante e influye de forma directa en la volatilidad
de la serie de precios la disponibilidad de la generación en cada momento. De
igual forma, hay que destacar la influencia de las características que presentan
la oferta y la demanda, puesto que el precio del mercado queda determinado
como el punto de intersección entre la curva agregada de oferta y la curva
agregada de demanda.
En este sentido, es conveniente resaltar el carácter altamente inelástico de la
demanda eléctrica, por tratarse de un bien de primera necesidad. Es importan-
53

CEMIE-Océano
te mencionar que los costos de los distintos grupos de generación repercuten
de forma directa en la forma que adopta la curva de oferta. Las estructuras
de costos de estos grupos pueden ser muy diferentes en función del tipo de
combustible utilizado.
De esta forma, cuando los valores de demanda son bajos, los precios resultantes
serán relativamente bajos, puesto que serán utilizados los grupos de
base para cubrir esa energía. Sin embargo, una situación de incremento en el
consumo de electricidad o disminución de la generación, provocará que sea
necesario utilizar los grupos generadores más caros. El balance de uno de
estos grupos se verá reflejado de forma directa en un aumento de los precios
dado que, en su oferta, además de un mayor costo variable, el grupo intentará
internalizar otros costos fijos con una expectativa de menos horas de funcionamiento.
Lograr el balance exacto entre la oferta y la demanda en todo momento requiere
de una correcta planeación de la explotación desde el largo hasta el
corto plazo, y que en tiempo real existan sofisticados sistemas de control que
permitan garantizar, por ejemplo, que ante el disparo de un grupo de generadores,
los consumidores puedan continuar su actividad con normalidad.
Del mismo modo, si la temperatura ambiental repentinamente aumenta o
disminuye considerablemente, los consumidores únicamente tendrán que conectar
a la red eléctrica sus equipos de aire acondicionado o de calefacción
sin necesidad de contratar ese nuevo servicio. Será el propio sistema el que
responda dinámicamente ante esas fluctuaciones del consumo, intentando utilizar
para ello óptimamente los recursos disponibles.
Las condiciones meteorológicas juegan un papel muy relevante en otros aspectos
ligados al sector eléctrico. El más evidente de todos ellos es el número
de horas con luz solar, lo que condiciona el consumo de iluminación eléctrica.
Este número de horas es diferente en función de la latitud y puede variar a lo
largo de las distintas estaciones del año. Desde el punto de vista del negocio
de generación, las aportaciones hidráulicas almacenadas en los embalses de
las centrales hidroeléctricas dependen a su vez de los niveles de pluviosidad
y de los deshielos natural es de los nevados; la generación en los parques eólicos
está condicionada por los niveles de viento existentes en cada instante,
entre otros.
En resumen, existe un conjunto de factores ligados a las condiciones climatológicas
que pueden estar sujetos a gran incertidumbre y que tienen un efecto
directo en la demanda y en los costos de producción y, consecuentemente, en
el precio final de la electricidad.
Otra de las características de los mercados eléctricos es la variedad de tecnologías
existentes con las que es posible producir electricidad. Básicamente
54

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
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se puede distinguir entre el equipo térmico, el equipo hidráulico y las energías
renovables.
El equipo de generación térmica está constituido por todos los grupos generadores
cuyo principio de funcionamiento es la transformación de energía
calorífica en energía eléctrica. Las fuentes primarias de esta energía pueden
ser tanto de origen fósil –carbón, petróleo y gas– como de origen nuclear.
El equipo de generación hidráulico está compuesto por las centrales hidroeléctricas,
que pueden clasificarse en las centrales de agua fluyente y en
las centrales regulables. Las primeras no tienen capacidad de regulación, por
lo que todo el caudal de agua que les llega debe ser turbinado o vertido. Por
el contrario, las segundas cuentan con un embalse asociado que les permite
realizar una gestión temporal de la energía almacenada atendiendo a distintos
alcances temporales en función de la capacidad de almacenamiento.
Es importante destacar que en estas centrales el costo variable de explotación
puede ser despreciado y, en consecuencia, la valoración de esa energía
se hace en función del costo de la generación térmica que sustituya. Por ese
motivo, en situaciones donde se pueda generar electricidad por exceso de
agua, es previsible que los precios de la electricidad sean menores que en
épocas de sequía. La gestión de reservas hidráulicas debe realizarse con anticipación
al tiempo real, por lo que su optimización exige prever el precio de
mercado para poder valorar ese costo de sustitución adecuadamente.
Las energías renovables como la energía solar, eólica, biomasa, océanica,
entre otras, presentan ventajas para el medio ambiente por no contribuir al
efecto invernadero y, aunque en México tienen una implementación limitada,
a partir de la Reforma Energética existe una tendencia creciente en la construcción
de centrales eléctricas que generan con estas energías. En general,
estas energías tienen un elevado grado de incertidumbre en su programación
y suelen estar protegidas por incentivos económicos especiales para que los
inversionistas tengan un retorno de inversión más atractivo.
Otro motivo de la influencia en el precio de esta variedad de tecnologías de
producción radica en el hecho de que cada una de ellas se encuentra sujeta a
sus propias restricciones técnicas. Por ejemplo, la existencia de mínimos técnicos
en los grupos térmicos impide la generación por debajo de un determinado
umbral por problemas de estabilidad en la combustión de la caldera, las
rampas de subida y bajada limitan la variación de la producción entre horas
consecutivas, los tiempos mínimos de funcionamiento, los acoplamientos espacio
temporales en las cuencas hidráulicas, entre otros.
Además de las restricciones técnicas propias del sistema de generación, la
red de transporte utilizada para hacer llegar la energía desde los centros de
producción hasta los de consumo, está sujeta a múltiples restricciones técni-
55

CEMIE-Océano
cas que pueden influir de forma decisiva en el despacho de las centrales de
generación. Todas estas restricciones se ligan a las variables de decisión de
los diferentes grupos generadores, que no pueden operar de forma aislada,
sino de forma conjunta para así garantizar la fiabilidad y seguridad del suministro
de la demanda del sistema y, en consecuencia, estas restricciones repercutirán
en los costos de producción de la electricidad y, por lo tanto, en el precio
final de la energía.
Por otro lado, la demanda eléctrica tiene un perfil horario que varía a lo largo
del día y que refleja de forma agregada los hábitos de consumo eléctrico, tanto
en el ámbito doméstico como en el industrial. Esta variación del consumo a lo
largo del día da lugar a una típica clasificación de los períodos horarios, distinguiendo
entre horas de punta o valle en función de la potencia demandada.
Transacciones bilaterales y contratos de cobertura eléctrica
En México, la Secretaría de Energía emitió en enero de 2017, el Manual de
Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica, el
cual tiene como propósito establecer los criterios para registrar las transacciones
bilaterales en los procesos de liquidación del mem, así como las reglas
generales y procedimientos en relación a los contratos de cobertura eléctrica
que celebren los pm y que sean notificados al cenace. (Energía, 2017).
En dicho manual, se definen dos tipos de transacciones bilaterales entre los
pm que se consideran distintas en el mem:
• Transacciones Bilaterales Financieras: son operaciones mediante las
cuales el emisor transfiere al adquiriente el derecho de cobro, y asume la
obligación de pago (y viceversa cuando el precio del producto transferido
tenga valor negativo). Este pago corresponde a una cantidad determinada
de energía eléctrica o de servicios conexos comercializados en el mda
o en el mtr en un NodoP o en una zona de reservas, sin que la transacción
requiera la inyección o retiro físico de energía eléctrica o servicios
conexos.
• Transacciones Bilaterales de Potencia: son operaciones mediante las
cuales el emisor transfiere al adquiriente la titularidad y asume las obligaciones
asociadas con una cantidad determinada de potencia en una
zona de potencia específica dentro de un mismo sistema interconectado.
Dichas transacciones se consideran en el mercado para el balance de
potencia descritas en el Manual de Mercado para el Balance de Potencia.
Los pm podrán, a su elección, usar transacciones bilaterales para la liquidación
de las transacciones especificadas en sus Contratos de Cobertura Eléctrica
(cce).
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Estado del Arte
Los cce se refieren a cualquier acuerdo celebrado directamente entre pm
mediante el cual adquieren el compromiso de la compraventa de una cantidad
determinada de energía eléctrica o productos asociados en una hora y
fecha futura específica, o la realización de pagos basados en los precios de
estos.
Los cce sirven para reducir la incertidumbre de los precios de mercado al
firmar acuerdos bilaterales para fijar el precio del producto durante un tiempo
determinado (energía eléctrica, servicios conexos, potencia, certificados de
energías limpias, entre otros).
Un aspecto importante es que los pm pueden celebrar cce libremente entre
ellos, para lo cual podrán determinar las estructuras de pagos y demás términos
y condiciones que les convengan, notificando al cenace dentro de los
primeros 10 días hábiles de su celebración.
Subastas de energía
Los principales tipos de subastas aplicables a la venta o compra de cualquier
mercancía, son la base para la definición de las subastas en las que el activo
negociado es la energía eléctrica.
Las subastas de múltiples unidades son aquellas en las que se desea vender
un gran número de unidades de un bien homogéneo como es, por ejemplo,
la subasta de cetes o, precisamente, del mercado eléctrico en una hora
cualquiera, donde cada mw puede considerarse como una unidad diferente a
vender o comprar y donde en cada hora se negocian un gran número de unidades.
En este tipo de subastas tanto la oferta como la demanda pueden tener
capacidad para realizar ofertas.
El modelo de balance utilizado mayoritariamente está basado en la subasta
de primer precio: los participantes compradores/vendedores envían al mercado
la cantidad que desean comprar/vender y el máximo/mínimo precio que por
ella están dispuestos a pagar/cobrar. Las ofertas de venta se ordenan en orden
creciente y las de compra en orden decreciente, de forma que la intersección
de las dos curvas formadas determina el resultado del balance: cantidad total
negociada (q0) y precio final resultante (p0). Las ofertas de compra/venta a
precio superior/inferior al precio resultante p0 son las que resultan vinculadas
y deberán pagar/cobrar el precio p0 (figura 24).
El mercado spot
La función característica del om es la gestión del mercado spot o mercado
organizado de corto plazo, en el que se realiza una subasta de la energía a
generar o consumir con un horizonte temporal de generalmente un día. El om
determina las ofertas aceptadas tanto de compra como de venta de energía,
así como el precio del sistema en cada nodo.
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CEMIE-Océano
Figura 24. Modelo de balance de oferta y demanda simple. Fuente: (Vazquez, 1999).
“En un mercado spot el precio se fija en la intersección de las curvas de oferta
y demanda. La competencia lleva a los generadores a ofertar su producción
de energía eléctrica con el mayor margen de ganancia posible, mientras
que los consumidores (o los comercializadores en nombre de los consumidores)
presentan ofertas iguales a su valoración de la energía” (Cordova, 2003).
De este modo, los generadores maximizan sus beneficios y los consumidores
su bienestar. Si las ofertas de adquisición no especifican precio, se considerarán
con un precio igual al valor estimado por el regulador para la “energía
no suministrada”. Por lo tanto, el precio del mercado puede ser superior al
costo de la última oferta de generación aceptada para atender la demanda,
pudiendo alcanzar el valor estimado por el regulador para la energía no suministrada
cuando la demanda excede la capacidad disponible.
En las horas donde el precio de las ofertas de adquisición fija el precio spot,
éste sube por encima de los costos marginales de una central de punta y las
centrales recuperan sus costos de inversión. Estas puntas de precios permiten
también al resto de generadores recuperar parte de sus costos de inversión (la
otra parte la recuperan cuando las centrales con costos marginales superiores
a los suyos fijan el precio del mercado).
La figura 25 muestra un esquema donde se realizan las subastas en bloques
de una hora durante todo un día del Mercado de Día en Adelanto (mda), realizada
por el cenace en los más de tres mil nodos que actualmente tiene el
Sistema Interconectado Nacional.
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Figura 25. Mercado de Día en Adelanto. Fuente: (Vazquez, 1999).
Precio Marginal Local (PML).
Es el precio de la energía eléctrica en un nodo determinado del sin, para un
periodo definido, calculado de conformidad con las Reglas del Mercado y aplicable
a las transacciones de energía eléctrica realizadas en el mem.
Un pml hace referencia a un nodoP de la red donde los pm realizan ofertas
de compra venta de energía. El valor total de un pml es la suma de la energía,
las pérdidas y el congestionamiento. El precio de la energía se obtiene de la
intersección de las subastas en el mercado spot, las pérdidas y el congestionamiento
que tiene que ver con la rnt. Dicho precio es calculado a través de
metodologías desarrolladas y establecidas por el cenace (figura 26).
Los pml, en ausencia de congestión en la red, pueden reflejar el costo marginal
de las pérdidas de transmisión. La congestión se presenta en ocasiones;
las pérdidas están presentes todo el tiempo, de modo que puede ocurrir que
el impacto económico de estas sea mayor que el del congestionamiento (Sioshansi,
2008).
El precio de la electricidad en México estará compuesto por diversos conceptos,
principalmente el valor de la energía, el cual puede pactarse en un
contrato de cobertura eléctrica entre dos pm, o ser adquirida en alguna subasta
del mcp. Los demás factores incluidos en el precio de la electricidad son
los servicios conexos, el pago por el balance de potencia, los cel, la tarifa del
59

CEMIE-Océano
Figura 26. Esquema de la República Mexicana con diferentes
Precios Marginales ( en pesos mexicanos, mxn) Locales Agrupados. Fuente: www.cenace.gob.mx.
porteo por la rnt, la tarifa por el uso de las rgt, la tarifa que se paga al cenace
por sus servicios como operador del mercado y los impuestos.
Debido a la volatilidad que existe en el precio de la electricidad por factores
técnicos, políticos y económicos, así como los diversos conceptos mencionados,
existen mecanismos de protección llamados derivados, los cuales sirven
para controlar la exposición al riesgo en el mercado eléctrico. En el siguiente
apartado se explica el funcionamiento de los principales productos derivados
que se utilizan en el mem.
Derivados para el desarrollo del mem
Una exposición no controlada a los riesgos de mercado de los precios de la
electricidad puede tener consecuencias devastadoras para los participantes
de dicha Industria. Las lecciones aprendidas de los mercados financieros respecto
a los productos derivados señalan que cuando son bien comprendidos
y utilizados adecuadamente, son beneficiosos para compartir y controlar los
riesgos a través de estrategias de cobertura estructuradas.
La cobertura del riesgo está motivada por la maximización del valor y resultados
financieros de la empresa, priorizando los proyectos de inversión e
innovación, aún más importantes para la operación de la industria del sector
energético. Las estrategias de cobertura mejoran el valor de las corporaciones
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reduciendo la probabilidad de las pérdidas financieras por los escenarios de
incertidumbre y los costos derivados de ésta, o bien, reduciendo la variación
de los ingresos por los cuales la compañia se ve obligada al pago de impuestos.
Así mismo, de acuerdo con la regulación aplicable, podría ser mandatoria
la obtención de coberturas para la protección de las operaciones; de la rentabilidad
de la compañía, de sus contrapartes y, finalmente de sus clientes y/o
usuarios.
En un mem, los participantes buscan la certeza en sus costos e ingresos a través
de diversas estrategías de cobertura. Dichas actividades implican cuantificar,
monitorear y controlar los riesgos en los mercados que a su vez requieren
herramientas y metodologías apropiadas de gestión de riesgos, involucrando
no solo a los departamentos financieros sino también a las áreas operativas,
para la disminución de los riesgos inherentes a la operación.
En el lado de la oferta, es decir, para los generadores, la gestión del riesgo
asociado a la inversión a largo plazo en una central eléctrica requiere métodos
e instrumentos para planificar sus operaciones en escenarios de alta volatilidad
en las variables financieras y para valuación de sus activos en el tiempo.
La necesidad de una adecuada valuación de los activos de la compañia también
cobra importancia en las siguientes actividades:
• Análisis de inversión en nuevas capacidades de generación.
• Desarrollo de incentivos para la inversión en capacidad de generación
para satisfacer la oferta del mercado y los objetivos de fiabilidad en el
suministro de energía.
• Búsqueda de innovación en la industria.
Previo a la liberalización total de los mercados energéticos, en lo concerniente
a la actividad de generación, una vez que los reguladores aprobaban los
costos de construcción de una central eléctrica, los mismos tenían que pasar a
los consumidores a través de precios de energía regulados. Para la determinación
de estos consideraban la vida útil de las inversiones, independientemente
de la fluctuación del valor de mercado de la inversión y de los cambios reales
en los precios de la energía; la mejora de la tecnología a partir de realizada
la inversión y la evolución de las condiciones de la oferta y la demanda del
servicio.
La mayoría de los riesgos de inversión en la capacidad de generación se
asignaban vía impuestos a los consumidores, más que a los productores, al
corresponder este último el Estado. Por lo tanto, las empresas tenían pocos incentivos
para evitar un costo excesivo de inversión, centrándose en mantener
la calidad del servicio en lugar de desarrollar y adoptar tecnología.
Los mercados eléctricos del mundo han desplazado gran parte del riesgo de
inversión de los consumidores a los productores. En teoría, bajo este nuevo
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CEMIE-Océano
esquema, los accionistas asumen todo el riesgo de la inversión inicial y los
consumidores, por su parte, el riesgo de mercado del precio, dando pie a la
aparición de un mercado competitivo, en el cual se esperaría que el precio de
la energía se fije por la oferta y demanda de la misma. Esto solo es una visión
idealizada del mercado eléctrico debido a que éste presenta grandes imperfecciones,
tales como, el conocimiento de información privilegiada, observada
también en los mercados financieros; la resistencia política al alza de precios;
así como la presión de los consumidores respecto a las carencias, deficiencias
y escasez del servicio en determinadas zonas. La energía se consideraba un
bien común que en su momento tenía que ser provisto por el Estado.
Pese a que el objetivo final es la liberalización total de los mercados de energía,
permitiendo la libre fluctuación de los precios, actualmente muchos de
éstos manejan precios con valores máximos topados y otros mecanismos de
programación de pagos, considerando la capacidad y solvencia de los consumidores.
Así mismo, al ser un servicio de primera necesidad, se otorgan
subsidios en el precio de la energía en zonas marginadas, con la finalidad
de satisfacer su demanda, requiriendo en todos estos casos la intervención
del Estado. Dichas intervenciones gubernamentales ubican el riesgo entre los
productores para limitar la volatilidad en los precios a los consumidores y asegurar
la tasa de recuperación de los costos de inversión para los generadores.
Desde la perspectiva de la gestión de riesgos, estos esquemas de intervención
son una cobertura de barrera obligatoria que limita las exposiciones de
los consumidores y productores; sin embargo, inhiben el desarrollo de un mercado
competitivo.
Los instrumentos derivados como coberturas de riesgos
Un riesgo puede definirse como una variación en el resultado esperado de
determinado evento y que, por ende, puede producir una pérdida. En las operaciones
de compra-venta a futuro se presentan varios riesgos que los participantes
desearían mitigar o controlar. Estos riesgos son los siguientes:
• Riesgo de Crédito, es aquel que representa la pérdida por falta de solvencia
o falta de pago de la contraparte de la operación de compra-venta,
es decir, involucra la consideración de suponer que la contraparte puede
incumplir con el pago de sus obligaciones en el futuro.
• Riesgo de Mercado, refleja la pérdida potencial por cambios en los factores
de riesgo que influyen en el valor de la operación de compra-venta,
tales como tasas de interés, tipos de cambio, índices de precios, entre
otros, dependiendo del activo o mercancía involucrada en el intercambio
comercial.
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• Riesgo de Liquidez, se refiere a la posible pérdida por la venta anticipada
o forzosa de activos a descuentos no previstos para hacer frente a obligaciones
adquiridas e inaplazables. Así mismo se entiende como riesgo de
liquidez aquel que afecta a la compañía en caso de no tener los recursos
suficientes para cubrir alguna de sus obligaciones en un tiempo determinado.
Cuando se comercia a un plazo futuro, la incertidumbre en el valor de los
activos involucrados en las operaciones de compra-venta se encuentra siempre
presente, por lo que los participantes de la transacción buscarán reducir
dichas variaciones, con la finalidad de evitar posibles pérdidas derivadas de
estas fluctuaciones.
En un plazo a futuro, un comercializador de energía eléctrica busca asegurar
la cantidad de energía necesaria para cumplir con la demanda de los usuarios
finales a una fecha determinada. Por otro lado, un generador, desea conocer la
capacidad de su central eléctrica para producir la energía que podrá satisfacer
la demanda de sus clientes en el futuro.
En el caso que el comercializador y el generador realizan un contrato para
diciembre de un año dado, ambos participantes del mercado tendrán la fluctuación
en el precio de la energía como una variable de incertidumbre, el precio
de ésta disminuye en el mes de diciembre con respecto al precio que se
espera el día de hoy que tenga en ese momento, el generador verá mermado
el monto que recibiría en un futuro por la cantidad solicitada, mientras que
para el comercializador de energía representaría una ganancia sobre el monto
Figura 27. La electricidad como producto financiero. Fuente: Adobe Stocks.
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que hubiera pagado cuando el precio de la energía se encontrase en niveles
superiores de los estimados, generando un ingreso mayor.
En este mismo orden, para el caso en que el precio de la energía aumentara
con respecto al precio esperado al día de hoy, este mismo efecto ocurriría de
forma inversa con sus correspondientes efectos sobre ambos participantes.
Las figuras 28 y 29 ilustran el ejemplo anterior, desde el punto de vista del
generador de electricidad.
Es claro entonces, que la ganancia/pérdida del comercializador es inversa a
la del generador para cada caso.
Estos cambios en el precio de la energía a través del tiempo, es decir, el
riesgo de mercado, dificulta para los dos participantes, generador y comercializador,
la realización de presupuestos, planeación de actividades, implementación
de proyectos de inversión, etc., pues se encuentran expuestos al riesgo
que representan las bajas y altas en el valor de la energía. En este escenario
de incertidumbre, lo deseable sería poder conocer y mitigar estas posibles
afectaciones, fijando desde el día de hoy el precio de la energía al mes de
diciembre. Con lo anterior, los participantes del mercado conocerían el monto
exacto que tendrían que recibir/pagar por el intercambio de energía entre ambos.
Así pues, logra mitigarse el riesgo por la fluctuación del precio y se puede
llevar a cabo la planeación de actividades.
Lo anterior puede realizarse mediante la operación de compra-venta de un
contrato derivado, cuyo valor dependerá del precio esperado de la energía al
mes de diciembre.
Con la adquisición de un contrato de derivados sobre el precio de la energía
también logran controlarse los riesgos de crédito y de liquidez.
En el caso del riesgo de crédito, el contrato obliga a las partes al cumplimiento
de la operación y, dependiendo del tipo de derivado (futuro o forward),
existirá un mercado que regule el cumplimiento o actúe como compensador
de la operación para el derivado futuro. Se tendrán mecanismos alternos para
obligar el cumplimiento con base en evidencias para el derivado forward.
En cuanto al riesgo de liquidez, al tener ambos participantes conocimiento
previo del costo de la operación al mes de diciembre desde el día de hoy, se
facilita la planeación y administración de recursos financieros. Así se evita la
venta forzada de activos para el cumplimiento de las diversas obligaciones de
dichos participantes y pudiendo pronosticarse los flujos futuros y evitando así
algún riesgo de descalce entre ingresos y egresos.
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Figura 28. Ejemplo de ganancia de un generador ante el incremento del precio
de la energía en el futuro. Fuente: elaboración propia.
Figura 29. Ejemplo de pérdida de un generador ante el decremento del precio
de la energía en el futuro. Fuente: elaboración propia.
Los derivados para la especulación y el desarrollo de mercado
La especulación es la práctica realizada por algunos participantes de los mercados
financieros que consiste en asumir un cierto comportamiento en la variación
de los precios de los activos en el futuro, esperando tener retornos sobre
los montos invertidos provenientes de dicha volatilidad. El comportamiento
del mercado varía entonces de acuerdo a la percepción de estos participantes
respecto al precio de los activos.
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Mucho se ha dicho del efecto negativo que ejercen los especuladores en los
mercados financieros, cuyas expectativas distorsionan el valor de los activos,
generan escenarios aparentemente positivos y propician crisis financieras a
escala global, cuando al fin estas expectativas no se encuentran soportadas
por la calidad de los instrumentos operados. Sin embargo, el papel de los especuladores
es la de absorber el exceso de riesgo que otros no quieren tomar,
y proporcionar liquidez al mercado mediante la compra o venta de activos
cuando los otros participantes del mercado no desean realizar estas operaciones.
(Búfalo, 1989).
Así mismo los precios pronosticados por los participantes especuladores,
son determinantes en el comportamiento del valor futuro de los activos. Como
regla económica general en los mercados, las expectativas tienden a cumplirse,
generando así un valor de referencia de los activos a fechas futuras, útiles
para el resto del mercado quienes realizan operaciones de cobertura e intercambian
los activos de forma real a las fechas de vencimiento de los contratos
de derivados o en el mercado Spot.
Para analizar la actividad especulativa de un agente de mercado, se plantea
el siguiente ejemplo:
Un inversionista tiene $1 000 000 mxn que desea invertir hasta el término
del presente año. Por el comportamiento de la economía mexicana durante los
últimos meses, considera que el valor del peso se depreciará respecto al dólar
durante el mismo periodo. El tipo cambio actual es 1 usd = 18.3556 mxn. Bajo
este escenario podría tener las siguientes opciones de inversión:
• Opción 1. Comprar dólares por un monto equivalente a $1 000 000 mxn,
para poder venderlos al cierre del año y obtener una ganancia en relación
al precio del valor del dólar al momento de la venta y el precio actual.
Adicional a lo anterior podría estar depositando en una cuenta de inversión
dicho monto en dólares para la generación de intereses. Así pues, a
la fecha de hoy compraría $ 54 479.00 usd esperando poder venderlos
más caros al termino del año.
• Opción 2. Podría adquirir una posición corta en derivados de futuros (o
forwards) que vencieran en el plazo señalado. El tipo de cambio futuro a
la fecha de vencimiento de la inversión es de 1 usd = 18.30 mxn. Con lo
anterior, el inversionista está garantizando vender en el mes de diciembre
$54 644.00 usd al tipo de cambio de dicha fecha.
La tabla 5 presenta los posibles escenarios sobre la fluctuación del precio
del dólar.
Como se puede observar, el inversionista podría utilizar las ventajas del mercado
de derivados con fines especulativos, corriendo menor riesgo y maximizando
sus recursos.
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Resultado a)
tipo de cambio es 18.50
Tabla 5. Posibles escenarios ante una fluctuación del precio del dólar.
Opción 1 Opción 2
Precio actual: 18.3556
Precio real diciembre: 18.50
Dólares adquiridos: 54 479.00
Adquisión inicial de dólares: 999 994. 73
Venta de dólares spot: 1 007 861.50
Precio futuro: 18.3000
Adquisión inicial de futuros
de dólares: 54 644.00
Precio spot diciembre: 18.50
Valor de los futuros totales: 999 985. 20
Valor spot de la inversión: 1 010 914.00
Ganancia/Perdida total: 7 866.76
Ganancia/Perdida total: 10 928.80
Resultado b)
tipo de cambio es 18.20
Precio actual: 18.3556
Precio real diciembre: 18.20
Dólares adquiridos: 54 479.00
Adquisión inicial de dólares: 999 994. 73
Venta de dólares spot: 991 517.80
Ganancia/perdida total: - 8 476.9324
Precio futuro: 18.3000
Adquisión inicial de futuros
de dólares: 54 644.00
Precio spot diciembre: 18.20
Valor de los futuros totales: 999 985. 20
Valor spot de la inversión: 994 520.80
Ganancia/Perdida total: - 5 464.40
Comentarios
Una desventaja adicional que enfrenta el
inversionista es que esta opción presenta
el riesgo de que al momento de querer
realizar la venta de los dólares no existan
compradores para los mismos, ya que
estos podrían tener la opción de esperar
a que el peso se apreciara nuevamente.
El inversionista realiza la compra al día
de hoy por la totalidad del monto en
dólares que desea adquirir.
La inversión al momento del vencimiento
se encuentra respaldada por el contrato
de futuros.
Con el pago de la garantía incluida en
el contrato de futuros es posible que el
inversionista participe en el Mercado de
Derivados sin necesidad de pagar el día
de hoy el total de la operación que está
adquiriendo, es decir, puede apalancarse
con un monto mínimo de la inversión y
utilizar el resto de los recursos hasta que
tenga que saldar la operación.
Instrumentos derivados: futuros, forward y opciones
Los instrumentos derivados son contratos que consideran la realización de
una operación de compra-venta de un activo en una fecha futura determinada.
El valor monetario de dicho contrato se deriva del precio del activo comercializado,
o activo subyacente, lo que da origen al nombre de estas operaciones:
derivados.
Existe una amplia variedad de instrumentos derivados, sin embargo, pueden
englobarse en tres operaciones básicas: contratos de futuros, forwards y opciones.
Las formas más simples de derivados de electricidad son los contratos de
futuros y forwards, ya que siendo negociados en los mercados estandarizados
u otc (Over The Counter), estos contratos de energía desempeñan los papeles
principales en la oferta de precios en el futuro y una referencia en los precios
para los generadores y los comercializadores.
67

CEMIE-Océano
Futuros de electricidad
Los contratos de futuros convienen la compra o venta de un activo en una
fecha futura determinada a un precio definido desde el día de hoy. Estos contratos
se negocian en mercados organizados, y sus términos y condiciones
se encuentran estandarizados, por lo que aquellos participantes que desean
realizarlos tendrán que adecuar su posición bajo dichas condiciones. El participante
de mercado que acepte la compra del contrato de futuros se dice que,
toma una posición larga en futuros, mientras que la parte que acepta la venta
toma una posición corta en futuros, siendo estos los términos utilizados en el
vocabulario del mercado de derivados.
Los contratos de futuros de electricidad son altamente estandarizados en
sus especificaciones contractuales, ubicaciones de negociación, requerimientos
de transacción, procedimientos de liquidación y fechas de vencimiento.
La cantidad de energía negociada especificada en los contratos de futuros
es usualmente más pequeña que aquella entregable a través de un contrato
forward. Son exclusivamente negociados en mercados organizados, mientras
que los forwards son negociados en mercados otc mejor conocidos como
mercados de contratos a la medida. Este hecho hace que los precios de los
futuros de electricidad reflejen de una manera más aproximada el comportamiento
real del valor del activo en relación a los precios pronosticados a través
del uso de los contratos forward.
Las operaciones realizadas por los participantes de los mercados de derivados
en los cuales se negocian los contratos de futuros, se encuentran sujetos
a la intervención de una cámara de compensación, la cual tiene la función de
actuar como intermediario de las transacciones de futuros, garantizando la actuación
de las partes en cada operación. Con la finalidad de evitar conflictos
de intererés, los miembros de la cámara de compensación son independientes
a los participantes del mercado de derivados. Para el mercado eléctrico mexicano,
el cenace desarrollará las funciones de la cámara de compensación.
Los contratos de futuros contienen condiciones contractuales referentes a la
calidad y cantidad del activo subyacente, disposiciones para la entrega, fechas
de entrega, requisitos de garantías, los procedimientos de pagos diarios, las
prácticas de venta, comisiones y la actuación de la cámara de compensación,
entre otros.
Forward de electricidad
Al igual que los contratos de futuros, los contratos forward son convenios mediante
los cuales se acuerda la compra o venta de un activo en una fecha futura
determinada a un precio definido desde el día de hoy. La diferencia principal
entre los futuros y los forwards es que estos últimos no son comercializados
68

Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
en mercados organizados, ya que su compra-venta se realiza en mercados
Over the Counter (otc) (red telefónica e informática de participantes (dealers)
sin la presencia física de los mismos). Las operaciones se realizan por teléfono
y son entre instituciones financieras o entre instituciones financieras y alguno
de sus clientes corporativos. Las instituciones financieras actúan frecuentemente
como creadores de mercado de los instrumentos sujetos a intercambio.
(Hull, 2002)
Las operaciones en este tipo de mercados, por lo general, son por montos
mucho mayores que aquellas que se realizan en mercados organizados y, a diferencia
de los contratos de futuros, no poseen características estandarizadas,
sino que los participantes pueden pactar condiciones particulares en dichas
transacciones.
Pese a que se establecen mecanismos para la reducción del riesgo de contraparte
(o riesgo de crédito), es decir, que alguna de las partes incumpla lo
acordado, al no contar con una cámara de compensación este riesgo se ve
incrementado. Entre las medidas establecidas para la mitigación del riesgo
tomado, se encuentra la de la grabación de las conversaciones telefónicas
mediante las cuales se establecen los acuerdos de las transacciones. Cuando
alguna discrepancia surge entre los participantes, las cintas grabadas forman
parte de la evidencia de los acuerdos.
Los contratos forward, de electricidad son contratos de suministro entre un
comprador y un vendedor, donde el comprador está obligado a comprar la
cantidad de energía acordada y el vendedor está obligado a suministrarla.
Para el caso particular de un forward de electricidad, el activo subyacente, es
decir, la electricidad, es una diferente mercancía en cada tiempo debido a la
característica de no almacenamiento de la misma, tal y como se ha mencionado
en capítulos anteriores.
Los generadores de energía toman de forma natural una posición de vendedores,
es decir, toman la posición corta de los forward de energía mientras que
las entidades representantes de centros de carga, tales como los suministradores
u otros comercializadores, a menudo aparecen como los compradores,
es decir, toman la posición larga. El vencimiento de un forward de electricidad
varía dependiendo de las necesidades de los agentes que lo negocian en rangos
de horas a años.
Varios de los contratos financieros son negociados por especuladores de
mercado como se explicó anteriormente. Algunos forward de electricidad son
contratos puramente financieros, que se liquidan mediante pagos financieros
basados ​en cierto índice de precios de mercado al vencimiento, mientras que
el resto son contratos físicos y finalizan con la entrega física de energía.
69

CEMIE-Océano
Los forward eléctricos con un vencimiento de corto plazo (por ejemplo, de
una hora o un día), son a menudo contratos físicos y son negociados en los
mercados primarios de energía. Aquellos contratos con periodos de vencimiento
entre semanas y meses pueden ser físicos o financieros y, son los más
negociados a través de intermediarios financieros o directamente a través de
los participantes del mercado otc.
Con fines de cobertura, las entidades representantes de centros de carga
combinan varios contratos forward con vencimientos en diversos meses para
calzar la demanda de sus clientes. Otros importantes participantes del mercado
utilizan los forward eléctricos para cubrir sus posiciones en opciones de
electricidad y/u otros derivados de energía más complejos.
Las ventajas y desventajas de los contratos de futuros contra la utilización de
contratos forward son:
Ventajas
• Los contratos de futuros representan de una forma más clara el precio de
la energía definido por los agentes del mercado.
• Proveen mayor liquidez en las negociaciones dada su alta estandarización.
Desventajas
• Existe una gran rigidez en las condiciones contractuales.
• Las cantidades de transacción se encuentran limitadas de acuerdo con
las especificaciones establecidas en los contratos.
Opciones de electricidad
Una opción es un contrato mediante el cual se otorga al titular el derecho,
más no la obligación de comprar o vender un activo a un precio determinado
en una fecha definida. Existen opciones de compra (call) y opciones de venta
(put). Bajo la definición anterior las opciones call dan al titular el derecho, no
la obligación, de comprar el activo subyacente en un precio fijo en una fecha
determinada. Una opción put brinda al titular el derecho, no la obligación, de
vender el activo subyacente en un precio fijo en una fecha determinada.
Existen cuatro tipos de participantes en los mercados de opciones:
• Compradores de opciones de compra.
• Vendedores (emisores) de opciones de compra.
• Compradores de opciones de venta.
• Vendedores (emisores) de opciones de venta.
Se considera que los compradores tienen posiciones largas y los vendedores
posiciones cortas. (Hull, 2002).
Gráficamente, el funcionamiento de las opciones de compra y venta se representan
en la figuras 30 y 31.
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Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
El comportamiento del resultado (utilidad/pérdida) de una operación con opciones
dependiendo de la posición y tipo de opción comerciada se analizará a
continuación mediante un ejemplo.
Figura 30. Funcionamiento de las opciones de compra. Fuente: Elaboración propia.
Figura 31. Funcionamiento de las opciones de venta. Fuente: Elaboración propia.
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Ejemplo de opción de compra
Un participante del mem desea adquirir opciones de compra que le otorguen
el derecho a usar cierta capacidad eléctrica durante el periodo de entrega con
un precio de ejercicio o precio strike (costo variable) y una prima (costo fijo), es
decir, dicho participante tendrá una posición larga en una opción call.
En este escenario se establece el interés que un generador tiene en subastar
de “forma virtual” parte de su capacidad de generación (no hay transmisión
de propiedad, sólo una venta de capacidad) y el ganador de la subasta adquiere
un derecho de producción de energía eléctrica a lo largo de la duración del
contrato, por el que habrá pagado una prima al inicio del mismo para poder
acceder a los beneficios del contrato de derivados y de acuerdo al funcionamiento
de la opción.
Llegado el plazo de vencimiento, en caso de que el precio spot de la energía
sea mayor al precio strike, entonces será conveniente ejercer la opción. En
caso contrario, si el precio spot de la energía es menor al precio strike, será
más conveniente no ejercerla y la pérdida para el participante se reduciría
únicamente al valor de la prima de la opción pagada con anterioridad, pudiendo
comprar la electricidad al precio spot. La decisión del comprador en el ejercicio
o no ejercicio de la opción en virtud del comportamiento del precio spot de
la energía se muestra en la figura 32.
Ejemplo numérico de una opción de compra
Es posible conocer el comportamiento del beneficio del participante de mercado
en relación con el precio spot de la electricidad al día de vencimiento de
la opción tal como se observa en la figura 33.
Figura 32. Comportamiento de una opción de compra. Fuente: Elaboración propia.
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Si el precio de la electricidad es de $200 usd el día del vencimiento de la
opción, de acuerdo con el contrato, debe pagar solo $120 usd, pues el precio
se fijó desde el día de compra de la opción. Adicionalmente, al momento de
compra de la opción el comprador pagó la prima correspondiente por el uso
de dicho instrumento ($30 usd), por lo que este costo debe descontarse de su
beneficio final. Así pues, la ganancia que obtuvo el participante del mercado
será de $50 usd.
Precio spot
Precio strike
+200 USD
-120 USD
Precio prima -30 USD
Pérdida / Ganancia
+50 USD
En caso contrario, es decir, si el precio de la energía se ubicara por debajo
del precio strike de $120 usd, entonces el comprador decidiría no ejercer su
derecho de compra y solo perdería el valor de la prima pagada correspondiente
a $30 usd.
Como puede observarse, el comprador incluye dentro de su estrategia un
aspecto muy importante: la reducción de riesgo de pérdida limitándola al precio
de strike en el caso de un alta en precio de la energía; por otro lado, sabe
desde el día de hoy, que la pérdida máxima que puede obtener en el caso que
el precio de la electricidad disminuya a la fecha del vencimiento de la opción,
es el valor de la prima.
Caso: Opción Call en posición larga
Prima de la opción: 30 usd
Precio Strike: 120 usd
Figura 33. Ejemplo de una opción de compra. Fuente: Elaboración propia.
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CEMIE-Océano
De manera similar al ejercicio anterior puede analizarse el comportamiento
de una opción call en una posición corta, es decir, cuando el comprador está
interesado en vender una opción de compra (figura 34).
En cuanto a las opciones put, la figura 35 presenta el comportamiento en
posiciones larga y corta.
La evolución de los mercados de energía eléctrica ha creado la necesidad
de crear opciones de electricidad no solo basadas en el precio de la energía,
sino también en la ubicación, tiempo de entrega, calidad y tipo de combustible.
Estas opciones suelen tener plazos de meses o un par de años. Las opciones
con plazos de vencimiento superiores a 3 años y suelen estar incluidas en
contratos de suministro o de compra a largo plazo, que se denominan transacciones
estructuradas.
Transacciones estructuradas
Las transacciones estructuradas son utilizadas por los participantes del mercado
para compartir y controlar una gran variedad de riesgos, incluyendo los
riesgos de mercado del precio y la cantidad de dicho activo en un horizonte
potencialmente largo.
Por ejemplo, una de las transacciones estructuradas son los contratos de
peaje, los cuales definen una prima inicial pagada al propietario de la central
eléctrica. Estos dan al comprador el derecho de operar y controlar la programación
de la central eléctrica o simplemente tomar la salida de electricidad
durante los periodos de tiempo pre-especificados en el acuerdo. Además de
las limitaciones operacionales inherentes de la central eléctrica, a menudo hay
otras limitaciones contractuales sobre cómo el comprador puede operar la
central eléctrica o tomar la salida de electricidad.
Figura 34. Ejemplo de una Opción call. Fuente: Elaboración propia.
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Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
Figura 35. Comportamiento de la Opción put en posición larga y corta. Fuente: Elaboración propia.
Swap de electricidad
Los swap de electricidad son contratos financieros que permiten a sus titulares
pagar un precio fijo por la electricidad requerida, independientemente
de la variación en el precio, durante un periodo de tiempo contratado. Por lo
general, se establecen para una cantidad fija de energía referenciada a un
precio variable a su valor de compra-venta de forma inmediata (precio spot en
el mercado físico).
Los swaps de electricidad se utilizan para proporcionar una certeza de precios
a corto y mediano plazo y hasta por un par de años. Pueden ser vistos
como una “cadena” de forwards de electricidad con múltiples fechas de liquidación
y un mismo precio en cada uno de los vencimientos y, hasta el término
del contrato.
Existen también instrumentos swap de electricidad utilizados para cubrir el
riesgo de la diferencia de precio entre los precios de energía entre dos ubicaciones
físicas diferentes.
75

CEMIE-Océano
Derechos Financieros de Transmisión (dft)
Los dft son definidos desde cualquier punto de la red de transmisión a otro y
no necesariamente deben estar conectados directamente a través de un elemento
de transmisión. En este sentido, todo lo que requieren conocer dos pm
que celebran un contrato bilateral son los puntos de inyección y de extracción
de la energía.
Los objetivos de los dft son:
• Proteger de la volatilidad de los precios marginales locales causada por
pérdidas y congestionamiento.
• Proveer la habilidad de tener certidumbre en el precio de la energía.
• Proporcionar un mecanismo de protección que puede ser negociado separadamente
del servicio de transmisión.
• Proveer un mecanismo para asegurar los beneficios de la inversión en
transmisión.
El propietario de estos dft sería capaz de utilizarlos o revenderlos a otro
participante. Los dft son instrumentos de cobertura de riesgos diseñados para
minimizar el riesgo del precio por congestión para contratos bilaterales (a futuro).
Los dft son puramente financieros en naturaleza y no interfieren con el
proceso de despacho. Básicamente, un dft proporciona a su propietario de
un soporte financiero para pagar el precio de congestión que debe pagar en
el mercado de un día en adelanto por su transacción.
Con la información anterior, es posible observar que los participantes del
mem decidirán su nivel de aversión al riesgo y, con ello, definirán sus estrategias
como conservadoras, moderadas u agresivas.
Existe la posibilidad de tener control en el precio de la electricidad, tanto en
el corto como en el largo plazo, mediante la adquisición de coberturas en el
mercado de Derivados que ayudan a minimizar cualquier tipo de riesgo. Por
otro lado, se puede participar en el mem con mayor riesgo esperando obtener
el mayor rendimiento posible con la compra-venta de Energía y demás productos
del mem.
En el siguiente apartado, se analizan los retos actuales y futuros de la industria
eléctrica, principalmente el desarrollo de las redes eléctricas inteligentes y
la necesidad de implementar nuevos mecanimsos de comunicación en beneficio
de los usuarios.
76

Centro Mexicano de Innovación
en Energía - Océano
Redes Eléctricas: Mercado Mayorista
de Electricidad en México
Estado del Arte
5
Red Eléctrica del Futuro
Los sep tradicionales estuvieron verticalmente integrados, es decir, una
empresa era la responsable de la generación, transmisión y, en muchos
casos, también de la distribución en su área de servicio. Hace algunos
años se creía que esta estructura ayudaría a optimizar la planeación y operación
global del sistema. Actualmente, en muchos países se ha cambiando el
paradigma de una red eléctrica centralizada y controlada por un solo operador,
a una en la que existen diferentes participantes en la generación, distribución y
operación, y donde los usuarios de la red son más interactivos con el sistema.
Bajo este marco nace el concepto denominado “Red Inteligente” como una
visión de la infraestructura eléctrica flexiblemente controlable. En esta visión,
la red eléctrica en conjunto con un sistema de monitoreo de todos los procesos
en generación, transmisión, distribución y consumo, más la tecnología de
comunicación e información, crean una “Red Eléctrica Inteligente” (rei), que
facilita la supervisión y control de la generación, el transporte y el consumo de
la energía eléctrica.
Una rei es evolucionar de una red centralizada y pasiva que funciona en un
único sentido (de proveedores a consumidores), a un modelo de red automatizada
donde cada nodo en el sistema eléctrico es emisor y receptor, productor
y consumidor y como consecuencia, la evolución de un esquema centralizado
a uno distribuido.
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CEMIE-Océano
Hoy en día existe una gran cantidad de definiciones de rei, dadas por las diferentes
visiones de los organismos y a su campo de acción dentro de un sep,
a continuación, se muestran algunas de las definiciones de rei adoptadas por
diferentes organismos.
• Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos ieee (por sus siglas en
ingles) (ieee, 2015). “La red inteligente, es un sistema de energía eléctrica
de última generación que se caracteriza por el aumento del uso de
las comunicaciones y las tecnologías de la información en la generación,
distribución y consumo de la energía eléctrica.”
• Ley de la Industria Eléctrica, México (lie, 2014). “Red Eléctrica que integra
tecnologías avanzadas de medición, monitoreo, comunicación y operación,
entre otros, a fin de mejorar la eficiencia, confiabilidad, calidad o
seguridad del sistema eléctrico nacional.”
• Corporación de Potencia Eléctrica de Corea (kepco, por sus siglas en
inglés). “La rei es una red de energía eléctrica que aprovecha lo último
en tecnologías de la información para volverla capaz de proporcionar un
servicio de energía eléctrica de alta calidad y maximizar la eficiencia del
uso de energía.”
En general, rei es la convergencia de los sep con las tecnologías de la información
y comunicaciones para contar con información de la red en tiempo
real y poder tomar decisiones en benéfico de la empresa, medio ambiente y
los usuarios finales.
Figura 36. Red Eléctrica del Futuro. Fuente: Adobe Stocks.
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Redes Eléctricas: Mercado Mayorista de Electricidad en México
Estado del Arte
La rei no es un objeto o equipo, sino una visión estratégica y tecnológica de
un conjunto de aplicaciones, las cuales primordialmente buscan una red confiable,
segura, eficiente y sustentable. De esta forma fomentan la participación
de los clientes, permitiendo nuevas opciones de generación, nuevos productos,
servicios y mercados.
Arquitectura de una Red Eléctrica Inteligente (rei)
La arquitectura de la rei propuesta por el Instituto Nacional de Estándares y
Energía (nist, 2015), por sus siglas en inglés, se compone en 7 diferentes dominios
tal como se muestran en la figura 37.
Generación
Este dominio de la rei genera electricidad a partir de fuentes de energías renovables
y no renovables en grandes cantidades. Los diversos tipos de fuentes
pueden ser clasificadas como fuentes renovables variables, como la solar,
oceánica y la eólica; renovables no variables, como la hidroeléctrica, biomasa,
geotérmica y de almacenamiento; o bien no renovable, como la nuclear, el
carbón y el gas (figura 38).
Transmisión
En este dominio operan las compañías de electricidad que se encargan del
traslado de la energía eléctrica a grandes distancias. También pueden generar
y almacenar energía.
Figura 37. Arquitectura de una red eléctrica inteligente propuesta por el nist.
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CEMIE-Océano
Figura 38. Dominio de generación en las rei.
Estas compañías son responsables de mantener los parámetros eléctricos
en los niveles deseados. Para lograrlo, usan tecnologías de última generación
para la operación y control de la red. Estas tecnologías están basadas principalmente
en electrónica de potencia y equipadas con sofisticados sistemas de
monitoreo y una red dedicada de comunicación (figura 39).
Distribución
En este dominio operan las empresas que distribuyen la electricidad hacia y
desde los clientes finales en la rei.
Para optimizar los procesos de distribución, las empresas usan tecnologías
como medidores inteligentes y dispositivos de campo (seccionadores o interruptores).
La gestión y el control, de los componentes eléctricos se realiza a
través de una doble vía de comunicaciones alámbricas o inalámbricas y toda
una gama de aplicaciones computacionales.
En este dominio también puede conectarse instalaciones de almacenamiento
de energía y recursos energéticos distribuidos a nivel de distribución (figura
40).
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Figura 39. Dominio de transmisión en las rei.
Figura 40. Dominio de distribución en las rei.
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CEMIE-Océano
Cliente
El dominio del cliente de la red inteligente es donde los usuarios finales (hogar,
comercial, industrial y de servicios) se conectan a la red de distribución eléctrica
a través de los medidores inteligentes.
Los medidores inteligentes controlan y gestionan el flujo de electricidad hacia
y desde los clientes, además de proporcionar información sobre el uso y
precio de energía en cada momento. Cada cliente tiene redes de comunicaciones
de dos vías.
El cliente puede ser industrial, comercial o doméstico y tiene la posibilidad
de generar, almacenar y administrar el uso de energía localmente (figura 41).
Operación
El dominio de operación recae sobre la empresa o el organismo que gestiona
y controla el flujo de electricidad de todos los otros dominios en la rei. Utiliza
una red de comunicaciones de dos vías para conectar a las subestaciones,
redes locales de los clientes y otros dispositivos de campo inteligentes.
Proporciona supervisión, presentación de informes, el control y estado de la
supervisión e información importante del proceso. Reúne los datos del cliente
y de la red, proporcionando información valiosa para la toma de decisiones
(figura 42).
Figura 41. Dominio de los clientes en las rei.
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Figura 42. Dominio de ente operador de la rei.
Mercados
En este dominio están el organismo que opera y coordina a todos los participantes
en los mercados de electricidad dentro de la red inteligente y todas las
empresas u organizaciones que participan en los mercados eléctricos.
En éste se gestionan los mercados al por mayor, venta al por menor y el
comercio de servicios energéticos. Aquí es donde se asegura que los demás
dominios se coordinen en un entorno de mercado competitivo. También se
encarga de las operaciones e información sobre las transacciones de energía
e intercambio de información con los proveedores de servicios de terceros
(figura 43).
Proveedores de servicios
Se encarga de todas las operaciones de terceros entre los dominios. Estos
pueden incluir portales web que ofrecen servicios de gestión de eficiencia
energética a los clientes finales, el intercambio de datos entre el cliente y los
servicios públicos relacionados con la gestión de energía y en relación con el
suministro de electricidad a los hogares y edificios.
También puede gestionar otros procesos para los servicios públicos, tales
como los programas de respuesta a la demanda, gestión de interrupciones y
servicios de campo (figura 44).
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Figura 43. Dominio operador del mercado en las rei.
Figura 44. Dominio de los proveedores de servicios en las rei.
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Seguridad cibernética
Debido al alto contenido de tecnologías de la información en las redes inteligentes
es necesario tomar en cuenta la seguridad cibernética para garantizar
la confiabilidad de la red, ya que un intruso en la red podría dejar sin servicio a
miles de usuarios o modificar los datos de la facturación del consumo eléctrico.
El nist considera los siguientes conceptos de seguridad cibernética:
• Confidencialidad: que nadie no autorizado pueda tener acceso a información
restringida.
• Disponibilidad: que una persona o sistema autorizado tenga acceso a la
información que le corresponde según su rol o privilegios.
• Integridad: que la información que se transfiere entre sistemas o personas
se reciba intacta.
El marco de referencia y plan de trabajo para los estándares de interoperabilidad
del nist describen un modelo conceptual para la rei. Este identifica
las normas existentes que son aplicables y las brechas de alta prioridad necesarias
para desarrollar normas nuevas, o bien, revisiones de las actuales.
También establece planes y plazos hacia las organizaciones de estándares
para cubrir estas brechas y define algunas directrices básicas, de seguridad
cibernética (Cybersecurity).
Motivadores y beneficios de implementar una rei
La implementación de una rei requiere de fuertes inversiones, las cuales son
motivadas por diversos factores. Algunos de estos son:
• Eficiencia económica y energética.
• Confiabilidad.
• Seguridad energética.
• Sustentabilidad.
• Impulso a la actividad económica.
Estos motivadores dependen del desarrollo económico, la ubicación geográfica,
situación social y cultural de cada país. Existen diversos impulsores por
nación o comunidad, por ejemplo:
• Unión Europea: cambio climático: energía limpia y renovable, eficiencia
Energética (competitividad), independencia energética, demanda sofisticada
(vehículos eléctricos, sociedad digital).
• Estados Unidos: independencia energética, recuperación económica,
modernización de infraestructura de transmisión y distribución, confiabilidad
y seguridad, generación renovable y distribuida, cambio climático,
demanda sofisticada.
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CEMIE-Océano
• Japón: cambio climático, creciente integración de generación distribuida
intermitente, infraestructura de transmisión y distribución automatizada
pero envejeciendo.
• China: infraestructura eléctrica en crecimiento acelerado, transmisión a
largas distancias.
• India: infraestructura eléctrica en crecimiento acelerado, alto porcentaje
de pérdidas.
Para México los motivadores principales son:
• Diversificar las fuentes de energía, incrementando la participación de tecnologías
limpias.
• Incrementar los niveles de eficiencia en el consumo de energía.
• Operar en forma eficiente, confiable y segura la infraestructura energética.
• Proveer energéticos de calidad a precios competitivos a centros de población
marginados.
• Proveer desarrollo tecnológico y capital humano para el sector energía.
Los beneficios de implementar una rei se señalan en la tabla 6.
Sistemas informáticos de una rei
La rei requiere la interacción de varios sistemas informáticos, cada uno con diferentes
objetivos principales, pero con un abanico de aplicaciones tan amplio
como la imaginación de cada uno de los usuarios. Éstos deberán ser interoperables
con los demás sistemas de red inteligente, nuevos o legados (sistemas
informáticos que fueron desarrollados con tecnología antigua pero continúan
siendo utilizados por la empresa y que no se pueden actualizar o remplazar de
forma sencilla).
Los principales sistemas con los que debe contar una rei son:
1. Sistema de Información Geográfica: el sistema de información geográfica
o gis (por sus siglas en inglés) es una aplicación informática utilizada para
almacenar, ver y analizar información geográfica y estadística de las redes.
Este sistema permite tener un control sobre los activos de la empresa tanto
materiales como humanos. Además de contener la información georreferenciada
de todo el sep se le puede agregar otro tipo de información necesaria
para determinadas aplicaciones, por ejemplo, la ubicación en tiempo real
del personal de campo, proporcionada por un Sistema de Posicionamiento
Global o gps, la ubicación de usuarios y/o activos importantes entre muchos
otros. La información es separada por capas o niveles para que cada usuario
solo visualice en pantalla la información que requiera de acuerdo a su nivel
de seguridad.
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Tabla 6. Beneficiosde implemntar una rei.
Técnicos Económicos Ambientales
Mejora la confiabilidad y la
calidad del suministro.
Optimiza la utilización de las
instalaciones y se evita la construcción
de centrales eléctricas
de respaldo para sustentar la
demanda máxima.
Mejora la capacidad y la
eficiencia de las actuales redes
eléctricas.
Mejora la resistencia a las perturbaciones.
Permite el mantenimiento
predictivo y la auto-reparación
(self-healing) ante perturbaciones
del sistema.
Facilita el despliegue de fuentes
de energías renovables.
Incorpora fuentes de energía
distribuida.
Automatiza el mantenimiento y
la operación.
Reduce las emisiones de gases
de efecto invernadero al permitir
vehículos eléctricos y nuevas
fuentes de energía.
Creación de nuevas fuentes de
trabajo.
Optimización de los capitales
de inversión debido a menores
límites de diseño y a un uso más
eficiente de la red.
Crecimiento económico de la
región.
Ahorro en impuestos debido a
una depreciación mayor.
Incrementa el nivel de utilización
de la red (gestión).
Aumenta las oportunidades de
elección de los consumidores.
Mejora la calidad del aire en las
zonas urbanas.
Reducción de la emisión de
gases de efecto invernadero, al
implementar mayor número de
proyectos basados en fuentes
renovables de energía.
2. Supervisión, Control y Adquisición de Datos: este sistema también conocido
como scada (por sus siglas en ingles), permite el control y monitoreo
de equipos de campo, es una pieza fundamental en la automatización y
operación de la red a distancia y la utilizan principalmente los dominios de
operación, transmisión y distribución.
Básicamente se compone de los siguientes elementos:
Unidad Central Maestra (ucm): equipo de cómputo que cuenta con el software
scada y se encarga de recibir la información de los equipos de campo
y programas de cómputo, permitiendo a la persona encargada de operar el
sistema realizar mandos o controles en los equipos y ver sus mediciones y
estados con un mínimo retraso en el rango de los segundos. Por lo regular
las ucm se conectan a un dispositivo gps para tener el registro de tiempo al
momento en el que recibió la señal.
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CEMIE-Océano
Unidad Terminal Remota (utr): equipo situado fuera del centro de operación.
Generalmente dentro de una subestación, pero cada vez más usado
en torres de transmisión y postes de distribución. Su función principal es
recopilar las mediciones de los sensores cercanos, enviar información a la
ucm y recibir mandos desde esta. Estos equipos agregan siempre la hora en
el cual enviaron el mensaje a la ucm, pero por lo genera,l no están sincronizados
a un gps debido al costo que representa adicionar uno en cada utr.
Sistema de Comunicación: es toda la infraestructura de comunicaciones
necesaria para lograr que la información fluya bidireccionalmente entre utr
y ucm. Los retrasos de comunicación varían dependiendo del medio utilizado,
topología de la red de comunicaciones y cantidad de equipos conectados
a la ucm.
3. Sistema de Administración de Redes de Distribución (dms): es el programa
de cómputo encargado de hacer la gestión y administración de las redes
de distribución. Analiza el estado de la red con un mínimo desfase de tiempo
en el rango de los segundos, dependiendo de la topología de comunicación
entre las terminales remotas y las maestras.
El dms toma los datos contenidos en la unidad maestra del sistema scada,
como pueden ser: estados y mediciones de los interruptores, restauradores
y demás equipo de protección y, seccionamiento telecontrolado. Adicionalmente
se le pueden agregar datos de cualquier otro sistema con el que
cuente la empresa suministradora, para posteriormente realizar análisis de
flujos, estimaciones de carga, estimaciones de estado o demás análisis con
los que cuente el programa de cómputo. La cantidad de distintos análisis, así
como la calidad de los mismos depende de la arquitectura y características
de cada sistema administrador.
Aun cuando los estudios que realiza el dms no son efectuados estrictamente
en tiempo real, ni exactamente simultáneas, para fines prácticos de la
operación de distribución, los resultados que entrega son muy apegados a
la realidad, pues en condiciones normales de operación los cambios en las
cargas en circuitos de distribución no varían considerablemente en rangos
de segundos.
4. Sistema de Administración de la Energía, ems: este es el software encargado
del despacho de la energía, el cual debe ser seguro, económico
y confiable. Para lograr esto es necesario una serie de estudios, principalmente
en los dominios de transmisión y generación. El responsable de este
sistema es el dominio de operador de red; en el caso de México, el Centro
Nacional de Control de Energía (cenace), al igual que el dms, toma la infor-
88

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mación del sistema scada. Cabe señalar que debido al retardo en la recolección
de datos sus análisis no son estrictamente en tiempo real.
Estos sistemas deben realizar sus análisis con mayor frecuencia que un
dms, ya que el sistema de eléctrico puede sufrir alteraciones en frecuencia o
voltaje en periodos muy cortos de tiempo. La frecuencia de análisis, calidad
y exactitud de cada ems en sus estudios depende de las características de
cada uno de ellos.
5. Sistemas de Medición Avanzada: la infraestructura de medición avanzada
(ami), es un sistema integrado de medidores inteligentes, redes de comunicación
y sistemas de gestión de datos, el cual permite la comunicación
bidireccional entre los medidores y la empresa. Este tipo de medidores por
lo regular incluyen pantallas que facilitan al usuario el acceso a la información
en su hogar.
Los sistemas ami permiten conectarse a la red de área local del usuario
para realizar funciones de gestión de la energía; funciones de redes inteligentes
en hogares, oficinas y fábricas y programas de tarifas horarias informando
en tiempo real el precio de la electricidad.
En conjunto con las tarifas horarias, estos proyectos son utilizados para
disminuir el pico de la demanda. Esto se logra motivando con precios bajos
a los usuarios para que consuman energía en horarios en los que comúnmente
no lo harían.
6. Administrador de Datos de Medición: una vez que los sistemas ami recopilan
información en sus servidores, esta puede ser empleada para obtener
gran número de reportes. Al sistema que se encarga de recoger la información
de los distintos servidores ami (por sus siglas en ingles), y procesarla
se le denomina Administrador de Datos de Medición o mdm (por sus siglas
en ingles).
El mdm tiene la capacidad de conectarse al bus de Información común. Este
sistema puede entregar y recibir información con todos los demás sistemas
conectados que generan información dentro de las redes inteligentes.
7. Sistema de Información Común o Modelo de Información Común: estandariza
la manera de organizar toda la información que pueda ser necesaria
en los equipos, sistemas y aplicaciones dedicadas a la gestión de la red
eléctrica (scada, gis, Aplicaciones para la Administración y Operación del
Sistema Eléctrico de Distribución y las aplicaciones web).
89

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CEMIE-Océano
Al ser una red inteligente, un conjunto de sistemas que interactúa entre sí,
éstos deben compartir información con otros. Para evitar tener más de una
interfaz de comunicación entre cada sistema, la red inteligente utiliza el cim.
El contar con este sistema facilita la operación y mantenimiento de las interfaces
de comunicación, disminuye los puntos de falla, aumenta el control de
los datos transferidos, pero sobre todo, permite tener la seguridad de que
un nuevo sistema se va a comunicar con los demás sistemas existentes.
8. Sistema de Administración de la Fuerza de Trabajo, wfm (por sus siglas
en ingles): con el apoyo de sistemas gps, el sistema de administración de
la fuerza de trabajo, indica en el sistema gis la ubicación de cada uno de
los trabajadores de campo de la empresa, señalando las actividades que
está realizando, además asigna prioridades para establecer disponibilidad y
atender alguna emergencia.
Estos sistemas ofrecen una serie de reportes en su mayoría orientados a la
productividad de los empleados; además, desde el punto de vista operativo
ayuda a disminuir los tiempos de atención de las fallas del sistema eléctrico.
9. Sistemas de Administración de Salidas: entiéndase por salida, una falla
en la red eléctrica. Gracias a la gran cantidad de información que se puede
llegar a tener con la implementación de los proyectos de rei existen
sistemas con la capacidad para identificar el lugar y la magnitud de la falla
tomando datos de los varios sistemas ami, scada, gis y con el apoyo del
administrador de la fuerza de trabajo, enviar al lugar de la falla a los trabajadores
disponibles más cercanos del lugar donde esta ocurrió.
Complementariamente si están equipados con sistemas de respuesta con
voz interactiva, es posible proporcionar al usuario que llama para reportar
una falla del servicio eléctrico, datos como la causa de la falla, el tiempo estimado
de reparación y nombre de las personas que la atenderán entre otros.
Redes de comunicación en una rei
El desarrollo de las tecnologías de las comunicaciones ha sido un factor importante
para la implementación de las rei. Sin embargo, dada la cantidad y
diversidad de dispositivos, no existe un sistema único que satisfaga los requerimientos
de comunicación de éstas. Cada dominio, o sistema para la gestión
de las redes requiere sus propias características de comunicación, basados
en los criterios que rigen las rei como: confiabilidad, robustez, disponibilidad,
flexibilidad, costo-efectivo. Otra característica importante es la seguridad que
debe tener un sistema de comunicaciones, ya sea propio o comercial.
En general, un sistema de comunicaciones para las rei debe satisfacer los
requerimientos de latencia, tasas de trasferencia, cobertura, confiabilidad y

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disponibilidad. Estos requerimientos son cada día más altos dada la tendencia
de operar cada vez más cerca del tiempo real. De todos los requerimientos
la capacidad, la cobertura y el costo, son hoy en día los determinantes para
seleccionar un sistema de comunicaciones.
La capacidad o tasa de trasferencia dependerá de los anchos de banda que
puedan ser requeridos dada la cantidad de dispositivos, que en redes de distribución
pueden llegar ser cientos de miles. Las rei requieren tasas de transferencia
de entre 9.6 y 500 kbps, con una latencia de 20 ms a minutos. Estas
cifras no aplican para la operación en tiempo real, donde se requieren más
capacidad y menor latencia. Para actualización de firmware y software de equipos,
se requerirá mayor capacidad.
La latencia se refiere al retraso en las comunicaciones, e incluye retrasos en
la transmisión y la propagación. La propagación dependerá de la distancia y
en la velocidad del medio usado. En el dominio de transmisión, las distancias
grandes, implican grandes retrasos, mientras que en distribución, estos pueden
ser ignorados.
Debido al grado de dispersión y la distribución de los dispositivos y equipo
eléctrico instalados en las rei, una manera de resolver la cobertura, es mediante
el uso de unidades concentradoras de información o dcu (por sus siglas en
ingles). Éstas son instaladas en puntos estratégicos donde recolectan información
de varios dispositivos y la envían a un sistema de mayor nivel, como
servidores. Cabe resaltar que algunos dispositivos pueden ser conectados directamente
al servidor.
Asociado a la cantidad de datos y el uso continuo de los anchos de banda,
los gastos en comunicaciones es un tema importante en las compañías participantes
en cualquiera de los dominios de las rei. Las compañías de comunicación
comercial ofrecen una buena alternativa, que ayudan a las empresas eléctricas
a retrasar la instalación de redes de comunicación propias. Sin embargo,
a medida que se incrementa el número de dispositivos y se implementan los
sistemas de administración y/o gestión, puede ser recomendable instalar un
sistema de comunicación propio, como redes de fibra óptica. En cualquier
caso, antes de tomar cualquier decisión se deberá realizar un estudio de factibilidad
costo-eficiencia.
Algunas tecnologías usadas hoy en día son:
• Comunicaciones por la red eléctrica, plc (por sus siglas en ingles): esta
tecnología es usada para conectar a los consumidores con las compañías,
principalmente en los sistemas de medición avanzada. El sistema plc utiliza
las líneas eléctricas como línea de comunicación. Esta es normalmente
divida en Broadband la cual usa una banda de 2-80 MHz y tasas de transferencia
de 1 Mbps o mayor; y Narrow band, con 9-450 kHz y velocidades
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CEMIE-Océano
de menos de 100 kbps. Las comunicaciones plc pueden además proveer
otros servicios a los usuarios, como internet.
• Wireless Fidelity, WiFi (por sus siglas en ingles): es una tecnología basada
en la comunicación por radio, es decir, de manera inalámbrica y, aunque
existen varias tecnologías, todas están sustentadas en los estándares
ieee802.11 (https://ieeexplore.ieee.org/browse/standars/get-program/page/).
Entre las principales características es que opera en bandas de baja frecuencia
menores a 1 GHz. Esta tecnología usa un sistema de transmisión
multiportadora, el cual permite conectar varios dispositivos inalámbricos
a un solo enrutador, que transmite la información a la empresa eléctrica.
• ZigBee: son redes de comunicación de alto nivel de comunicación inalámbrica
de bajo costo sustentada en los estándares ieee802.15.4 (https://
ieeexplore.ieee.org/browse/standars/get-program/page/). Se caracteriza por
tener coberturas de menos de 100 m y tasas de transferencia menores
a 200 kbps. Estas son ideales para redes de sensores, con seguridad
y tiempos adecuados para operación en tiempo real. Esta tecnología es
principalmente usada para automatización y mediciones automatizadas y
coexiste con WiFi.
Los servicios de comunicaciones en las rei no pueden ser suministrados por
una sola tecnología. Por ltanto, cada sistema o aplicación de red inteligente
requiere identificar la red de comunicación apropiada de acuerdo con sus propios
requerimientos de transferencia, cobertura y costo. Comunicaciones ópticas
y celulares ofrecen seguridad; los plc son confiables y tienen buena relación
costo-efectivo en zonas urbanas; las tecnologías inalámbricas son fáciles
de implementar y extender. Sin embargo, cada sistema tiene sus desventajas,
por lo que deben complementarse mutuamente dando paso a redes híbridas.
Aplicaciones de una rei
Cada una de las aplicaciones de red eléctrica inteligente brinda beneficios por
sí misma, pero para obtener mayores dividendos y poder realizar funciones
más avanzadas es imprescindible la interacción entre los sistemas. El grado de
inteligencia de una red eléctrica se incrementa exponencialmente cuando los
sistemas logran la interoperabilidad con los demás sistemas.
Algunas de las funciones que se pueden realizar una vez que se tienen varios
de estos sistemas son las siguientes:
• Transferencia automática de carga, entre alimentadores, transformadores
y subestaciones.
• Protección y seccionamiento automatizado de alimentadores.
• Control automático de voltaje.
• Medición Inteligente con concentrador para la detección de ilícitos.
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• Monitoreo remoto de activos (figura 45).
• Inteligencia artificial aplicada al diagnóstico.
• Determinación en tiempo real de las capacidades de transmisión y transformación.
• Flexibilidad para recibir energía limpia y renovable.
• Gestión de activos.
• Balanceo dinámico de cargas.
Generación distribuida
En los últimos años, la proliferación de pequeñas centrales eléctricas de generación
en las redes de distribución, cercanas a los centros de consumo, ha
cambiado drásticamente la estructura tradicional de las redes eléctricas. Esta
generación distribuida ha obligado a adoptar nuevas prácticas de planeación
y operación de las rei, particularmente las redes generales de distribución.
De acuerdo con el grupo de trabajo de cigre, la generación distribuida (gd)
es definida como: pequeñas unidades de generación, impredecibles, no despachables,
conectadas en sistemas de distribución. Las energías primarias
más populares usadas en estas pequeñas centrales eléctricas de generación
son basadas en energías limpias.
Figura 45. Ejemplo de aplicación de una REI para el usuario. Monitoreo de activos. Adobe Stocks.
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Energías limpias
Las energías limpias jugarán un papel muy importante en el suministro de energía
eléctrica en las redes del futuro, incluyendo: hidráulica, con aplicaciones a
micro escala, hasta grandes presas; eólica y solar, en grandes parques (figura
46) y aplicaciones domesticas o urbanas; biomasa, geotérmica y energías del
océano en sus diferentes formas (térmica, gradiente salino, corrientes oceánicas,
oleaje y mareas). La principal característica de estas energías, excepto
para la hidráulica contenida, es la baja densidad energética y la dispersión territorial
de las mismas. Además, la eólica, la solar y las del océano son fuentes
variables de energía.
Considerando que los efectos del cambio climático se han incrementado en
años recientes, así como el aumento en el precio de los combustibles fósiles,
se ha optado por el uso de energías renovables como una fuente alternativa
para la generación de electricidad y algunos países han establecido objetivos
para alcanzar altos porcentajes de generación con energías renovables en su
matriz energética nacional.
En México, la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías
y Combustibles más Limpios derivada de la Ley de Transición Energética establece
que para el año 2024 el 35 % de la energía generada debe ser a partir
Figura 46. Aerogeneradores y celdas solares para generar electricidad.
Fuente: Adobe Stocks.
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de energías no fósiles, de 40 % para el 2035 y 50 % al 2050. Dentro de la
gama de energías renovables, la energía fotovoltaica es actualmente la que
presenta un mayor crecimiento. Este tipo de energía es considerada como una
energía limpia, ya que no arroja desechos que pueden perjudicar al ecosistema,
además que al tratarse de una energía renovable es considerada como
una fuente de energía inagotable.
Algunas características de las energías limpias son:
• Renovables
• Dependientes de los desarrollos tecnológicos
• Distribuida en regiones
• Baja densidad energética
• Variables
• Altos costos de inversión inicial
• Bajos costos de operación y mantenimiento
• Amigables con el ambiente
Algunas fuentes de energías renovables son:
Eólica: los sistemas de conversión de energía eólica (wecs) también llamados
aerogeneradores o simplemente generadores eólicos, transforman la energía
cinética disponible en el viento en energía mecánica, la que es aprovechada
para la generación de energía eléctrica. Los componentes principales de un
wecs típico son: turbina eólica, generador, sistemas de control y el sistema de
interconexión a la red eléctrica.
Solar fotovoltaica: el principio de la energía solar fotovoltaica se basa en
utilizar celdas solares, manufacturadas con materiales semiconductores cristalinos
que mediante el efecto fotovoltaico, generan corriente eléctrica cuando
les incide radiación solar. Actualmente, el silicio es el material utilizado mayormente
para la construcción de celdas solares.
Solar térmica: el sistema de energía solar térmica recoge la energía contenida
en la radiación solar y la utiliza a alta o baja temperatura. Las aplicaciones
de baja temperatura incluyen calentamiento de agua y sistemas de calefacción
para edificios comerciales y residenciales. La aplicación de alta temperatura es
usada para la producción de electricidad en sistemas que concentran la radiación
solar en un líquido especial, el cual es bombeado a través de intercambiadores
de calor. Los intercambiadores generan vapor que es utilizado para
impulsar una turbina de vapor. La energía mecánica es después transferida al
generador eléctrico.
Biomasa: al quemar biomasa, su reserva de energía se obtiene de manera
rápida para la generación de electricidad al ser usada como combustible en las
calderas de las central eléctricas de generación térmica convencionales para
generar vapor.
95

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Energías del océano: el océano es una fuente de diversos tipos de energías,
destacando por su alto potencial energético la energía mecánica contenida en
las olas o undimotriz, en las mareas o mareomotriz, y en las corrientes submarinas
(figura 47). Además, existe energía térmica, obtenida mediante plantas
específicas e incluso energía química, obtenida en gradientes de salinidad,
principalmente en las desembocaduras de los ríos. La trasformación de estas
energías primarias a energía eléctrica es hoy en día un tema de gran interés
en términos de desarrollo tecnológico a nivel mundial. En México, el desarrollo
de investigación en las energías del océano se lleva a través del Centro Mexicano
de Innovación en Energías del Océano, cemie-Océano, quien abandera
el gran desafío de generar electricidad con el enorme potencial marítimo que
tiene el país.
Las fuentes de energía renovable eólicas y fotovoltaicas son de carácter intermitente,
lo que en un principio no fue problema para el sistema eléctrico. Al
incrementarse el porcentaje de participación en el total de energía generada
del país, se tiene un impacto significativo en la operación, control y supervisión
de la red eléctrica en aspectos como el flujo óptimo de potencia, calidad de la
energía, control de voltaje y frecuencia, economía del sistema y despacho de
generación.
En México, cada año se incrementa el consumo de electricidad, por lo que
se requiere construir nuevas centrales eléctricas. Además, la urgente necesidad
de fortalecer la matriz energética para depender menos de combustibles
Figura 47. Energía del océano con corrientes submarinas.
Fuente: Adobe Stocks.
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fósiles contaminantes y mantener bajo el nivel de emisiones de dióxido de
carbono que provoca el efecto invernadero, ha hecho que los esfuerzos para
incrementar la producción de energía eléctrica se enfoquen en la construcción
de centrales eléctricas eólicas, geotérmicas, solares (fotovoltaicas y térmicas),
de biomasa, y del océano.
Autos eléctricos
Dentro de las rei, los autos eléctricos (ev), juegan un rol importante debido a
su característica de intercambiar energía y su capacidad para ser usados como
sistemas móviles de almacenamiento. Los ev pueden ser de diferentes tecnologías:
: autos eléctricos de baterías, autos híbridos, autos híbridos plug-in y
autos de celdas de combustible (bev, hev, phev y fcv respectivamente, por
sus siglas en inglés).
En el contexto de redes inteligentes, la red eléctrica es una fuente de energía
para los autos del tipo bevs y phev (figura 48). Mientras que el tipo fcv, que
tienen una fuente de energía limpia propia, tienen el potencial de dar soporte
a la operación de las redes de distribución. De esta manera, los propietarios,
tienen además, la capacidad de obtener beneficios por el soporte que pueden
dar a la red. Algunos de los principales servicios que pueden proporcionar son
regulación de voltaje, soporte de carga y respaldo de las energías limpias.
En el futuro, los autos eléctricos recibirán más electricidad proveniente de
energías limpias o renovables, particularmente, solar fotovoltaica y eólica y,
dada la intermitencia y variabilidad de estas, las rei demandarán servicios auxiliares
para mantenerlas operando de forma estable, continua y segura.
Figura 48. Autos eléctricos recargando sus baterías.
Fuente: Adobe Stocks.
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CEMIE-Océano
Por todo lo anterior, la industria eléctrica a nivel mundial se encuentra en un
proceso de transformación desde la liberalización de los sectores eléctricos
en los años 90s, impulsada por el desarrollo de las tecnologias de información
y comunicaciones, particularmente el internet, así como el creciente uso de las
energías renovables para producir electricidad.
Actualmente, los usuarios tienen mayor poder de decisión en las redes eléctricas,
ahora tienen voz y voto. En el futuro, las exigencias de los usuarios obligarán
a las compañías eléctricas a evolucionar en un entorno de mercado que
satisfaga sus necesidades, incluyendo una mayor participación de energías
limpias que deje los cimientos de un sistema eléctrico limpio y sustentable
para las futuras generaciones.
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1
Glosario
ASIC Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales
AMI Sistema de Medición Avanzada
BdM Bases del Mercado
BE Bolsa de Energía
BEV Autos eléctricos de baterías (Siglas en inglés)
CCE Contrato de cobertura eléctrica
CdC Centro de Carga
CE Central Eléctrica
CEL Certificado de Energía Limpia
CENACE Centro Nacional de Control de Energía
CENAL Centro Nacional
CFE Comisión Federal de Electricidad
CIL Contratos de Interconexión Legada
COFEMER Comisión Federal de Mejora Regulatoria
CRE Comisión Reguladora de Energía
CU Comprador Unico
99

DFT
DMS
DOF
DCU
EPS
ERC
EV
FCV
FSUE
GD
GDD
GRP
GRT
GWh
HEV
LIE
LSPEE
LyFC
MCM
MDA
MDM
MCP
MEM
MRF
MTR
MVA
MW
NIST
NodoC
NodoF
NodoP
OCDE
OM
OS
OTC
PEMEX
PHEV
Derechos Financieros de Transmisión
Sistema de Administración de Redes de Distribución
Diario Oficial de la Federación
Unidades Concentradoras de Información (Siglas en ingles)
Empresas Productivas Subsidiaras
Entidad Responsable de Carga
Autos eléctricos (Siglas en inglés)
Autos de celdas de combustible (Siglas en inglés)
Fondo de Servicio Universal Eléctrico
Generación distribuida
Gerencia Divisionales de Distribución
Gerencia Regionales de Producción
Gerencia Regionales de Transmisión
Gigawatthora
Autos híbridos (Siglas en inglés)
Ley de la Industria Eléctrica
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Luz y Fuerza del Centro
Modelo Comercial de Mercado
Mercado Día en Adelanto
Administración de Datos de Medición (Siglas en inglés)
Mercado de corto plazo
Mercado Eléctrico Mayorista
Modelo de la Red Física
Mercado en Tiempo Real
Megavolts Ampere
Megawatts
Instituto Nacional de Estándares y Energía (Siglas en inglés)
Nodo de Conectividad
Nodo de Facturación
Nodo de Precios
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
Operador de Mercado
Operador de Sistema
Over theCounter
Petróleos Mexicanos
Autos híbridos Plug-in (Siglas en inglés)

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PIE Productores Independientes de Energía
PJM Pennsylvania New Jersey Maryland interconnection
PLC Comunicaciones por la Red Eléctrica (Siglas en inglés)
PM Participante del Mercado
PML Precio Marginal Local
POISE Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico
PRODESEN Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
REI Red Eléctrica Inteligente
REP Red Eléctrica de Potencia
RGD Redes Generales de Distribución
RNFO Red Nacional de Fibra Óptica
RNT Red Nacional de transmisión
RMU Registro Móvil de Usuario
RPU Registro Permanente de Usuario
SCAPA Supervisión, control y adquisición de datos (Siglas en inglés)
SCC Suministrador de Servicios Calificados
SCHP Secretaría de Hacienda y Crédito Público
SDG Subdirección de Generación
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SENER Secretaría de Energía
SEP Sistema Eléctrico de Potencia
SIN Sistema Interconectado Nacional
SITRACEN Sistema de Información de Tiempo Real
para la Administración y Control de la Energía
SSB Suministrador de Servicios Básicos
SUB Suministrador de Usuarios Básicos
SUR Suministrador de Último Recurso
TIC Tecnologías de Información y Comunicaciones
TR Transportista
UC Usuario Calificado
UCM Unidad Central Maestra
UCPM Usuarios Calificados Participantes del Mercado
UCS Usuarios Calificados representados por un Suministrador
UTR Unidad Terminal Remota
UVM Unidad de Vigilancia del Mercado
WFM Sistema de Administración de la Fuerza de Trabajo
(Siglas en inglés)
101

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de Electricidad en México
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6
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Colección Energías Renovables del Océano
Energía del Océano
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Se realizó en el Departamento de Difusión y Publicaciones
del Instituto epomex, Universidad Autónoma de Campeche
como pate de la línea de Difusión, Divulgación y Prensa del cemie-Océano
Se terminó de imprimir en junio de 2019
en Print Service Campeche. Campeche, México.
Se imprimieron 1 000 ejemplares.

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en Energía - Océano
ISBN 978-607-8444-28-1 de la Colección
ISBN 978-607-8444-46-5 del Volumen