RIESGOS DEL MERCADO ELECTRICO
DE GENERACION

El presidente Vicente Fox y el equipo de transición, hicieron pública en 2000 su intención de retomar el proyecto zedillista en sus líneas fundamentales. La diferencia, por ahora, es que la administración foxista no se propone la venta de infraestructura existente de generación eléctrica, pero coincide en los demás aspectos particularmente en la implantación de un mercado eléctrico de generación.

Los dos grandes riesgos que pretendemos probar se encuentran implícitos en la implantación de ese mercado son:

1. Incremento en las tarifas del servicio eléctrico al usuario final.
2. Desabasto en el suministro de energía eléctrica.

Nos referimos primero al mecanismo que produciría el incremento en las tarifas y el orden de ese incremento.

PREVISIBLE AUMENTO DE TARIFAS ELECTRICAS

La propuesta foxista establece que el precio de la energía consumida por el usuario final estaría determinado por la siguiente relación:

Precio_usuario = Precio _MEM + T_transmisión + T _{distribución}

donde, el término precio_MEM corresponde al precio de la generación de la energía eléctrica, el cual quedaría establecido por la oferta y la demanda en un mercado mayoría de energía eléctrica; el término T_transmisión se refiere al costo de transmisión en alta tensión para llevar la energía eléctrica desde los centros de generación a los de distribución, esta actividad constituye un monopolio natural y su costo lo fijaría la Comisión Reguladora de Energía (CRE) a la cual se le otorgarían las correspondientes facultades; el término T_{distribución} corresponde al costo de distribución de la energía eléctrica en media y baja tensión desde los centros de distribución al usuario final, como esta actividad también constituye un monopolio natural el precio lo fijaría la CRE.

Lo anterior implica que el régimen de tarifas actualmente existente sería derogado y sustituido por el mecanismo antes descrito. Como se establece que el precio de generación puede variar en cada hora, todos los usuarios desconocerán el precio de la energía que están consumiendo hasta el momento en que reciban la facturación respectiva.

La expectativa de que esa facturación sea mayor o menor que la actual, en términos reales, es uno de los aspectos que se trata de dilucidar en este trabajo, por lo cual, nos detendremos a examinar el mecanismo de la formación de precios en el mercado eléctrico.

COSTOS DE GENERACION EN EL MERCADO ELECTRICO

El costo de generación es el más significativo de los costos totales del servicio de energía eléctrica. En nuestro país representa el 75% de los gastos corrientes de explotación y en ellos el costo por energéticos tiene una participación del 57% (CFE, Resultados de Explotación, 1999).

Como se ha indicado, en esta etapa el proyecto foxista no plantea la venta de las centrales generadoras existentes ni la desintegración de CFE pero sí el mercado eléctrico mayorista en generación. Esto requerirá que las centrales de CFE gocen de la autonomía necesaria para ofertar la energía que son capaces de producir a dicho mercado. De hecho, se ha estado avanzando en un modelo de estas características. En este modelo, a las centrales generadoras se les considera "Unidades Estratégicas de Negocios" (UENs). Se ha estado ensayando, incluso, la operación de un mercado eléctrico simulado con la denominación de "mercado sombra" mismo que seguramente aprovechará el proyecto foxista. Entre las centrales existentes y las nuevas empresas privadas se establecería la supuesta competitividad que incentivaría los mayores rendimientos operativos que beneficiarían a los consumidores.

El mercado eléctrico solo considera las centrales termoeléctricas que son las que establecen el precio del mercado, se excluyen las centrales nucleoeléctricas y las hidroeléctricas que, por sus características técnicas y bajo costo del energético primario, no pueden concurrir al mercado. En el hipotético escenario antes planteado las diversas empresas generadoras presentarían sus ofertas del costo de energía para cada hora a un organismo encargado del "despacho de carga", que la despacharía en el orden creciente de los precios ofertados hasta que la energía generada igualare al consumo demandado. Pero el precio que se pagaría todos los generadores sería el del último generador despachado.

De acuerdo a lo anterior, el precio de la oferta más baja no beneficia a los consumidores, ya que, éstos tendrán que pagar un precio más alto correspondiente al último generador despachado.

Es importante estimar en que grado puede ser mayor o menor ese precio del mercado respecto al costo que actualmente tiene la generación de energía eléctrica.

Para esto, tomamos el costo promedio de los energéticos primarios utilizados para la generación de energía eléctrica en 1999. Este costo promedio con energéticos con precio alto al diesel y con precio bajo o prácticamente nulo al agua, de lo cual actualmente se benefician los consumidores. Según datos de CFE, en los Resultados de Explotación de 1999, la erogación por concepto de energéticos en ese año fue de 26 mil 971 millones de pesos corrientes para generar 179 mil gigawatts-hora (GWh).

Lo anterior representa un costo promedio unitario de C=$0.150 /kwh.

A continuación se presenta una Tabla que, de acuerdo al costo del energético, indica el costo de generación para cada una de las tecnologías que participarían eventualmente en el mercado eléctrico.

Costos de generación eléctrica, 1999

La capacidad instalada de generación actual respecto a la demanda proporciona un margen de reserva cercano al recomendado, incluso, los directivos del sector manifiestan alarma por lo bajo de este margen. Sin embargo, no es viable incrementar en el corto plazo la capacidad instalada; en el largo plazo, habrán de utilizarse centrales del actual parque de generación. Par no ubicarnos en un caso extremo de funcionamiento del mercado, no se consideran las centrales convencionales menores de 37.5 Mwe, lo que significa dejar fuera del mercado una capacidad de alrededor de 300 Mwe.

Como puede apreciarse el costo de generación más alto, considerando únicamente el energético empleado, es el de Turbinas_gas que utilizan diesel. Este costo determinaría el costo del mercado en las horas en que se requieren que, de acuerdo a las gráficas del despacho de carga del sector eléctrico nacional, sería alrededor del 10% del tiempo en un día normal; también de acuerdo a esas gráficas, el 90% del tiempo se hace uso de las centrales eléctricas convencionales. Por tanto, el precio promedio de generación esperado en el mercado eléctrico sería:

Precio_MEM = 0.9(0.283) + 0.1 (0.664) = $0.3211 /kwh

La relación entre el costo promedio de generación actual ($0.150 /kwh) y el precio promedio esperado en el mercado eléctrico ($0.3211 /kwh) indica que el precio del mercado será 2.14 veces el costo actual. Según los Resultados de Explotación de CFE, el costo energético representa aproximadamente el 57% del costo promedio para proporcionar el servicio de energía eléctrica. Suponiendo los mismos costos de transmisión, distribución y comercialización, la estimación en el precio de las tarifas eléctricas por el efecto del mayor costo de generación es de 65%.

INCREMENTOS DE TARIFAS DEL 150%

El anterior es un incremento esperado promedio pero debe considerarse, también, la componente de 10% del tiempo (7:00 a 11:00 pm) en que la demanda es mayor y corresponde al lapso en que los usuarios doméstico, comercial y alumbrado público consumen la mayor parte de energía. Para estos casos, la relación entre el precio más alto de generación esperado en el mercado eléctrico ($0.664 /kwh) y el costo promedio actual ($0.150 /kwh) sería de 4.43. En esta situación el costo del energético primario representa el 45% de los costos totales, por lo que, el efecto esperado en estas tarifas sería un incremento del 150%.

En caso de establecerse contratos bilaterales entre grandes consumidores y nuevos generadores que utilizaran la tecnología de ciclo combinado, el precio de generación ($0.153 /kwh) sería aproximadamente el costo de generación promedio actual ($0.150 /kwh). Eventualmente el beneficio consistiría en evitar el excedente que actualmente pagan, con respecto a los costos del servicio utilizado, para subsidiar a otros consumidores. Por otra parte, habría que pagar mayores contribuciones fiscales, por lo que, resultan dudosos los beneficios de estos contratos bilaterales.

Pudiera creerse que esas diferencias en los costos de generación, que se relacionan con los márgenes de ganancia de los inversionistas, es temporal y que el parque de generación será sustituido por nuevas centrales con menores costos que reducirían ese margen pero esa es una creencia que va contra la lógica del inversionista y la experiencia existente al respecto.

CIRCULO VICIOSO CON LA OFERTA Y LA DEMANDA

En el mercado de generación, el crecimiento en la capacidad instalada se deja a las reglas de la oferta y la demanda. Los inversionistas no presentarán una oferta que ponga en riesgo sus ganancias. Un ejemplo de esto es lo ocurrido en el sur de California en EU durante el verano de 2000, donde, por haber sido un verano cálido, la demanda de energía eléctrica obligó a despachar centrales con altos costos de generación; el resultado fue un incremento espectacular en las tarifas a los consumidores, cuyas protestas obligaron al propio Gray Davis, Gobernador del Estado, a intervenir para regular esas tarifas y tomar medidas para incrementar la capacidad de generación. Si eso pasa en un país que tiene un mayor control sobre la iniciativa privada, en el nuestro el aumento precio de la energía eléctrica más que una expectativa es una certeza.

El equipo foxista plantea incrementar la capacidad instalada en 9% anual. Dicen que esta tasa es necesaria para que el Producto Interno Bruto (PIB) crezca al 7% anual, según las promesas de la campaña política presidencial, y que ese crecimiento se puede lograr poniendo el destino de la capacidad instalada en manos de los inversionistas extranjeros. Aquí el equipo foxista presenta un dilema: Para que la iniciativa privada invierta, y sostenga una oferta de generación que crezca al 9% anual, requiere la seguridad de que la demanda también crezca en la misma proporción, de lo contrario el precio de la energía disminuiría a niveles inaceptables; por otra parte, para que la demanda crezca en esa proporción la condición es que exista una oferta que crezca con la tasa anual citada. El proyecto foxista no indica como romper ese círculo vicioso y deja de lado la experiencia sobre el crecimiento de la capacidad instalada.

Los países de América Latina que han abierto totalmente la generación a la iniciativa privada, con los objetivos de lograr un expansión en su capacidad eléctrica instalada, son 4: Argentina, Bolivia, Chile y Perú. En los casos de Argentina y Chile el crecimiento no ha ido más allá del 3.5% anual. Los países europeos o de los EU no se toman como referencia porque el objetivo de sus reformas no fue la expansión de su capacidad instalada.

REFLEXIONES ADICIONALES

Otras reflexiones sobre las implicaciones del mercado eléctrico en generación son las siguientes:

Las diferencias obtenidas en los costos de la Tabla presentada corresponden a precios energéticos de 1999. En el año 2000, el precio del gas tuvo un incremento mucho mayor que el resto de los energéticos, por lo que esas diferencias tienen la tendencia a incrementarse.

Como se ha señalado, el mercado eléctrico opera básicamente con centrales termoeléctricas. Como las de menor costo por kwh son las de CC, que utilizan gas natural como combustible, la tendencia de los inversionistas sería emplear sólo este tipo de tecnología. Con esta lógica es que se ha elaborado la actual planeación del sector eléctrico.

Las consecuencias serían las siguientes:

1. a) Un incremento en la demanda de gas natural, que no es posible atender con la producción nacional, por lo que el país será dependiente en grado creciente de un energético importado. b) El precio del gas importado se rige por los criterios aplicados en el mercado internacional y tiene una tendencia al alza, por tanto, el costo de generación de la energía también sería creciente. c) La tendencia a privilegiar el gas natural como energético posterga el desarrollo de la explotación de energías renovables, aún de aquellas comercialmente viables, como la hidráulica, geotermia y eólica. Los proyectos con energías renovables, además de ser minimizados en la planeación del sector eléctrico, son objeto de cancelaciones y posposiciones. Ejemplos de proyectos hidroeléctricos cancelados son "Chilatán" y "Tecate" y la posposición de "El Cajón", "La Parota" y "Copainalá"; proyectos geotermoeléctricos cancelados son "Marítaro", "La Primavera" y "El Chino"; proyectos eoloeléctricos cancelados son "La Venta". En todos estos casos, la capacidad desplazada o cancelada, es sustituida por proyectos que utilizan gas natural.

CONCLUSIONES

En el caso de implantarse un mercado eléctrico en nuestro país, debido a las características de nuestro parque de generación y al mecanismo de fijación de precios del mercado eléctrico, se estima que los precios de generación de la energía eléctrica se incrementarían en una proporción que implicaría, como mínimo, un aumento en el precio total de 65% respecto al precio promedio actual.

El anterior es un incremento promedio. En el caso de los consumidores doméstico, comercial y de alumbrado público, las expectativas de aumento son del orden del 150% con respecto a los precios actuales.

Mediante al implantación de un mercado eléctrico de generación, a través del cual se atendería la necesidad de crecimiento de la capacidad instalada, no es razonable esperar un crecimiento del 9% anual, como lo preve el equipo foxista. El crecimiento de una oferta superior a la demanda disminuiría el precio de la energía niveles inaceptables para los inversionistas. No existe ningún país en que se hayan logrado crecimientos de esa magnitud con tales mecanismos.

Coordinación Nacional de Electricistas