Tiempos del mercado eléctrico mexicano

José Antonio Rojas Nieto

Mercado eléctrico en México: la primera

Ya lo adelantaban los cambios a los artículos 25, 27 y 28 constitucionales. El proyecto de ley de la industria eléctrica enviado al Congreso abandona el carácter integral del proceso orientado a prestar el servicio público de electricidad.

Ciertamente, el nuevo marco constitucional –párrafos sexto del 27 y cuarto del 28– no abandona el concepto de servicio público. No. Pero lo restringe. Severamente. En el nuevo párrafo sexto del 27 constitucional hoy se lee: “…corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica; en estas actividades no se otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en los términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podrán participar en las demás actividades de la industria eléctrica”.
Por ello, en la propuesta de leyes secundarias el servicio público se restringe a dos fases de la industria eléctrica, transmisión y distribución. Y la exclusividad de la Nación también queda restringida: a la planeación y el control del sistema eléctrico nacional. Por lo demás se trata de planeación y control, y servicio público de transmisión y distribución, con una exclusividad para la Nación muy relativa. Y es que los capitales privados –nacionales y extranjeros– pueden participar en estas actividades exclusivas pormedio de contratos.
La normatividad constitucional anterior señalaba con absoluta nitidez que correspondía exclusivamente a la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tuviera por objeto la prestación de servicio público, en los términos del artículo 27 constitucional. Por eso la permanente duda constitucional –nunca resuelta– de violaciones en el caso de productores independientes o productores externos de electricidad. Antes, incluso, se agregaba: en esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la Nación aprovechará, a través de la Comisión Federal de Electricidad, los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines.
Las reformas de diciembre pasado, rompieron tres principios constitucionales sustantivos de la anterior normatividad: 1) integralidad de la industria eléctrica para proporcionar el servicio público de electricidad; 2) prohibición de concesiones en este caso; 3) exclusividad para aprovechar bienes y recursos naturales –y sus rentas– en beneficio de la Nación.
Primero, la integralidad está absolutamente subordinada al paradigma ortodoxo de la competencia, a pesar de que se reconoce que no puede haber competencia en todos los ámbitos de la industria eléctrica. Y eso se muestra, por ejemplo, en las múltiples y diversas definiciones del tipo de suministro eléctrico: 1) básico (bajo regulación tarifaria); 2) calificado (en régimen de competencia para los llamados usuarios calificados, que pueden adquirir directamente su fluido en el llamado mercado eléctrico mayorista); 3) de último recurso (bajo precios máximos en caso de que un suministrador le falle a los calificados).
Segundo, en los hechos, la prohibición de concesiones queda borrada con la contratación de privados en ámbitos reservados a la Nación.

Tercero, la exclusividad de la Nación para aprovechar bienes y recursos naturales para prestar el servicio público de electricidad ha quedado totalmente ignorado.
Es cierto que se ha enfatizado un poco para el caso de los hidrocarburos mediante el concepto de renta petrolera, manejado equívocamente no sólo por el gobierno, sino por legisladores e, incluso, algunos analistas. Pero se ha ignorado para el caso de los recursos naturales que se utilizan y utilizarán para producir electricidad.
Con el avance tecnológico, indudablemente, agua, sol, viento y mar, entre otros recursos naturales, no sólo permitirán generar electricidad, también permitirán a quienes los controlen –la Nación en la anterior normatividad– adueñarse de las rentas económicas derivadas del menor costo de producción del fluido eléctrico respecto al que –en el nuevo esquema– determinará el precio en los diversos momentos.
Permítaseme un ejemplo. Si en el nuevo esquema de competencia propuesto, se tuviera un aprovechamiento hidráulico –solar, eólico, maremotriz, entre otros, vinculado a un recurso natural– capaz de producir electricidad a un costo inferior al que determina el precio en un momento determinado en el mercado eléctrico mayorista, eso permitiría al generador que lo posee apropiarse de un excedente derivado de la bondad de la naturaleza.
En el anterior esquema constitucional este excedente pertenecía a la Nación. Y por conducto de la Comisión Federal de Electricidad se lo apropiaba. A más de que –créase o no– se distribuía entre los usuarios del servicio público de electricidad. De no seguir responsabilizando a CFE de ello –como ya sucede en algunos casos de centrales privadas de fuentes renovables que se aprovechan de la bondad de la naturaleza mexicana, La Ventosa sin duda– los privados se apropiarán de esa renta económica (permítaseme llamarla eléctrica). Y se sumará a los beneficios derivados de su inversión de capital.
Será muy conveniente comentar poco a poco no sólo esto de la renta eléctrica, sino una infinidad de aspectos del llamado –con humor e inteligencia por Miriam Grunstein– monstruo, respecto al cual no sólo se percibe inmadurez respecto a la concepción de la nueva arquitectura institucional que se propone, sino ignorancia de problemas delicados para los que, al menos por el momento, no se tiene ni caracterización alguna, ni, mucho menos, alternativa clara.
Bastaría ver a Alemania, Colombia, Chile y Gran Bretaña, por ejemplo, para descubrirlos. Pero lo cierto es que –entre otros– este monstruo exigirá una regulación muy compleja para la que –sin ofender nadie– no estamos listos. Y –similarmente– un transición tanto o más compleja y, muy probablemente, muy riesgosa para la sociedad si no se planifica adecuadamente. Discúlpeseme, pero eso no está hecho, comenzando por las personas que tendrán bajo su responsabilidad dicha transición, muchas de ellas tratadas como objetos de medio uso listos para el remplazo, en algunos artículos de los proyectos de leyes secundarias. Ya lo veremos, entre otras cosas. Sin duda.

Manipulación del mercado eléctrico: la segunda

Un problema central del pensamiento económico es la construcción de una teoría del mercado. Y de los precios. ¿Por qué diablos es necesario el mercado? Parecen preguntarse no sólo Marx, sino los clásicos. Incluso Walras, Fisher, Pigou, Wicksell, entre otros. En el contexto de esta reflexión, la determinación de precios en un entorno de monopolio natural es más complicada. ¿Cómo regular? Y cuando una industria –como la eléctrica– mezcla ámbitos con monopolio natural con ámbitos competitivos, hay complicaciones. No es casual que en Estados Unidos haya tres tipos de formas de organización de lo eléctrico. Sí, de lo eléctrico. En algunos (Arkansas, Arizona, California, Delawere y otros hasta Virginia) la restructuración eléctrica está suspendida. Lo de California fue terrible. Pero está activa en algunos (Connecticut, Illinois, Maine, Maryland, Massachussets y otros hasta Texas). En cambio, en el resto está inactiva. Y en los activos hay revisiones.

Una de ellas –muy importante, a decir de la famosa FERC (Federal Energy Regulatory Commision)– es la de manipulación de precios. En el mercado de día en adelanto y en el mercado de tiempo real.

¿Manipulación? ¿Qué? ¡Por favor! Consúltese la experiencia de la misma FERC. Dos de esos mercados se impulsarán en México. Día en adelanto y tiempo real. Después hora en adelanto. En septiembre empezarán a probarse. Y a operar –en su primera etapa– en enero de 2016. Por eso conviene reflexionar sobre los mercados eléctricos. Operan con base en los estrictamente llamados mercados. Y en las denominadas subastas. Para las bases del mercado eléctrico mexicano –en proceso de aprobación, según se concluye en el portal de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (www.cofemer.gob.mx)– habrá mercados y subastas. Tres tipos en el caso de los mercados: 1) día en adelanto (MDA); 2) tiempo real (MTR); 3) hora en adelanto (MHA). Y tres en el caso de las subastas: 1) largo plazo para potencia y energías limpias; 2) subastas de mediano plazo para energía; 3) subastas de mediano y largo plazo para potencia y energías limpias.

Aunque en las definiciones no se mencione, no olvidemos las subastas de derechos financieros de transmisión, es decir, la capacidad de recibir o pagar una contraprestación para garantizar en principio la transmisión de un suministro demandado. Los mercados deberán garantizar los requerimientos de energía y servicios conexos de usuarios finales. Aunque –hay que decirlo– un mercado de corto plazo difícilmente lo logrará en el largo plazo. Por eso las subastas son esenciales. Garantizarán el futuro. Pero a corto plazo habrá ofertas horarias de venta y de compra de energía y de servicios conexos (vinculados a una operación continua, confiable, de calidad y segura).

Se trata de entregar, respectivamente, al día siguiente, el mismo día (en orden a liquidar diferencias entre cantidades generadas y consumidas con las comprometidas el día anterior) o, finalmente, a la hora siguiente a la comprometida en el mercado de día en adelanto, lo demandado. No olvidemos. Las bases postulan dos etapas para la instauración del mercado eléctrico mayorista. Primera de enero de 2016 a diciembre de 2017. Segunda de enero de 2018 en adelante. La primera con mercado del día en adelanto y mercado de tiempo real. La segunda ya con mercado de hora en adelanto. En el mercado del día en adelanto los precios marginales locales se calculan por hora –para el día siguiente– con base en ofertas de generadores, demandas de usuarios calificados y comercializadores, y transacciones bilaterales programadas.

En el mercado en tiempo real –como en todo mercado spot– los precios marginales nodales se calculan a intervalos de cinco minutos sobre la base de las condiciones de funcionamiento real de la red de Transmisión. Aunque la subasta de largo plazo de potencia, energía limpia y certificados de energías limpias también comienzan en la primera etapa, involucran contratos que se inician en 2018. Y para el caso particular de mercados de potencia (parte de los servicios conexos) la primera etapa de operación se inicia en noviembre de 2015. Y la segunda en octubre de 2016. ¡Notable complejidad! En principio las subastas darán seguridad a los mecanismos de corto plazo: día en adelanto, tiempo real y hora en adelanto. Permitirán atender requerimientos del día siguiente, del tiempo real o de la hora siguiente.

Recordemos también que en el mercado mayorista podrán participar generadores, comercializadores, suministradores, comercializadores no suministradores (digo yo especuladores) usuarios calificados. Esto permite subrayar una de las críticas. Hay muchos participantes. Y muchos productos. Por ello, muchas transacciones bilaterales. Todas ellas realizadas a precios de mercado. Puede haber manipulación. Y distorsión de precios. El Centro Nacional de Energía (Cenase) se encargará de coordinar compra, venta y suministro continuos de electricidad al por mayor. Con estas tres figuras del mercado. Deberá equilibrar necesidades de generadores, usuarios calificados y comercializadores, suministradores o no. Parafraseo diseñadores del mercado eléctrico del norte de Estados Unidos (PJM). Y digo que es necesario decir que el mercado usa precios marginales locales (PML) que reflejan el valor de la energía en el lugar y tiempo específico que se entrega. Si la electricidad de menor precio puede llegar a todos los lugares, los precios son los mismos en toda la red.

Cuando hay congestión en la transmisión, la energía no puede fluir libremente a ciertos lugares. Pero… atención…hay congestión virtual…Obliga a recurrir a una electricidad más cara para satisfacer esa demanda. Así, el precio marginal local es mayor en esos lugares. Todo está muy claro. Aparentemente. Pero puede haber manipulación. Y manejo de subastas. Especulación en tiempo real. Por eso, ¡que vengan buenos reguladores! No sólo honestos, sino astutos. Lo veremos. Por lo pronto, preparémonos a esta compleja experiencia. Simulación de subastas. Manipulación de ofertas. Tergiversación de demandas –Hogan, teórico de estos mercados, dixit. Estemos atentos a las subastas virtuales. Y a las medidas de mitigación y supervisión. El monstruo ya llega. Sin duda.

NB: Es necesario leer el libro de Alicia Puyana Mutis. Se acaba de presentar en la Flacso. El análisis del petróleo en Colombia y en México no tiene desperdicio… De veras.

Recordemos el estado del proyecto gubernamental de las bases del mercado eléctrico mayorista (mercado). Según el artículo tercero de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) son disposiciones administrativas de carácter general que contienen los principios del diseño y operación del Mercado incluidas las subastas. Preparado por la Secretaría de Energía (Sener) y publicado por la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Cofemer) el 24 de febrero pasado, al 4 de mayo ha recibido 30 opiniones. Pero aún no se determina la fecha de su publicación en el Diario Oficial. Es útil leer las opiniones. Acaso por ello el pasado 23 de abril la Comisión Federal de Competencia (Cofeco) envió a la Sener un dictamen total (no final). Le solicita atender las observaciones planteadas o, en su caso, señalar su improcedencia.

Tiene dos párrafos especiales: “…al momento de la elaboración de la presente opinión no se han emitido ni propuesto las disposiciones operativas del mercado (bases operativas, criterios, guías, lineamientos, manuales, procedimientos, y demás disposiciones emitidas por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) para el mercado, dice la LIE), las cuales complementan de manera importante, el contenido y alcance de las bases… En ese sentido no fue factible analizar las bases y las disposiciones en conjunto…”. Añade “…Las bases establecen conceptos, esquemas y procedimientos inéditos y de alta complejidad técnica, que son difíciles de evaluar desde una perspectiva de competencia, pues su operación depende de factores múltiples, incluidos aspectos de aplicación y la propia de maduración del mercado eléctrico mayorista, lo cual es difícil de analizar en una fase embrionaria”. Luego se recibieron dos opiniones más. Suman las 30. Es indudable la complejidad involucrada. No es novedad si se analizan las experiencias internacionales.

Hay que rescatar una idea que parece haberse extendido. La de los plazos tan restringidos que parecen desprenderse del capítulo I de las bases. Según éstas en agosto próximo deberán asignarse los derechos financieros de transmisión legados. Y en septiembre abrir las subastas de estos mismos derechos (no legados). E iniciar las pruebas del mercado del día en adelanto y del mercado en tiempo real. Operarán a partir del primero de enero de 2016. También en septiembre se iniciarán las pruebas de las subastas de largo plazo (potencia, energía limpia y certificados de energías limpias), para que en octubre inicie la primera etapa de operación de estas subasta. Deberán cubrirse las necesidades de estos tres productos a partir de 2018. En el mismo octubre próximo comience la prueba de la primera etapa del mercado de potencia, que deberá operar a partir de noviembre. Asimismo, en octubre operará la también la primera etapa del mercado de derechos financieros de transmisión. “You got it?”, dicen nuestros vecinos. No iría de por medio el honor gubernamental si se redefinen plazos. De veras que no. Sí, en cambio, el bienestar de una sociedad que todavía consumirá electricidad a un ritmo importante. Al menos el mismo ritmo del PIB los próximos años. A lo mejor un poco menor.

La lectura de la ley permite identificar pendientes. De la Sener, Cenace, la CRE (Comisión Reguladora de Energía), Semarnat, Conagua, Cenagas (Centro Nacional de Control de Gas Natural). Son muchos. Difícilmente se podrá comenzar –sin riesgos y lagunas– el monstruo del mercado eléctrico mayorista el primero de enero de 2016. No lo digo yo. Léanse –por favor– las opiniones en Cofemer. ¿Un retraso resolverá? Se opina que no del todo. Pero permitiría a todos los actores, participantes del mercado (generadores, comercializadores, usuarios calificados y suministradores), autoridades y reguladores, resolver un poco mejor sus pendientes. Sin perjuicio de que con el tiempo se vayan afinando los diversos problemas que surjan.

En torno a los plazos, algunas de las opiniones aseguran que la experiencia internacional muestra que hacen falta de cinco a 10 años para implementar correctamente un mercado mayorista que funcione. Cuando se logra que lo haga. Hay casos en que se ha suspendido la experiencia. Entre ellos algunas regiones de Estados Unidos. Y es que pasar –como en México– de comprador único a mercado nodal (se habla de 2 mil nodos) con mercado de día en adelanto y mercado en tiempo real, no es posible en menos de un año. Recordémoslo. El borrador de las bases del mercado se dio a conocer a finales de febrero. Estamos a mediados de mayo. Y como la misma Comisión de Competencia reconoce, las disposiciones operativas aún no se publican. Permítaseme concluir con un señalamiento que preocupa mucho. Será útil comentarlo más ampliamente en otro momento. Se trata de lo que se identifica como profundidad del mercado (cantidad de participantes) y como liquidez del mercado (capacidad de hacer transacciones sin afectar precios). En el mercado eléctrico mayorista habrá dos mecanismos de adquisición: spot y coberturas.

Se dice que un mercado spot profundo y con liquidez daría la señal de precio adecuada para que el mercado reconozca –sin manipulaciones– el marginal de corto plazo. Así, los usuarios pagarían adecuadamente la energía. Se le sumarían los cargos regulados (transmisión, distribución, Cenace, servicios conexos y suministro cuando fuera el caso). Y costos del suministro no regulado. También habrá coberturas –reguladas para suministros básico y de último recurso– que deberían dar las señales adecuadas de costos, entre ellos el de la capacidad. En principio vinculadas a un mercado spot con liquidez y profundidad. Pero hay experiencias –España sin duda– en que las coberturas no se desarrollan. O no hay suficiente liquidez del mercado spot. Y se manipulan los precios. Y las coberturas mismas no dan señales adecuadas. En consecuencia los usuarios finales pagan la electricidad a un precio mayor que el esperado.

¿Qué va a pasar en México? Ya intentaremos ver con detenimiento esta problemática. Sin duda.

NB: Si la electricidad de menor precio puede llegar a todos los lugares, los precios son los mismos en toda la red, señalé en mi anterior nota. Correctamente un amable lector me solicita que aclare que eso sólo es cierto cuando hay las mismas pérdidas en las redes que unen los nodos. Hecho.

antoniorn@economia.unam.mx