José Antonio Rojas Nieto
Una
vez más. Es difícil resolver los problemas fundamentales previos a la
apertura de un mercado eléctrico mayorista en México (MEM) en tan poco
tiempo. Las bases del mercado (BME) fueron presentadas a la opinión de
los interesados en el portal de la Comisión Federal de Mejora
Regulatoria (Cofemer), a finales del mes de febrero. Y se acumularon 31
comentarios. Entre ellos hubo un documento de dictamen total (no final)enviado por la misma Cofemer a la Secretaría de Energía (Sener) en el que –entre otras cosas que será bueno ver en otro momento– se solicitaron tres descripciones fundamentales: 1) objetivos que se persiguen en los mercados de día en adelanto de tiempo real para energía y servicios conexos, en el mercado de potencia y en el mercado de certificados de energías limpias (en realidad también de las subastas de mediano plazo para energía y de largo plazo para potencia, energías limpias, certificado de energías limpias y derechos financieros de transmisión); 2) finalidad con la que se propone establecer dos etapas, periodos de prueba y operación para implementación del mercado eléctrico mayorista; 3) problemas específicos a los que atenderá el desarrollo de cada uno de estos mercados (y subastas, añado).
Asimismo, se formularon recomendaciones para profundizar en lo que
la Cofemer llama posibles alternativas a la regulación: 1) describir
cómo operan los mercados eléctricos mayoristas al menos en Estados
Unidos, en el Reino Unido y en Chile, identificar si la competencia se
abrió solamente en generación y comercialización –como en México– o en
toda la cadena de valor de la industria eléctrica (a decir de Cofemer,
generación, transporte, distribución y comercialización) y señalar qué
mecanismos se han utilizado para garantizar el acceso no indebidamente
discriminatorio en cada una de esas actividades de la cadena de valor y
propiciar la competencia; 2) describir qué beneficios se han observado
para la sociedad en general con los mecanismos utilizados en el ámbito
internacional, en términos de aumento de la oferta de energía eléctrica
o reducción de tarifas eléctricas, entre otros; 3) señalar los
elementos de la regulación internacional que se tomaron para la
elaboración de las bases del mercado en México; 4) indicar el tipo de
información que esta nueva forma de organización de lo eléctrico
proporciona a los usuarios en los diferentes países, a fin de generar
certidumbre sobre la expansión de la red eléctrica y claridad en torno
a los costos, las capacidades y los estándares de interconexión (se
interconectan centrales eléctricas y se conectan centros de carga); 5)
indicar el tipo de especializaciones y las nuevas capacidades técnicas
que deberán tener los recursos humanos para el diseño, la construcción,
la puesta en marcha, operación y mantenimiento de los esquemas de
generación distribuida; 6) indicar los incentivos utilizados para
generar nuevos modelos de negocios bien diseñados y modelos de
financiamiento ad hoc, como incentivos que promuevan la
generación distribuida. No se puede estar en desacuerdo con esto, por
más que se puedan completar o modular sus énfasis. Para ello es muy
útil el análisis de los documentos de opinión, algunos de fina agudeza.
Lo cierto es que aún no se ha respondido a Cofemer o, al menos, no se
ha publicado la respuesta. Esto es delicado porque falta poco menos de
dos meses para que –según el calendario propuesto– se asignen derechos
de transmisión, con lo que empieza todo. Y casi tres meses para las
primeras pruebas de mercado del día en adelanto y en tiempo real; de
subastas de largo plazo para potencia, energía limpia y certificados de
energía limpia; y de subastas de derechos financieros de transmisión.
Estamos
contra el tiempo. En eso y en otros aspectos como, por ejemplo, el de
las nuevas tarifas reguladas de transmisión y distribución. Me
concentro hoy en un aspecto de la mayor relevancia. El mercado y las
subastas de potencia, mecanismos que teóricamente garantizarán la
instalación suficiente de centrales eléctricas que satisfagan a los
usuarios en todo momento. Específicamente –como debe hacerse– en el de
demanda máxima bruta. Según información oficial, los últimos años se
registra a finales de mayo o principios de junio. Pero hay más horas
técnicamente críticas. Y no sólo a nivel global sino regional, por las
características de la capacidad de generación regional y las
características de la transmisión. Por eso no se puede hablar sólo de
mercado o subastas de potencia sin atender las características de la
red nacional de transmisión.
En el sistema interconectado nacional la demanda actual es del orden
de los 39 mil megavatios. Y en la más reciente prospectiva del sector
eléctrico se indica que entre 2014 y 2028 pudiera crecer a 4 por
ciento, considerando el retiro de centrales por razones operativas,
económicas o de antigüedad. En principio a este ritmo deberá crecer la
instalación de Centrales. Mercado y subastas de potencia deben
atenderlo. O el que resulte de acuerdo con las nuevas características
del crecimiento económico, incluidos sus aspectos sectoriales y
regionales. Es importante advertir que esto podría cambiar –incluso
drásticamente– al iniciar la operación del mercado y concluir la época
de tarifas tradicionales, con cargos de punta que atendían a la
evolución de dicha demanda máxima. Por eso son muy pertinentes las
observaciones sobre los mecanismos –mercado y subastas– para garantizar
la capacidad instalada necesaria, y dicha demanda máxima. Y, además,
garantizar el margen de reserva óptimo. Pero no sólo.
Hay observaciones –también absolutamente pertinentes– sobre el nexo
y la interrelación de esos mecanismos con los de la expansión de la red
nacional de transmisión, lo que financieramente deberá permitir la
tarifa regulada de transmisión. Es un proceso integrado que
artificialmente se desintegra en aras de la competencia. Para bajar
precios. Bueno… eso se dice. Sin embargo, lo integral no parece verse
en la versión preliminar de las bases del mercado. Y eso representa un
riesgo para el funcionamiento del sistema eléctrico nacional. Y para el
bienestar de los usuarios. Sin duda.
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