Es momento de conocer los retos y oportunidades conforme al diseño y la operación de las nuevas Bases del Mercado Eléctrico recién introducidas.

 

Por Benjamín Torres Barrón y Marco A. Nieto Vázquez

Sin lugar a dudas, la industria eléctrica es el subsector que ha mostrado los mayores cambios estructurales con respecto a las oportunidades de negocio dentro del proceso de configuración, diseño e implementación de la reforma energética mexicana.

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Si bien nuestra reforma energética se propagó inicialmente en el sector de exploración y extracción de hidrocarburos (formalizado con la reciente firma de los primeros contratos de producción compartida en México después de más de 60 años de monopolio estatal), los esquemas de generación eléctrica que conocimos, particularmente con las anteriores reformas (de 1992 y 1993) a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento, muestran ahora un cambio fundamental que va más allá del esquema regulatorio.

Aunque el anterior modelo permitía la inversión privada en el sector eléctrico, éste sólo promovió esquemas de participación muy específicos y acotados. La compraventa de energía y/o de potencia entre particulares únicamente era posible a través del (i) autoabastecimiento o (ii) cogeneración, o bien con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a través de (i) la producción independiente de energía (PIE), o de (ii) la pequeña producción.

Las recientemente introducidas Bases del Mercado Eléctrico se han diseñado bajo un enfoque de eficiencia operativa coordinada a través del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace). La totalidad de las decisiones del mercado eléctrico mayorista, incluyendo las subastas de mediano y largo plazo (contratos de cobertura derivados de las subastas), así como los nuevos esquemas de compraventa de energía y productos asociados (contratos de cobertura bilaterales entre dos participantes del mercado) se estarán determinando bajo procesos competitivos, buscando garantizar eficiencia, transparencia, así como acceso abierto y no indebidamente discriminatorio.

Las autoridades han tomado un modelo basado en prácticas internacionales (precios marginales locales) separando los productos y servicios que integran el nuevo portafolio de commodities en este nuevo mercado. Ahora la energía, los servicios conexos[1], la potencia, los derechos financieros de transmisión, los certificados de energías limpias, así como cualquier otro producto y/o servicio que las autoridades consideren relevante, cuantificarán sus costos de oportunidad de manera instantánea e independiente para el Sistema Eléctrico Nacional, determinando así los precios en cada uno de sus nodos o zonas de potencia.

Todas las operaciones que sean llevadas a cabo por los participantes del mercado (ya sea generador, comercializador no suministrador, suministrador de último recurso, suministrador de servicios calificados, suministrador de servicios básicos o usuario calificado participante del mercado) tendrán que considerar esta nueva estructura de costos en sus decisiones de compraventa. Asimismo, existe una nueva plataforma de garantías que cada participante deberá emitir, la cual deberá ser lo suficientemente barata y flexible para respaldar sus operaciones, y con ello reducir los costos y precios de la electricidad para los usuarios finales, la finalidad preponderante de la reforma eléctrica.

El exitoso modelo de negocio de generación privado que México conoció y desarrolló exitosamente durante el régimen anterior,[2] tendrá ahora que adaptarse e incluir una serie de variables. Inclusive, el lugar donde se genere la electricidad puede ser más importante que la tecnología a utilizar. Estos retos antes señalados para el generador, también alcanzan a la propia CFE, en su carácter de empresa productiva del Estado, de acuerdo con los criterios de separación que se determinen próximamente.

Los usuarios calificados que deseen participar en el mercado deberán desarrollar la capacidad para llevar a cabo sus transacciones de compraventa con una eficiencia tal que les permita identificar las mejores opciones disponibles en este mercado, o bien –de conformidad con sus estrategias corporativas particulares– contratar opciones de mediano y largo plazo, ya sea en subastas o a través de contratos bilaterales. Por otra parte, para el caso de los comercializadores y los suministradores, éstos requerirán un grado de especialización y conocimiento que les permita satisfacer los requerimientos de suministro eléctrico de sus clientes, al tiempo de identificar las mejores opciones del lado de la oferta, con el objetivo de que su intermediación resulte en beneficios económicos.

En conclusión, el balance de ingreso-gasto de un generador en el mercado de corto plazo incluirá el ingreso por producir el electrón igual a su costo variable (OPEX), el ingreso por la potencia de acuerdo con el valor de disponibilidad que se amortizará contra su inversión de capital (CAPEX), el costo de las tarifas de transmisión y distribución (fracción del generador), y el costo de los servicios conexos asignados por el Cenace. Por otro lado, el usuario calificado en dicho mercado tendrá a su cargo el costo de producción del electrón, el costo de pérdida, el balance de costo-ingreso de los derechos financieros de transmisión, el costo de la potencia adquirida, el costo de transmisión y distribución (fracción del usuario) y el costo de los servicios conexos asignados por el Cenace. A partir de estas determinaciones se generarán las liquidaciones de corto plazo coordinadas por el Cenace y de las liquidaciones de las coberturas a las subastas y/o a los contratos bilaterales, que tanto generadores como suministradores y usuarios calificados hayan, en su caso, contratado.


[1]Existirán otros servicios conexos cuyos precios no se determinarán por los criterios de maximización del valor del producto suministrado menos su costo, como las reservas reactivas, la potencia reactiva y el arranque de emergencia, sino que éstos precios serán determinados por la regulación tarifaria de la Comisión Reguladora de Energía.
[2]De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional, los PIEs alcanzaron un porcentaje de generación bruta en 2014 de 28.4%, mientras que el resto de las modalidades de generación fuera del servicio público fue de 14.3%, totalizando un 42.7%.


Benjamín Torres Barrón y Marco A. Nieto Vázquez, integrantes de la práctica de Energía de la firma legal Baker & McKenzie.

 

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