El discurso oficial habla del abatimiento de costos y la reducción de tarifas de energía eléctrica, pero no se ha dicho cuál será el mecanismo para hacerlo.

 

 

La reforma energética establece entre sus postulados un elemento fundamental que es difícil de conciliar con lo que se ha venido observando en el sector en la presente administración. Establece que en la generación de electricidad se permite la participación privada, lo cual implicará una mayor inversión en la infraestructura que incrementará la producción de electricidad a menores costos. Sin embargo, hay que analizar el papel que la generación privada ha jugado hasta hoy en el incremento de la capacidad instalada, pero, aún más importante, hay que analizar la inconsistencia que podemos observar respecto a la Reforma y a la política presupuestal del gobierno federal.

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Desde el inicio de la presente administración se ha planteado la necesidad de contar con inversión privada en el sector eléctrico. Sin embargo, la participación privada ya era una condición que había sido implementada exitosamente en la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Para cuando inició la presente administración, desde 1997, CFE tuvo requerimientos de inversión por 44.6 mil millones de dólares en infraestructura, donde 55% de sus requerimientos de inversión fueron financiados por inversionistas privados. Para poner datos duros, tenemos que de 296,633 GWh generados en el 2012, 39%, o 117,544 GWh, fueron resultado de inversiones privadas bajo el esquema de Productor Externo y Autoabasto. Esto significa que en el 2012, antes de la Reforma, casi el 40% de la energía que consumimos los mexicanos fue generada por una empresa privada.

Si bien se puede argumentar que los esquemas anteriores estaban basados en una débil figura legal que fue impugnada hasta que fue resuelta su constitucionalidad por la Suprema Corte de Justicia, lo preocupante es que se invita a la participación privada bajo la certidumbre jurídica que otorga la nueva Ley de la Industria Eléctrica, pero se siguen utilizando recursos públicos para invertir en la generación de energía eléctrica. El presupuesto aprobado de inversión física para el Ejercicio Fiscal 2014 de CFE sólo concentra 13.1% del Gasto Programable, pero registra una expansión a tasa real de 15.4% respecto a 2013. De acuerdo con la estrategia programática de la CFE, con este impulso, se busca “expandir el sistema eléctrico nacional para satisfacer la demanda de energía eléctrica que requieren los distintos sectores económicos del país”.

Tenemos entonces que si bien el gasto de inversión se mantuvo constante como porcentaje del gasto programable con un 13%, la expansión en el gasto programable resultó en un incremento de 6.6 mil millones de pesos en inversión, pasando de 34 a 40.6 mil millones de pesos. ¿Cómo se puede entonces conciliar el mensaje de promoción de inversión privada con las crecientes inversiones de CFE? Estas inversiones mantendrán el papel dominante de la CFE durante años, pues son presupuestos autorizados para proyectos que entrarán en operación en los siguientes 3 años, que es el tiempo promedio en que tarda en licitarse, adjudicarse y construirse una planta hasta su entrada en operación comercial. En los medios se ha subrayado la conversión de la CFE a plantas de gas natural para abatir costos, pero lo que no debemos perder de vista es que muchas de estas centrales serán obra pública financiada, esto es, serán plantas pagadas con presupuesto federal, y operadas y mantenidas con presupuesto de la “empresa productiva”.

Un punto adicional a considerar es el referente a las tarifas eléctricas. El discurso oficial habla del abatimiento de costos y la reducción de tarifas eléctricas, pero no se ha dicho cuál será el mecanismo para hacerlo. Se habla de incrementar la generación a través de gas natural para reducir estos costos, así como reducir las ineficiencias en la distribución de electricidad, pero el tema central es el correspondiente a los subsidios a la electricidad. En el 2012, el subsidio a las tarifas eléctricas fue de aproximadamente 100,000 millones de pesos, donde 86% de estos subsidios se distribuyeron en los usuarios residenciales y un 12% adicional fue focalizado a usuarios agrícolas. En el lado de las ineficiencias en distribución tenemos tanto las pérdidas técnicas como las no técnicas. Las primeras se refieren a acciones que son internas al sistema eléctrico, y consisten principalmente de disipación de energía en los componentes del sistema, como transformadores y líneas. Las pérdidas no-técnicas, por otro lado, están causadas por acciones externas al sistema, como son los llamados “diablitos”, errores de medición o facturación, las cuales sumaron más de 17,000 millones de pesos que no ingresaron a la CFE.

¿Eliminar las ineficiencias en la distribución contribuirían a una disminución en las tarifas eléctricas? No, porque a pesar de que se ingresaran esos recursos, la tarifa eléctrica no está ligada a la estructura de costos o al estado de resultados de la CFE, sino a fórmulas que reflejan la canasta de combustibles que utiliza la CFE para generar energía. El incremento en la capacidad de generación con gas natural contribuiría a esta reducción en costos bajo, pero es un proceso que, en el mejor de los casos, llevaría entre 4 y 5 años, tomando en cuenta lo mencionado más arriba, pues una central de ciclo combinado de gas natural licitada por la CFE entra en operación de 30 a 36 meses después de que ha sido adjudicada.

Sin embargo, aquí hay una contradicción básica respecto al impulso que se busca dar a la generación de electricidad. Por un lado, lo que haría atractiva la entrada de un desarrollador privado al sector es poder ofrecer energía a menores costos, pues supuestamente lo podrá hacer de manera más eficiente que la CFE. Sin embargo se supone que las Reglas del Mercado Mayorista que operarán en México se basarán en ofertas basadas en los costos de dichas centrales (Artículo 104). ¿Cómo puede entonces un inversionista arriesgar capital en un mercado donde el actor dominante anuncia en todos los medios que realizará inversiones por 6,000 MWs adicionales (central Norte III, Valle de México, Guaymas II y III, Topolobampo y Escobedo) que, de acuerdo con el discurso oficial, reducirán los costos del sistema? ¿No deberían ser los inversionistas privados los que reduzcan estos costos? Por otro lado, no hay ninguna señal clara respecto a la reestructura de tarifas, lo cual complica el establecer plantas apalancadas en contratos bilaterales con usuarios privados, pues estos compradores potenciales, al creer el discurso oficial, están esperando que se materialicen la reducción en la tarifas, y no firman contratos de compra-venta de energía. Y ¿qué hay de los subsidios? Ninguna declaración al respecto, pues el año que entra es año electoral.

Finalmente, la certidumbre legal es otro gran pendiente “pero” de la Reforma Energética. En la Primera Parte de Mitos y Realidades de la Ley de la Industria Eléctrica escribía que el texto del proyecto de Ley abarca de manera consistente y clara todos los aspectos de la industria, pero que los detalles que no incluía la Ley dificultaban la toma de decisiones y que era difícil ver donde se encontraba la experiencia técnica y administrativa para aterrizar la reforma en la legislación secundaria. Desgraciadamente, el proyecto de Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica que se presentó a consulta pública en la Comisión Federal de Mejora Regulatoria confirma estas reservas respecto a la capacidad para emitir estas disposiciones. Es un documento limitado y carente de cualquier detalle que permita avanzar en la Reforma. Si esto es indicativo de lo que viene en el periodo de implementación de la Reforma, el sector seguirá envuelto en la incertidumbre y se retrasarán proyectos de inversión por miles de millones de dólares.

 

 

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