La reforma eléctrica aprobada ofrecer grandes oportunidades en el desarrollo del sector, siempre que las autoridades sean capaces de plasmar en una regulación transparente y eficiente los instrumentos necesarios para que estas oportunidades se puedan concretar.

 

 

 

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Para los participantes del sector eléctrico, la reciente publicación de la Reforma Constitucional presenta importantes interrogantes que deberán ser resueltas con la publicación de las leyes secundarias. Dependiendo de la lectura que le demos, el nuevo texto constitucional parece ofrecer grandes oportunidades en el desarrollo del sector, siempre que las autoridades sean capaces de plasmar en una regulación transparente y eficiente los instrumentos necesarios para que estas oportunidades se puedan concretar.

Un punto esencial a resolver es el relacionado a la planeación del sistema eléctrico nacional, que los artículos 27 y 28 constitucionales establecen que corresponde exclusivamente a la Nación y constituye un área estratégica en la cual el Estado ejerce su función exclusiva, aunque no establece quién ejercerá dicha facultad.

Si bien es cierto que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) la ha venido realizando, es de esperar que la Secretaría de Energía (Sener) ejerza mayores facultades a este respecto.

Pero, ¿cómo podríamos referirnos ahora a la CFE bajo el nuevo concepto de “empresa productiva” del Estado, con autonomía técnica y de gestión, como establece el artículo transitorio Vigésimo si alguien más planea por ella? ¿Si ahora será el brazo ejecutor de una planeación centralizada, esta incluirá la adición de capacidad de generación del sector privado? ¿Las métricas de productividad y el presupuesto seguirán siendo una prerrogativa del Estado mexicano?

Esto nos lleva a la siguiente pregunta respecto a la reforma: ¿qué significa “el sistema eléctrico nacional” en el contexto de la planeación? Parecería abarcar únicamente el sistema propiedad del Estado si la planeación significa ordenar la construcción de centrales e infraestructura, pero iría en contra de la creación de un mercado eléctrico, pues la planeación estatal centralizada y obligatoria no es muy diferente a lo que tenemos actualmente, donde la modalidad (pública o privada) se va definiendo año con año.

Hasta que no veamos de qué manera se va modificando el Presupuesto de Egresos de la Federación, es complicado especular sobre el papel de la CFE en la adición de capacidad, pues la planeación que se tiene a 15 años ya tiene una adición de capacidad definida. La disponibilidad de recursos será la que realmente definirá el papel que jugará la CFE en el futuro en este rubro, por lo que la Secretaría de Hacienda, y no la Sener, será la que seguirá definiendo la política energética del sector eléctrico en este país.

Como hemos mencionado anteriormente, de la propuesta de reforma lo más importante a resaltar es la creación de la figura del operador independiente, pues desde hace años se le debió otorgar autonomía financiera y de gestión al Centro Nacional de Control de Energía (Cenace). Bajo el esquema de planeación central que menciona la Reforma, esto último es particularmente relevante porque actualmente la planeación y la operación del Sistema Eléctrico Nacional se encuentran separados en la estructura orgánica de CFE. Por un lado, la Subdirección de Programación elabora cada año el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico, documento eje del sector con un horizonte de planeación de 15 años. Por otro lado, el Cenace lleva a cabo la operación del sistema, el despacho económico.

De acuerdo con el discurso oficial, este modelo de operador independiente promueve la eficiencia en la programación y desarrollo de proyectos de generación, por lo que la reforma daría lugar a una generación eficiente, limpia y económica, donde habría lugar para un mercado competitivo de energía y capacidad. Pero éste no será un incentivo suficiente para que el incremento en la oferta de electricidad resulte en una baja en tarifas. La única forma de bajar las tarifas a partir de la matriz de generación actual será a través de la reducción del costo de los combustibles, el establecimiento de contratos bilaterales de largo plazo, financiamiento competitivo a proyectos de generación distribuida, así como con subsidios focalizados y una reestructuración completa de tarifas, reestructura que hasta ahora no ha sido mencionada por ningún lado.

Otro concepto que incluye la reforma en su artículo transitorio Décimo Sexto es que el Cenace tendrá como facultad controlar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la red nacional de transmisión y las redes generales de distribución. Si bien hay actores del sector que señalan que esto significará un cambio importante en el desarrollo de proyectos, no esperaría grandes cambios a este respecto, pues el proceso y la validación de los estudios de prefactibilidad y factibilidad de interconexión será llevado a cabo por las mismas personas que, en su caso, serán reubicadas a este nuevo organismo, y que seguirán consultando a las mismas áreas operativas. En virtud de que las nuevas reglas tomarán tiempo en ser elaboradas e implementadas, aquellos proyectos que se encuentran actualmente en proceso de desarrollo o construcción tendrán una importante ventaja para participar con las nuevas reglas donde, por ejemplo, se elimina la obligación que la venta de los llamados “excedentes” (la energía que no está colocada en contratos de compra-venta), pudiendo participar en el nuevo mercado spot según lo determinen las señales de precios.

Un beneficio de la reforma será la reducción de los costos de transacción de participar en el mercado y la eliminación de la “excepción” (o ficción) del autoabastecimiento y la cogeneración, figuras que se establecieron en la reforma de la ley de 1992 y que han permitido tanto el desarrollo de los proyectos eólicos de Oaxaca como grandes proyectos térmicos. Al suprimirse el “servicio público de generación” como actividad exclusiva del Estado, ya no se tiene que diferenciar del “servicio privado” y, por lo tanto, quedaría eliminado el requisito de que un usuario que contrata con una sociedad permisionaria el suministro de energía eléctrica debe ser socio de la misma.

Existirá entonces plena libertad para que una empresa que tiene una central de generación pueda celebrar contratos con usuarios para venderles electricidad, estableciendo un mercado más líquido y eficiente.

Esperemos, sin embargo, que sigan existiendo esquemas de contratación para la CFE para las grandes centrales térmicas para poder garantizar el suministro, con esquemas como el del Productor Externos de Energía.

Como hemos mencionado en otro artículo, el esquema que ha sido exitoso y puede seguir atrayendo más inversión para las grandes centrales es el programa de los Productores Independientes de Energía (PIEs). Actualmente más de 9,000 MWs de capacidad han sido licitados bajo esta modalidad, y tanto los desarrolladores como los mercados financieros se sienten cómodos con este esquema.

Para generadores privados que generen cerca de los centros de carga, a través de esquemas de generación distribuida, con centrales menores a 100 MWs, deberán reconocerse también los beneficios que otorgan al sistema, como es el soporte de voltaje y reducción de pérdidas técnicas en transmisión y establecer las contraprestaciones correspondientes.

En cuanto a las energías renovables, el artículo transitorio Décimo Séptimo establece de manera muy ambigua que el legislador deberá promover la eficiencia en el uso de la energía y de reducir la huella de carbono, ordenando el establecimiento de obligaciones de energías limpias para los participantes de la industria eléctrica. La promoción de renovables, sin embargo, deberá llevarse a cabo a través de incentivos, señales de precios adecuadas y políticas públicas claras y transparentes.

A nivel mundial se han promovido a través de cuotas, tarifas preferenciales, certificados verdes, incentivos fiscales etc, habrá que esperar si se “tropicalizará” alguna iniciativa europea o americana o se diseñara un esquema original. Pero el problema actualmente es que el vacío legal que conlleva la reforma trae consigo también un retroceso, pues los inversionistas se enfrentan a la incertidumbre sobre si los actuales incentivos a las renovables permanecerán bajo el nuevo esquema, o si la tarifas sufrirán modificaciones, tal como paso por decreto en el 2008, lo cual retraso años varios proyectos de autoabasto.

Esperemos que las leyes secundarias se presenten en los tiempos definidos por la reforma, y que el Ejecutivo, la nueva “empresa productiva”, un regulador fortalecido y el nuevo operador independiente puedan lograr al menos parte de lo que promete el discurso oficial.

 

 

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