ecordemos 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 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.
