igamos con el mercado eléctrico mayorista. Nunca olvidemos que es un mecanismo técnico y económico complejo. En parte –recuerdan especialistas– porque la electricidad no puede almacenarse. Pilas y almacenamiento o rebombeo de agua no resuelven el asunto de fondo. También porque cuando es enviada por redes –el equivalente a tuberías de agua o autopistas para vehículos– no sigue una única ruta. En ocasiones hay caminos
congestionados. Obligan a cambiar de ruta. Finalmente –para sólo indicar un tercer aspecto de la complejidad de lo eléctrico– porque su entrega
al mercado mayorista exige una supervisión técnica muy delicada para que el suministro se realice con seguridad y confiabilidad. Pero también muy honesta por parte de operadores y participantes del mercado.
Es cierto –lo sometió a debate en su momento Tomás de Aquino en sus questio 77 –que es legítimo como vendedor o comprador reclamar un beneficio en las transacciones humanas. Pero siempre en el marco de una mutua satisfacción derivada de un precio justo. ¿De dónde sale el beneficio? ¿De vender o comprar por encima o por debajo del valor? ¿Se imagina usted llevar esta delicada pregunta –cuya respuesta empezó a esbozarse con el pensamiento económico clásico– al terreno de la electricidad? ¿Cuál es el precio justo de la electricidad? ¿Y en cada hora, dado que no hay almacenamiento?
Los fisiócratas aportaron la idea de la fertilidad de los recursos naturales y su producto neto. La maduración teórica clásica vino con la teoría del valor de Adam Smith y la teoría de la renta de David Ricardo. Y por si esto fuera poco, la tesis marxista de que el beneficio es apropiación de un excedente derivado de trabajo no pagado, hace más complejo y controversial el asunto. ¿Beneficios, rentas y plusvalor en el mercado eléctrico? ¡A la complejidad técnica agreguemos la económica! Y si no me creen, basta introducirse al debate sobre lo que nuestra Ley de la Industria Eléctrica resuelve con una aparente simplicidad.
A leer y releer los artículos tercero y 96. El mercado eléctrico mayorista es (el mecanismo técnico y económico y social, agrego) donde los participantes del mercado (generadores, comercializadores suministradores, comercializadores no suministradores y usuarios calificados) podrán realizar transacciones de: 1) energía eléctrica; 2) servicios conexos (reservas, regulación de frecuencia y de voltaje, entre otros); 3) potencia u otro producto que garantice la suficiencia de recursos para satisfacer la demanda eléctrica; 4) los anteriores productos vía importación o exportación; 5) derechos financieros de transmisión; 6) certificados de energías limpias; 7) otros requeridos.
Sí. No sólo se realizan transacciones de energía eléctrica y servicios conexos. También –me concentro hoy– de potencia u otro mecanismo que garantice la suficiencia de recursos para satisfacer la demanda. Se trata –bases del mercado dixit– del compromiso para mantener capacidad instalada de generación y ofrecerla al mercado de energía de corto plazo durante un periodo dado. Se ofrece, por cierto, por los generadores. Y se adquiere por entidades responsables de carga (Suministradores básicos y de servicios calificados o de último recurso, usuarios calificados participantes del mercado y generadores de intermediación), a fin de cumplir sus obligaciones.
Otros mercados no ofrecen transacciones de potencia. Diversos especialistas internacionales señalan múltiples condiciones para que el mercado de potencia opere bien. Las veremos en otro momento. Pero hay debate intenso al respecto. En parte porque al recibir un pago por energía vinculado con los precios marginales locales (PML), los generadores recuperan todos los costos asociados a su operación y a sus inversiones. ¡No es la opinión general! Es cierto que al recibir el PML, generadores cuyo costo de operación y mantenimiento es muy bajo (al menos menor al PML) o es cero o casi cero (eólicas y las solares) reciben una renta
. En principio debería permitirles recuperar sus otros costos. Si el PML, por lo demás, está vinculado a combustibles caros y a tecnologías de baja eficiencia, la renta es mayor.
Así, en el caso de diésel o combustóleo –relativamente caros en estos momentos– o tecnologías de baja eficiencia –turbogás o combustión interna por ejemplo– las rentas pueden ser altas. Y un pago extra por comprometerse a ofrecer potencia –como indican las bases del mercado– se suma a esa renta. En medios de análisis de los mercados se indica como doble pago. Esto, sin duda, exige mayor profundización. Lo presento brevemente para indicar que en las cuentas globales de la operación eléctrica actual en México, los usuarios finales deben pagar todo lo que exige este tipo de operación y control del mercado eléctrico, donde obtención de rentas y pago de potencia están sumados. ¿De qué manera y en qué montos? Faltan algunos elementos por definirse para conocerlos. Entre ellos lo que se pagará a las diferentes empresas implicadas en lo que la ley llama contratos legados.
Pero a ello, evidentemente, hay que agregar los ingresos recuperables autorizados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Por las actividades de control por parte del Cenace. Y por el servicio público de transmisión y el servicio público de distribución bajo la responsabilidad de CFE-Transmisión y CFE-Distribución, respectivamente. Asimismo por las actividades del único Suministrador Básico autorizado hoy, CFE-Suministro Básico, ingreso que provienen de la agregación de los anteriores con lo autorizado por la misma CRE para su propia operación. Hoy, con precios marginales locales que –simplificando– fluctúan entre uno y dos pesos por kilovatiohora (kWh), muy difícilmente se lograrán costos inferiores a los de la CFE de antes. Al menos por lo pronto.
De ser cierto eso la insuficiencia de recursos será mayor. Pero eso, precisamente, habrá que profundizarlo en otro momento. Sin duda.
