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Tema IV.Tendencias en el Sector Energético

Regional y su Impacto en el

Sector Eléctrico Nacional

Situación actual del mercado de gasnatural en América del Norte

Existen varios retos en los mercados de Gas Naturalen la región de Norte América. El más importante hasido mantener el equilibrio entre la oferta y la demandaen el corto y largo plazo, especialmente en los últimosaños cuando se ha presentado un balance muy apretadoentre la producción y el consumo, que ha provocadofuertes repuntes en el precio del gas natural a lo largoy ancho de toda la región. Este resultado no ha sidocausado por un aumento imprevisto de la demandacomo podría pensarse, sino por una reducción gradualde la oferta del gas natural que ha llevado a los preciosa su punto de viraje, generando con ello implicacionesmuy fuertes en la volatilidad del nivel de precios regional.

Por el lado de la oferta, la mayoría de las cuencas deproducción actuales en los Estados Unidos y Canadáse encuentran en un grado de explotación madura yen declive geológico, por lo que un fuerte aumento enla perforación de pozos difícilmente tendría un importanteincremento en la oferta. Esta situación afecta directamentela rentabilidad de los yacimientos e inhibe futurasinversiones en producción de gas natural, generandola expectativa de que la oferta regional no alcanzaráaltas tasas de crecimiento como para igualar el aumentoesperado de la demanda. Bajo este escenario es quese plantea la necesidad de introducir el uso del GasNatural Licuado (GNL) de importación como solucióna un futuro en donde la oferta doméstica regional no

pueda cubrir el crecimiento de la demanda y es hastala entrada del GNL en cantidades suficientes que lavolatilidad de los precios regionales seguirán reflejandola escasez de gas natural.

Prospectivas del mercado de gas naturalen América del Norte

De acuerdo a proyecciones de CERA sobre la ofertay la demanda para toda la región, se espera que enel 2010 el precio promedio en América del Norte seade 3.5 dólares por millón de BTU y que la demandaaumente a 75 mil millones de pies cúbicos diarios(mmpcd), en comparación con los 70 mmpcd que seconsumen actualmente; mientras que la capacidadproductiva de la región se mantendrá por debajo delos 70 mmpcd como se muestra en la Gráfica 1.

69• JED BAILEY

Panorama del Sector Energéticoen América del Norte

Dr. Jed Bailey *

* El Dr. Jed Bailey es miembro de Cambridge Energy Research Associates, es Director de CERA para América Latina y Editor de Reportede Gas y Electricidad de México, así como el del Cono Sur para la misma empresa consultora. Participa en diferentes reportes especializadossobre las condiciones financieras de los sectores eléctricos de diferentes países, así como el análisis de implicaciones económicas y políticas,como la volatilidad existente en algunos países de América Latina. Es ingeniero mecánico de la Universidad de Wyoming, y tiene unamaestría en política energética en el Instituto Tecnológico de Massachussets

Fuente: Cambridge EnergyResearch Associates

1996 2002

75

70

65

602000

80

1998 2010

Demanada PotencialIncluyendo a México

CapacidadProductiva

2004 2006 2008

mmpcd

Gráfica 1

Capacidad Productiva de Gasen Norteamérica y Demanda Potencial

70 JED BAILEY •

Para cubrir esta demanda hay dos opciones: la primeraes la menos atractiva, ya que representa la reduccióndel consumo resultado del aumento del precio por laescasez de oferta y la segunda, abastecer la totalidaddel aumento en la demanda completándola con otroscombustibles sustitutos como gas natural licuado, a finde mantener los precios en niveles aceptables. Ante esto,resulta importante destacar que bajo las característicasactuales del mercado de gas natural con un débilequilibrio entre la oferta y la demanda, cualquier cambiomoderado en el consumo y/o una reducción en laproducción pueden desencadenar fuertes fluctuacionesen el precio. Ello provoca un aumento en el riesgo frentea factores incontrolables como el clima o accidentes engasoductos que pueden generar una mayor volatilidadde precios.

Como se muestra en la Gráfica 2, cuando la oferta noes suficiente para abastecer el consumo, es decir, cuandola capacidad de producción no puede responder a lamisma velocidad que la demanda, se provoca queprácticamente todo el aumento en el consumo se reflejeen el precio.


Fuente: Cambridge Energy Research Associates 30302-2

Gráfica 2

Oferta ajustada magnifica los cambiosen la demanda

Esta situación no sucede cuando la capacidad deproducción es holgada y el costo de aumentar unaunidad más de producción es mucho menor para elmismo aumento en el consumo. El ejemplo clásico parapoder entender mejor esto, es el de los asientos de unestadio, donde la oferta esta fija para un númerodeterminado de espectadores, por lo que cada aumentode la demanda por encima del límite del estadio esabsorbido en su totalidad por el precio, derivando enaumentos para que entren quienes puedan pagar.

Por otra parte, la rigidez de la oferta y la volatilidad delos precios tienen consecuencias de largo plazo en elnormal desenvolvimiento de los mercados, ya que dichavolatilidad impacta el proceso de toma de decisionesal elevarse las presiones políticas y sociales de diferentesgrupos para suavizar la trayectoria de precios a travésde subsidios.

Sin embargo, las expectativas para el 2005 indicanque los precios del gas natural bajarán, debido a quese espera un debilitamiento de la demanda impulsadoespecialmente por la desaceleración esperada de laeconomía en China y una mayor oferta en algunospaíses como Rusia.

En la Gráfica 3 se muestra la tendencia de los preciosinternacionales de varios energéticos, en donde se esperaque para el año 2005 se reduzcan los precios del diesely combustóleo. En menor medida se espera que el gasnatural experimente una reducción en el precio duranteel cierre del 2004 y posteriormente una pequeñarecuperación tomando como año de referencia el 2002.Además se muestran los factores que impulsan los preciosa la alza o baja, a fin de tener una idea clara de cómose comporta el mercado.

La reducción del precio regional de gas natural duranteel 2005 es una buena noticia para México, ya que ésteimporta el 20% de su demanda de los Estados Unidos

8

9

5

3

0

10

Curva de Costosde Producción

Pequeño cambioen el precio

Prec

io

1

2

4

6

7

Cambio grande en el precio

Incremento Moderadoen la demanda

Incremento Moderadoen la demanda

71• JED BAILEY


y se espera que continúe aumentando sus importacionesen el futuro, una vez que no se espera un incrementosustancial en su capacidad de producción y transportede gas natural para satisfacer los aumentos cíclicos cadaaño, especialmente durante el verano, tal y como semuestra en la Gráfica 4.

El mercado en Norte América ha respondidoadecuadamente a la necesidad de aumentar la ofertade gas natural a través de nuevas inversiones en terminalespara la importación de GNL, ya que el GNL puede serllevado desde Medio Oriente a cualquier parte delMundo por menos de 4 dólares por millón de BTU. Sinembargo, a pesar de los riesgos de desabasto queenfrenta la región y que se calcula que se requierenentre 8 y 10 nuevas terminales para cerrar la brechaentre demanda y oferta en el mediano plazo, sólo cuatrode estos proyectos están terminados por dudas en laseguridad de las terminales y los efectos causados porel terrorismo. En la gráfica 5 se muestra la geografía deEstados Unidos y México, y la ubicación de los proyectosde terminales para gasificar el GNL importado desde

otras regiones en el mundo. También se identifica elestatus que guarda cada uno de los proyectos.

El fuerte aumento de la demanda en Norte Américapara los próximos años y el uso intensivo de GNL,modificarán la geografía mundial del mercado de gasnatural. En pocos años Estados Unidos pasará a ocuparel primer lugar en el mundo en consumo de este energéticoy será el principal mercado primario como lo es ahora Asía.

Consideraciones finales

Bajo este escenario, México seguirá muy vinculado conel mercado norteamericano y obviamente se verá afectadopor la dinámica de oferta y demanda de Estados Unidosy del mundo una vez que el mercado de gas naturalalcance una escala global. Sin embargo la riqueza degas natural en México lo hace un país con un altopotencial para salir de esta espiral de dependencia,tanto del lado de la oferta como de la demanda. Todoestá en que México de decida a revertir esta situación

Fuente: Cambridge Energy Research Associates

Gráfica 3

Precios de Combustibles Rivales:Diesel, Combustóleo y Gas en Henry Hub

1998

Dóla

res

Nom

inal

es p

or M

MBT

U

600

500

400

300

200

100

02005200420032002200120001999

700

Diesel Gas Natural Combustóleo

Factores a la alza• Clima.• Crecimiento

económico.• Altos precios del

petroleo.

Factores a la baja• Clima.• Conservación.• Altos precios del

petroleo.• Contracción

Económica.

72 JED BAILEY •


200

400

600

800

1000

1200

0

May Sep Ene May Sep Ene MarEne

Nota: Enero 2004 a Marzo 2004 - Estimados

Gráfica 4

Importaciones de Gas Natural en México(millones de pies cúbicos diarios)

Mar Jul Nov Mar Jul Nov2003 20042002

Promedio AnualImportaciones

Gráfica 5

Instalaciones de GNL en Norteamérica:Existentes y Propuestas (Enero 2004)

HumboldtBay

Existentes

PropuestasAprobadas

LázaroCardenas

CabrilloPort

CanaportFairwinds LNG

Baja

LongBeach

BrownsvilleCorpus Christi

Freeport

Sabine

LibertyLNG

Vermilion179 Gulf Landing

Bahamas

Energy HubMain Pass

Port Pelican

EnergyBridge

MobileElba Island

Cameron

LakeCharles

KeyspanLNG

SomersetLNGWeavers

Coke

Bear Head

Crown LandingEverett

Fuente: Cambridge Energy Research Associates

73• JOSÉ LUIS ABURTO

Perspectiva del Sector Eléctrico de MéxicoDr. José Luis Aburto *

* Con más 30 años de experiencia en energía, es Director General de PETRELEC, firma de consultoría, investigación y análisis de energía.Es ingeniero mecánico electricista por la Universidad Iberoamericana y doctor en ingeniería industrial con especialización en investigaciónde operaciones y economía por la Universidad de Stanford. Ha sido Subsecretario de Energía, consejero de tres secretarios de Energía,subdirector de programación en la Comisión Federal de Electricidad y Consultor del Director General de Petróleos Mexicanos. Ha realizadoamplias investigaciones y análisis sobre tecnologías, economía y las finanzas de la industria de la energía, así como sobre el desarrolloinstitucional, la regulación y la supervisión de los organismos de energía. El Dr. Aburto ha elaborado iniciativas de política y preparadodocumentos de estrategia en energía; como subsecretario trabajó en la separación explícita de las funciones del Estado: política, regulacióny operación. Propuso y consiguió el establecimiento de la Comisión Reguladora de Energía. Ha participado en investigaciones internacionalescon la Agencia Internacional de Energía y con el Consejo Mundial de Energía

Cuadro 1

Prospectiva del Sector Eléctrico 2003-2012Supuestos Básicos y Proyección de Demanda (%)

Escenario

PIB

Precios de Combustibles

Combustóleo

Gas Natural

Electricidad

Moderado

3.2

-1.7

5.4

4.2

Planeación

4.7

-2.2

4.8

5.6

Alto

5.6

-2

5

6.2

Introducción

Para revisar el panorama de la industria eléctricaen México, primero es necesario referirse a sus aspectosestructurales como: la demanda, la oferta, la inversión,los tipos de combustibles y las fuentes de financiamiento.

En electricidad, México cuenta con sólidos procedimien-tos de planificación, buenos fundamentos, informaciónsectorial confiable y modelos matemáticos biencalibrados por varias décadas, así como un conjuntode técnicos con la experiencia necesaria. Los resultadosde este acervo técnico y humano, se plasman endocumentos publicados anualmente por la CFE (“Poise”)y la SENER (“Prospectiva del Sector Eléctrico”). Sinembargo, dichos pronósticos se sustentan en un conjuntode hipótesis de las cuales depende la certeza de lasproyecciones para ser válidas.

En el Cuadro 1 se resumen las proyecciones y supuestosdel último ejercicio de planificación de la Secretaríade Energía para el periodo 2003-2012. En él seestablecen en primer lugar tres escenarios de crecimientodel PIB: el primero marca un crecimiento moderado de3.2%, el segundo es el considerado de planeación de4.7% y finalmente el tercero, es el de crecimiento altodel PIB en donde se señala que la tasa será de 5.6%.En segundo lugar, se muestran los precios de losprincipales combustibles para la generación, elcombustóleo y el gas natural. En cuanto al combustóleo,

todos los escenarios muestran una reducción esperadaen el precio mientras que se estima un aumento en elprecio del gas natural; aunque es importante considerarque los precios del gas han llegado a niveles críticospor desequilibrios en el mercado de Texas por lo quese espera una eventual reducción del precio. Finalmente,las proyecciones oficiales consideran que habráincrementos en los precios de la electricidad, aunqueno se indica su magnitud. En cuanto a la demanda deelectricidad, se proyecta un incremento en los tresescenarios, reportando una tasa de 5.6% de crecimientodel consumo en el escenario de planeación bajo lossupuestos ya mencionados.

El impacto de estas hipótesis en las estimaciones delcrecimiento de la demanda eléctrica son de granimportancia, principalmente por las consecuencias queel crecimiento esperado de la demanda tiene en laplaneación del desarrollo de infraestructura y necesidadesde inversión. Por ello es tan importante que estasexpectativas de crecimiento de la economía en el

74 JOSÉ LUIS ABURTO •

Perspectiva del Sector Eléctrico de México

momento de la planeación sean razonables yalcanzables, logrando con esto equilibrar las expectativasde crecimiento de la demanda con las inversiones enexpansión de la infraestructura eléctrica.

Por otra parte, es necesario tener muy presente queexisten dos riesgos en caso de no planearadecuadamente el crecimiento de la demanda. Lostiempos de maduración de las inversiones en el sectoreléctrico son prolongados, de manera que si hubieseun error de subestimación de la demanda no habríatiempo para corregirlo mediante inversiones de formainmediata. De igual forma, recordemos que la electricidaddebe ser considerada como un bien que no es totalmente

comerciable a nivel internacional y en la eventualidadde un crecimiento de la demanda mayor a lo esperadono sería posible importar electricidad de formasignificativa, con excepción de las zonas fronterizas.

Por el contrario, si se sobreestima la demanda y seconstruye capacidad de generación de sobra, el costode anticipación de la inversión se compensa parcialmentecon ahorros en operación y la capacidad excedentese asimila conforme crece la demanda pero con preciosmenores, lo que desincentiva a la inversión. Por loanterior, elegir el escenario moderado tiene un altoriesgo, ya que podría crear grandes problemasestructurales en el sector y en el resto de la economía.

Detalle de la Ciudadde

México

SUBDIRECCION DE PROGRAMACIONGERENCIA DE PROGRAMACION DE SISTEMAS ELECTRICOS

SISTEMAS ELECTRICOS Y RED PRINCIPAL DE INTERCONEXION 1o DE ENERO DE 2004

FILE: MAPDKJ2.PRE 23/01/04

• S I M B O L O S •

DETALLE :SAN LUIS POTOSI

648MW : DEMANDA700 MW. CAP. INSTALADA

Gráfica 1

Sistema Eléctrico Nacional y Red Principal de Interconexión

Sistema eléctrico nacional

México cuenta con una red troncal de transmisión de 400y 230 kilovolts. Como se muestra en el mapa (Gráfica 1),el sur y el noreste del país están bien interconectados y lasdensidades, tanto de generación como de cargas sonelevadas. Estos sistemas eléctricos están bien conformados,son relativamente maduros, con posibilidades de intercambiode energía y por lo tanto con un gran potencial frente auna eventual introducción de competencia en la generacióneléctrica en esas regiones del país.

Por su parte, en la zona noroeste, correspondiente a losestados de Sonora y Sinaloa, se cuenta con una redmenos densa, incipiente en algunas secciones, conpocos centros de generación y carga debidoprincipalmente a las características físicas y demográficasde la región; ello crea condiciones limitadas para unaeventual introducción de competencia.

Finalmente, la península de Baja California está divididaen dos sistemas: el norte está interconectado ysincronizado con los Estados Unidos, de manera queno hay problema con el tamaño del sistema por lacapacidad de importación. En cambio el sur de lapenínsula es una isla pequeña en términos eléctricos,donde no es posible hablar de competencia.

Crecimiento en la oferta de electricidad

La prospectiva del sector eléctrico 2003-2012 realizadapor la SENER señala que los requerimientos de expansiónde la capacidad de generación durante ese periodoserá de 25,757 MW, de los cuales al día de hoy12,000 MW son capacidad ya comprometida. En elCuadro 2 se indica con datos de la misma prospectivaque cerca del 80% de dicha capacidad de generaciónutilizará como combustible gas natural, al igual queuna gran proporción de la no comprometida al 2012,lo que implica que la dependencia sobre este energético

seguiría creciendo de manera importante, dando origena un riesgo en el caso que el gas natural no se encuentredisponible en las cantidades necesarias.

Requerimientos de inversión enelectricidad

La suma de las inversiones propuestas en la prospectiva2003-2012 es de 582 mil millones de pesos. Aquíresulta importante puntualizar que en el año 2003,incluyendo a los PIDIREGAS, el presupuesto de inversiónpara el sector eléctrico fue del orden de los 30 milmillones de pesos y para el 2004 el presupuestoaprobado de inversión es cercano a los 40 mil millones.Estas cifras contrastan con los requerimientos implícitosen la prospectiva que alcanzan montos anuales deinversión del orden de 60 mil millones de pesos enpromedio para los 10 años, lo que ha sido un puntoimportante en el debate de la reforma eléctrica, ya quese cuestionan los altos requerimientos de capital planteadosen los documentos oficiales y la solidez de sus fundamentos.

Por otra parte, también es importante distinguir entrelos distintos objetivos que tiene la inversión en la industriaeléctrica y en cualquier industria en general; en el casode la electricidad la inversión ha sido inferior a ladeseable por más de 20 años y se ha concentradofundamentalmente en ampliar la capacidad de lossistemas; es decir, se ha orientado a elevar la oferta



Cuadro 2

Prospectiva del Sector Eléctrico 2003-2012Capacidad de Generación (MW)

107

1,686

86

9,508

12,087

Geotermia

Hidráulica

Carbón

Combustión Interna

Gas Natural

Comprometida

0.9%

13.9%

0.7%

78.7%

100%

700 5.8%

13,670

25,757No Comprometida

Total



de electricidad. Ello ha dado como resultado el descuidode otros aspectos relevantes, como lo son la economíadel sistema, la confiabilidad y la calidad del servicio.

La eficiencia del Sistema Eléctrico Nacional puede sermedida a través de los niveles de pérdidas endistribución, los cuales son sumamente elevados en elcaso mexicano. Por esta razón, un conjunto importantede proyectos de relativamente bajo costo de inversióny alta rentabilidad han sido identificados para disminuirpérdidas en redes de distribución y prevenir inversionesmayores en generación y transmisión. Sin embargo,estos proyectos en distribución no se realizan porqueno hay fondos presupuestarios para ello. Por su parte,el financiamiento PIDIREGAS ha permitido elevar lasinversiones en generación y transmisión lo que no hasucedido en la distribución y ha generado gravesineficiencias y rezagos en esta área debido a laasignación distorsionada de las inversiones. Esta situaciónresta competitividad a la industria eléctrica y a laeconomía en su conjunto.

Finalmente, la falta de recursos adecuados para lainversión y su asignación distorsionada han jugado unpapel central para señalar que la calidad y confiabilidaddel servicio público de energía en México deja muchoque desear y ello se puede comprobar observando elgrado de interrupción de los sistemas, los índices defallas, las variaciones de voltaje y de frecuencia, sobretodo en medias y bajas tensiones. En síntesis haygrandes oportunidades para mejorar la calidad yconfiabilidad de los sistemas eléctricos, lo que justificaen el futuro aumentos sustanciales de los niveles deinversión canaliza-da a estos objetivos de calidad ycompetitividad del servicio.

Financiamiento de las inversiones

El financiamiento propuesto para las inversiones en laprospectiva de la SENER tiene la siguiente estructura:

el 47% con fondos presupuestarios, el 27.6% medianteinversión privada (PIDIREGAS de inversión directa), otro9% adicional con inversión privada en proyectos deproducción independiente (PIDIREGAS de inversióncondicionada) y por definir el 15% restante.

En cuanto a los PIDIREGAS, resulta claro que se haexcedido en el uso de este esquema de financiamiento,ya que actualmente son pocos los participantes en laslicitaciones, además los costos financieros de estosesquemas se están incrementando aceleradamente paraCFE. Ello ha provocado que su deuda aumente a unritmo más elevado que el de sus ingresos, por lo cualla estructura de capital se degrada paulatinamente enuna tendencia que no es sostenible en el largo plazo.

Adicionalmente, CFE enfrenta un problema creciente enel envejecimiento y obsolescencia de la infraestructurade generación, recordando así la ruta seguida por LFChace varias décadas atrás, lo cual aumenta la necesidadde recursos de inversión más allá de los ya necesariospara la construcción de nueva capacidad, a fin de evitarmayores deficiencias en el sistema en el futuro.

El problema fundamental de las inversiones y sufinanciamiento es que los planes son elaborados por elsector energía pero no cuentan con el respaldo del sectorfinanciero. En virtud de la ausencia de una reformasustancial a las tarifas eléctricas y una reforma fiscalintegral, no es posible financiar estos 277 mil millonesde pesos con fondos presupuestarios más elendeudamiento propio de la CFE. Bajo este escenario,las metas y compromisos financieros del sector públicoson incompatibles con los requerimientos de capital delsector eléctrico, por ello es indispensable reconocer estehecho y resolverlo con acciones concretas en el marcojurídico y en el económico.

Combustibles para el sector eléctrico

En el año 2002, la generación eléctrica mediantecombustibles dependía del combustóleo en un 49%, delgas natural en 34% y del carbón en 15%. Para el 2012la prospectiva de la SENER estima que casi dos terceraspartes de la generación eléctrica serán a base de gasnatural, lo que representa en unidades caloríficas uncrecimiento en la demanda de este combustible para elsector eléctrico de aproximadamente 180% para elperiodo 2003-2012.

Esta proyección es incompatible con la competitividaddel sistema eléctrico, ya que para crear un ámbitocompetitivo en electricidad las condiciones necesariasson: 1) la diversidad en las tecnologías de generación,2) la diversidad en los combustibles y 3) la diversidaden los proveedores de los combustibles. Bajo la situaciónactual, en donde México tiene un solo proveedor decombustibles y una rápida pérdida en el grado relativode diversidad en tecnologías y combustibles con respectoa lo que se tenía en 2002, se prevé la consolidaciónde la dependencia en el gas natural como insumoprincipal para la generación y el incremento de lavulnerabilidad del sector eléctrico.

Por otro lado, en medios oficiales se ha dicho que eluso de fondos de barril de refinación para generacióneléctrica tiene un alto costo ambiental, por esta razónel sector público prevé continuar reduciendo el uso decombustóleo en plantas eléctricas al tiempo que concentrala expansión en el mayor uso del gas natural. Por suparte, algunas empresas privadas con uso intensivo deenergía diseñadas para operar con dichos residuos derefinación invierten en plantas de autoabastecimiento.Ello indica que la percepción del sector privado sobrelos costos de los energéticos, la seguridad del suministrodel gas natural, así como los riesgos asociados y laeconomía de largo plazo de los medios de generación,difiere de la del sector público.

La diversidad de insumos y tipos de tecnología en elsector eléctrico tiene implicaciones que van más allá delsector mismo. En cualquier país, el sector eléctrico es elprincipal medio con que cuenta para diversificar lasfuentes de energía, disminuyendo los riesgos asociadosa sus precios y disponibilidad de los diferentes insumos.La industria eléctrica es, o debe ser, un instrumento parafortalecer la seguridad energética nacional.



2002

(34.1%)Gas Natural (15.5%)

Carbón

Combustóleo(49.4%)

Diesel(5%)

2012

(63%)Gas Natural (12.4%)

Carbón

Combustóleo(24.2%)

Diesel(0.4%)

Gráfica 2

Evolución esperada del consumo de Combustibles para Generación Eléctrica



Las reservas de gas natural en México son 14.8 billonesde pies cúbicos a enero de 2004. El problemafundamental no es la cantidad sino la composición dedichas reservas, ya que casi el 90% es gas asociadoal petróleo, de manera que su disponibilidad dependede los programas de producción y explotación de petróleocrudo. En este sentido, en el 2003, después de un parde años de inversiones crecientes en exploración yproducción de gas natural no asociado, la tasa dereposición de reservas probadas de hidrocarburosalcanzó solamente el 26% de lo extraído. Es decir, enmateria de exploración de gas natural, la limitante yadejó de ser el nivel reducido de inversión, como lo fuedurante 20 años. De hecho, la limitante actual es lacapacidad de gestión de PEMEX, ya que las restriccionesdel pasado mermaron la capacidad de la empresa paraexplorar e incorporar reservas rápidamente.

Otro problema es que PEMEX no es una empresa gasera,ya que su tradición, su cultura y su experiencia de casi70 años están concentradas en el petróleo crudo; eneste sentido, es necesario desarrollar recursos humanosen geociencias, expresamente dedicados al gas natural.Si México decide hacerlo con las restricciones queactualmente impone el marco jurídico, el proceso tardarámuchos años y la economía seguirá perdiendo competitividady crecimiento mientras internamente se desarrolla lacapacidad requerida de producción de gas natural.

En respuesta, es necesario incorporar habilidadesespecializadas, tecnología avanzada y montos elevadosde capital para recuperar el rezago acumulado enmateria de gas natural, ya que dicho retraso es elresultado de una política equivocada en materia de gasnatural iniciada desde 1993. A partir de ese año, elgobierno decidió impulsar el mayor uso del gas naturalsin tomar las acciones para incrementar las reservas yla capacidad de producción de gas no asociado,requisito indispensable para lograr hacer una políticaviable y autónoma de gas natural.


En resumen, la industria eléctrica padece restriccionespresupuestarias, normativas, económicas y jurídicas queimpiden su sano desarrollo. Sin necesidad de esperaruna reforma al marco jurídico hay acciones importantesque se pueden tomar e incluir en el diseño de las políticaspúblicas enfocadas al sector eléctrico, dichas accionestendrán que responder a los siguientes retos que enfrentael sector energía:

1) Llevar las inversiones a los niveles que requiere unaindustria eléctrica moderna, eficiente y competitiva.

2) El esquema de financiamiento de la industria se haceinsostenible en el largo plazo. Los pasivos aumentanrápidamente, principalmente por el uso del esquemaPIDIREGAS y el reconocimiento de pasivos laborales.

3) Los subsidios a las tarifas son excesivos en monto yalcance, 31 mil millones de pesos al sector residencialy casi 6 mil millones al sector agrícola en 2002. Estossubsidios benefician prácticamente a todos los usuariosresidenciales y a todos los de riego agrícola, sindiscriminar a los usuarios que realmente lo necesitan.

4) La dependencia cada vez mayor del gas natural,incrementa la vulnerabilidad de la industria eléctricay del sistema de energía del país en su conjunto.

5) Los directivos de las paraestatales están sometidos auna normatividad excesiva que impide administrarbien estos organismos y tomar decisiones con eficienciay eficacia, al tiempo que les resta responsabilidad.

6) El marco jurídico ha quedado rezagado, la capacidadfinanciera del Estado no es compatible con la necesidadde fortalecer a la industria eléctrica y los crecientesmontos de inversión que se requieren

79

Tema V.Experiencias Internacionales

en la Implementación y

Consolidación de Políticas Públicas

en el Sector Eléctrico

Lecciones aprendidas en dos décadasde liberalización del sector eléctrico

A fin de preparar el escenario y entrar a un dialogoextenso, se plantean algunas amplias leccionesaprendidas por la empresa consultora CambridgeEnergy Research Associates (CERA) durante las dosúltimas décadas de estudio del proceso liberalizadordel sector eléctrico en América Latina:

1) Los mercados competitivos de energía eléctricapueden funcionar adecuadamente.

2) La liberalización del mercado en energía eléctrica no esinevitable, ya que no hay un modelo de mercado quepueda ser visto como panacea para el resto del mundo.

3) El proceso de transición es tan importante como las metas.

4) Las reglas y legislaciones deben crear las instituciones,plantear el terreno, pero no deben dictar los resultadosdel mercado; el mercado debe dictar sus propios resultados.

5) Centrarse en objetivos a corto plazo puede estropearver un panorama más amplio a largo plazo.

6) El proceso de liberalización para poder abrir todoel mercado energético puede tomar mucho tiempo.

En referencia a la primera lección, ninguno de los mercadoscompetitivos es perfecto para ser tomado como panacea,pero pueden funcionan; por ejemplo, en el Reino Unido,

en Australia, dentro de los Estados Unidos en Pensilvana,Nueva Jersey y Maryland, cada mercado es muy exitosoa título propio, ya que son muy diferentes entre sí, aunqueconservan ciertas similitudes que pueden ser consideradasen el diseño de un nuevo mercado eléctrico en México.

Sobre la segunda lección, que habla de que la liberalizaciónes evitable, es necesario ver que en todo el mundo sólomuy pocos mercados son competitivos, y los que funcionanson un número aún más pequeño. Muchos países no hanavanzado hacia la liberalización total porque han decididodejarlo para después si es que se hace finalmente, por loque se ha analizado la posibilidad de crear mercadoshíbridos con regulaciones y competencias.

La tercer lección habla de la importancia del procesode transición, ya que en los últimos 15 años de experien-cias de liberalización de los mercados energéticos delmundo se observan dos maneras diferentes de permitirlas inversiones privadas en el sector energía; la primeraoleada empezó a inicios de los 90’s con la liberalizaciónde los mercados eléctricos, principalmente en los paísesdesarrollados de la OCDE, que se reflejó más tardeen una segunda oleada de liberalizaciones entre lospaíses en desarrollo, con base en las experiencia deEstados Unidos y del Reino Unido principalmente.

Liberalización de los mercados eléctricosen el mundo

Entre 1997 y 1998 el avance de la liberalizacióndisminuyó el paso al que se difundía por el mundo.

81• JED BAILEY

Liberalización de los Mercados Energéticosen América Latina

Dr. Jed Bailey *

* Es miembro de Cambridge Energy Research Associates, es Director de CERA para América Latina y Editor de Reporte de Gas y Electricidadde México, así como el del Cono Sur para la misma empresa consultora. Participa en diferentes reportes especializados sobre las condicionesfinancieras de los sectores eléctricos de diferentes países, así como el Análisis de implicaciones económicas y políticas, como la volatilidadexistente en algunos países de América Latina. Es ingeniero mecánico de la Universidad de Wyoming, y tiene una maestría en políticaenergética en el Instituto Tecnológico de Massachussets.

82 JED BAILEY •

Liberalización de los MercadosEnergéticos en América Latina

Esto se debió a que las altas expectativas en cuantoa la rentabilidad que tenían los inversionistas demostraronno ser tan confiables, por ello las compañías impulsorasde la liberación regresaron a invertir en los mercadosdonde se sentían más seguros y donde estaban mejorfamiliarizados con las reglas.

La retirada de los inversionistas de los mercadosemergentes y el regreso del capital a sus países deorigen fue consecuencia de una sobreoferta. Por ejemplo,en el año 2001 se construyeron 200,000 GW enNorteamérica, muchos más de los 15,000 o 20,000MW que se necesitaban. La sobreinversión generó unasobreoferta de capacidad de generación que terminópor colapsar los precios y la rentabilidad de lasinversiones. Muchas compañías cayeron en la banca

rota, miles de millones de dólares de capital sedestruyeron en ese proceso. Este tipo de experienciashan contribuido a generar un clima de desconfianzay escepticismo en relación con la liberalización delmercado.

Por estas razones, el mercado eléctrico mundial quedóestructurado bajo diferentes esquemas en las diferentesregiones, prevaleciendo en la mayor parte de los paísesun esquema bajo el cual el Estado es dueño y operador delsistema, tal y como lo muestra el mapa de la Gráfica 1.

A pesar de todos los antecedentes y la experiencia deliberalización en estas dos últimas décadas y sigue sinhaber un consenso general sobre el diseño de un mercadoenergético. Es necesario aceptar que los mercados

Gráfica 1

Estructuras del Sector Eléctrico

Liberalizado Híbrido Centralizado con Propiedad del Estado

83• JED BAILEY

pueden fracasar y cuando esto ha sucedido no ha habidouna comprensión clara de lo que se hizo mal y comose puede solucionar, situación que genera un grandesacuerdo.

Entonces, para el futuro se deben de plantear con claridadlas características claves con las que debe contar cualquiermercado energético, ya sea que se encuentre en manosdel Estado o que se encuentre liberalizado; algunas deestas características son: la construcción de plantas, losservicios directos, el manejo de riesgos y la fijación deprecios. Independientemente de quien lo haga, cadauno de estos puntos tiene que tomarse en cuenta portodos los agentes involucrados en el diseño del sector.

El proceso de negociación política que frecuentementese da en la creación de un nuevo mercado energético,generalmente llega a cierto tipo de componenda de

negociación entre grupos de interés, la cual se desconectade las leyes físicas y económicas que se necesitan cumplirpara que funcione bien un mercado energético. En estecontexto, crear un consenso entre los participantes conintereses tan distintos o incluso opuestos, puede llevara un resultado en políticas públicas tal que a la hora deechar a andar el mercado este fracase; esto ha sidodifícil de entender en muchos países alrededor del mundo.

Por otro lado, las ideologías tienen un lugar importanteen el proceso de diseño de los mercado. Como sedesprende de las gráficas 2 y 3, teóricamente existentres opciones en cuanto al grado de regulación; tresetapas de un proceso de apertura y liberalización. Enla primera etapa se encuentra con la regulación total ocontrol absoluto del Estado en todas las áreas de laindustria, la segunda etapa es un punto intermedio entrela regulación absoluta y el libre mercado, mejor entendido


Gráfica 2

Punto de Arranque de la Desregulación

Proveer servicios de medición y facturación

Adquirir las materias primas básicas

Determinar los costos/precios al mayoreo

Manejar el riesgo

Satisfacer las demandas máximas de eléctricidad

Determinar los costos/precios de capacidad

Operar las redes de transmisión de alto voltaje

Mantener de forma adecuada las redes de transmisión

Controlar la congestión de la red de transmisión

Distribuir electricidad

Utilizar las plantas de generación

Internalizar las externalidades ambientales

Funciones de la Industria Eléctrica Regulación Mercado

Determinar precios al por menor

84 JED BAILEY •

como el punto de transición; y en una tercera etapa esdonde el mercado está liberalizado, es decir todo estadesregulado, con una nula participación del Estado ydonde todos los participantes juegan de acuerdo a lasreglas del mercado.

Las ideologías juegan un importante papel en el diseñodel mercado, ya que ayudan a enfocar y centrar lasideas para poder partir desde ese punto. El grado deregulación tiene que ver con la experiencia propia decada país; esto origina las circunstancias en que cadauno de ellos se encuentra en el momento de iniciar elproceso de liberalización. Las ideologías marcan el puntode partida, pero de ninguna manera sustituyen lasconsideraciones reales en el momento crear un buendiseño de mercado. Si no hay un buen diseño habráfallas, independientemente del grado de regulación quese plantee. Esto es algo que ya ha sucedido en muchosmercados del mundo por permitir que ideologías y elambiente político desvirtúen el correcto diseño del mercado.

El punto principal sobre el proceso de liberación esque el enfoque se tiene que dar en la creación de lasreglas y en la creación de las instituciones, a fin deque ese proceso y ese mercado liberalizado funcionen.El punto crítico es el flujo de información, ya que enun mercado competitivo, la transferencia libre de lainformación es la vida misma del diseño; entonces, senecesitan los requisitos para proveer la información yuna institución que pueda consolidar dicha información.La disponibilidad de dicha información debe serequitativa entendiendo que la asimetría de informaciónentre los participantes crea fallas de mercado; esta esotra de las lecciones claves que se han aprendidoalrededor del mundo.

A nivel internacional, el comienzo de la liberalizaciónde los mercados energéticos en los países de la OCDEha surgido de la búsqueda de una asignación máseficiente del capital y la reducción de costos, mientrasque en los países en desarrollo el proceso de apertura


Gráfica 3

Fase Final Teórica de la Desregulación

Determinar precios al por menor

Proveer servicios de medición y facturación

Adquirir las materias primas básicas

Determinar los costos/precios al mayoreo

Manejar el riesgo

Satisfacer las demandas máximas de eléctricidad

Determinar los costos/precios de capacidad

Operar las redes de transmisión de alto voltaje

Mantener de forma adecuada las redes de transmisión

Controlar la congestión de la red de transmisión

Distribuir electricidad

Utilizar las plantas de generación

Internalizar las externalidades ambientales

Funciones de la Industria Eléctrica Regulación Mercado

85• JED BAILEY

se ha iniciado ante la necesidad de inversiones paraexpandir la oferta. Independientemente de cualquiermotivo, se tiene que crear un diseño correcto del mercadoenergético y en esta tarea es importante que el Estadotenga una participación adecuada, considerando quemuchos factores entran en juego dentro de la negociacióny pueden frecuentemente resultar en fallas de diseñofundamentales. Un plan bien diseñado debe estarespaciado a través del tiempo, con hitos bien colocados,así como con la flexibilidad adecuada, a fin de que encaso de no llegar a una etapa cuando se tenía planeadose pueda reprogramar a fin de evitar colapsosmonumentales. Por eso es tan especialmente importanterespetar al proceso de transición.

Uno de los riesgos que se corre en el proceso de diseñodel mercado, es que la atención se concentre enproblemas de corto plazo, en lo que anda mal hoy yno en lo que puede suceder mañana. Las institucionesy las reglas tienen que ser lo suficientemente flexibles ysólidas al mismo tiempo para poder resolver estosproblemas cuando surjan.

Por otra parte, resulta importante entender la situacióninternacional actual a la que se enfrentan los inversionistasy principales promotores de la liberalización. En formade ciclo, el crecimiento económico en mercadosemergentes impulsa la demanda por electricidad; enrespuesta las inversiones acuden masivamente a esosnuevos mercados con la expectativa de generar grandesganancias que generalmente no son logradas por dosrazones principales: 1) menores precios de energía poruna sobreinversión inicial en capacidad de generacióny/o un crecimiento menor al esperado en la demanday 2) las fallas en el mercado que socavan la funcionalidadoperativa.

Esta serie de circunstancias no previstas en el pasadohan contribuido a crear un nuevo ambiente en el queMéxico tiene que competir por capital. En la actualidad

se cuenta con menos desarrolladores de proyectosenergéticos interesados en mercados emergentes quehace 5 años; además muchos de ellos han luchado porsobrevivir financieramente en mercados con unasobrecapacidad instalada de generación y expectativasdébiles de crecimiento de la demanda a nivel global.


La experiencia internacional ofrece lecciones críticaspara los mercados que apenas están entrando en lasprimeras etapas de liberalización, aunque tambiénresulta importante considerar al escenario internacionalactual para México. Por un lado, la demanda deenergía mundial está mostrando de nuevo un crecimientoimportante por lo que se generará una presión importantepara que los inversionistas regresen a los mercadosemergentes. Sin embargo, los nuevos jugadores seránmás escépticos y cautelosos, puesto que tendrán menosacceso al capital que antes, el cual además será másescaso y costoso que en el pasado, lo que hará más difícilequilibrar el riesgo de invertir con la recompensa obtenida.

Finalmente, se estima que el crecimiento de la demandamundial de energía al 2010 requerirá la construcciónde 90,000 MW; es decir, dos veces la capacidadinstalada de México. En AsIa por ejemplo, losinversionistas privados, el Banco Mundial y otras entidadesfinancieras mundiales toman las decisiones de invertiranalizando el riesgo y la recompensa por país y porproyecto, la capacidad de finiquitar ese proyecto y quela inversión se amortice realmente a través del tiempoy que este tiempo sea cada vez más corto. Lo que ellosbuscan es seguridad y capacidad de planeación, poreso es tan importante que se defina el tipo de mercadoeléctrico se quiere. Si se toman en cuenta todos estospuntos se podría hacer un mejor trabajo para garantizaral suministro de energía en países similares a México


Estudios experimentalesdel mercado eléctrico

La economía experimental analiza aspectos de unahipótesis, o en su caso los resultados de una determinadapolítica dentro de un ambiente controlado de laboratorio.En un ejercicio de este tipo seres humanos participanen tiempo real y son motivados por verdaderos incentivosde utilidades, los participantes simulan ser generadoresde electricidad que venden a un mercado comomayoristas y reciben como pago dinero real que se lespermite perder o ganar conservándolo al finalizar elexperimento. Con ello se intenta crear los incentivossuficientes para que se comporten y actúen con realismo,en una forma transparente que pueda ser medible porlos observadores del experimento.

A través de estas pruebas y supuestos, la economíaexperimental puede predecir con cierto grado decertidumbre los efectos que traería en la economía realun cambio importante en la política pública, y paraejemplificar esto más adelante abordaremos el casode California. Lo que se pretende con esto es eliminarerrores y las decisiones institucionales equivocadas quesean motivadas por reglas que tengan consecuenciasno contempladas o incentivos inadecuados; es decir,se quiere probar el diseño del modelo antes deimplementarlo en el mundo real, en donde se puedeperjudicar a personas reales.

De la misma forma, la economía experimentalcomprueba dos de las funciones principales que tienenlos mercados: por una parte, el mercado conectaproductores y consumidores en una relación ganar-ganar a través del valor que se crea en cualquiertransacción y por otra, el mercado manda informacióna los participantes con la señal del precio que sirvepara lograr la mayor eficiencia en las decisiones de inversión;es decir, el ejercicio reproduce la correcta asignación delos recursos que logran los mercados competitivos.

El mercado eléctricoen los Estados Unidos

En los Estados Unidos se cuenta con dos ámbitos enla regulación, uno a nivel Federal y otro a nivel Estatal.En el primer ámbito actúa un regulador llamado ComisiónReguladora Federal, la cual es responsable de supervisara todo el mercado de mayoreo y de asegurar que losprecios sean razonables. A nivel estatal existenComisiones Reguladoras Independientes, integradasverticalmente, las cuales vigilan los precios de venta,ingresos y utilidades de las empresas proveedoras delservicio. A este tipo de enfoque de regulación porestados, se le conoce como regulación de capas, adiferencia de México en donde se tiene un enfoqueestrictamente federal, lo que podría facilitarleenormemente el proceso de reforma en comparacióncon lo experimentado por los Estados Unidos, en donde

87• LYNNE KIESLING

Cambio Regulatorio en Estados Unidos y Respuestade la Demanda: Evidencia Experimental

Dra. Lynne Kiesling *

* Es coautora y colaboradora del Dr. Vernon Smith, Premio Nobel de Economía 2002 por sus estudios de los mercados eléctricos a travésde economía experimental. Es experta en microeconomía y análisis de la industria energética y tecnológica, es Directora del Centro parala Investigación Aplicada en Energía de la Fundación Internacional para la Investigación en Economía Experimental y profesora de economía.Es licenciada en economía por la Universidad de Miami, posee un doctorado por la Universidad de Northwestern. Fungió como Directorade Política Económica en el Instituto de Políticas Públicas, fue consultora en proyectos de economía administrativa y finanzas corporativas,ha sido administradora de proyectos en Pricewaterhouse Coopers trabajando temas como economía de precios y transferencias. Tienedos publicaciones recientes, una sobre el diseño de un mercado eléctrico estándar de mayoreo y sobre el apagón de Norteamérica

88 LYNNE KIESLING •

hay 52 reguladores y 52 intereses sobre los que setiene que avanzar.

En los Estados Unidos se han tenido grandes cambiosregulatorios. El más dramático fue la Ley de PolíticasEnergéticas que abrió los mercados de mayoristas a lageneración. Este cambio de política desató una seriede conceptos empresariales y de creación de valoragregado que fue mucho más allá de las expectativasy de las intenciones de los legisladores que formularonel cambio legal; ninguna de las personas que redactaronla ley pudieron prever las consecuencias en elcomportamiento del mercado y esa es una lecciónsumamente importante para todos.

Muchos de los bienes que se consumen en el mercadoson cruciales, tanto o más que la energía eléctrica,pero con la diferencia que muchos de estos bienespueden ser almacenados, lo que genera una granseguridad en el abasto. .Los cuartos de hotel, losasientos de avión, por ejemplo, no son tan diferentesa la electricidad, debido a que el almacenamiento seda en la capacidad de generación por planta y losbeneficios que alcanzan los consumidores de electricidadpueden ser los mismos en cuanto a la disponibilidadde consumo, pero la capacidad de producción puedeser superada por la demanda, dejando a una fraccióndel consumo sin el beneficio.

Para lograr una política de liberalización del sectorenergético que sea exitosa, es necesario incorporar losbeneficios que van ligados a la transparencia, buendiseño y eficiencia para lograr establecer un mecanismoclaro de formación de precios, ya que este es solo unode muchos factores que los consumidores analizanantes de elegir; otros buscan calidad, flexibilidad otipo de tecnología.

Un ejemplo de ello es el de los precios de la electricidaden California, los cuales fueron muy altos entre el año

2000 y 2001; durante el verano del 2000 se dieronfuertes picos en el precio. Este fenómeno temporalaumentó la preocupación de todos los actores delsector; tanto consumidores como productores, ya queincluso en el invierno se vieron incrementos. Sin embargo,estos fuertes aumentos se dieron por fundamentos realesque pudieron ser solucionados con anticipación; porun lado la capacidad de generación no aumentó almismo ritmo que la demanda, siendo que esta últimase había incrementado de manera constante de 1996al 2000. Cuando California reestructuró su regulaciónenergética, lo hizo con capacidad excedente degeneración, pero para el año 2000 el crecimiento dela demanda ya había absorbido ese exceso decapacidad y no hubo adiciones a la capacidad degeneración para responder al continuo crecimiento dela demanda a partir de ese año. Uno de los motivosque provocaron este falta de capacidad de generaciónse refiere a que en California los procesos regulatoriosson muy largos y costosos para obtener un permiso degeneración, ya sea por razones ambientales osimplemente porque las personas no quieren que seconstruya ningún generador cerca de sus casas, aunqueeso sí, todos quieren mantener sus consumos deelectricidad.

El diseño del marco regulatorio e institucional tambiéncontribuyó a la crisis energética de California, ya queen 1996 cuando se hizo la reestructuración en lalegislación se incluyó el mandato de que los compradoresy generadores realizaran sus transacciones en unmercado de intercambios manejado por el gobierno,el cual no era real ya que no se podían hacerin tercambios en ot ros mercados parale los.Adicionalmente, las transacciones estaban limitadas aperiodos de un día o dos, ya que eran los únicoscontratos que iba a ser apoyados legalmente por estaCámara de Intercambio de Energéticos. Cualquier otrocontrato de intercambio de mayor plazo quedaba fueradel sustento legal, lo que ocasionó una gran había


89• LYNNE KIESLING

volatilidad en los precios. A esto se sumó que hubovarios cuellos de botella en las líneas de transmisiónque hoy en día ya fueron resueltos pero que llegabanhasta San Francisco, los cuales no permitieron que sepudiera llevar electricidad en las cantidades que senecesitaban a lo largo de todo el Estado.

Otro factor que contribuyó al aumento de los preciosen California fue la entrada en mantenimiento dediversas plantas que estuvieron trabajando por encimade su capacidad de generación para lograr cubrir lacreciente demanda, por lo que en dado momentorequirieron de mantenimiento, esto se combinó con loscuellos de botella en la transmisión y agravó la restricciónde la oferta estimulando aún más el aumento de losprecios.

Uno de los elementos más importantes a analizar paraentender las causas de la crisis en California tiene quever con el diseño de la regulación, la cual señalabaque los precios para el cliente final estaban fijos, aunquelos precios de insumos y de operación del sistemapodían cambiar. Esta situación de inflexibilidad en losprecios finales originó que los consumidores norespondieran bajando su nivel de consumo ante laescasez de energía, lo que a su vez contribuyó en granmedida a disparar los costos de las plantas degeneración y acentuar la crisis.

Otro elemento clave para generar la crisis fue elincremento en los precios de gas natural, principalinsumo en el proceso de generación eléctrica en lasplantas de ciclo combinado. Y de hecho incluso lasuerte tuvo que ver al caer una sequía que inhabilitólas hidroeléctricas para entrar al rescate, lo queobviamente desencadenó el escenario de precioscomentado.

No se puede decir que la desregulación creó la crisisde energéticos en California, ya que en realidad ésta

nunca llego. Solamente hubo un cambio de reglas sinalcanzar un adecuado diseño en el marco regulatorioe institucional y esto es una lección de la cual Méxicopuede aprender.


Gracias al análisis experimental de la economía y laforma en la que las personas reaccionan a los incentivosque se van formando a través del tiempo, los diseñadoresde las políticas públicas pueden conocer de laspotenciales consecuencias no intencionadas que puedenpresentarse y que probablemente no se puedan prever,aunque el diseño de las instituciones que ellos diseñenalbergue siempre el deseo de lograr la mayor cantidadde beneficios para la sociedad. Un buen ejemplo dediseño de incentivos por el lado de la demanda escuando los consumidores pueden seleccionar un contratodonde pueden observar las variaciones en preciosdurante el día de la energía y ellos pueden adaptarsus horarios de consumo a momentos durante el díafuera de las horas pico cuando el precio es más bajo.

Se debe recordar que cuando se tiene una demandainelástica de electricidad, los consumidores no puedendisminuir su consumo con facilidad a pesar de fuertesaumentos en el precio, o mover su consumo a horarioscon un menor precio. Además se está demostrandocon la economía experimental que con este tipo decomportamiento (reduciendo el consumo en horas pico),los consumidores evitan que los proveedores ejerzansu poder en el precio del mercado.

La conclusión es que un buen diseño en el mercado deenergía eléctrica no debe de enfocarse solamente enlas grandes reglas de operación en el mercado, sinotambién considerar la interacción e incentivos entreconsumidores y generadores


El sistema eléctrico brasileño en laactualidad

Los mexicanos deben de desarrollar una reforma delsector de acuerdo con el ambiente y la estructura local.Sin embargo, se debe de considerar la experienciainternacional a fin de evitar los errores cometidos enotros lugares del mundo.

Brasil es un país grande, tiene el tamaño de EstadosUnidos continental más la mitad de Alaska, en él habitan180 millones de personas y el Producto Interno Brutoes de 550,000 millones de dólares. En materia eléctrica,Brasil cuenta con una capacidad instalada de 85,000MW (el doble de la capacidad en México), con unaparticipación del 85% de las hidroeléctricas en lacapacidad de generación y hasta de 95% en lageneración bruta. La importancia de la hidroelectricidades porque Brasil cuenta con una gran capacidad enembalses que tardan hasta cinco años en vaciarse encaso de sequía a partir de su nivel máximo.

En cuanto a la transmisión, Brasil puede hacertransferencias desde cualquier punto del país a cualquierotro punto, ya que se tiene una red de interconexiónde 70,000 kilómetros de líneas de alto voltaje; mientrasque en interconexiones internacionales sólo existen doslíneas con capacidad para 2,000 MW con Argentina,cuya propiedad es de inversionistas privados.

En cuanto al uso de combustibles para la generaciónde electricidad, en Brasil el carbón es de muy bajacalidad, es más ceniza que carbón. Sin embargo,Brasil tiene la opción de importar este mineral a unprecio muy competitivo aunque su participación en lageneración es muy baja. Por otro lado se tiene un graninterés en construir centrales de gas natural, ya queBrasil ha desarrollado cuencas de este energético. Hoylas reservas de Gas Natural brasileñas son del ordende 22 billones de pies cúbicos, los cuales pueden sercomparadas con el nivel de reservas en México. Brasiltambién está desarrollando fuentes de energíasrenovables; actualmente, están por instalarse 3,000MW en energía eólica, biomasa y mini hidráulicas.

La organización del sector eléctrico brasileño estácompuesta por 11 empresas de generación, de lascuales el 15% son privadas en términos de la energíaproducida; en transmisión existen 26 empresas, 15 deellas son privadas pero corresponden al 100% de lanueva inversión que representan 10 mil kilómetros delíneas de transmisión de alto voltaje (toda basada enlicitación) y la construcción de transmisoras. Esto nosignifica que se hayan separado los sectores detransmisión y generación, sino que simplemente se estáncreando otras compañías en transmisión, además deque las empresas estatales siguen siendo muy verticales.En el sector de distribución existen 64 empresas, casitodas ellas privadas. En Brasil se comenzó por la

91• MARIO PEREIRA

La Reforma del Sector Eléctrico en BrasilDr. Mario Pereira *

* Es Presidente de Power System Research en Brasil. Es ingeniero electricista en la Universidad Católica de Río de Janeiro, maestro eninvestigación de operaciones en la Universidad Federal de Río de Janeiro y posee un doctorado en investigación de operaciones por lamisma Universidad. Se ha desempeñado en el sector eléctrico como asesor de países como: China, Colombia, Venezuela y PaísesBalcánicos. Ha sido consultor del Ministerio de Minas y Energía(MME) durante la crisis del suministro del 2001 y 2002, fue asesor deloperador nacional del sistema en mercados mayoristas de energía y de la agencia reguladora de energía. A partir del 2003, con elcambio del gobierno, él actúa como consultor especial del MME, a través de contratos con el BID y el Banco Mundial en temas deregulación, de diseño de mercados y de comercialización de energía.

92 MARIO PEREIRA •

La Reforma del Sector Eléctrico en Brasil

privatización de la distribución y no de la generación,lo que fue un éxito del proceso.

La organización institucional es muy parecida a la deotros países, se cuenta con un Consejo Nacional dePolítica Energética que es el lugar donde se decide laestrategia energética nacional; también se cuenta conel Ministerio de Minas y Energía que por ley es elresponsable final para el suministro de energía, y porúltimo, en materia de regulación se cuenta con laAgencia Nacional de Energía Eléctrica.

En países como los Latinoamericanos lo importante noson las cuestiones de mercado, sino las organizacionesinstitucionales y en este sentido debe de existirindependencia del regulador y transparencia en suoperación. En Brasil el operador nacional del sistemaes un agente privado, bajo la supervisión del reguladora través de programas computacionales, en dondetodos los datos y programas están disponibles comoinformación para los agentes participantes en el mercado.

El proceso de reforma en Brasil

El proceso de reforma en Brasil se dio de la siguientemanera; desde los años 70’s hasta los 90’s todo eraestatal: generación, transmisión y distribución. La mitadde las empresas de generación eran propiedad delgobierno federal y la otra mitad de los gobiernosprovinciales, la transmisión pertenecía en gran medidaal gobierno federal y la distribución a los gobiernosprovinciales o municipales. Este esquema fue efectivodurante los años 70’s donde hubo crecimientoeconómico. Sin embargo, en los 80’s se presentaronproblemas de inflación donde se registraron alzas enlos precios generales de hasta 80% mensual, por loque el Gobierno trató de controlar estos efectos a travésde las tarifas eléctricas, lo que fue un error, ya que nose controló a la inflación y esto destrozó a las empresaseléctricas.

Esta situación tuvo un efecto tradicional que se presentaen muchos países: las tarifas eran muy bajas, entonceslas distribuidoras ganaban muy poco dinero y solo unaparte se transfería a los generadores lo que desencadenóuna deuda cruzada de 50 mil millones de dólares. En1993 se decidió arreglar esta situación, por lo que seinyectaron 25 mil millones de dólares para solucionar ladifícil coyuntura financiera del sector, pero quedó algo muyclaro: “La vida es dura, no hay plata para hacer lasinversiones necesarias para el desarrollo del sistema”.

Un punto importante en el caso de la privatización enBrasil, es que el proceso se da antes de que el sistemaestuviera físicamente colapsado, por lo que la genteno había percibido que el sistema estaba en peligro.En 1995 se crearon leyes y reglamentos de concesionesy permisos de privatización en la distribución; se invitóa expertos en el tema de todo el mundo quienesrecomendaban que se hiciera primero la reglamentacióny después la privatización, aunque en realidad se hizoal revés (la primera distribuidora fue privatizada en1995 y el regulador fue creado en 1996). A pesar deello, mucha gente de todo el mundo estuvo interesadaen invertir; esto es muy fácil de visualizar al estudiar elcaso de China donde no hay un sistema judicial sólidopero existe una gran cantidad de gente invirtiendo, loque demuestra que la regulación y marco jurídico noes tan importante para algunos inversionistas.

Entre 1998 y 2000 se dio la época dorada del sistemaeléctrico brasileño se invirtieron 10 mil millones dedólares por privados a pesar de que no existía unmarco regulatorio consolidado. En este periodo sedecidió privatizar la empresa distribuidora, ya quepresentaba pérdidas y ningún generador iba a firmarun contrato en estas condiciones, lo que se reflejó enun éxito para el Estado, debido a que la ganancia dela venta se pudo reinvertir. Otro éxito de este proceso,se dio en cuanto a las licitaciones de nuevas plantasal lograrse construir 10,000 MW de centrales

93• MARIO PEREIRA


hidroeléctricas. Además se pensaba que dichas plantasse construirían con costos de 40 dólares por MWh, perolos inversionistas redujeron esa cifra en 30% y construyeronlas plantas más rápido, en tres o cuatro años en lugarde ocho. Por otra parte, se intentó privatizar la generaciónfederal, proceso que se detuvo por oposición política.El resultado fue que Brasil se quedara con un sistemahíbrido en donde la distribución es privada y la generaciónpública, ésta última, con una porción nueva usandoproductores privados.

La época de bonanza encontró su límite en 1999 cuandolos embalses de las presas redujeron su capacidaddramáticamente, al pasar del nivel normal de 70% a unnivel crítico de 18%. Ante esta crisis, se vio la posibilidadde comenzar una racionalización en el consumo deenergía del 50% entre la población, pero por suertecomenzó a llover de nuevo y no hubo la necesidad deracionalizar el consumo. Sin embargo, a finales del año2000 los embalses bajaron de nuevo y en 2001 setuvo que racionar en 20% la cantidad de electricidadutilizada; el 80% de la población tuvo que racionar

durante nueve meses, ya que como se mencionóanteriormente, la mayor parte de la generación es através de la tecnología hidroeléctrica. Las causas físicasfueron que el caudal estaba bajo, pero también huboerrores en el diseño técnico, ya que el 100% de lasdistribuidoras estaban contratadas pero sin respaldofísico suficiente, y los problemas fueron para losgeneradores (80% del Estado). A los errores técnicos sesumó una confusión institucional ya que nadie sabíaquien era responsable de que actividades o regulaciones,por lo que se decidió crear la Comisión de Gerenciade Crisis dirigida por un súper ministro que era el jefede la Casa Civil, quien tenía el poder de establecertarifas, el control de todas las agencias, podía comprarsin licitación y condujo todo el manejo del racionamiento.

La racionalización se dio de la siguiente manera: paracada usuario de Brasil se verificó su consumo promediodel año anterior y se pidió que redujera un 20% dichoconsumo; por ejemplo, si consumió 1000 KWh el añoanterior, entonces debía reducir su consumo a 800 KWh,si se excedía este límite impuesto una vez, entonces

% M

áxim

o

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

20012000199919981997

Gráfica 1

Porcentaje de Capacidad de Almacenamiento de Agua

45.0

54.1

47.5

18.1

58.5

59.4

40.2

32.4

30.822.1

23.0

29.0 28.5

31.4 33.5 34.5 32.2

29.7

Racionamiento

94 MARIO PEREIRA •


había una multa, si lo hacía dos veces se cortaba elsuministro. A su vez se dieron incentivos para aquellosque reducían su consumo en cantidades mayores a lacuota establecida.

La población brasileña es la responsable por el éxitodel programa, la televisión jugó el papel de promotory el hecho de que la mayor parte de la generación seahidroeléctrica facilitó mostrar un nivel bajo en los embalsespor televisión para impulsar la campaña deconcientización. Otro punto clave fue el uso de un sistemamixto de cuotas y precios, ya que si hubiera sido sóloa través del precio se hubiera generado malestar socialpues quienes tuvieran dinero podrían continuar con losniveles de consumo anterior a la crisis, mientras quienestuvieran menores ingresos, serían forzados por el esquemaa disminuir su consumo.

En el año 2002 se comenzó con el segundo modelosectorial, básicamente con lineamientos para reforzarlos mecanismos de mercado y lograr mayor participacióndel gobierno como regulador y no como inversionista,así como preservar los derechos de los nuevos jugadoresprivados. Este segundo modelo sectorial propuso que el95% del consumo se daría en contratos de largo plazo(tanto de consumidores cautivos y no cautivos): todocontrato se respaldaría con capacidad de producciónfísica y toda contratación de los distribuidores para nuevacapacidad se haría por licitación. Sin embargo, aúncon la certidumbre que propinó este esquema se tuvieronchoques. El primero se debió al racionamiento ya quealgunos generadores no cumplieron los contratos ydebieron pagar multas de alrededor de 7 mil millonesde dólares. Pero como estos generadores pertenecíanal gobierno -quien no iba a permitir el pago de dichadeuda- se creó la Ley especial para aumentar la tarifa.Dicha acción no les gustó a los consumidores ya queellos sí cumplieron con la reducción de sus consumosdentro del programa de racionalización y el Gobiernono respetó los acuerdos y subió el precio de la electricidad,

lo que llevó a la Administración del Presidente Cardosoa perder la elección en el año 2002.

Uno de los resultados del programa de racionamientose reflejó en la reducción de 5,000 MW promedio enla demanda de electricidad, cuando el consumo promedioanterior era de 48,000 MW, nivel que nunca se recuperópues los consumidores aprendieron a ser eficientes y selogró una reducción permanente de la demanda, inclusodespués del racionamiento. Con eso, se creó un excesode energía en el sistema a partir del año 2002.


El efecto final de todo lo anterior fue que los precios enel mercado mayorista continuaron disminuyendo, productode un exceso de 8,000 MW promedio en la capacidadde generación. La razón de lo anterior fue principalmentepor la reducción permanente en el nivel de consumo yla incapacidad de los generadores de renovar loscontratos de energía.

En el año 2003 el Presidente Lula da Silva aprobó unaley en donde el 100% de los contratos deben de estarrespaldados por capacidad física -al igual que en elesquema neoliberal propuesto por el gobierno anterior-y la contratación de las distribuidoras se hace a travésde licitación utilizando el esquema de precios de mercado.Este nuevo esquema no contempla una oferta de preciosde los generadores en el mercado mayorista (había sidopropuesto en el comité de 2002) para evitar crear poderde mercado. Es decir, dos gobiernos con visionesideológicas tan diferentes, han convergido en la mismapropuesta.

Finalmente, un punto clave a tomar en cuenta de laexperiencia del caso Brasileño es que el precio spot demercado en el corto plazo no es suficiente para garantizarla expansión del sistema, por ello son tan necesarioslos contratos de largo plazo

Proceso de reformas

Argentina comenzó su proceso de transformaciónen 1989, cuando se padecía una crisis deabastecimiento de energía muy grande, la cual se sumóa una crisis de hiperinflación que terminó con el gobiernodel Dr. Alfonsín. En el año 2004, después de haberatravesado todo un proceso profundo de transformaciónen el sector energético, Argentina se enfrenta a unanueva amenaza de falta de abastecimiento de energíaque aparentemente va a tener una profundidad similara la de 1989. Ante esto podemos concluir que a pesarde los cambios estructurales algo no funcionó bien yes necesario analizar las causas de esta nueva crisis.

Este proceso de crisis-transformación-nueva crisisacontecido durante el periodo de 1989-2004 serádividido en tres etapas para facilitar el análisis. Laprimera etapa comprende de 1989 a 1999 y escuando se llevó a cabo la implementación yconsolidación de la transformación económica. Duranteestos diez años se creó el funcionamiento del sistema;es decir, se desarrollaron nuevas instituciones, se hicieronlos cambios legales necesarios, se crearon las reglasde funcionamiento del mercado y se procedió a laprivatización de las empresas de servicio público enel sector energía.

En el segundo periodo que comprende los años de1999 a 2002, se comenzó a hablar de los síntomasde un sistema eléctrico que había funcionado durante

diez años de manera exitosa pero que empezaba apresentar problemas, los cuales no eran alarmantespero requerían de una adecuada atención. Y finalmente,en el tercer periodo que va del año 2002 al 2004 seprodujo el derrumbe económico y toda la organizaciónque se había implementado, precipitándose al sectoreléctrico a una nueva crisis.

Primera etapa

En la primera etapa de 1989 a 1999 se construyó unnuevo sistema eléctrico en Argentina. La nuevaarquitectura se basó en la separación de las actividadesde generación, transmisión y distribución, es decir, lasdiferentes empresas tienen que poseer actividadesespecíficas y no pueden estar integradas. Para lageneración se creó un mercado en competencia,mientras que la transmisión y distribución fueron reguladaspor sus características de monopolios naturales.

Las tarifas a usuarios finales se fijaron bajo el conceptode adicionar a los precios resultantes del mercado libre,lo que se denominó valor agregado de distribución ocosto de distribución. Adicionalmente, para conservarla transparencia y equidad en la operación del mercadose creó un organismo de regulación independientellamado Ente Nacional de Regulación Eléctrica.

En cuanto a la transmisión, se acordó que quien ofreceríael servicio de transporte no debería de hacertransacciones de energía, al mismo tiempo que el

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Experiencia Argentina en el Sector EnergíaIng. Carlos Bastos *

* Es Consultor Independiente e Investigador del Instituto de Estudios de la Realidad Argentina y Latinoamericana. Es ingeniero electricistade la Facultad de Ciencias Exactas en la Universidad de Córdoba y posee un posgrado en Economía de la Energía de la Fundación deBariloche. Fue Ministro de Infraestructura del Gobierno Argentino en 2001 que incluía áreas como la energía, combustibles, petróleo,comunicaciones y obras públicas, fue Secretario de Obras y Servicios Públicos. Ha sido Consultor Independiente en el área energética,asesorando a la provincia de Córdoba, al Gobierno de Ecuador y al Export-Import de Japón entre otros y Consultor del Banco Interamericanode Desarrollo. ntre sus publicaciones se encuentran temas como las regulaciones y transformación del sector eléctrico en la RepúblicaArgentina.

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Experiencia Argentina en el Sector Energía

acceso a las redes no deberían de presentar restricciones,lo que se conoce como acceso abierto. Lo anterior sehizo tomando en cuenta que si el proveedor del serviciode transmisión tiene la capacidad de comprar y venderenergía, entonces posee las llaves del sistema y secrean fuertes incentivos para apropiarse de todas lasrentas a través de su poder monopólico, ya que laúnica forma en que los productores puedan llegar alos usuarios finales es a través de las redes de transporte.

Por su parte, la distribución se reguló indirectamentepor la calidad en el servicio que reciben los consumidoresfinales, y para ello existen indicadores muy simplescomo: las interrupciones del suministro tanto en duracióncomo en frecuencia, la calidad comercial a través deestadísticas de las quejas de usuarios y la atención,etc. Se acordó que las distribuidoras tuvieran exclusividadpor área de prestación del servicio de distribuciónsobre los usuarios, pero estas compañías tuvieron encontrapartida a ese derecho la obligación de atenderla demanda con un nivel de calidad exigido y verificadopor el Estado.

En cuanto a la organización y funcionamiento delmercado, el sistema de contratos resulta fundamentalpor la importancia de que se pueda vender en maneralibre pero bajo un contrato que obligue a los generadoresa abastecer con energía a los distribuidores. De estaforma, al tener un usuario de energía o distribuidor laposibilidad de hacer un contrato en forma libre, elgenerador adquiere la obligación de abastecer el100% de la cantidad contratada y se logra enviarseñales muy claras del nivel de consumo a través detoda la cadena productiva hasta el generador, mejorandoenormemente la estabilidad del sistema y su planeación.Esta es una cuestión fundamental cuando se piensa enla diferencia operativa de los mecanismos de mercadofrente a la planificación centralizada, porque una delas grandes dudas que hay cuando se instrumenta uncambio de sistema de esta naturaleza es ¿quien se va

a hacer responsable de prever las inversiones futuras?Una de las respuestas más comunes es que las propiasfuerzas del mercado; sin embargo, cuando no hayinterés de invertir ya que los precios son muy bajos osimplemente los proyectos no se realizan a tiempo, elsistema se puede colapsar. En Argentina este problemade previsión se solucionó poniendo esta obligación encabeza de las distribuidoras y permitiendo los contratoslibres. De esta forma los distribuidores son los quereciben de primera mano las señales de la demanday se encargan de transmitirlas a los productores, loscuales a su vez las manejan a través de los contratosde compra-venta de energía.

También se organizó un pool o mercado de corto plazopara el intercambio de energía eléctrica. En estemercado había un conjunto de reglas para la compra-venta de energía por medio de un sistema de preciosspot que reflejó los costos marginales de corto plazo(es el costo que presentan los generadores en escalaascendente al ser convocados cada hora, más unprecio de potencia al tener esa capacidad degeneración disponible). Para mantener una estabilidadrelativa en los precios se acordó que los compradorespagaran un precio estacional. Éste es el precio promediodel trimestre en avance calculado por el organismo dedespacho -quien es supervisado a su vez por laSecretaría de Energía- y es el precio que se esperapara el sistema los próximos tres meses. A manera deajustar las variaciones no previstas en el precio de untrimestre a otro se creó un fondo que funciona comopulmón, el cual aumenta y disminuye de acuerdo a silos precios spot son superiores o inferiores con losprecios estaciónales fijados trimestralmente. De estaforma, la Secretaría de Energía iba fijando los preciosestaciónales o trimestrales con mayor o menorprobabilidad precisión y el pulmón entraba a compensarlas diferencias entre el precio spot y el precio estacionaldel sistema.

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Entre las reglas complementarias en el mercado mayoristase consideraron dos principalmente: 1) que losgeneradores no pudieran contratar más de su capacidadinstalada -en el caso de los generadores hidroeléctricosestaba- limitada a la energía firme que representaaquella excedida en el 70% de las veces, pues dependede la caída de lluvia y 2) se consideró a los grandesconsumidores directos (usuarios con una demandamayor a los 100 Kilowatts por hora) para que pudieranir al mercado y hacer compras directas y no a travésde las distribuidoras, evitando así ser clientes cautivosy elevando al mismo tiempo los incentivos para lacompetencia entre generadores. Con estas reglascomplementarias y considerando el hecho de que ladistribuidora tenía que contratar el 100% de la demanda,se dio automática viabilidad al sistema, es decir, sedisminuyeron las probabilidades de que el sistemapudiera colapsar en cualquier momento, ya que losusuarios como prevención pactaban contratos con losgeneradores demandando más energía y generandosuficientes incentivos para incrementar las inversionesy la oferta eléctrica a tiempo.

Los principales resultados hasta 1999 de estatransformación fueron: las pérdidas en las distribuidoraspasaron del orden del 30% al 10%, hubo un granaumento de la calidad medida a través de lasinterrupciones, reducción en términos reales de tarifasde casi 50% en los momentos de demanda media y25% en demanda pico. Adicionalmente, el Estado tuvograndes ingresos por las privatizaciones y la eliminaciónde cargas presupuestales por los déficit de las empresaspúblicas, además de un aumento en la recaudaciónya que las empresas públicas no pagaban impuestosy las privadas si lo hacían.

Durante el auge de la reforma en la década de los90’s hubo una gran cantidad de inversiones, elcrecimiento de la capacidad instalada con respecto ala demanda fue muy superior y se creó un margen de

reserva muy alto. Adicionalmente, las empresasdistribuidoras confiaron mucho en el mercado establecidoa través del pool, por lo que no realizaron contratosa precios spot, ya que les implicaba tomar riesgos encuanto a las variaciones del precio que podría quedarpor encima de la tarifa al usuario final, diferencia quetendría que ser absorbida por ellos.

Sin embargo, surgieron problemas por restricciones enel sistema de transmisión, ya que en la década de los90’s se hicieron solamente tres grandes líneas de 500kilovoltios, dos de ellas prácticamente obligadas, porqueeran las interconexiones de la central de Yasireta (unagran central hidroeléctrica que se comparte conParaguay), y solamente una línea adicional de Comaguea Buenos Aires.

Segunda etapa

En el año 2001 a través de un decreto se buscó hacerreformas de segunda generación para elevar lacompetitividad dentro del sector, permitiendo traspasara los usuarios finales los precios contratados entregeneradores y distribuidores para evitar colusiones deintereses entre ellos (al ser los consumidores más sensiblesa los cambios de precios). También se propuso unamayor apertura en el sistema de transmisión para permitiruna mejor incorporación de los costos transmisión alas tarifas, apertura basada en los derechos decongestión que daban lugar a los mercados secundariosy finalmente, se buscó dar un mayor papel a loscomercializadores de energía para elevar lacompetitividad global del sistema.

En países como el Reino Unido y Nueva Zelanda huboreformas que se llevaron a cabo para separar a lasempresas distribuidoras en dos empresas, una que sedenomina la Wire Company y la otra Supply Company.La primera (wire company) es la empresa operadoradel cable o de la red, no tiene clientes, solo presta un

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servicio; por su parte, las empresas comercializadoras(supply company) son quienes interactúan con losclientes, pero no tienen activos en red de transmisión.Las empresas comercializadoras sostenían contratos deventa a usuarios finales de muy corto plazo (los contratosmás largos con los demandantes de energía puedenser de uno o dos años), aunque también se consideróla creación de un mercado spot con venta a usuariosdomésticos, mientras que los productores teníannecesidades de planeación del mercado de muy largoplazo. Esta inconsistencia entre la planeación de losconsumidores y productores fue solo temporal pues seabrió oportunidad a la administración de riesgos.

Tercera etapa

Este decreto que se intentó implementar fue parado enel año 2001 por la oposición política pues ya sepresentaban problemas muy serios en la estructurapolítica y económica que llevó a la salida anticipadadel Presidente de la Rúa y dio lugar a profundasmodificaciones en la organización socioeconómica.Fundamentalmente en 2002, después de la renunciadel Presidente, se creó una ley dentro de la terceraetapa del proceso que introdujo cuestiones como lamodificación del régimen cambiario, dejando de ladola convertibilidad de uno a uno entre el peso argentinoy el dólar. Con ello todos los contratos entre particularesse convirtieron de dólares a pesos argentinos y se creóuna comisión especial para la renegociación de todoslos contratos.

La transformación en la paridad cambiaria del pesoargentino significó una pérdida total de vigencia delos contratos de concesión y de la norma defuncionamiento del sector, lo que llevó a la quiebratécnica de la mayoría de las empresas involucradas,ya que tenían muchas de ellas deudas en dólares conel exterior. Como resultado se suspendieron lasinversiones en ejecución, se abandonaron los nuevos

proyectos, hubo un deterioro creciente en la calidadde servicio, se generó un conflicto internacional porqueArgentina tenía firmados muchos contratos de proteccióna las inversiones con otros países y hubo un enormeproblema de liquidez en el mercado mayorista, lo quederivó en mayores controles de precios para disminuirel riesgo de colapso en el sistema.

Otra razón de la crisis en el mercado eléctrico a partede la conver t ib i l idad cambiar ia, fue quefundamentalmente Argentina dependía de maneraimportante del gas natural para la generación deenergía eléctrica. El mercado del gas tiene actualmenteun precio en boca de pozos de 4 dólares por millónde BTU frente 1 dólar por millón de BTU que es el costomarginal de producción, lo que significó una diferenciapositiva entre precio y costo de 3 dólares. A pesar deesta alta rentabilidad en la extracción de gas nadieestá invirtiendo, es decir, se tienen grandes reservaspara cubrir la demanda pero no se están perforandopozos adicionales. Esto sucedió en parte porque elgobierno no permitió que las empresas gaseras,petroleras o eléctricas aumentaran las tarifas a losusuarios finales para no perder popularidad. Políticaque provocó el desmantelamiento de las institucionesencargadas del mercado y generó la creación de unanueva Comisión ad hoc de regulación que solucionarael problema.

En Argentina es bien sabido que las privatizaciones sellevaron a cabo en la época del Dr. Menem y algunosde estos procesos fueron presa de sospecha decorrupción, lo que hizo que el actual gobierno pusieraen una misma bolsa y considerara todo este procesode privatización como un proceso corrupto y que endefinitiva debía ser desmantelado. Por otro lado, elgobierno ha tenido que soportar presiones sectorialesde grandes consumidores industriales que estánexportando y quieren tener un precio muy bajo de losenergéticos; en este caso el gobierno ha considerado

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como solución: 1) dejar a las empresas privadas soloen operación y mantenimiento, 2) que todo aumentode tarifas sea compensado a través de un fondofiduciario y 3) que las nuevas obras en expansión decapacidad sean responsabilidad del gobierno o quiensea indicado por éste.

Finalmente se puede decir que el sistema diseñadoestaba originalmente autorregulado, y aún cuando setuvo el problema en el régimen cambiario el sistematenía la capacidad para soportarlo dentro de su esquemade precios y regulación. El problema político deincrementar las tarifas pudo haber sido solucionadomuy fácilmente al atender principalmente con subsidioal usuario doméstico que hubiera sido el más afectadocon la crisis económica, pero el cual se estima noconsume más del 15% del total de la energía.


La crisis eléctrica que Argentina enfrenta en el presenteno es un fracaso en el proceso de transformación delsector, sino tiene orígenes claramente políticos. Al díade hoy, ha habido un cambio político y las medidastomadas por el nuevo gobierno significan implementarun nuevo modelo y el colapso de la anteriororganización.

Las conclusiones son que el modelo debe de sercuidadoso hasta en los detalles, se tiene que pensaren la planificación del sistema: ¿quien va a prever lasnuevas inversiones requeridas? y ¿cómo se va a asegurarque la demanda crezca en la magnitud planeada paraque esta pueda evitar un colapso de inversiones (oferta)por precios excesivamente bajos?. En Argentina estose hizo a través de las empresas distribuidoras y loscontratos, por lo que se debe evaluar bien si vale o nola pena tener comercializadores, contratos libres y otrosmuchos detalles para diseñar el modelo a seguir. Elpapel del Estado debe de ser claro como empresario,

regulador, fijador de impuestos y subsidios. Si el Estadova a ser empresario, puede alterar las condiciones demercado, ya que puede desplazar a los inversionistasprivados además de que corre un menor riesgo alfinanciarse a través de la Tesorería. Por ello, un mercadohíbrido es delicado, ya que el Estado debe jugar unpapel fundamental como regulador, es su funciónesencial y no la puede abandonar porque hay dosáreas que son monopolios -la transmisión y la distribución- que tienen que ser vigiladas de cerca.

En el tema de impuestos y subsidios, el gobierno imponecargas a los particulares y otorga compensaciones,por lo que hay que tener reglas muy claras para evitardistorsiones fundamentales en el mercado. Por ejemplo,en Argentina se tiene una gran contradicción al cargarimpuestos a la energía eléctrica que alcanzan casi el100% en algunos casos de las tarifas al sector comercialy por otro lado no se quiere aumentar las tarifas enciertos sectores políticamente sensibles dando unaespecie de subsidio generalizado a costa de lasinversiones y sin reasignar los impuestos.

Finalmente, se deben de evitar las oscilacionespendulares en la organización del sector. En Argentinase había construido un esquema incluso cultural decómo tratar entre otros factores; el tema de la energía;el papel del Estado y del sector privado; y elcomportamiento del consumo. Sin embargo, al cabode 15 años este esquema de organización se estádesmantelando por un cambio de percepción políticaque es lo peor que puede pasar. Al igual que unindividuo, un país no puede perder la seriedad, porquela gente no va a creer si no cumple con su palabra yno respeta los compromisos contraídos, lo que va encamino de la destrucción total. En Argentina, al día dehoy, no se han cumplido los compromisos contraídosen el modelo anterior

Introducción

El mercado eléctrico en Chile es pequeño encomparación con los mercados de Brasil, México oEstados Unidos, ya que representa alrededor de 10,000MW de capacidad instalada para una población de

alrededor de 15 millones de personas. No obstante,las proyecciones recientes estiman una alta tasa decrecimiento de la demanda de aproximadamente 10%o 12% anual como se muestra en la Gráfica 1, lo cualimplica importantes desafíos para el sistema ya que tendríaque duplicar su capacidad de generación cada 10 años.

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La Reforma del Sector Eléctrico: La Experiencia ChilenaDr. Hugh Rudnick *

* Es Socio Director de SYSTEP Ingenieros Consultores y profesor titular de la Pontificia Universidad Católica de Chile en la escuela deingeniería. Es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, tiene maestría en Ciencias en Ingeniería Eléctrica por la UniversidadVictoria en Manchester, Reino Unido y posee un doctorado en ingeniería eléctrica por la misma Universidad. Ha realizado contribucionescomo Consultor Investigador en los procesos de desregulación y reestructuración del sector eléctrico en América Latina, tanto en tarifascomo en regulación, transmisión y distribución, también ha trabajado como consultor en inversiones del sector eléctrico y en el sector degas

El consumo actual de electricidad per capita en Chilees de 2,000 KWh por año y el PIB per capita menora 5 mil dólares anuales, cifras similares a otros paísesde América Latina. Sin embargo, se espera aumentar

ambas variables, ya que como se muestra en la Gráfica2 existe una correlación positiva entre el desarrolloeconómico y el consumo de energía per cápita.

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La Reforma del Sector Eléctrico:La Experiencia Chilena

Proceso de reformas

Aparentemente, el proceso de reforma en Chile se dioen sentido contrario a lo visto en el resto del mundo yaque fue pionero en la introducción de inversión privadaen el sector eléctrico. El desarrollo privatizador en Chilecomenzó a fines del siglo XIX y hasta los años 1930’s,en donde básicamente fue el sector privado el quedesarrolló la infraestructura eléctrica. Pero a raíz de laGran Recesión de la época (1929), en Chile lasinversiones privadas comenzaron a ser insuficientes porlo que el Estado creó instancias estatales de electrificacióncomo la Empresa Nacional de Electricidad. Esta nuevaempresa estatal cumpliría con el gran objetivo deresponder a lo que hasta fines de los años 60’s noestaban haciendo los privados para expandir dichosector, pues su participación era limitada, ya que seconcentraba esencialmente en las grandes ciudades.

Durante esta etapa de reestructuración a partir de los60’s, el sector estuvo verticalmente integrado bajo unagran empresa estatal, altamente regulada y planificadacentralmente, estrategia que ayudó a solucionar elproblema de abastecimiento. Sin embargo, otros

problemas surgieron a raíz de la integración verticalcomo: sobreinversiones o inversiones ineficientes engrandes centrales y en sistemas de transmisión, ademásde decisiones de inversión que se tomaron bajo uncontexto político y la manipulación de tarifas que elevaronel costo de los subsidios. Adicionalmente, se presentóun problema crónico de América Latina en cuanto a lasaltas pérdidas técnicas y no técnicas (robo), así comola operación de grandes empresas estatales donde seconstituyeron grupos de poder que en muchas ocasionesllegaron a enfrentar al Estado. Esto generó gravesproblemas para la viabilidad eléctrica de Chile,principalmente por la manipulación de tarifas que empujóa las empresas a caer en crisis: con un Estado obligadoa duplicar las instalaciones cada diez años, fueprácticamente imposible de sostener los altos niveles deinversión pública que el sector demandaba.

En 1982 se inició con una reforma eléctrica que enrealidad fue pionera, no solo en Latinoamérica, sino anivel mundial ya que no contaba con un paradigma dereferencia. Por esta razón en Chile se cometieron erroresen el diseño, ya que la gran reforma eléctrica despuésde Chile tiene lugar en el Reino Unido en 1990 y la de

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Argentina en 1989 ó 1990. La reforma eléctrica chilenase dio bajo un contexto político muy particular. Con ungobierno militar con una política neoliberal y una empresaestatal que abastecía pero de forma ineficiente, el objetivoprincipal de la reforma fue el de establecer condicionesde eficiencia económica en la generación. El segundogran objetivo fue atraer a la inversión privada por laincapacidad presupuestal del Estado para expandir lainversión. A partir de esto, se decidió dar al sectoreléctrico una orientación de libre mercado y se comenzócon un paulatino proceso de descentralización a travésde una segmentación vertical del mercado, pero semantuvo el papel subsidiario del Estado con laresponsabilidad de proveer de servicio donde los privadosno tuvieron incentivos para hacerlo, como en zonasrurales y de baja rentabilidad económica. Bajo estecontexto, se planteó la desregulación en el mercadomayorista en donde los grandes consumidores teníanuna libertad de precios. Además se creó un mercadocompetitivo en generación, con un modelo de poolcentralizado basado en los costos de generación y noen una subasta de precios. Con este esquema no seofrecen precios sino que los precios son fijados a travésde los costos.

Adicionalmente, la fijación de precios se dio parapequeños consumidores y se regularon los monopoliosde transmisión y distribución con dos conceptos similaresa los planteados en Argentina: libre acceso a la transmisiónpara permitir la competencia en generación y una basede incentivos de eficiencia. También se implementó unesquema en donde el mercado de generación fueracompetitivo y las empresas pudieran caer en la quiebrau obtener grandes niveles de ganancias.

Como parte del cambio estructural se crearon dosmonopolios; por un lado el de la transmisión, en dondetodos los participantes deben de tener acceso libre alsistema bajo la asignación de una renta con base en sueficiencia, y por otro lado el de la distribución en un

ámbito monopólico de franquicia geográfica con laobligación de servir al consumidor, por lo que gananciasde las empresas son generadas con base en mejoras ala eficiencia. Por su parte, las empresas estatales sesegmentaron en dos partes: la primera comprendíageneración y transmisión, mientras que la segunda sólodistribución. El primer error en el diseño fue no separar lageneración de la transmisión, aunque esto se hizo posteriormentey se separó además horizontalmente la generación en variascompañías públicas compitiendo entre si.

En un primer paso hacia la apertura privada, se cambióla ley para que las empresas estatales compitieran entresi y se establecieron claramente las reglas del juegoantes de entrar a un proceso de privatización. En esteproceso, Chile contó a su favor con la disposición decapitales nacionales a través la utilización de los fondosde pensiones emergentes que fueron invertidos en elsector eléctrico, y después de un proceso de ajuste ymejora de la infraestructura, se procedió a la venta delas empresas a inversionistas privados extranjeros.

Los éxitos de la reforma fueron claros: un incremento enla eficiencia económica a través de las empresas privadas,un flujo creciente de inversión privada que respondióadecuadamente al aumento de la demanda como semuestra en la siguiente gráfica, un modelo de costos yfijación de precios que limitó al poder del mercado conel que cuentan los participante privados. Adicionalmente,el Estado pudo liberar recursos para aplicarlos a áreassocialmente prioritarias mientras los participantes privadosse hacían cargo de la inversión en el sector eléctrico,quienes a su vez obedecían a la oficina de regulación.Dicha oficina tenía el papel fundamental de la planeación,coordinando el tiempo y el lugar de las inversionesprivadas.

Sin embargo, el éxito de la implementación de la reformafue más limitado en otras áreas de gran importanciapara que el modelo funcionara, como: la atomización

104 HUGH RUDNICK •


de la generación, el reflejo de los costos reales de laenergía en los precios a los consumidores finales, asícomo la reducción y consecuente desaparición de lossubsidios.

Uno de los resultados más palpables de la reforma fueen la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas enforma dramática; por ejemplo, la empresa Chilectra enSantiago del año 1987 a 1992 bajó las pérdidas del20% al 12% y lo sigue bajando a niveles cercanos al6%, al igual que otras muchas empresas.

La reducción de los precios después de la reforma hasido notable. Entre 1997 y 1999 los privados decidieronutilizar un energético que estaba disponible en Chile;el Gas Natural importado principalmente desde Argentina.Sin embargo, esto últimamente ha causado problemaspor la situación económica en Argentina y las restriccionesde exportación. De todas formas, el precio final paralos consumidores ha ido bajando gradualmente en loque se refiere al servicio de distribución, básicamentepor los incentivos que la competencia trae para lautilización de mejores tecnologías y la reducción decostos, lo que ha llevado a Chile a tener precios

relativamente bajos en comparación con el nivelinternacional.

Todos los éxitos de la privatización estuvieronacompañados por riesgos diversos que fueron corregiblesal tomar a tiempo las medidas necesarias. ¿Qué riesgos?riesgos como el hecho de que en realidad no se privatizóprivilegiando la competencia y atomizado lo suficienteel mercado de generación con el fin de crear un mercadoatractivo a las empresas interesadas en invertir. Ademásel papel del Gobierno como un operador independientecausó problemas en la operación del mercado. Por otraparte, la fijación de precios en el mercado mayoristatambién ha sido difícil, se creó un fondo de compensacióncomo en el caso Argentino para hacer frente a unasequía centenaria que elevó inesperadamente los precios.Finalmente, la reducción gradual de los precios hizopoco atractiva la inversión en el sector y favoreció unacreciente concentración, ya que el 50% de la generaciónen el sistema central es propiedad de la empresa españolaEndesa.

La sequía prolongada y la reducción de embalses parala generación hidroeléctrica, puso a prueba

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105• HUGH RUDNICK


prematuramente la solidez del nuevo modelo en elmercado eléctrico. De igual forma, la escasez de gasnatural presionó al sistema de ciclo combinadoocasionando una reducción transitoria en la oferta quellevó a la necesidad de implementar apagones rotatorios.Esta situación empeoró cuando una falla en el sistemade precios no permitió pasar los costos reales a losconsumidores finales y se creó una distorsióndesestabilizadora en el mercado.

Aunado a lo anterior, el sistema de contratos no funcionóde forma eficiente ya que obligó a los generadores aentregar la energía o a compensar en caso deincumplimiento, lo que ha llevado a pensar en laimportancia de las reformas de segunda generación. Elesquema de California era muy atractivo para dichasreformas, utilizando un sistema de Bolsa para compra-venta de electricidad y un mayor rol de mercado víacontratos bilaterales físicos. Sin embargo, estosplanteamientos fueron rápidamente muy cuestionados,no solo por el fracaso en California sino por lascaracterísticas hidroeléctricas del sistema chileno y sualta concentración de propiedad. Por ello, Chile decidióformular otros instrumentos que lo llevaran al objetivodeseado, tales como: aumentar la segmentación horizontalno solo en generación, sino a través de la creación deun comercializador que por el momento no se ha logrado;también se pensó en incrementar la competencia aniveles más minorista bajando el nivel de clientes libresde 2 MW a 500 KW, todo esto en una ley que se

acaba de aprobar en el año 2004; se optó tambiénpor establecer precios regulados más cercanos a los demercado y por el desarrollo de un mercado de servicioscomplementarios para seguridad y calidad de servicios,reactivos, regulación de franquicias, etc.; además defortalecer el libre acceso de distribución para aumentarel grado de competencia y se mejoró sustancialmenteel esquema de transmisión.


Finalmente, los desafíos emergentes son de todo elmercado eléctrico regional, particularmente elSudamericano. Estos desafíos son producto del surgimientode mercados energéticos integrados que incluyen al gasnatural y la creación de interconexiones a pesar de laausencia de regulación al respecto en los mercadossupranacionales, -tema que se debería de comenzar adesarrollar- para evitar monopolios regionales de empresastrasnacionales que puedan ejercer poder de mercado.

Debido al deterioro del atractivo de los mercadosenergéticos para inversiones, existe la tentación comoen el caso de Argentina de que se vuelva a un mayorcontrol del Estado a través de medidas proteccionistasque distorsionan aún más el mercado. Por su parte, lafalta a los acuerdos de intercambio de gas natural entreArgentina y Chile ha debilitado la seguridad energéticade la región

Es para mí un gran honor extenderles mis sincerasfelicitaciones por la realización y por el éxito alcanzadoen este importante Seminario Sobre Políticas Públicasen Materia Eléctrica, donde distinguidos académicos,analistas y expertos, nacionales e internacionales, hanpresentado desde conceptos básicos, económicos,tecnológicos y jurídicos, para el diseño de políticaspúblicas en materia eléctrica, hasta las propiasexperiencias internacionales alcanzadas en laimplementación de las mismas en diferentes sistemaseléctricos del mundo, como son los casos de EstadosUnidos, Argentina, Chile y Brasil.

Los retos, sin embargo, que en materia de políticaspúblicas el sector eléctrico en nuestro país enfrenta,siguen latentes, y por lo tanto, todo esfuerzo que serealice para analizar con objetividad y con seriedadla forma de estructurar nuestro sector es sin dudaimportante.

Ejercicios como el que hoy concluye son parte de unlargo análisis, en el que han participado las últimastres legislaturas, período de tiempo en el que hanpresentado iniciativas de reforma al sector eléctrico, eltitular del Ejecutivo en dos ocasiones y los cincoprincipales grupos parlamentarios representados eneste Honorable Congreso.

Esto en si, es señal inequívoca de que compartimos lapreocupación por resolver un problema estructural de

107• JUAN CAMILO MOURIÑO TERRAZO

Clausura del SeminarioJuan Camilo Mouriño Terrazo *

* En la Secretaría de Energía se desempeñó como asesor del C. Secretario de Energía y Subsecretario de Electricidad. Es Licenciado enEconomía por la Universidad de Tampa, Florida, en la cual también se diplomó en Finanzas y Mercadotecnia, también cuenta con unposgrado en contaduría con especialidad en finanzas. Ocupó un escaño como Diputado en el Estado de Campeche dentro de la LVILegislatura local y como Diputado Federal en la LVII Legislatura, donde presidió la Comisión de Energía. Fue director de finanzas delCorporativo GES en Campeche y consejero de la COPARMEX, así como vicepresidente de la Asociación Civil Nuevo Entorno y asesordel programa desarrollo empresarial de Campeche. También ha sido presidente estatal en Campeche del Partido Acción Nacional ycandidato a Presidente Municipal por la ciudad de Campeche

fondo, que requiere del acuerdo entre poderes y entregrupos parlamentarios para poder ser resuelto enbeneficio de todos los mexicanos.

Es importante reconocer que lo prolongado de estadiscusión, de este debate, ha generado rezagos ennuestro país con respecto a otras economías, tanto denuestro Continente como del resto del mundo.

La parte aprovechable de esto, es que nos permiteacumular un gran conocimiento de las experiencias enmateria de reformas eléctricas en el mundo; se conocede sus éxitos y de sus limitaciones, de sus aciertos yde sus errores. Nos ha permitido entonces desechar loque no ha funcionado, recoger lo que ha dadoresultados, adaptarlo a la realidad económica, políticay social de nuestro país y presentar, en consecuencia,propuestas que generen tanto certidumbre comoviabilidad a largo plazo en nuestro Sistema EléctricoNacional.

Muchas de estas propuestas observan coincidenciasimportantes, garantizan el abasto de electricidad conla participación complementaria de la inversión públicay privada directa; garantizan la rectoría del Estado,fortaleciendo las instituciones regulatorias y manteniendola planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional;mantienen también como exclusivas del Estado, tantolas redes de transmisión como las redes de distribucióny lo más importante, lejos de privatizar a las empresas

108 JUAN CAMILO MOURIÑO TERRAZO •

Clausura del Seminario

públicas las fortalecen, dotándolas de nuevos regímenesfiscales y mayor autonomía en su gestión.

Invito pues al Congreso, y en particular a los integrantesde la Comisión de Energía, a comparar de maneradetallada las diferentes propuestas de reforma pendientesde dictaminar, con lo que han expuesto aquí losconferencistas en este Seminario.

Podrán observar, a la luz de lo expuesto en este foro,que varias de las propuestas recogen los elementosesenciales que deberán ser retomados para proponeruna estructura industrial que resuelva el problema deabasto competitivo en el sector eléctrico mexicano.

Las propuestas no son ajenas a lo que aquí se comentóde las propias limitaciones de la ley de la oferta y lademanda, cuando de electricidad se trata, tampocoomiten la reconocida necesidad de seguir contandocon empresas públicas fuertes y con institucionesregulatorias, aptas para garantizar en su conjunto larectoría del Estado sobre un Sistema Eléctrico, conparticipación mixta, pública y privada, que resuelva

los retos actuales del sector y se pueda desarrollar demanera sustentable.

Aprovechemos entonces la realización de este seminarioy lo que en su desarrollo expertos de diversos paíseshan expuesto, aprovechemos las coincidencias queexisten en las diversas propuestas, presentadas antelas Cámaras del Honorable Congreso de la Unión,aprovechemos los muchos debates y discusiones quelegisladores, funcionarios, académicos y expertos hemosllevado a cabo los últimos cinco años, para pasar dela fase del análisis y de la reflexión a la fase de lasdecisiones y de las soluciones.

Esta es, sin duda, una buena oportunidad para queesta Legislatura concluya lo que las dos últimas dejaronpendiente: La Reforma Estructural del Sistema EléctricoMexicano.

Señoras y señores, los felicito de nuevo por el éxitoalcanzado en el presente evento, que seguro resultarápositivo en las decisiones que en la materia se deberántomar en nuestro país

Tema IV. Tendencias en el Sector Energético …...En la Gráfica 3 se muestra la tendencia de los...

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