etomemos el mercado eléctrico mayorista. Veamos un poco su marco legal. Para luego analizar la relación ingresos-egresos implicada en su operación. Tanto en el caso del funcionamiento tradicional de la empresa pública integrada. Como en el nuevo entorno competitivo. Es un punto muy delicado. Primero porque tradicionalmente los ingresos no han alcanzado a los egresos. Visiones superficiales aluden a costos excesivos derivados de la empresa pública. A contratos colectivos caros. A ineficiencias. El asunto no es tan simple. Es más complejo. Tiene que ver con el marco en el que se determinan los precios, no sólo del trabajo –para usar esta inexacta expresión tradicional– sino de combustibles, equipos, materiales e, incluso, dinero.
Adentrémonos un poco en el funcionamiento del mercado, para permitir el análisis posterior desde esa nueva arquitectura institucional. Según la Ley de la Industria Eléctrica (agosto de 2014) en el mercado eléctrico, generadores, comercializadores y usuarios calificados participantes en el mercado realizan compras y ventas de energía eléctrica. De servicios conexos que garantizan calidad, continuidad, confiabilidad y seguridad en el sistema eléctrico nacional (reservas operativas y rodantes, regulación de frecuencia y de voltaje, arranque de emergencia). De potencia y productos que permiten satisfacer la demanda eléctrica; de los productos anteriores vía importación o exportación. De derechos financieros de transmisión que representan derechos y obligaciones de recibir o pagar un monto derivado de la diferencia de los componentes de congestión de los precios marginales locales en dos nodos del sistema. De certificados de energías limpias, otorgados a generadoras limpias que los comercializan para que los centros de carga cumplan los requisitos asociados a las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas de su consumo.
De otros productos, derechos de cobro y penalizaciones necesarios para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico. En la misma ley se indica que las reglas del mercado se desdoblan en bases y disposiciones operativas. Las primeras reglas del mercado las emitió la Secretaría de Energía. En adelante será la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Contienen las disposiciones de mayor jerarquía dentro de las reglas del mercado. Son de septiembre de 2015. Por su parte, las disposiciones operativas son documentos que definen los procesos operativos del mercado.
Comprenden jerárquicamente tres instrumentos. 1) manuales de prácticas con principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y procedimientos a seguir para administrar, operar y planear el mercado. Ya hay 14: subastas de diferentes tipos, cuentas y facturación, garantías, controversias, contratos, mercado de energía corto plazo, sistemas de información, participantes del mercado, asignación de derechos de transmisión legados, balance de potencia, generadoras pequeñas
, transacciones bilaterales, contratos de cobertura. 2) guías operativas con fórmulas y procedimientos que, por su complejidad y especificidad, están en documentos diferentes a los manuales y de las cuales sólo se ha publicado la de la cámara de compensación de contratos y subastas de largo plazo. 3) finalmente criterios y procedimientos de operación con especificaciones, notas técnicas y criterios operativos necesarios para implantar bases, manuales y guías operativas en el diseño del software o en la operación diaria, como el de operación de la consola de pagos del mercado.
No hace falta subrayar la severa complejidad involucrada en la coordinación y operación del mercado. Y la gran responsabilidad del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) que lo opera. Lo cierto es que día tras día y hora tras hora, el Cenace debe recibir la energía producida por los generadores. Y verificar que se comercializa y se entrega a los suministradores –básicos y calificados–, quienes, a su vez, la entregan a los usuarios finales. Y hacer bien las cuentas. En realidad eso se ha hecho desde hace mucho. Y sin reforma energética. Y se ha hecho bien.
La diferencia hoy es que las fases de generación y comercialización se realizan en un marco de competencia. Y que hay muchos participantes. Y se cree –sí, se cree– que se hará mejor. Incluso con comercializadores especuladores. Hoy sólo quiero mencionar que este proceso técnicamente especificado es el sustento de un balance ingresos y egresos eléctricos
objeto tradicional de análisis y debate.
¿A qué me refiero? A lo que tradicionalmente se ha indicado en los informes presidenciales en el rubro Relación precio-costo de la industria eléctrica
. Se comparan los volúmenes de ingresos y egresos. Lo primeros derivados –según se indica en los estados financieros públicos– de las ventas de electricidad. Y los segundos del pago de remuneraciones, combustibles, fuerza comprada, materiales de operación y mantenimiento, impuestos y derechos, obligaciones laborales, depreciación de equipos y finalmente, gastos financieros y pérdidas cambiarias netas.
A manera de ejemplo recordemos el balance 2015. Ingresos por 305 mil millones de pesos. Y egresos por 423 mil. Es decir, 118 mil millones de insuficiencia. Llamémosla así. Aquí, por cierto, se incorpora una transferencia gubernamental por 30 mil millones a cuenta del subsidio a consumidores. Sólo una parte del subsidio. Si no la consideráramos, la insuficiencia hubiera sido de 148 mil millones. No siempre hubo transferencias. ¿Qué pasaba entonces? Será necesario detallar este análisis de frente al funcionamiento del mercado. Lo haremos para 2016 y lo que se puede esperar para 2017. Descubriremos que el asunto de la insuficiencia, con todo y reforma energética, no está resuelto. Y que debe ser resuelto a la brevedad. De frente a muchos compromisos que ya tiene hoy esta noble industria, tradicionalmente de servicio público. Lo veremos. Sin duda.
