Tarifas eléctricas en México 2006

Estudio sobre tarifas eléctricas en México.
Hacia una estructura tarifaria eficiente que
apoye la competitividad de la economía.
Febrero de 2006
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Contenido
1.
Presentación.
2.
Enfoque teórico.
2.1
Problemática de la determinación de las tarifas eléctricas.
2.2
Utilización del principio del Costo Marginal de Largo Plazo.
2.3
Referencias prácticas de la utilización del Método del Costo Marginal de
Largo Plazo.
3.
Descripción General del Modelo utilizado para estimar el CMLP.
3.1
Flujo de Costos Totales.
3.2
Flujo de Energía Suministrada.
3.3
Determinación del Costo Marginal de Largo Plazo.
4.
Desarrollo del Modelo (partes integrantes).
4.1
Mezcla de tecnologías de generación consideradas.
4.1.1
Combustóleo y Generación de Electricidad.
4.2
Transmisión.
4.3
Distribución.
4.4
Descripción de la Función de costos del Modelo.
4.4.1
Costo de Capital.
4.4.2
Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable).
4.4.3
Costo Variable de Generación (combustible).
4.5
Parámetros de eficiencia.
4.5.1
Factores de Planta y Disponibilidad.
4.5.2
Reserva de Capacidad y de Energía en el sector Eléctrico (Generación).
4.5.3
Pérdidas del sector eléctrico de servicio público.
5.
Datos utilizados para estimar el CMLP.
5.1
Factores de disponibilidad en generación.
5.1.1
Reporte del World Energy Council (WEC).
5.2
Factores de Planta.
5.3
Consideraciones de reserva en transmisión y distribución.
5.4
Costo de Capital.
5.4.1
Generación.
5.4.2
Transmisión.
5.4.3
Distribución.
5.5
Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable)
5.5.1
Resultados Etapa de Generación.
5.5.2
Resultados Componente de Transmisión.
5.5.3
Resultados Componente de Distribución.
5.6
Costo Variable (Combustible).
5.7
Generación por tipo de tecnología (Energía Suministrada)
6.
Estimación de las Componentes del Costo Marginal de Largo Plazo Total.
Resultados del Modelo.
6.1
Generación Base.
6.1.1
Plantas de Ciclo Combinado (Gas Natural).
6.1.2
Plantas Nucleares.
6.1.3
Plantas Hidroeléctricas.
6.1.4
Plantas Térmicas Convencionales (Combustóleo).
6.2
Generación Pico.
2
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.2.1
6.2.2
6.3
6.4
Tecnología Ciclo Combinado.
Tecnología Hidroeléctrica.
Transmisión.
Distribución.
7.
Costo Marginal de Largo Plazo eficiente para México y comparación con
Tarifas Actuales de la CFE.
7.1
Costo Marginal de Largo Plazo en Generación.
7.2
Costo Marginal de Largo Plazo Integrado.
7.3
Costo Marginal vs Tarifas Promedio CFE, Estados Unidos y Europa.
7.4
Caso Alternativo sin incluir plantas térmicas convencionales.
7.5
Ejercicio de Simulación.
7.5.1
Resultados del Ejercicio de Simulación con Combustóleo.
7.5.2
Resultados del Ejercicio de la simulación sin Combustóleo.
8.
Impacto del sobrecosto CFE en la Planta Productiva Nacional.
8.1
Impacto del sobrecosto CFE en una empresa minera exportadora.
8.2
Impacto del sobrecosto CFE en empresas textiles y papeleras.
9.
Conclusiones.
10.
Bibliografía.
11.
Anexos.
3
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
El presente documento ha sido elaborado por :
4
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
1.
Presentación.
El objetivo del presente estudio es determinar los niveles tarifarios eficientes para el
servicio público de energía eléctrica en México. Los niveles tarifarios eficientes
obtenidos para el caso mexicano se contrastan con las tarifas vigentes aplicadas por la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) a los consumidores, a fin de establecer cuál es
el margen que los usuarios nacionales cubren en la actualidad por concepto de
ineficiencias en la prestación del servicio.
Para que una empresa suministradora de energía eléctrica pueda alcanzar niveles de
eficiencia, debe ser capaz de alcanzar una combinación óptima de inversiones en
capacidad instalada y costos de operación, que permita minimizar el costo del servicio a
los usuarios.
De ahí que la selección de tecnologías de generación, la cobertura y capacidad de la
red de transmisión, así como la infraestructura física y administrativa de distribución
constituyen factores críticos para lograr el objetivo de operar eficientemente.
Las tarifas eficientes para el caso mexicano se estiman a partir del Costo Marginal de
Largo Plazo, por medio de la utilización de parámetros de costos e inversión que se
consideran representativos de condiciones de eficiencia.
5
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
2.
2.1
Enfoque teórico.
Problemática de la determinación de las tarifas eléctricas.
El hecho de que la energía eléctrica no puede ser almacenada, y por lo tanto debe ser
generada y suministrada en el mismo instante que se demanda, causa que la
determinación de las tarifas eléctricas sea un ejercicio de naturaleza compleja.
El costo de suministrar electricidad depende de muchos factores, incluyendo la cantidad
de electricidad generada, los combustibles y tecnologías utilizadas, los factores de
carga, la capacidad de las líneas de transmisión y distribución, los niveles de voltaje
demandados, así como la ubicación de la demanda. La asignación de este costo entre
los diferentes tipos de consumidores debe buscar condiciones de equidad, lo cual puede
lograrse en la medida que a cada tipo de consumidor se carguen los costos marginales
que su demanda impone al sistema.
2.2
Utilización del principio del Costo Marginal de Largo Plazo.
Hay disponibles varios métodos para fijar las tarifas eléctricas. En general, éstos pueden
agruparse en 2 categorías: (i) el enfoque contable, y (ii) el enfoque basado en la teoría
económica. Para el primero, la recuperación del costo de la electricidad es de suma
importancia, mientras que la administración de la demanda no resulta primordial. Bajo el
segundo enfoque, se da prioridad a la utilización eficiente de los recursos, generando
señales para el manejo eficiente de la demanda de energía, sobre todo en el largo
plazo. Estas señales se fundamentan en cargar a los diferentes usuarios el costo que
impone al sistema eléctrico la satisfacción de la energía demandada.
El enfoque contable se basa en la recuperación del costo de suministrar la electricidad,
mas una tasa específica de retorno a la inversión, de tal modo que los precios generen
un valor presente neto positivo de flujos de efectivo descontados en un escenario de
planeación determinado, con los que se atenderán las expansiones futuras de la red
eléctrica.
El enfoque contable, o el empleo de costos históricos incurridos para suministrar
energía en el cálculo de precios, implica que recursos futuros serán tan baratos o tan
caros como en el pasado. Esto puede conducir a situaciones de sobre-inversión y
desperdicio de recursos, o bien a causar sub-inversiones y escasez innecesarias.
El enfoque económico basado en la determinación del Costo Marginal de Largo Plazo
(CMLP), ha ido ganando importancia en los países industrializados, además de que
instituciones como el Banco Mundial han favorecido su implantación al utilizar criterios
de eficiencia económica. El enfoque del cálculo del CMLP permite transmitir a los
consumidores de energía los costos económicos reales de satisfacer sus necesidades,
de manera tal que oferta y demanda coincidan en términos de eficiencia económica.
Las tarifas eléctricas determinadas vía CMLP representan los costos de suministrar
1 KWh adicional a diferentes tipos de consumidores, a diferentes horas del día, para
diferentes niveles de voltaje, satisfaciendo el principio de eficiencia económica.
Los costos por consumo futuro son asignados entre los consumidores de acuerdo al
costo incremental que imponen sobre el sistema eléctrico. El CMLP trata con costos
futuros (por lo menos a 5 o 10 años), de manera que los precios resultantes tienden a
ser bastantes estables en el tiempo.
6
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Por las anteriores razones, en el presente estudio, se aplica el enfoque del CMLP para
determinar los niveles tarifarios eficientes en México para el suministro del servicio de
energía eléctrica.
2.3
Referencias prácticas de la utilización del Método del Costo Marginal de Largo
Plazo.
La bibliografía consultada durante la elaboración del presente estudio, presenta varios
ejemplos de aplicación práctica del método del Costo Marginal de Largo Plazo. A
continuación se comentan algunos casos representativos de esta práctica.
Documento
Comentarios
The Long Run Marginal Cost of Se trata de un reporte elaborado por Intelligent
Electricity Generation in New Energy Systems para el Independent Pricing and
Regulatory Tribunal de New South Wales. El
South Wales (Feb, 2004).
estudio aplica el criterio del Costo Marginal de
Largo Plazo en la etapa de generación. Para ello
utiliza una mezcla de tecnologías que minimizan
el costo de generación de electricidad en el
territorio de interés.
Se definen parámetros técnicos de eficiencia
económica como costos unitarios de inversión,
factores de carga y disponibilidad, tasas de
descuento, en escenarios de largo plazo. Estos
parámetros fundamentan la estimación de la
función de costos correspondiente (costo de
capital, costos de operación y mantenimiento,
costos de combustible). El estudio concluye con
la determinación de la mezcla óptima de
tecnologías de generación que permite minimizar
el costo de generación de electricidad.
Using de Long-Run Marginal Se enumeran y clasifican los componentes de
para
suministrar
electricidad.
La
Cost Principle for Karnataka’s costo
metodología del CMLP se aplica en la
power sector (Nov, 1996).
determinación de las tarifas eléctricas de la región
de Karnataka en la India, considerando el
comportamiento de la demanda, las pérdidas
observadas en las redes de transmisión y
distribución, entre otros factores.
El estudio genera una estimación detallada del
CMLP total, a partir de sus componentes de
generación, transmisión y distribución, para cada
tipo de usuario (residencial, industrial, comercial),
para concluir sobre una estructura tarifaria
ajustada para la región en cuestión.
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Documento
Comentarios
Competitive Electricity Prices: Se trata de una actualización del documento
An update (1998).
Electricity Prices in a Competitive Environment:
Marginal Cost Pricing of Generation Services and
Financial Status of Electric Utilities. Se resalta la
forma en que el mercado de generación de
electricidad en los EUA transita hacia mercados
más competitivos. En la mayoría de los Estados,
se busca operar bajo mejores criterios de
eficiencia y determinar precios de competencia
basados en el principio de Costo Marginal. De tal
manera que las diferencias regionales vía precios
para tal país se van haciendo menores. Se
resalta que es deseable la competencia entre
empresas eléctricas, para buscar operar con
costos mínimos y tamaños de plantas óptimos, en
beneficio del consumidor.
Electricity
Prices
in
a Estudio conceptualmente valioso, elaborado por
Competitive
Environment: la Energy Information Administration (EIA), que
Marginal Cost Pricing of trata de dilucidar impactos potencialmente
Generation
Services
and positivos en los niveles de tarifas eléctricas con la
Financial Status of Electric introducción de la competencia. La competencia
causa que los precios tiendan al Costo Marginal
Utilities.
de producción, de manera que las empresas más
eficientes obtendrán ganancias. El consumidor se
beneficia por la minimización en los costos.
The World Bank´s Role in the Este documento examina el desempeñado del
Electric Power Sector: A World sector eléctrico para países industrializados y en
Bank Policy Paper (Ene-1993). desarrollo. En opinión del Banco, el mejor criterio
en materia de precios para fomentar la asignación
eficiente de recursos corresponde a aplicar el
Costo Marginal, el cual es representativo de
condiciones de competencia.
En su parte empírica analiza el caso de los
países en desarrollo, donde se tiende a obtener
resultados
alejados
de
condiciones
de
competencia en materia técnico-financiera, de
política de precios, y a nivel institucional.
Aplicación en otras industrias
El Método del CMLP también es ampliamente utilizado para determinar las tarifas del
servicio público de suministro de agua. Tal es el caso de la Water Services Regulation
Authority de Inglaterra y Gales, que por medio del organismo Office Water Services
(OFWAT), establece los lineamientos prácticos que deben seguir las empresas
suministradoras de agua en estos países para determinar sus CMLP (Reportes a, b, c y
d dirigidos a las empresas suministradoras).
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3.
Descripción General del Modelo utilizado para estimar el CMLP.
El CMLP total para cada tipo de usuario se integra a partir de las 3 componentes del
servicio público de energía eléctrica, esto es, i) generación, ii) transmisión, y iii)
distribución (ver diagrama a continuación).
Componentes del CMLP:
Combustóleo
Hidroeléctrica
Nuclear
Gas Natural
CMLP Promedio
Usuarios de Alto
Voltaje
Costo Marginal
de Largo Plazo
PonderadoGeneración
+
CMLP
Distribución
=
+
CMLP Promedio
Usuarios en
Media y Baja
Tensión
Costo
Marginal de
Largo Plazo
Transmisión
Cuadro 1. Componentes del Costo Marginal de Largo Plazo Total.
Para cada componente, el modelo que se utiliza para el cálculo del Costo Marginal de
Largo Plazo (CMLP) identifica dos elementos principales, a saber: i) el flujo de costos
totales y ii) el flujo de la energía suministrada por unidad de tiempo (un año).
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3.1
Flujo de Costos Totales.
Las partes integrantes de los costos totales son el costo de Capital, el Costo de
Operación y Mantenimiento (fijo y variable), y en el caso de la generación, el costo
variable de combustible (ver cuadro 2).
Vida útil
Activos de Costo de
Producción Capital
(Años)
Costo Fijo
Costo Variable
Costo Variable
Costo Total
(Operación y
(Operación y
(Combustible)
Mantenimiento) Mantenimiento)
Generación
(kWh)
Cuadro 2. Función de Costos y Flujo de Energía Suministrada.
3.2
Flujo de Energía Suministrada.
Para el caso de la generación, el flujo de energía suministrada se identifica como la
cantidad anual de KWh adicionales que aporta una fuente con capacidad de 1 KW
instalado a partir de una mezcla determinada de tecnologías.
Para la componente de transmisión, el flujo de energía suministrada corresponde a la
capacidad instalada de una línea de transmisión tipo expresada en KWh anuales.
En el caso de la distribución, el flujo de energía suministrada considerado es el
consumo marginal proveniente del crecimiento de la demanda, según las proyecciones
de la CFE.
3.3
Determinación del Costo Marginal de Largo Plazo.
El presente estudio estima el CMLP a través de determinar el costo total necesario para
inyectar un KWh adicional a la red eléctrica y entregarlo a usuarios en alta y baja
tensión, considerando costos unitarios de inversión y operación por KWh marginal.
El Costo Marginal de Largo Plazo es el Valor Presente del Flujo de Costos Totales
dividido por el Valor Presente del flujo de Energía Suministrada.
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4.
Desarrollo del Modelo (partes integrantes).
En este capítulo, se presentan y analizan las premisas y consideraciones que sustentan
el CMLP eficiente obtenido para el suministro de electricidad en México.
Como ya se ha mencionado, los componentes de costos de la tarifa eléctrica se han
dividido en tres: Costos de Generación, Costos de Transmisión y Costos de
Distribución, considerando que este conjunto está dotado de mecanismos de control,
seguridad y protección.
Para determinar el Costo Marginal de Largo Plazo total es necesario definir tanto los
tipos de tecnologías de generación a considerar y sus características técnicas, como los
parámetros relacionados con aspectos de eficiencia operativa, inversión, y
disponibilidad relacionados con la transmisión y distribución de 1 Kwh adicional.
4.1
Mezcla de tecnologías de generación consideradas.
Para fines del presente estudio, se han considerado combinaciones de tecnologías de
generación que podrían abastecer razonablemente el perfil de la demanda futura de
electricidad en México. Las tecnologías consideradas son: i) ciclos combinados a gas
natural, ii) plantas nucleoeléctricas, iii) plantas hidroeléctricas, y iv) plantas térmicas
convencionales base combustóleo.
Las tecnologías seleccionadas para las unidades de generación de energía eléctrica en
México se han planteado desde hace varias décadas siguiendo la tendencia mundial
respecto a la disponibilidad de energéticos primarios.
Como en todo el mundo, se inició desarrollando proyectos hidroeléctricos cercanos a los
centros de consumo, pasando después a hidroeléctricas más alejadas, aprovechando
los avances tecnológicos de los sistemas de transmisión que permitieron incrementar el
voltaje de operación.
Le siguió el uso del combustóleo remanente del proceso de refinación de la explotación
petrolera, al no disponer de suficientes recursos hidroeléctricos económicamente
competitivos.
La planeación buscó consumir todo el combustóleo que se produjera en México para
fines de generación de energía eléctrica, una vez satisfechos los consumos industriales
de este energético.
En los años 70’s se incursiona en el uso del carbón no coquizable, considerando la
complementariedad entre el descubrimiento de nuevos yacimientos en el país, y la
importación de diversos países, particularmente Colombia (suministro en el Golfo de
México), y Australia (suministro en la Costa del Pacífico). También se incorpora la
energía nuclear a consecuencia de las tendencias mundiales del período,
programándose la central de Laguna Verde.
A principios de la década de los 80’s se programaron centrales de carbón en sitios como
Altamira, Tamaulipas, Minatitlán y Coatzacoalcos, Veracruz, así como en Ensenada,
Baja California, y Lázaro Cárdenas, Michoacán. De este grupo de proyectos sólo se
realizó el correspondiente a Lázaro Cárdenas.
Hacia fines de los 70’s, el avance tecnológico en el desarrollo de turbinas de gas natural
permitió introducir esta tecnología ante la expectativa de desarrollo de la producción de
gas natural.
11
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
El boom mundial en la explotación de gas natural que se da a fines de los 70’s y
principios de los 80’s, difiere la planeación en base a nuevas centrales de carbón
(salvo los que estaban en proceso, Río Escondido, Carbón II y Petacalco, que se diseña
como dual –carbón o combustóleo– y que operó con combustóleo hasta hace pocos
años), al tiempo que se decide la sustitución de combustóleo por gas natural en las
centrales eléctricas del país. Los ciclos combinados aparecen firmemente en la
planeación futura del sector.
A mediados de los años 90 se decidió sólo considerar ciclos combinados a gas natural,
combustible que sería de origen nacional o importado de los Estados Unidos. Desde
luego, se dio importancia a la incorporación de fuentes renovables, particularmente el
viento.
Esta visión de desarrollo continúa vigente hasta la fecha, razón por la cual las fuentes
de generación adicionales se limitan a ciclos combinados, a las pocas (2) centrales
hidroeléctricas (con contribución marginal, desde el punto de vista de energía
producible) y las fuentes renovables, particularmente las eolo-eléctricas.
4.1.1
Combustóleo y Generación de Electricidad.
A pesar del importante papel histórico del combustóleo en el desarrollo del sistema
eléctrico nacional, existen elementos que dificultan la expansión de la generación de
energía eléctrica para servicio público por medio de su utilización:
1. Falta de disponibilidad.- La reconfiguración de las refinerías en operación disminuye
la disponibilidad de combustóleo, produciendo en su lugar (y en menor cuantía
energética) coque de petróleo y otros residuos de vacío. El coque de petróleo es
consumido en forma mayoritaria por la industria del cemento. Las industrias del
vidrio y de la siderurgia, incursionan en su utilización en sustitución del gas natural.
Sin embargo continuará participando en forma significativa en la generación
eléctrica, estimándose que para el año 2014, el sector eléctrico consumirá 174 mil
barriles diarios contra 256 mil que consumió en 2004.
2. Economía.- Si bien durante ciertos períodos el precio por unidad energética del
combustóleo es menor al del gas natural, la diferencia de eficiencias entre la
generación termoeléctrica convencional (producción de vapor en calderas para
alimentar un turbogenerador) y la generada en ciclos combinados, que van de entre
35 ó 40% en aquellos, contra 50 ó 55% en éstos, requiere de un diferencial que
cubra esta diferencia. Por lo que toca a la inversión, los ciclos combinados requieren
del orden del 60% de la requerida por las centrales convencionales a base de
combustóleo.
3. Ambientales.- Las emisiones a la atmósfera de la combustión del gas natural son
muy inferiores a las producidas por la combustión del combustóleo, lo que demanda
que el diferencial de precio por unidad energética cubra, además del mencionado en
el punto anterior, el sobre-costo de “limpiar” las emanaciones de la combustión del
combustóleo.
4. Simplicidad de la operación de los ciclos combinados.- Una caldera para producir
vapor alimentada con combustóleo presenta tasas de indisponibilidad
(por mantenimiento y falla) superiores a la caldera de recuperación de calor, que
recibe sólo gases calientes del escape de una turbina de gas. El mantenimiento
periódico de ciclos combinados requiere menores tiempos de indisponibilidad que
las unidades convencionales.
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Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5. La tendencia mundial es la de disminuir y eventualmente eliminar, el uso del
combustóleo para generar energía eléctrica estacionaria, aunque su uso en el
transporte marítimo tiene todavía un largo período de utilización por delante.
4.2
Transmisión.
La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico
constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo, y a
través de grandes distancias, la energía generada en las centrales hidroeléctricas,
térmicas, de ciclo combinado o nuclear.
Para ello, los volúmenes de energía eléctrica producidos deben ser transformados,
elevándose su nivel de tensión. Esto se hace considerando que para un determinado
nivel de potencia a transmitir, al elevar el voltaje se reduce la corriente que circulará,
reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este fin se emplean subestaciones
elevadoras en que dicha transformación se efectúa empleando equipos eléctricos
denominados transformadores.
Parte fundamental de la red de transporte de energía eléctrica son las líneas de
transporte.
Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el
medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes
distancias. Está constituida tanto por el elemento conductor, usualmente cables de
cobre o aluminio, como por sus elementos de soporte, las torres de alta tensión.
En el caso de la transmisión, prevalece la misma función de costos (ver Cuadro 2),
salvo que en el rubro de Energía transmitida se toma una red de transmisión tipo con
base en lo siguiente.
Potencia transmisible en Líneas de Transmisión de Alta Tensión.
La potencia transmisible a través de una línea de transmisión depende de los límites
impuestos, bien por el calentamiento de los conductores, o por la caída de voltaje entre
los extremos transmisor y receptor, o por las consideraciones de estabilidad del sistema
eléctrico ante desconexiones de otras líneas de transmisión y/o unidades de
generación. En el caso de México, dado que en ciertas áreas del país las centrales de
generación se encuentran alejadas de los centros de consumo, la interconexión de la
red se ha realizado en forma gradual, a medida que las inversiones en la red de
transmisión se justifican técnica y económicamente.
La red de transmisión de México tiene características particulares en las regiones Norte,
Centro y Sur-Sureste del país.
Las regiones Norte y Sur-Sureste se han desarrollado con una estructura longitudinal y
poco mallada1, en tanto que la región Central, que cuenta con número importante de
interconexiones, se considera mallada.
El calentamiento de conductores en México no ha sido hasta ahora –y no se prevé que
lo sea– condición restrictiva de la potencia transmisible.
Las restricciones a la capacidad física de transporte, se dan más por diferencia de
voltaje entre nodos transmisores y receptores –por falta de compensación–, siendo la
1
Una red mallada tiene menor probabilidad de perder estabilidad ante desconexiones de líneas de transmisión o de unidades
generadoras, ya que los flujos de energía pueden reacomodarse sin pérdida de estabilidad.
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Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
más significativa la estabilidad del sistema, condición que se da en sistemas de
estructuras longitudinales o poco mallados.
Las adiciones de líneas de transmisión a la red del Sistema Interconectado se deciden
en función de los requerimientos específicos de las diversas regiones que conforman el
sistema fundamentalmente por cuestiones de estabilidad, así como de transferencia de
potencia y la energía asociada entre ellas para facilitar el despacho económico del
sistema.
Dado que es una solución puntual, la potencia transmisible considerada en los
programas de expansión no es igual para líneas de características semejantes.
Problemas de la red de transmisión en México.
La red de transmisión de un sistema eléctrico para servicio público debe ser capaz de
transportar la energía entre nodos adyacentes en ambos sentidos para satisfacer los
requerimientos de continuidad del servicio a los usuarios, manteniendo los niveles
adecuados de voltaje y permitir la variación de la potencia que aporten las diversas
unidades generadoras conectadas a la red para minimizar el costo de la producción
eléctrica en tiempo real.
Ello implica que a cada nueva fuente de generación corresponden ciertas inversiones en
la red de transmisión a consecuencia de los cambios que la nueva central generadora
introduzca en el despacho económico de la generación. Y lo mismo puede aplicarse
cuando se agregan nuevas demandas significativas al sistema.
En el caso de sistemas en expansión permanente como es el caso de México, es
frecuente que al agregar nuevas centrales (cada vez de mayor capacidad por economía
de escala y tecnología más avanzada), durante cierto tiempo, se tengan condiciones de
"embotellamiento" de capacidad que no puede inyectarse por rezagos en las inversiones
en la red de transmisión, condición que no permite reducir el costo de producción como
sería deseable. La tendencia de cualquier empresa eléctrica es a resolver este tipo de
cuellos de botella con el propósito de lograr una mayor flexibilidad en el sistema y
optimizar costos de
generación–transmisión.
4.3
Distribución.
La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la
red de transporte, se realiza en dos etapas.
La primera está constituida por la red de reparto que, partiendo de las subestaciones de
transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los
grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de
distribución.
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, esta red cubre
la superficie de los grandes centros de consumo (población, gran industria) uniendo las
estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son
la última etapa del suministro en media tensión.
14
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
4.4
Descripción de la Función de costos del Modelo.
Las componentes de la función de costos a ser considerada en la determinación del
CMLP de energía eléctrica son: i) costo del capital, ii) costo de operación y
mantenimiento (fijo y variable), y iii) costo variable de combustible para el caso de la
generación. La suma de los tres conceptos es el flujo de Costo Total por unidad de
tiempo, digamos un año. Las componentes del CMLP están expresadas en dólares de
los EUA.
El costo de capital se relaciona con la capacidad instalada; es básicamente la
recuperación de las inversiones en instalaciones o equipo para generación, transmisión
y distribución asociados con suministrar KWh adicionales.
La componente variable son los costos variables requeridos para la operación y
mantenimiento del sistema eléctrico.
Los costos marginales relacionados con el consumo de combustible se incurren en la
etapa de generación.
4.4.1
Costo de Capital.
Para fines del presente estudio, los costos de inversión han sido obtenidos de diferentes
fuentes, siendo las más importantes:
-
Información de costos incurridos durante la construcción de instalaciones ya
concluidas y en operación reportados por la CFE.
Presupuestos de proyectos específicos en vías de construcción según
fuentes de información internacionales.
Como se menciona en el punto 3.3 anterior, en el presente estudio se considera el costo
total de suministrar 1 KWh adicional al consumidor. De esta manera, el Costo de Capital
se ha estimado como una anualidad con plazo igual a la vida útil del activo de que se
trata, y que permite recuperar una inversión unitaria a una tasa equivalente al costo de
oportunidad de una empresa como la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en
México.
Los parámetros para calcular el costo de Capital son pues la Inversión por unidad de
capacidad (Kilowatt instalado, MVA, etc), el Costo de Oportunidad del Capital, la vida útil
de los bienes, su grado de utilización, y los márgenes de reserva correspondientes.
La tasa de descuento aplicada es de 9.5% en dólares en términos nominales, la cual se
considera representativa del costo de capital de la CFE. Su cálculo se basa en la
aplicación del Capital Asset Pricing Model o CAPM, para lo cual se obtuvo el coeficiente
beta promedio de 70 empresas eléctricas en los EUA. Tanto la prima de riesgo como el
costo de la deuda incluyen la componente de riesgo país. Para fines de cálculo, esta
tasa se expresa en términos reales a través de considerar una inflación en los EUA de
1.6% en promedio a largo plazo. 2
2
Según el modelo de proyecciones macroeconómicas de Ciemex-Wefa.
15
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
4.4.2
Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable).
Los costos de operación y mantenimiento para cada etapa del servicio eléctrico
corresponden a la mano de obra y consumibles involucrados en estas funciones. Para
fines de este estudio, se consideran los costos de operación y mantenimiento como
fijos, ya que se asume un nivel de utilización óptimo de la infraestructura eléctrica.
4.4.3
Costo Variable de Generación (combustible).
En la determinación del Costo de Combustible se tomó en cuenta como parámetro de
eficiencia al consumo unitario específico de cada fuente de energía (Kcal, BTU, metros
cúbicos de agua, toneladas de Uranio) necesario para producir un KWh según la
tecnología de que trate. Multiplicando el consumo energético por el flujo de energía
suministrada en KWh, se puede determinar el costo variable por combustible aplicando
un precio de referencia.
4.5
Parámetros de eficiencia.
Además de las componentes antes descritas, el modelo del CMLP involucra la
utilización de ciertos parámetros de eficiencia como son los factores de disponibilidad y
de planta, y el margen de reserva. A continuación se describe el tratamiento seguido en
cada caso.
4.5.1
Factores de Planta y Disponibilidad.
Se denomina factor de planta a la relación entre la energía producida por una unidad
generadora, y la energía producible por esa unidad. La energía producible es el
producto de multiplicar la capacidad (potencia) disponible por las horas del período en
consideración.
El factor de disponibilidad es la relación entre las horas en que la unidad generadora
está disponible para generar energía y las horas totales del período en consideración.
Para fines de análisis de largo plazo, es usual utilizar factores anuales, si bien pueden
aplicarse para mayor detalle en períodos más cortos (estacionales, mensuales,
semanales).
Un factor de planta alto, indica la utilización de la central o unidad en alta generación
durante un largo período de tiempo.
Un factor de planta bajo es indicativo de una unidad que opera relativamente poco
tiempo (situaciones de emergencia, períodos punta); o bien por indisponibilidad del
energético primario.
Un factor de disponibilidad alto indica una central o unidad muy confiable; en tanto que
un factor de disponibilidad bajo indica una planta con problemas de operación y baja
confiabilidad.
Desde el punto de vista conceptual, los sistemas eléctricos de servicio público requieren
de centrales (o unidades) de base y de pico. Las primeras se caracterizan por altos
factores de planta y altos factores de disponibilidad, mientras que las segundas
presentan bajo factor de planta y alto factor de disponibilidad.
También se requiere de centrales de alto factor de disponibilidad que operen con
factores de planta variables (bajos y altos), a fin de satisfacer los requerimientos de
potencia y energía en períodos intermedios (entre picos y base), así como para
16
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
mantener el nivel de reserva operativa (o rodante) que se requiere para afrontar
indisponibilidades fortuitas.
Las Centrales Nucleares se diseñan como unidades base, pues su economía se
fundamenta en su alta generación y no son propensas para variaciones significativas de
la potencia generada.
Los Ciclos Combinados son utilizados tanto en periodo base como intermedio y punta,
ya que pueden absorber variaciones de potencia con cierta facilidad. Normalmente las
más eficientes operan a alta potencia en la base y las menos eficientes en los periodos
intermedio y punta.
Las Centrales Hidroeléctricas pueden ser de base, intermedia o de punta, y tienen
flexibilidad para absorber variaciones de potencia. El factor de planta resultante es
consecuencia del destino que se dé a su generación y a la disponibilidad de agua y el
caudal que deba extraerse para fines distintos al de generación eléctrica.
En el caso de México, un buen número de centrales están ubicadas en presas cuyo
propósito primario es el riego agrícola, o control de avenidas. Los regímenes de
extracción se formulan por la Comisión Nacional del Agua (CNA), dándole al Operador
del Sistema cierta flexibilidad para su mejor operación como generadoras de energía
eléctrica. El despacho hidro-térmico que rige la operación del Sistema Eléctrico Nacional
asigna al agua por extraer de las presas, el costo evitado de combustibles que la
generación hidroeléctrica desplaza. Y dado que el periodo de punta se satisface con las
unidades menos eficientes disponibles, las centrales hidroeléctricas en el país se
diseñan, con las limitantes impuestas por la CNA, como plantas de punta, lo que da
lugar a que los factores de planta sean relativamente bajos.
Las Termoeléctricas Convencionales, que en potencia representan el 50% de la
capacidad instalada y que aportan del orden del 42% de la generación de energía
eléctrica de la CFE, operan en los tres periodos -base, intermedio y punta- de acuerdo a
sus condiciones especificas de eficiencia y capacidad, por lo que sus factores de planta
varían en función de su aportación al Sistema Eléctrico Nacional en cada periodo.
4.5.2
Reserva de Capacidad y de Energía en el sector Eléctrico (Generación).
La capacidad de un sistema eléctrico está sujeta a reducciones como consecuencia de
salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, falla, degradaciones
y otras causas.
Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse, esta capacidad debe ser mayor
que la demanda máxima esperada, para satisfacerla en condiciones adecuadas de
confiabilidad. Se llama Margen de Reserva a la diferencia entre la capacidad efectiva y
la demanda máxima, expresada como porcentaje de ésta.
El margen de reserva requerido por un sistema depende del tipo de centrales que lo
conforman, de sus factores de disponibilidad, de la capacidad de cada una de las
unidades generadoras y del sistema de transmisión que interconecta centrales
generadoras entre sí y con las cargas que se sirven.
En sistemas sólidamente interconectados, que comparten eficientemente sus fuentes de
generación, es de esperarse un margen de reserva menor que el necesario para
sistema o regiones aisladas, dado que la capacidad necesaria se determina con la
demanda máxima coincidente que es menor que la suma de las demandas máximas de
los sistemas regionales.
17
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
No existe un criterio único sobre el margen de reserva adecuado. Se han desarrollado
diversos métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, en criterios
económicos en función del costo de no satisfacer la demanda, y en evaluación
determinístico sustentada en valores medios de disponibilidad de las unidades
generadoras, y en el comportamiento estacional típico de la demanda.
En el caso de México, por mandato de su la Junta de Gobierno en 1998, la CFE
organizó un grupo de trabajo 3 para analizar la situación de la oferta, la demanda y el
margen de reserva. El grupo de trabajo determinó adoptar el criterio determinístico para
establecer el margen de reserva, definiéndose éste como el cociente de la diferencia
entre la capacidad efectiva y la demanda máxima, entre la demanda máxima, expresado
en por ciento.
Por las características de los sistemas eléctricos de servicio público, dado que la
energía tiene que producirse en el momento en que se demanda, se requiere contar con
un excedente de capacidad disponible en tiempo real que permita cubrir eventos
imprevistos como fallas de unidades generadoras, desviaciones en la predicción de la
demanda a servir, condiciones climatológicas adversas, y otras causas. A esta sobrecapacidad se le denomina margen de reserva operativo (o reserva rodante).
Los valores fijados para los márgenes fueron de 27% para el de reserva y de 6% el de
reserva operativa (incluido en aquél), dejando 21% de capacidad por encima de la
demanda máxima esperada descontando el 6% del margen operativo.
El 21 % parece tener su origen en considerar una reserva de 15%, relativamente común
en diversos sistemas interconectados y un 6% de degradación de la capacidad por
cuestiones de ensuciamiento de componentes, niveles de los almacenamientos en
presas y fallas imprevistas de larga duración. Parecería una distorsión en la
determinación del monto de la reserva al considerar como capacidad, la capacidad
efectiva de las unidades, la que en sí, considera ya las degradaciones por las causas
antes mencionadas.
Por otra parte los largos tiempos de construcción de la infraestructura del sector
eléctrico, que requieren decisiones de inversión con anticipaciones de entre 3 y 6 años,
provocan que las desviaciones a la baja de las tasas de crecimiento pronosticadas
arrojen márgenes de reserva muy superiores a los de por sí holgadamente
considerados, dando como resultado inversiones en exceso, que al capitalizarse,
presionan a la alza los precios de la energía eléctrica. Ello sugiere que estas inversiones
en exceso no deberían capitalizarse hasta en tanto su plena justificación, basada en la
demanda lo indicara.
3
Integrado por funcionarios de la Secretaría de Economía, de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, de la SFP, de la CNA
y de la CFE.
18
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
En virtud de lo anterior, buscando una configuración eficiente del servicio eléctrico sobre
una base marginal, el modelo del CMLP estima sus costos de capital considerando un
porcentaje o margen de reserva del 15 por ciento, el cual coincide con lo que se observa
en el sistema eléctrico de los EUA como puede apreciarse en el cuadro a continuación.
Cuadro 3. Margen de Reserva.
4.5.3
Pérdidas del sector eléctrico de servicio público.
Las pérdidas de energía que ocurren en el proceso de suministrar electricidad a los
usuarios se catalogan como pérdidas técnicas y pérdidas comerciales.
Las pérdidas técnicas se originan por la disipación de energía en los conductores y
transformadores que se utilizan para llevar electricidad de las centrales generadoras a
los usuarios en diversos voltajes.
Las pérdidas comerciales son debidas al robo de energía eléctrica, por equipos de
medición defectuosos, por errores de toma de lectura y en la estimación de servicios sin
equipo de medición.
Las pérdidas técnicas son inherentes a los sistemas eléctricos. No existe un parámetro
normalizado pues depende en gran medida de la topología de cada sistema, de la
demanda de carga y del patrón de consumo de los usuarios. Estudios diversos señalan
que las pérdidas en los elementos que integran una red de transmisión y distribución
están usualmente a los valores siguientes:
Transformadores y elevadores y líneas de alta tensión
Transformadores reductores de niveles de subtransmisión
Líneas de subtransmisión y transformación a niveles de
distribución.
Distribución y acometida de baja tensión
Total
Pérdidas (%)
Mínima
Máxima
0.5
1.0
1.5
3.0
2.0
4.5
3.0
7.0
7.0
15.5
Cuadro 4. Pérdidas en componentes de la red de transmisión y distribución.
Las pérdidas comerciales, particularmente las debidas a robo de energía, requieren de
análisis detallados de orden administrativo para su reducción y eventual eliminación.
19
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
El análisis de pérdidas en México requiere considerar por separado a las dos empresas
estatales que suministra el servicio público de energía eléctrica, CFE y Luz y Fuerza del
Centro (LyFC).
CFE
La CFE registra pérdidas de 2.14% en transmisión a voltajes entre 400 kV y 115 kV., lo
que la coloca en niveles que se consideran adecuados dada la configuración del
sistema eléctrico que demanda transmitir grandes bloques de energía a largas
distancias. Entre los años 1999 y 2004 ha logrado reducirlas de 2.9% a 2.14%.
Por cuanto al área de distribución, en los últimos años las pérdidas se han mantenido en
el nivel de entre 10% y 11%, con tendencia a incrementarse algo arriba del 11% en los
últimos años. Este valor se considera esta entre 2.5% y 3% por encima del valor
alcanzable dada las características de las redes de distribución de la CFE.
LyFC
Luz y Fuerza del Centro registra pérdidas de 30%, uno de los niveles mas altos a nivel
mundial, y si bien durante los últimos quinquenios las inversiones para mejorar a la red
de distribución de LyFC han sido muy pequeñas, no hay duda de que una buena parte
de esta pérdida se debe a deficiencias en la medición de servicios, en particular de
tarifas aplicables a usuarios comerciales e industriales que en conjunto consumen del
orden del 71% de la energía facturada.
Para LyFC, un nivel de pérdidas totales del orden del 10 al 11% (como el de
CFE actual) debería ser considerado válido y con posibilidad de reducirlo en la misma
proporción que la CFE para alcanzar valores de entre 7 y 8%.
Ello conlleva a concluir que el uso indebido de energía eléctrica representa casi un 20%
de lo reportado como pérdidas, siendo que lo real se aproxima más a que es energía
suministrada pero no facturada.
20
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5.
Datos utilizados para estimar el CMLP.
Los capítulos anteriores describen los componentes técnicos y metodológico a través de
los cuales se determina el CMLP. La parte empírica del estudio es presentada en este
capítulo, detallando cada uno de los datos de la función de costo que se introduce
líneas arriba.
5.1
Factores de disponibilidad en generación.
Ciclos combinados.
La CFE especifica en los concursos de productores externos que la disponibilidad debe
ser del 92 por ciento, y señala que durante la operación se penalizará al productor
externo cuando esté por debajo de ese valor, premiando también (en menor cuantía
que la pena) si el factor real excede a ese valor.
Por tanto, para nuevas centrales debe considerarse un factor de disponibilidad del 92
por ciento.
Centrales nucleares.
México solo tiene una central nuclear: Laguna Verde (LV). El factor de disponibilidad de
LV es de más de 85 por ciento, lo que la hace una de las más confiables a nivel
internacional.
La norma es que durante los primeros 2 o 3 años la disponibilidad de las nucleares se
mueva entre 55 y 65 por ciento. A partir de ese inicio, debe esperarse una
disponibilidad de entre 80 a 85 por ciento.
Centrales hidroeléctricas.
Desde el punto de vista electro-mecánico, una hidroeléctrica debe tener una
disponibilidad de 90 por ciento. Dependiendo de las características de la cuenca a la
que la central pertenezca, la disponibilidad puede afectarse por condiciones de azolve.
En el caso de México, 90 por ciento es alcanzable.
Centrales convencionales.
Las carboeléctricas deben tener factores de disponibilidad cercanos a 85 por ciento, al
igual que las operadas con gas natural.
Las que consumen combustóleo de las características del disponible en el país, deben
considerarse con factores de 80 por ciento.
21
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5.1.1
Reporte del World Energy Council (WEC).
En octubre del 2001, el WEC publicó un estudio mundial titulado Performance of
Generating Plant, el cual desglosa, según tipo de tecnología, el comportamiento del
factor de disponibilidad. Los resultados se presentan a continuación y son consistentes
con los utilizados para la estimación del CMLP.
Cuadro 5. Resumen Factores de Disponibilidad.
Tecnología Nuclear, tipo de reactor Boiling Water Reactor (BWR) 4
La IAEA (International Atomic Energy Agency) se encarga de proveer la información
relativa a los factores de disponibilidad. En este caso el WEC, sintetiza la base de datos
de la IAEA a través de algunos cuadros como el siguiente, líneas abajo.
El tipo de reactor BWR presentó durante 1988-1990 un factor de disponibilidad del 68
por ciento, se incrementó al 77 por ciento para 1994-1996.
Para el periodo 1997-1999 el factor de disponibilidad del reactor BWR, similar al de
CFE, era del 81 por ciento. En el año 2000, este tipo de reactor alcanzó el 85 por
ciento.
Energy Availability Factor (EAF) por tipo de reactor.
(1997-1999)
Cuadro 6. Factor de Disponibilidad.
Fuente: The World Energy Council, 2001 Report.
4
Caso de Laguna Verde, Veracruz.
22
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Generación hidroeléctrica.
El factor de disponibilidad utilizado en el modelo del CMLP para plantas hidroeléctricas
(90%), puede compararse con los resultados del estudio elaborado por el U.S. Bureau of
Reclamation en el año 1994, organismo que es el segundo productor de energía
hidroeléctrica en los EUA. El U.S. Bureau of Reclamation mantuvo un factor de
disponibilidad para dicho año del 83.4 por ciento, mientras que el mismo estudio reporta
un 89.2 por ciento para la industria en su conjunto.
5.2
Factores de Planta.
El siguiente cuadro resume los parámetros de factor de planta utilizados en el modelo
del CMLP. Para el caso de una planta de ciclo combinado, éste es del 80 por ciento.
En una planta hidroeléctrica se ha tomado como 16 por ciento. En tecnología nuclear
se considera el 85 por ciento. Por último, para plantas térmicas convencionales
(combustóleo) se adopta un factor de planta del 65 por ciento.
Cuadro 7. Factor de planta, según tipo de tecnología.
23
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5.3
Consideraciones de reserva en transmisión y distribución.
El concepto de reserva no se maneja por tipo de generación sino por el conjunto de
generadores y líneas de transmisión, subtransmisión y distribución disponibles para
satisfacer la demanda. Es por tanto un concepto agregado, y comúnmente referido a la
generación.
No hay conceptos ligados a reservas de transmisión o de distribución. En el caso de la
transmisión, la red se diseña para afrontar alguna contingencia (disturbio o falla como se
llama en el argot operativo) del sistema, bien por pérdida de generación o de líneas
troncales (las de mayor capacidad de conducción) y permiten transferir capacidad de un
área del sistema a otra para subsanarla.
Por cuanto a la distribución, rara vez se dispone de reserva asignada a ese propósito.
La red de distribución debe diseñarse para permitir transferencias entre instalaciones
cercanas para subsanar alguna falla local. Y se prevé reserva en las subestaciones de
transformación para solventar la indisponibilidad de alguno de ellos.
Al igual que en la generación, una reserva en transformación del orden del 15% de la
capacidad instalada sería suficiente; pero la dinámica de instalaciones para copar con el
crecimiento de usuarios en mercados en desarrollo como el de México, causa que la
reserva en transformación exceda en muchos casos ese límite
5.4
5.4.1
Costo de Capital.
Generación.
Los parámetros para calcular el costo de Capital son: la Inversión por Kilowatt (KW), la
Tasa de Descuento Real, el número de años de vida útil de las plantas, así como el
margen de reserva. El siguiente cuadro presenta los parámetros utilizados en el modelo
del CMLP.
Cuadro 8. Parámetros para cálculo del Costo de Capital.
La inversión por unidad de capacidad corresponde a las previsiones de la CFE para el
año 2004, las cuales han sido contrastadas con la experiencia en otras latitudes, así
como con los reportes de diferentes estudios.
El siguiente cuadro resume el monto total en dólares requerido para suministrar 1 KW
de potencia a partir de diversas fuentes de información. Puede observarse que las
previsiones de la CFE quedan por debajo de los niveles de costos de inversión
observados en países como los EUA, lo que denota cierto nivel de eficiencia en el
proceso de inversión en bienes de capital.
24
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Cuadro 9. Inversión en generación por 1 KW.
En un estudio conjunto entre la International Atomic Energy Agency 5 y el Gobierno de
México (Secretaría de Energía) se publican datos sobre los costos de inversión en
generación para diferentes tipos de tecnología. Estos datos se presentan en dólares de
1998, y en general confirman los niveles de costos utilizados para estimar el CMLP.
5.4.2
Transmisión.
Para el análisis general del presente estudio, se considera que las líneas de transmisión
de 400 kV con longitud de 400 km tienen una capacidad transmisible de 400 MW, lo
cual se encuentra dentro de las capacidades y longitudes usualmente consideradas a
nivel internacional, pues equivale a un 80 por ciento de la potencia teóricamente
transmisible, considerando que los voltajes de transmisión y recepción son iguales y que
la compensación para ese propósito forma parte de la inversión considerada.
El cuadro a continuación presenta el costo por km de líneas de transmisión según
observaciones en los EUA, lo cual arroja una inversión promedio de US$257,479.50 por
unidad de longitud.
Cuadro 10. Costo Promedio Línea de Transmisión (1 km)
5
International Atomic Energy Agency, Comparative Assessment of Energy Options and Strategies in Mexico until 2025.
25
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Para la determinación del costo de capital se utilizan los siguientes parámentros
correspondientes a una línea de transmisión tipo:
-
Costo promedio: US$ 257,479.50 por km
Inversión total para la red total de transmisión tipo (400 km):
US$ 102,991,800.00
Margen de Reserva: 15 %
Vida útil de la inversión: 30 años
Tasa de Descuento Real, igual a la considerada en el componente de
generación.
Cuadro 11. Variables de la Red de Transmisión Tipo.
26
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5.4.3
Distribución.
En la determinación del costo de capital se tomaron en cuenta los siguientes
parámetros:
-
Incremento proyectado en ventas de Energía Eléctrica (2004-2014) vs.
pronóstico de inversiones en Distribución para el mismo periodo de la CFE.
El objetivo es obtener el costo por KWh adicional o marginal distribuido.
Cuadro 12. Cálculo del Costo de Kwh adicional distribuido (pesos)
Utilizando un tipo de cambio de 11.28 pesos (año, 2004), se expresa la inversión por
KWh en dólares, procediéndose a calcular el costo de capital considerando las variables
siguientes:
Cuadro 13. Indicadores para el cálculo del Costo de Capital en Distribución.
27
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5.5
Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable)
El objetivo general del presente estudio ha sido generar índices independientes
representativos de los costos de operación y mantenimiento de empresas eléctricas
eficientes. Para el caso de los costos de operación y mantenimiento, se han analizado
empresas eléctricas que operan en el mercado de los EUA, el cual se considera un
ejemplo de eficiencia en niveles razonables.
Se ha trabajado con información pública del Annual Report of Major Electric Utilities de
la Federal Energy Regulatory Comision (FERC) para los años 2002, 2003 y 2004. La
información fue extraída del Manual de Cuentas de la FERC.
El análisis ha abarcado las componentes de generación, transmisión y distribución de la
energía. Las tecnologías consideradas para la componente de generación son ciclo
combinado, energía nuclear y generación hidroeléctrica. Sólo se han incluido empresas
eléctricas que generan electricidad usando al menos una tecnología de las
mencionadas líneas arriba.
Para obtener índices en transmisión y distribución de electricidad, las empresas
eléctricas consideradas como representativas cumplen con los siguientes requisitos:
emplean algún tipo de tecnología en generación (ciclo combinado, nuclear o
hidroeléctrica), y muestran en sus reportes de información respectivos, gastos por
operación y mantenimiento.
De acuerdo con los niveles de producción de cada empresa eléctricas, los resultados se
expresan en términos de Costo de Operación y Mantenimiento (dólares) para generar,
transmitir y distribuir 1 KWh en los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Para obtener datos consistentes y observar posibles tendencias de empresas eficientes,
se han empleado técnicas estadísticas que permiten estudiar la simetría de los datos y
6
detectar valores atípicos, que son descartados.
Los datos atípicos no considerados para el cálculo de los costos por operación y
mantenimiento unitarios están fuera del siguiente rango:
-
Amplitud Intercuartílica (AI) - 1.5*(Dato Cuartil 1) y,
Amplitud Intercuartílica (AI) + 1.5*(Dato Cuartil 3).
En el cálculo de los datos y la presentación de los resultados se incluyen la media, la
mediana y la media sin datos atípicos, medidas de dispersión, y medidas de asimetría.
5.5.1
Resultados Etapa de Generación.
Ciclo Combinado.
El número de empresas en la muestra para este tipo de tecnología fue de 76, 74 y 72
empresas eléctricas, para los años reportados 2002 a 2004, respectivamente.
Energía Nuclear.
Para este tipo tecnología se empleó una muestra de 34 empresas eléctricas también
para los años 2002 a 2004.
6
Técnica de Caja y Brazos.
28
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Hidroeléctrica.
El número de centrales en la muestra obtenida fue de 55, 58 y 52 empresas eléctricas
para los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Cuadro 14. Resultados Costo de Operación y Mantenimiento, según tipo de tecnología.
Cuadro 15. Industria Nuclear, Costo de Operación y Mantenimiento.
Descripción de Resultados.
Para guardar consistencia con los demás datos utilizados en el cálculo del CMLP, la
información utilizada en materia de costos de operación y mantenimiento corresponde al
año 2004:
-
Los Costos de Operación y Mantenimiento son: US$ 0.005055 para plantas
de
Ciclo Combinado; US$ 0.013249 para plantas Nucleares y
US$ 0.009102 para plantas hidroeléctricas.
29
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
-
-
-
-
-
-
5.5.2
En el caso de la existencia de datos atípicos la media de la muestra es un
dato muy distorsionado. Sírvase de ejemplo comparar el año 2002
(Media= US$ 0.061095) del cuadro 14, con la media sin datos
atípicos (US$ 0.012084) y la obtenida por la Nuclear Energy Agency para el
mismo año (US$ 0.013) para 2002, del cuadro 15.
La mediana, como la media sin datos atípicos, es también un buen
indicador, su cálculo no es tan afectado por datos atípicos. En el presente
estudio optamos por usar la media sin datos atípicos.
La desviación estándar se calculó para todos los datos de la muestra, y de
cada uno de los tipos de tecnología. En el ciclo combinado tenemos una
dispersión de US$ 0.001204 alrededor de la media, y una alta
homogeneidad en los datos. En la tecnología nuclear ésta es de 0.4547
centavos de dólar, y una tendencia marcada a la menor dispersión que nos
llevaría a una mayor homogeneidad de la muestra. Finalmente, en las
plantas hidroeléctricas es de 0.4846 centavos de dólar, donde la tendencia
es a una creciente homogeneidad en los datos, y menor dispersión en el
2004 comparada con el 2002.
En el año 2004, para tecnologías de ciclo combinado, el 50 por ciento de los
datos de la muestra están entre US$ 0.004140 y US$ 0.005810. En tanto el
50 por ciento de las centrales nucleares tienen costos de operación
y mantenimiento entre US$ 0.009779 dólares y US$ 0.015767 dólares.
Por último, el 50 por ciento de las centrales hidroeléctricas, tiene costos de
operación entre US$ 0.005137 dólares y US$ 0.012862 dólares.
Conforme resaltaban datos atípicos de un año a otro se fueron eliminando
dichas empresas de la muestra, al grado de que los coeficientes de
asimetría decrecen por tipo de tecnología. Lo cual indica una distribución
simétrica de la muestra alrededor de la media.
El coeficiente de curtosis es decreciente, cercano a cero, podríamos señalar
una distribución platicúrtica de los datos, pero por no estar dicho valor entre
un rango de –2 y +2, se considera no significativa. Se trata de una
distribución mesocúrtica.
Resultados Componente de Transmisión.
La muestra de empresas eléctricas comprende los mismos años 2002, 2003 y 2004. En
los años 2002 y 2003, se considera una muestra de 47 empresas, mientras que para el
año 2004 se analizan 46.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Cuadro 16. Resultados Costo de Operación y Mantenimiento en Transmisión.
30
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Descripción de Resultados.
Los datos para el modelo del Costo Marginal de Largo Plazo son los correspondientes al
año 2004, para ser consistentes con los datos de operación y mantenimiento en
generación.
-
-
-
-
-
-
-
5.5.3
Los Costos de Operación y Mantenimiento son: US$ 0.001469,
US$ 0.001464 y US$ 0.001385 dólares los cuales sucedieron en los años
2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Ante la presencia de datos atípicos la media de la muestra es un dato muy
distorsionado. Al utilizar el diagrama de caja y brazos sólo 1 ó 2 empresas
por año resultaron con datos de Operación y Mantenimiento atípicos. Es
por ello que la media y la media sin datos atípicos son cercanos entre sí.
En el presente estudio sólo utilizamos la variable media sin datos atípicos.
La mediana, como la variable media sin datos atípicos, es también un buen
indicador, su cálculo no es tan afectado por datos atípicos. Los costos de
operación y mantenimiento de las primeras 3 variables de arriba hacia abajo
del cuadro 16 no son tan dispersos entre sí.
La desviación estándar se calculó para todo los datos de la muestra, en el
2002 fue de US$ 0.001164 dólares alrededor de la media. En el año 2003
es de US$ 0.000947. Finalmente, en el dato 2004 considerado para el
modelo fue de US$ 0.000944, la tendencia es a una creciente
homogeneidad en los datos, menor dispersión de 2004 comparada al 2002.
El 50 por ciento de los datos de la muestra en el 2002 estuvo entre
US$ 0.00075 y US$ 0.002284. En tanto el 50 por ciento de los datos en
2003 se concentró entre US$ 0.000749 y US$ 0.001985. Por último, el
50 por ciento de los costos de transmisión se agrupó entre US$ 0.00084 y
US$ 0.00196, para el año 2004.
Conforme resaltaban datos atípicos de una año a otro se fueron eliminando
dichas empresas de la muestra, tan es así, que los coeficientes de asimetría
decrecen con respecto al año 2002. Lo cual nos indica una distribución
simétrica de la muestra alrededor de la media.
El coeficiente de curtosis es decreciente, cercano a cero, podríamos señalar
una distribución platicúrtica de los datos, pero no significativa.
Resultados Componente de Distribución.
La muestra de empresas eléctricas comprende los mismos años 2002, 2003 y 2004. En
los años 2002,2003 y 2004, se analiza una muestra de 66, 60 y 62 empresas,
respectivamente.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Cuadro 17. Resultados Costos de Operación y Mantenimiento en Distribución
31
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Descripción de Resultados.
Los datos para el modelo del Costo Marginal de Largo Plazo son los correspondientes al
año 2004, para seguir la misma congruencia de los datos de operación y mantenimiento
en generación y transmisión.
-
-
-
-
-
-
-
Los Costos de Operación y Mantenimiento son: US$ 0.002746,
US$ 0.00289 y US$ 0.002794 los cuales sucedieron en los años 2002, 2003
y 2004, respectivamente.
Ante la presencia de datos atípicos la media de la muestra es un dato muy
distorsionado. Al utilizar el diagrama de caja y brazos sólo 1 ó 3 empresas
para los años 2002 y 2003 resultaron con datos de Operación y
Mantenimiento atípicos. En el presente estudio sólo utilizamos la variable
media sin datos atípicos.
La mediana, como la variable media sin datos atípicos, es también un buen
indicador, su cálculo no es tan afectado por datos atípicos. Los costos de
operación y mantenimiento de las primeras 3 variables de arriba hacia abajo
del cuadro 17 no son tan dispersos entre sí.
La desviación estándar se calculó para todo los datos de la muestra, en el
2002 fue de US$ 0.002563 alrededor de la media. En el año 2003 es de
US$ 0.002262. Finalmente, en el dato 2004 considerado para el modelo fue
de US$ 0.001182, la tendencia es a una creciente homogeneidad en los
datos, menor dispersión de 2004 comparada al 2002.
El 50 por ciento de los datos de la muestra en el 2002 estuvo entre
US$ 0.001987 y US$ 0.00346. En tanto el 50 por ciento de los datos en
2003 se concentró entre US$ 0.002164 y US$ 0.003698. Por último, el 50
por ciento de los costos de operación y mantenimiento en distribución se
agrupó entre US$ 0.00191 y US$ 0.003620, para el año 2004.
Conforme resaltaban datos atípicos de una año a otro se fueron eliminando
dichas empresas de la muestra, tan es así, que los coeficientes de asimetría
decrecen. Lo cual nos indica una distribución simétrica de la muestra
alrededor de la media, de menor sesgo positivo.
El coeficiente de curtosis es decreciente, cercano a cero para el año 2004,
podríamos señalar una distribución platicúrtica de los datos, pero no
significativa.
32
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
5.6
Costo Variable (Combustible).
Las 4 tecnologías del presente estudio en la etapa de generación emplean costos
variable (combustible), el siguiente cuadro resume los datos necesarios, por tipo de
tecnología, necesarios para su cálculo.7
Cuadro 18. Costo Variable (Combustible), según tipo de tecnología.
Los costos unitarios del gas natural y el combustóleo, corresponden a valores promedio,
ya que en el modelo del CMLP se incluye la proyección de largo plazo que para los
precios de estos energéticos ha planteado la Energy Information Agency de los EUA,
mismos que se resumen en el siguiente cuadro:
Cuadro 19. Proyección de precios de combustóleo y Gas natural (US$ / MMBTu).
7
Los datos de la tecnología nuclear son agregados para el caso de la planta de la CFE en Laguna Verde, Veracruz.
33
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
También se ha llevado a cabo un ejercicio de simulación del CMLP, considerando la
volatilidad histórica observada para los anteriores combustibles, misma que se presenta
en la gráfica a continuación:
Precios históricos en términos reales.
(Base 2005)
9.00
US Dólares / MMBTU
8.00
7.00
6.00
5.00
Fuel Oil
4.00
Gas Natural
3.00
2.00
1.00
20
05
20
03
Fuente: EIA.
20
01
19
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
78
19
76
19
74
19
72
19
70
0.00
Las series históricas, se ajustan a una distribución de probabilidad, que es
representativa de su volatilidad, la cual sirve como input o dato de entrada en un modelo
estocástico de simulación del CMLP que aplica la técnica de Montecarlo.
Los resultados de la simulación se incluyen en el capítulo 7 de este documento.
34
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Caso del Costo de Confinamiento del combustible nuclear.
No hay formalmente una partida específica para el confinamiento futuro del combustible
nuclear "quemado".
Como en todas las centrales de este tipo, el combustible utilizado se guarda en albercas
construidas ex-profeso en el área protegida de la misma central.
La alberca de Laguna Verde en el caso de México se construyó originalmente para
almacenar el combustible que se utilizaría en 20 años y se decidió posteriormente
ampliarla para 30 años, que es la situación actual. Seguramente se continuará con esa
situación en tanto se defina o bien su reprocesamiento a su confinación final en algún
tipo de cementerio para desechos nucleares.
Sin embargo en los EUA, la EIA ha estimado en US$ 0.001 por KWh, el costo del
confinamiento definitivo del combustible nuclear de desecho. Para fines del presente
estudio, se considera que este costo queda razonablemente incluido en las premisas
aplicadas para los costos de operación y mantenimiento.
5.7
Generación por tipo de tecnología (Energía Suministrada)
El siguiente cuadro resume los resultados en generación aplicados al modelo de Costo
Marginal de Largo Plazo, donde influyen los factores de disponibilidad y factores de
planta.
Cuadro 20. Cálculo de Energía Suministrada Anual.
35
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.
Estimación de las Componentes del Costo Marginal de Largo Plazo
Total. Resultados del Modelo.
En el presente capítulo se integra el Costo Marginal de Largo Plazo en condiciones de
eficiencia para México, a partir de sus componentes de generación, transmisión y
distribución.
6.1
6.1.1
Generación Base.
Plantas de Ciclo Combinado (Gas Natural).
Para el caso del ciclo combinado, el Valor Presente Neto de los Flujos de Costos
Totales dividido por el correspondiente a la Energía Suministrada (criterio del CMLP),
genera los siguientes resultados.
Cuadro 21. Costo Marginal de Largo Plazo, Ciclo Combinado.
El CMLP para la tecnología de ciclo combinado resulta de 5.75 centavos de dólar por
KWh suministrado a la red.
36
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.1.2
Plantas Nucleares.
Para esta tecnología, se ha optado por realizar un ejercicio considerando la totalidad de
inversión y costos de operación y mantenimiento de la planta de la CFE en Laguna
Verde. Lo anterior en virtud de que se cuenta con una base informativa confiable y
completa de esta planta en particular. Adicionalmente a lo anterior, se ha comprobado
que el costo de combustible reportado por la CFE por KWh cae en el rango bajo de los
costos internacionales para el Uranio que se destina a la generación de electricidad.
Para el CMLP de la central nuclear, se tiene el siguiente resultado:
Cuadro 22. Costo Marginal de Largo Plazo, Nuclear.
El CMLP para la tecnología nuclear resulta de 1.6739 centavos de dólar por KWh
suministrado a la red.
37
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.1.3
Plantas Hidroeléctricas.
Para el CMLP de generación de una central hidroeléctrica, se obtiene el siguiente
resultado:
Cuadro 23 Costo Marginal de Largo Plazo, Hidroeléctrica.
El CMLP para la tecnología hidroeléctrica es de 1.712 centavos de dólar por KWh hora
suministrado a la red.
6.1.4
Plantas Térmicas Convencionales (Combustóleo).
El cuadro a continuación, presenta los resultados obtenidos para este tipo de planta
generadora.
Cuadro 24. Costo Marginal de Largo Plazo, Térmica Convencional.
El CMLP con esta tecnología alcanza 9.26 centavos de dólar por KWh suministrado a la
red.
38
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Contribución del Costo Variable de Combustible al Costo Total de Generación.
A manera de comprobación de los resultados anteriores, se presenta el siguiente
histograma que identifica la contribución de los costos variables (combustible) al costo
total en producción, por tipo de tecnología de generación. Los datos son para los
Estados Unidos, y son proveídos por The Nuclear Energy Institute.
El modelo que utiliza el presente estudio para estimar el CMLP, arroja los siguientes
resultados en esta materia, que como puede observarse son consistentes con la fuente
de información citada:
-
Tecnología Nuclear: 20.72%
Tecnología Térmica Convencial (Combustóleo): 70%
Tecnología Ciclo Combinado: 79%
Cuadro 25. Participación del costo combustible de los costo totales en producción.
39
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.2
6.2.1
Generación Pico.
Tecnología Ciclo Combinado.
Cuadro 26. Costo Marginal de Largo Plazo en Pico, Ciclo Combinado.
El CMLP en condiciones pico (600 horas en el año) es de 11.54 centavos de dólar por
KWh suministrado a la red.
6.2.2
Tecnología Hidroeléctrica.
Cuadro 27. Costo Marginal de Largo Plazo en Pico, Hidroeléctrica.
El CMLP en condiciones pico (600 horas en el año) es de 11.71 centavos de dólar por
KWh suministrado a la red.
40
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.3
Transmisión.
Aplicando el modelo del CMLP a la componente de transmisión, se obtienen los
siguientes resultados:
Cuadro 28. Costo Marginal de Largo Plazo en Transmisión.
El CMLP estimado para la red de transmisión tipo utilizada en el presente modelo
resulta de 0.51339 centavos de dólar.
41
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Caso Estados Unidos).
Para fines comparativos, podemos observar que en los EUA, este costo es
de 0.6 centavos de dólar por KWh, según datos del año 2004.
Cuadro 29. Costo en Transmisión para Estados Unidos.
Caso de la Unión Europea.
En un estudio titulado Benchmark of Electricity Transmission Tariffs encargado por la
Comisión Europea, se concluía en octubre de 2002 lo siguiente (Ver cuadros 30 y 31):
Cuadro 30. Costos en Transmisión Unión Europea.
42
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Cuadro 31. Costos en Transmisión UE, por país y promedios.
43
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
6.4
Distribución.
Aplicando el modelo del CMLP a la componente de distribución, se obtiene un costo por
KWh de 3.9398 centavos de dólar:
Cuadro 32. Costo Marginal de Largo Plazo en Distribución.
44
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Caso de la Unión Europea.
Ya se ha mencionado el estudio de la Comisión Europea titulado Benchmark of
Electricity Transmission Tariffs. En su reporte final se presentan los resultados a
continuación:
Cuadro 33. Costos en Distribución, por países y promedios.
45
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
7.
7.1
Costo Marginal de Largo Plazo eficiente para México y comparación
con Tarifas Actuales de la CFE.
Costo Marginal de Largo Plazo en Generación.
En el capítulo anterior se obtuvo el CMLP de generación para 4 tecnologías por
separado. Sin embargo, es necesario empalmar los resultados independientes en un
costo único de generación.
El criterio para obtener la participación relativa por tipo de tecnología sigue el programa
de inversión en Capacidad Adicional previsto por la CFE para el periodo 2005-2014, en
el cual se asigna un 60% de la nueva capacidad a plantas de ciclo combinado, 10% a
plantas hidroeléctricas, mientras que 30% no presentan una asignación definida.
En el caso base, la distribución de tecnologías de generación y el costo ponderado de
generación por KWh es como sigue:
Cuadro 34. Determinación de tarifa única en Generación.
Los respectivos CMLP en Generación Base se multiplican por sus participaciones
relativas, de manera que la tarifa en Generación Base resulta de 5.45 centavos de dólar
por KWh suministrado a la red.
Ahora se determina la participación del Costo en Generación Pico. Los costos en pico
de 11.54 centavos de dólar son suministrados un 93.15 % por ciento del tiempo en el
año por Generación Base, mientras un 6.85 por ciento (600 horas) por tecnología en
Pico.
Por tanto el CMLP de generación en Pico, considerando ser suministrada por Base
(93.15%) y Pico (6.85%), es de 5.87 centavos de dólar.
La tarifa única en generación se determina
(8,160*5.45+600*5.87) / 8,760 horas del año.
46
de
la
siguiente
manera:
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
El resultado final en Generación, es una tarifa única de 5.48 centavos de dólar. El
efecto incremental del Costo Marginal de Largo Plazo en Pico es de 0.03 centavos de
dólar por KWh suministrado a la red.
7.2
Costo Marginal de Largo Plazo Integrado.
Una vez obtenido el Costo Marginal de Largo Plazo único en Generación, sólo resta
agregar los costos por transmitir y distribuir un KWh a la red.
El siguiente cuadro muestra los resultados y la tarifa final, por tipo de usuario.
Cuadro 35. CMPL por tipo de usuario.
7.3
Costo Marginal vs Tarifas Promedio CFE, Estados Unidos y Europa.
En el año 2004, Comisión Federal de Electricidad, tuvo la siguiente estructura tarifa
(promedio), señalándose por tipo de sector.
Cuadro 36. Tarifas Eléctricas Promedio, según sector.
En el siguiente cuadro se presenta un resumen comparativo de la estructura tarifaria
promedio aplicada en México (CFE), los Estados Unidos y el Costo Marginal de Largo
Plazo determinado en el presente estudio.
47
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
Cuadro 37. Comparativo tarifas.
Las tarifas de CFE son convertidas a dólares, según tipo de cambio promedio anual del
año 2004 (11.28 pesos/dólar), publicado por Ciemex-WEFA ( Octubre-2005).
En el siguiente cuadro se ponderan las tarifas residencial y comercial de la CFE, usando
datos de los cuadros 36 y 37.
Cuadro 38. Tarifa Ponderada, sector residencial, comercial y servicios.
El sector doméstico o residencial consumió 40,734 GWh en el año 2004. Los sectores
comercial y de servicios consumieron 19,195 GWh para el mismo año. Ello se traduce
en participaciones relativas de 67.97% y 32.03%, respectivamente.
Utilizando el cuadro de tarifas No. 37, tenemos que la tarifa residencial multiplicada por
su participación (67.97%) más la tarifa comercial multiplicada por la participación de los
sectores comercial y de servicios, nos daría una tarifa única ponderada de
10.63 centavos de dólar, para los tres sectores.
Por lo tanto tendríamos el siguiente cuadro resumen comparativo final de las tarifas.
Cuadro 39. Resumen Tarifas Final.
48
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
En el caso de Europa, 25 países presentan una tarifa promedio del siguiente orden por
tipo de consumidor:
Cuadro 40. Tarifas en Europa vs. México, Estados Unidos y CMPL.
49
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
7.4
Caso Alternativo sin incluir plantas térmicas convencionales.
Como alternativa al caso base, a continuación se presenta el cálculo del CMLP que se
obtiene si se modifica la mezcla de tecnologías de generación, de manera que se
excluye la generación por medio de plantas térmicas convencionales (combustóleo).
Al sustituirse la participación de las plantas térmicas convencionales por ciclos
combinados y energía nuclear, se obtiene un CMLP total inferior al del caso base.
Cuadro 41. Determinación de tarifa única en Generación.
Cuadro 42. Tarifas en Europa vs. México, Estados Unidos y CMPL.
50
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
7.5
Ejercicio de Simulación.
Como se mencionó en el punto 5.6 de este estudio, se ha realizado un ejercicio de
simulación Montecarlo para el CMLP, en función de la volatilidad histórica observada en
los precios de los combustibles fósiles considerados en la mezcla de tecnologías de
generación, esto es, gas natural y combustóleo.
En primer lugar se ajustan los datos observados para los precios históricos de ambos
combustibles a una distribución de probabilidad continua, la cual es representativa de su
volatilidad. Realizando el número de iteraciones necesarias, se obtiene la distribución de
probabilidad del CMLP como output o resultado del modelo de simulación.
7.5.1
Resultados del Ejercicio de Simulación con Combustóleo.
Tipo de Usuario: Industrial.
C M L P = 5 .9 9
Distribution for CMLP Ind./M32
C F E = 7 .7 5
2.500
Mean=5.069732
2.000
1.500
1.000
0.500
0.000
4.2
4.65
5%
5.1
5.55
90%
6
5%
4.7665
5.3877
Tipo de Usuario: Residencial-Comercial.
C M L P =9 .9 3
C F E =1 0 .6 3
Distribution for CMLP Res-Comer/ Medio-Bajo
/ Costo Marg...
2.500
Mean=9.009496
2.000
1.500
1.000
0.500
0.000
8.2
8.65
5%
9.1
9.55
90%
10
5%
8.7062
9.3274
Como se puede observar las distribuciones resultantes del CMLP se localizan a la
izquierda de los resultados obtenidos en el punto 7.3, esto es, presentan un rango de
valores inferior.
51
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
7.5.2
Resultados del Ejercicio de la simulación sin Combustóleo.
Tipo de Usuario: Industrial.
C M L P = 5 .9 9
Distribution for CMLP Ind./M32
C F E = 7 .7 5
2.500
Mean=5.069732
2.000
1.500
1.000
0.500
0.000
4.2
4.65
5%
5.1
5.55
90%
4.7665
6
5%
5.3877
Tipo de Usuario: Residencial-Comercial.
C M LP=9.22
C FE=10.63
Distribution for CMLP Res-Comer/ Medio-Bajo
/ Costo Marg...
2.500
Mean=8.44736
2.000
1.500
1.000
0.500
0.000
7.6
8
8.4
5%
8.8
90%
8.1427
9.2
5%
8.7623
También en este caso se puede observar como las distribuciones resultantes del CMLP
se localizan a la izquierda de los resultados obtenidos en el punto 7.4, esto es,
presentan un rango de valores inferior.
52
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
8.
Impacto del sobrecosto CFE en la Planta Productiva Nacional.
A continuación se presenta una estimación del impacto que el sobrecosto CFE causa en
empresas industriales en México.
Sólo se presentan resultados basados en los CMLP de los apartados 7.3 y 7.4
anteriores. En caso de aplicar a estas empresas los resultados de la simulación
Montecarlo realizada que se presentan en el punto 7.5 anterior, los sobrecostos
estimados serían aún mayores, ya que como se comenta en dicho apartado, las
distribuciones del probabilidad del CMLP obtenidas por medio de la simulación abarcan
un rango de valores por debajo de los que se obtienen en los puntos 7.3 y 7.4
8.1
Impacto del sobrecosto CFE en una empresa minera exportadora.
El diferencial entre el CMLP obtenido en el caso base del punto 7.3, y la Tarifa Industrial
media de CFE es de 0.1977 pesos (19.77 centavos) por KWh. El siguiente cuadro
resalta el impacto de la sobrefacturación eléctrica en una empresa minera exportadora
con una demanda instalada de 230 MW, y un factor de carga del 65%.
Cuadro 43. Impacto del sobrecosto CFE sobre una empresa minera exportadora.
Si se considera el CMLP del caso alternativo como se concluye en el punto 7.4 anterior,
los resultados anteriores cambian de la siguiente manera:
Cuadro 44. Impacto del sobrecosto CFE sobre una empresa minera exportadora.
53
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
8.2
Impacto del sobrecosto CFE en empresas textiles y papeleras.
También se ha estimado el impacto en el caso de empresas dedicadas al ramo textil y a
la producción de papel. El cuadro a continuación presenta el costo medio por KWh
experimentado por dos empresas representativas de estas industrias en México, en
comparación con el CMLP.
Cuadro 45. Impacto del sobrecosto CFE. Industrias Textil y del Papel.
54
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
9.
Conclusiones.
Los resultados cuantitativos del presente estudio permiten apreciar, que partiendo de
ciertos parámetros básicos de inversión y costos de operación y mantenimiento bajo
condiciones relativamente eficientes, pueden determinarse Costos Marginales de Largo
Plazo para el suministro del servicio público de energía eléctrica representativos del
caso de México que resultan menores a las tarifas eléctricas que carga en la actualidad
el monopolio estatal administrado por la CFE.
Durante la elaboración de este estudio, se tuvo acceso a una rica y variada fuente
bibliográfica que incluye análisis y estadísticas sobre costos para el suministro de
energía eléctrica, tanto para México como para otros países. Lo anterior ha permitido
confirmar la razonabilidad de las premisas utilizadas en este estudio y sus resultados.
En virtud de lo anterior se puede concluir que en México, la prestación del servicio
público de energía eléctrica no obedece a criterios de eficiencia económica, lo cual
promueve el traslado a los consumidores de una sobrefacturación que no está
relacionada con la prestación del servicio en condiciones de eficiencia.
Aunque dada la falta de transparencia en la información que publica el Gobierno
Mexicano sobre la gestión de la CFE o LFC, no sea posible en estos momentos analizar
la asignación implícita de los costos por ineficiencia trasladados a los usuarios
mexicanos en las diferentes fases o elementos del servicio, sí resulta válida la
estimación de la pérdida en competitividad que la ineficiencia en el servicio eléctrico
está costando a los mexicanos.
Lo anterior se hace especialmente grave al considerar el carácter global de la economía
actual, en la que la métrica del éxito descansa en la eficiencia y en la capacidad de
respuesta de las empresas y las economías en su conjunto.
La administración del sistema eléctrico nacional no puede seguir basándose en criterios
de tipo recaudatorio, que facilitan la permanencia de viejos vicios como nuestra
ineficacia crónica en mejorar la captación tributaria. El costo de resolver un problema de
administración doméstica con este tipo de prácticas es sin duda demasiado elevado
para el bienestar de la sociedad.
55
Instituto Mexicano para la Competividad. A.C.
10.
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