Regulación y financiamiento de los recursos energéticos

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• Traspaso obligatorio del 50% de las centrales generadoras que empleaban combustibles fósiles, sin celebrar contratos de recompra de la producción.

• Participación obligatoria de las empresas, en calidad de compradoras y vendedoras, en los mercados mayoristas centralizados de entrega inmediata para las ventas de energía —para el día siguiente y para el mismo día (horarias)—, dirigidos por una nueva organización llamada Power Exchange (PX).

• Creación de una entidad operadora independiente del sistema (ISO), y sin fines de lucro, que se ocuparía del control operativo de la red de transmisión de alto voltaje (debía asegurar el libre acceso a los participantes a las líneas de transmisión) que seguía en manos de las empresas. También tenía dentro de sus responsabilidades asegurar la estabilidad del sistema y manejar un mercado spot para balancear el sistema en tiempo real y manejar un mercado de servicios auxiliares.

• Introducción de competencia a nivel minorista o de la posibilidad para el consumidor de cambiar de proveedor.

• Recuperación de los costos que se preveían serían superiores a los precios futuros del mercado mediante un “cargo por transición competitiva” que pagarían todos los consumidores minoristas.

• Una reducción obligatoria del 10% y una congelación de las tarifas minoristas durante cuatro años, o hasta que las empresas hubieran recuperado los excedentes de costos, si esto ocurriera antes. La reducción del 10% quedó en gran medida contrarrestada por el cargo por transición competitiva.

La reestructuración del mercado empezó por la disolución de la integración vertical entre generación, transmisión y distribución de las empresas PG&E, SCE y SDG&E. Dichas empresas como quiera retuvieron la distribución y una parte menor de la generación. Seguida a esta reestructuración se procedió a liberar el mercado mayorista, donde se crearon dos figuras importantes para su funcionamiento, los ya mencionados ISO y PX, más una tercera institución llamada Scheduling Coordinators (SC), cuyo objetivo es el de mantener un portafolio de contratos con consumidores, generadores y comercializadores y además es responsables de programas las cargas y consumos en el ISO (para efectos de programación de cargas en el ISO, el PX es un SC más).

En cuanto a la operación del mercado, el PX es el encargado de realizar subastas y generar un programa de operación con precios uniformes para cada hora del día para luego enviar estos al ISO. El ISO analiza la factibilidad de dicho programa enviado por el PX y el resto de los SC en base a la disponibilidad de las líneas de transmisión. En caso de que sea factible realiza el despacho económico de acuerdo a ellos. En caso contrario el ISO regresa los programas con sugerencias para que se adapten. Al final el ISO adapta los programas nuevamente en base a la disponibilidad de las líneas y a las ofertas de ajuste que indican la disponibilidad a pagar por el uso de líneas congestionadas y se realiza el despacho económico en base a este acuerdo. Para realizar un manejo zonal de la congestión, el estado se dividió en 24 zonas.

Para realizar ofertas, los consumidores deben de hacerlo de forma pasiva incrementando o disminuyendo su consumo, es decir no se les permite a estos una participación directa en el mercado spot. En el caso de los generadores, estos pueden participar ya sea enviando ofertas de abastecimiento, generando más o menos de lo que tenían programado, o a través de ofertas para proveer servicios auxiliares.

2.3 Crisis eléctrica

En los dos primeros años de su aplicación, el programa de reforma de California se llevó a cabo sin mayor complicación, mostrando buenos resultados. En los primeros meses de funcionamiento, el precio promedio en el mercado mayorista fue de 3¢/kWh, lo cual generaba ahorros de más del 50% en comparación a los costos de generación previos a la reestructuración. A mediados de 2000 comenzó a presentar problemas pues los precios en el mercado PX empezaron a subir de manera importante. En un año, a partir del segundo semestre de 1999 las ventas negociadas en el mercado mayorista para el día siguiente habían subido más de 500% y estas siguieron subiendo conforme pasaba el tiempo. Los precios observados durante diciembre de 2000 variaron entre 13.2 y 150¢/kWh. Incluso, para enero de 2001 el precio horario había alcanzado los 250¢/kWh.

Las empresas distribuidoras se encontraban obligadas a comprar a precio PX y vender a un precio regulado, por lo que a partir de mayo empezaron a sufrir pérdidas sin la posibilidad de traspasar a sus consumidores los altos precios del mercado PX. La idea de vender a precio regulado era proteger a los consumidores durante el periodo de transición, mientras que las empresas recuperaban sus “inversiones varadas” bajo el supuesto de que la competitividad al nivel generación llevaría a una disminución de los precios totales de electricidad. A continuación se observa la evolución de precios en el mercado PX.

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Figura 3. Evolución de los precios promedio en el mercado mayorista PX. [1]

Algunos factores independientes causantes del alza del precio de la energía son [4]:

- El incremento de precio en el gas natural, el cual se utilizaba para alimentar a varias plantas generadoras al final del verano del 2000 (tuvo un aumento de 10 veces su precio entre 1999 y diciembre de 2000).

- Un incremento en la demanda de California (verano extremadamente caluroso: 39.4°C).

- Una reducción de las importaciones de energía de otros estados.

- Un aumento en los precios de los permisos de emisión de Nox (generadores deben comprarlos para cubrir sus emisiones al final del verano del 2000; leyes ambientales duras)

- Problemas en el mercado de energía (ejercicio de poder de mercado por parte de algunos generadores)

Por otra parte, existía una combinación de fallas en el diseño del mercado eléctrico de California que precipitaron la crisis [1] y [3]

- La falta de contratos a largo plazo de abastecimiento pues las transacciones se realizaban con el precio spot. Esto se trató de justificar con la idea de que los contratos a largo plazo podían ser anticompetitivos (podían impedir la entrada al mercado de nuevas empresas)

- Los consumidores finales se encontraban aislados de los precios del mercado mayorista. Esto