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Apertura del Mercado Energético en Honduras
2015
Recomendaciones generales para la elaboración del reglamento y demás leyes secundarias de la industria energética que promuevan el desarrollo económico y mejoran la calidad de vida de sus usarios.
Visión Visionamos una Honduras de individuos prósperos y libres, donde todos pueden ser una parte de nuestro éxito como una nación multicultural.
Misión La Fundación Eléutera demuestra que las buenas reglas, el acceso y la
protección en el sistema legal y un camino a la prosperidad son posibles sin tener que marcharse de Honduras.
Información de contacto:
www.eleutera.org Teléfono: +504 2540 4366
Ninguna parte de este documento puede ser reproducida de ninguna manera sin un permiso escrito excepto en el caso de citaciones breves acuerpadas en artículos críticos y de reseña. Los autores de este documento han trabajado independientemente y las opiniones expresadas por ellos son, a como dé lugar, suyas y no necesariamente reflejan las opiniones de los miembros, fideicomisarios, o el personal de Fundación Eléutera. Esta publicación de ninguna manera implica que la Fundación Eléutera, sus fideicomisarios, o su personal apoyan o se oponen a algún partido político o candidato en particular.
Director de Proyecto
Guillermo Peña Panting es Director Ejecutivo de Fundación Eléutera, Licenciado en Ciencias Políticas y Economía en la Universidad Estatal de Carolina del Norte.
Sobre los autores:
Jorge Colindres es Analista Legal de la Fundación Eléutera en San Pedro Sula, Honduras. Actualmente es pasante de la Carrera de Derecho en la Universidad de San Pedro Sula.
Asesores:
Asesor Energético: Cal Abel. Ingeniero Eléctrico Nuclear. Georgia Institute of Technology Asesor Legal: Hubert “Mort” Taylor. Abogado Especialista en Marcos Regulatorios y Protección de Contratos. Universidad de Alabama. Editor Gráfico y Diagramación: Oscar A. Sagastume, Director de Estrategias y Comunicaciones de Fundación Eléutera, Associate of Arts in Philosophy, Georgia Perimeter College.
Asistentes de investigación:
José Trochez, estudiante de economía en la UNAH-VS. Azucena Paredes, estudiante de economía en la UNAH-VS.
Agradecimiento Especial a:
Atlas Network, Washington DC.
Apertura del Mercado Energético en Honduras
Contenido I. Breve Historia de la Industria Energética en
Honduras ...............................................................1
A. Sector eléctrico en Honduras: .....................1 B. Reformas en los años 90 .............................1 C. Sucesos más recientes ................................2
II. Desgloce de Ley General de la Industria
Eléctrica .................................................................3
A. Agentes del Mercado:.................................3 1. Los Generadores .....................................3
2. Las Empresas Transmisoras .....................3
3. Empresas Distribuidoras. .........................3
4. Los Comercializadores .............................4
B. Nuevas Entidades Reguladoras en el Mercado Energético: ..........................................4
1. Los Consumidores ...................................4
2. Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
(CREE) .............................................................4
3. Operador del Sistema Eléctrico Nacional .5
4. Mercado de Oportunidad. .......................5
C. Disposiciones Generales de la Ley ..............5 1. Régimen Fiscal e Impositivo: ....................5
2. Resolución de Controversias: ...................5
3. Disposiciones Transitorias. ......................5
III. Análisis de la Apertura del Mercado Eléctrico
en Honduras...........................................................7
A. Libre para elegir ..........................................7 B. Reducción de Precios: el ejemplo de Guatemala y el potencial de Honduras ..............8
IV. Recomendaciones generales para la
elaboración de los reglamentos de la Ley General
de la Industria Eléctrica ........................................ 10
A. Competitividad entre los Generadores. .... 10 B. Aplicación de Derechos Financieros de Transmisión (DFT). ........................................... 10 C. Cámaras de Compensación. ...................... 10 D. Operadores Regionales de Sistema (ORS). 10 E. Apertura del Mercado de Oportunidad. ... 10
F. Sistema de Tarifas de Energía. ................. 10 G. Establecer la competencia y la elección del consumidor. .................................................... 11 H. Distritos de Propósito Especial (DPE). ...... 11
V. Justificación en detalle de las
recomendaciones ................................................ 11
A. Competitividad entre los generadores ..... 11 1. Barreras al mercado. ............................. 12
2. Garantía................................................ 12
3. Energía Renovable. ............................... 12
B. Aplicación de Derechos Financieros de Transmisión (DFT) ............................................ 12 C. Cámara de Compensación........................ 14
1. Ejemplos internacionales ...................... 15
D. Operadores Regionales del Sistema (ORS) 16 1. Determinaciones del CREE: Modelo de
Propiedad del Operador del Sistema ............ 16
2. Comité de Agentes del Mercado: .......... 17
3. Últimas consideraciones: ...................... 17
E. Apertura y tercerización en los Mercados de Oportunidad “Spot Markets” ...................... 18
1. Descentralización.................................. 19
F. Sistema de Tarifas de Energía .................. 20 1. Sistemas de Transmisión y Distribución: 20
2. Cálculo de costos de generación: .......... 21
3. Cálculo de Precios en el Mercado
Regional: ...................................................... 21
G. Que el Reglamento a elaborarse establezca la competencia y la elección del consumidor como principal instrumento de regulación del Mercado Eléctrico. ........................................... 21
1. Protecciones al Estado de derecho dentro
del mercado eléctrico nacional: .................... 22
H. Distritos de Propósito Especial (Energía Eléctrica) .......................................................... 23
VI. Conclusiones Finales .................................... 25
Bibliografía ...................................................... 26
Apertura del Mercado Energético en Honduras
Resumen Ejecutivo A finales del año 2013, el Congreso Nacional de
Honduras aprobó la Ley General de la Industria
Eléctrica que terminaba con el monopolio sobre la
transmisión, comercialización y distribución de
energía eléctrica que por más de 50 años ostentó
Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) en
Honduras.
Para proveer contexto el presente documento
detalla una breve historia del mercado eléctrico de
Honduras desde mediados del siglo pasado hasta la
actualidad, culminando en las reformas del 2013.
El funcionamiento del mercado eléctrico bajo el
nuevo marco jurídico se detalla en un breve
desglose de la Ley General de la Industria Eléctrica.
Los principales agentes del mercado son las
empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras
y comercializadoras. Esto supone una transición de
una estructura vertical, en la que todas estas
funciones se encuentran en una sola entidad (ENEE)
a una estructura horizontal, en donde diferentes
empresas llevan a cabo las diferentes funciones del
mercado eléctrico.
El nuevo marco jurídico busca modernizar las
estructuras del mercado eléctrico de Honduras
mediante la introducción de la competencia en la
generación de energía y el reconocimiento al
derecho del consumidor a elegir su proveedor de
servicio eléctrico.
Las reformas al sector eléctrico representan un gran
avance hacia la protección del Estado de Derecho,
ya que busca someter a los actores al
Derecho y no a los intereses creados por privilegios
del gobierno. El nuevo esquema coloca al
consumidor hondureño en una posición más fuerte
e independiente del poder político.
La finalidad principal de este documento es proveer
una visión general de la trascendencia de la
presente reforma y buscar el fortalecimiento y
aseguramiento de los objetivos de esta Ley
mediante la proposición de 8 recomendaciones
generales para el Reglamento y demás leyes
secundarias a elaborarse.
El éxito en alcanzar los objetivos enumerados en los
Considerando de ley dependerá de la fortaleza de la
legislación secundaria, para la cual hemos hecho las
siguientes propuestas:
Asegurar la competencia entre los
generadores
Aplicación de los derechos financieros de
transmisión
Permitir la utilización de las cámaras de
compensación
Permitir la existencia de Operadores
Regionales de Sistema
Apertura en los mercados de oportunidad
Sistemas fijos para el cálculo de tarifas, no
tarifas fijas
Establecer la competencia y la libertad de
elegir como política energética nacional
Permitir la constitución de Distritos de
Propósito Especial.
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I. Breve Historia de la Industria
Energética en Honduras
A. Sector eléctrico en Honduras: El sector energía eléctrica en Honduras fue
manejado por las municipalidades hasta 1957,
cuando la Junta Militar de Gobierno creó la Empresa
Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que se encargó
desde entonces de manejar totalmente la
producción, transmisión, distribución y
comercialización de la energía eléctrica en
Honduras.
Antes de la formación de la ENEE, cada ciudad del
país era servida en forma aislada por pequeñas
unidades generadoras, en su mayoría movidas por
motores diésel, que pertenecían a las
municipalidades, Juntas de Desarrollo, al Estado o a
Empresas Privadas. Las tarifas se definían
libremente entre proveedores y consumidores, o
eran definidas por acuerdos con los gobiernos
locales. El primer gran proyecto de la ENEE fue la
Central Hidroeléctrica de Cañaveral, cuyos estudios
de factibilidad iniciaron en 1957, comenzando su
construcción en 1960 y siendo ésta terminada para
1964. Ese fue el inicio de lo que es hoy, el Sistema
Interconectado a nivel nacional; es decir, una red de
transmisión eléctrica, que cubre las principales
regiones del país la cual están conectadas las
centrales generadoras y los diferentes centros de
consumo. Funcionaban entonces dos sistemas: el
Sistema Interconectado y los sistemas aislados.1
Entre 1980 y 1990 se registra un incremento del
74.65% en la demanda de energía2, lo que
1 Nuestra Historia. (n.d.). Retrieved January 12, 2015, from
http://www.enee.hn/index.php/empresa/86-historia 2 Consumo de energía eléctrica (kWh per cápita). (n.d.).
Retrieved January 12, 2015, from http://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC?page=3
probablemente se deba a un elevado crecimiento
del PIB per cápita en Honduras y el mundo en
general durante la década de los 80s, a causa de la
transición hacia la democracia en Honduras, la
profundización del proceso de globalización y el
incremento en libertad económica de Honduras y el
mundo. Además la instalación de parques
industriales de maquilas y empresas de
manufacturación textil también tuvo un fuerte
impacto en la demanda energética del país. Razón
por la cual tuvo que expandirse el Sistema
Interconectado Nacional.
B. Reformas en los años 90 Tras la expansión del sistema, se proyectó que para
1992 los 300 MW agregados por la expansión serían
superados por la demanda. Para 1994, el sector
energético nacional entró en una severa crisis,
manifestándose en un drástico racionamiento. Esto
debido a que la ENEE no podía satisfacer toda la
demanda de energía. Fue en este año que se aprobó
la Ley Marco del Subsector Eléctrico (LMSSE), con la
intención de facilitar el ingreso del sector privado en
la generación de energía en el país, y de esta
manera poder satisfacer la creciente demanda.3
En 1995, luego de casi una década de estudios
preliminares, los gobiernos de América Central, el
gobierno de España y el Banco Interamericano de
Desarrollo acordaron llevar a cabo el proyecto
Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de
América Central (SIEPAC).4 El objetivo del proyecto
es la integración eléctrica de la región. Los estudios
de factibilidad mostraron que la creación de un
3 Midence, D., & Figueroa, M. (2013). Modelos de Mercado,
Regulación Económica y Tarifas del Sector Eléctrico en América Latina y el Caribe – Honduras. Organización Latinoamericana De Energía (OLADE). 4 Energy integration in Central America: Full steam ahead.
(2013, June 25). Retrieved January 12, 2015, from http://www.iadb.org/en/news/webstories/2013-06-25/energy-integration-in-central-america,10494.html
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sistema de transmisión regional sería muy positiva
para la región y llevaría a la reducción de costos de
la electricidad y a mejoras en la continuidad y
confiabilidad del suministro. En 1996, los seis países
(Panamá, Honduras, Guatemala, Costa Rica,
Nicaragua y El Salvador) firmaron el Tratado Marco
del Mercado Eléctrico de América Central.5
El Poder Ejecutivo intentó una Reforma a la LMSSE a
finales de 1999, con el apoyo de las instituciones
financieras internacionales; pero fracasó en el
Congreso Nacional por falta de apoyo político y
oposición de las organizaciones populares.6 La
intención principal de la reforma era promover la
participación privada y la competencia en la
generación de energía por medio del
establecimiento y operación un mercado eléctrico
mayorista, y de la privatización de los sistemas de
distribución.
C. Sucesos más recientes En el período 2001-2005, el gobierno pagó cerca de
75,6 millones US$ en subsidios directos de tarifas
para usuarios residenciales. El subsidio había sido
establecido en 1994 para compensar cualquier
aumento de tarifas a usuarios residenciales aptos
(con consumos menores de 300 kWh por mes).
En junio de 2007, el presidente Manuel Zelaya
declaró una "emergencia energética" para comprar
electricidad adicional y superar la crisis energética
del país. Se encargó la resolución de la crisis al
Ministro de Defensa, quien fue colocado al frente de
la "Junta Interventora" de la ENEE.7
5 "SIEPAC Project." Empresa Propietaria De La Red. Web. 14 Dec. 2014. <http://www.eprsiepac.com/contenido/descripcion-linea-siepac/> 6 Guía para Desarrolladores de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica utilizando recursos renovables en Honduras. (2002). BUN-CA. 7 Rodríguez, Luis. "ENEE Tuvo Tiempo Para Evitar Los Apagones En Toda Honduras." La Prensa. La Prensa, 7 Aug.
En Enero de 2014, el Congreso Nacional de
Honduras aprobó con 95 de 128 votos a favor, la
nueva Ley General de la Industria Eléctrica8, que
cambia fundamentalmente la manera en que
operará la ENEE y por primera vez abre el camino a
la inversión privada en todos los sectores del
mercado energético (generación, distribución,
comercialización y transmisión).
2014. Web. 5 Nov. 2014. <http://www.elheraldo.hn/inicio/735956-331/enee-tuvo-tiempo-para-evitar-los-apagones-en-toda-honduras>. 8 Palencia, Gustavo. "Honduras Aprueba Ley Que Abre Sector Eléctrico a Inversión Privada." Reuters. 21 Jan. 2014. Web. 12 Dec. 2014. <http://lta.reuters.com/article/domesticNews/idLTASIEA0K00720140121>.
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II. Desgloce de Ley General de la
Industria Eléctrica
A. Agentes del Mercado: Son cuatro los agentes que intervienen en el nuevo
mercado: los generadores, el transportista, los
distribuidores y los comercializadores de energía
eléctrica. Hasta este momento estas actividades
estaban agrupadas en una sola entidad: la ENEE. La
nueva reforma energética supone el fin de los
monopolios y la libertad de elección de los
consumidores. El rol de cada sector es detallado a
continuación:
1. Los Generadores
Son los encargados de generar la energía
eléctrica en sus plantas de producción, y de
inyectarla en la red de transporte de energía
eléctrica. Estas plantas de producción pueden
ser de varios tipos: centrales de gas, centrales
térmicas convencionales, centrales nucleares,
centrales hidráulicas o plantas de producción de
electricidad que utilizan energías alternativas.
2. Las Empresas Transmisoras
Es el encargado de transportar la energía en
Alta Tensión, y de gestionar, mantener y reparar
las infraestructuras que utilizan. Las empresas
transmisoras no pueden tener participación, ni
directa ni indirecta, en empresas que ejerzan las
actividades de generación, distribución o
comercialización de electricidad. Las empresas
transmisoras deberán dar un trato no
discriminatorio a los usuarios de la red de
transmisión. Toda instalación que forme parte
de la red de transmisión en el territorio nacional
estará sujeta a la dirección y control del
Operador del Sistema.
3. Empresas Distribuidoras.
Es el encargado de transportar la energía en
Media y Baja Tensión, y de gestionar, mantener
y reparar las infraestructuras que utilizan
(responsables de asegurar un suministro
eléctrico de calidad y sin interrupciones).
Las empresas distribuidoras no pueden poseer
centrales generadoras, salvo en casos
excepcionales que deberán de ser certificados
por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
(CREE). Se exceptúa de esta regla a las empresas
distribuidoras que sirven sistemas aislados, las
cuales podrán tener sus propias centrales
generadoras. Las empresas distribuidoras que
dispongan de generación propia, si forman parte
del Sistema Interconectado Nacional, estarán
obligadas a constituir una o más empresas
separadas para realizar la actividad de
generación.
Sobre las instalaciones de distribución, será a
cargo de las municipalidades pagar la diferencia
entre el costo de una obra aérea y otra
subterránea, cuando aquellas opten por la
construcción de obras subterráneas.
a) Contratos de Suministro.
Las empresas distribuidoras deberán
suministrar la acometida y el medidor
requeridos para dar servicio a cada uno de sus
usuarios y celebrar con cada uno de ellos un
contrato de suministro que establecerá las
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obligaciones y derechos de las partes. La
obligación de pago corresponde a la persona
signataria del contrato de suministro; la
empresa distribuidora no podrá requerir por
saldos pendientes al propietario del inmueble,
salvo que éste sea el signatario del contrato de
suministro.
b) Libre Acceso a las Redes.
Los transmisores y los distribuidores estarán
obligados a permitir la conexión a sus redes de
cualquier empresa del subsector eléctrico o
consumidor que la solicite.
Los transmisores y distribuidores estarán
asimismo obligados a permitir el uso
remunerado de sus instalaciones por parte de
otras empresas del subsector eléctrico,
incluyendo generadores, otros transmisores o
distribuidores, comercializadores y
consumidores calificados.
4. Los Comercializadores
Son los encargados de comprar la electricidad en
el mercado de oportunidad y venderla a los
clientes finales, fijando sus tarifas eléctricas.
Cada comercializador utiliza las líneas eléctricas
propiedad del Distribuidor para transportar la
energía hasta sus clientes, satisfaciendo por ello
un pago en concepto de uso de la red.
B. Nuevas Entidades Reguladoras
en el Mercado Energético:
1. Los Consumidores
Bajo el nuevo esquema legal, los consumidores
se convierten en uno de los principales entes
reguladores del mercado eléctrico. Es el
conjunto de las decisiones individuales de los
consumidores la que, en el nuevo mercado
eléctrico, decidirá qué tipo de energía se
generará, qué empresas triunfan y qué
empresas fracasan. Para que el nuevo modelo
sea exitoso, se deberá asegurar que el
consumidor tenga la mayor potestad posible
para tomar decisiones sobre su propio
suministro eléctrico. Si el derecho del
consumidor a elegir su proveedor de servicio se
respeta, los agentes que participan en el
mercado eléctrico se verán incentivados a
trabajar por la satisfacción de ellos. La nueva
forma en que se irá estructurando el mercado
estará orientada a que el fin principal de todos
los agentes del mercado sea satisfacer la
demanda de un flujo constante de energía
eléctrica a un precio accesible que por tantos
años no ha estado disponible en Honduras.
2. Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica (CREE)
La nueva ley le da vida a la Comisión Reguladora
de Energía Eléctrica (CREE) la cual estará a cargo
de la aplicación y fiscalización de las normas
vigentes que regulen la industria energética.
Todas las actividades reguladas por esta ley
pueden ser realizadas por personas jurídicas
privadas, públicas, o de capital mixto que
cumplan con los requisitos establecidos.
El CREE llevará un Registro Público de Empresas
del Sector Eléctrico en la cual se deberán
registrar todas las empresas generadoras y
comercializadoras de energía. Mientras que las
empresas de transmisión y distribución de
energía deberán registrarse en el Registro
Público de Empresas del Subsector Eléctrico.
El CREE también estará a cargo de otorgar las
licencias de operación para las empresas
transmisoras y distribuidoras ya que es la
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entidad encargada de supervisar la continuidad
del servicio de energía eléctrica. La Secretaría,
previa opinión de la CREE, puede acordar la
intervención de cualquier empresa de
generación, transmisión o distribución cuya
situación o desempeño amenace afectar la
continuidad o seguridad del servicio.9
3. Operador del Sistema Eléctrico
Nacional
El Operador del Sistema será una entidad de
capital público, privado o mixto, sin fines de
lucro, con capacidad técnica para el desempeño
de las funciones que le asigna la nueva ley y sus
reglamentos. Será independiente de todas las
empresas de distribución, transmisión,
comercialización o generación de energía
eléctrica y de los consumidores calificados.
En asuntos de operación, el Operador del
Sistema tendrá plena autoridad sobre los
titulares de instalaciones que formen parte del
sistema interconectado nacional, quienes
deberán operar sus instalaciones siguiendo las
órdenes emitidas por el Operador del Sistema.
4. Mercado de Oportunidad.
Bajo el nuevo marco jurídico de la industria
energética, el Operador del Sistema
administrará un mercado eléctrico “de
oportunidad”. Los titulares de las centrales
generadoras deberán poner a la orden del
Operador del Sistema toda la capacidad
disponible de sus centrales, quien a su vez
despachará las unidades generadoras con base
en un orden de mérito en función de sus costos
variables declarados, con el objetivo de
satisfacer la demanda al menor costo.
9 Artículo 8 de la Ley General de la Industria Eléctrica.
La CREE tiene la potestad de optar por la
implantación de un modelo diferente para
operar el sistema eléctrico si éste nuevo modelo
ha sido implementado exitosamente en otros
países y si realiza una operación más eficiente y
más económica.
C. Disposiciones Generales de la
Ley
1. Régimen Fiscal e Impositivo:
Las empresas que se dediquen a las actividades
reguladas por esta Ley están sujetas al mismo
régimen fiscal, aduanero e impositivo aplicable a
cualquier otra sociedad mercantil. No se podrá
dictar ninguna medida de carácter aduanero,
impositivo o fiscal que discrimine en contra de
las empresas del subsector eléctrico. Las ventas
de energía y potencia de las empresas del
subsector eléctrico estarán exentas del pago del
Impuesto Sobre Ventas, con excepción de las
ventas a consumidores finales.
2. Resolución de Controversias:
Conciliación y Arbitraje. Las partes podrán
acudir al Centro de Conciliación y Arbitraje de la
Cámara de Comercio e Industria de Tegucigalpa
para poner fin a sus diferencias o pactar las
condiciones en que, en su caso, se sujetarán a
un procedimiento de conciliación o arbitraje.
De no pactarse dichas condiciones, serán
aplicables las disposiciones de la Ley de
Conciliación y Arbitraje. El fallo emitido en el
procedimiento arbitral será definitivo.
3. Disposiciones Transitorias.
Los contratos de compra de capacidad y energía
que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica
(ENEE) tenga a la entrada en vigencia de la
presente Ley con empresas generadoras
privadas, continuarán sin cambio alguno hasta el
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vencimiento de su plazo. Dichos contratos no
serán renovados.
No obstante las plantas objeto de dichos
contratos pueden participar en el mercado
eléctrico como plantas mercantes, que son
aquellas que venden al mercado de oportunidad
sin tener contratos con agentes del mercado y
además podrán participar en las licitaciones que
promuevan las empresas de distribución.
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III. Análisis de la Apertura del
Mercado Eléctrico en Honduras Parte del proceso de apertura es asegurarse que las
fuerzas de la competencia puedan operar libremente
y darle forma al mercado. Un aspecto importante de
estas fuerzas es que castigan a los administradores
que toman decisiones equivocadas o que son
ineficientes, a diferencia de lo que sucede en
Honduras actualmente. Es un problema institucional,
que no se va resolver cambiando el gerente de la
ENEE.10 La apertura del Sector Eléctrico supone una
reestructuración total de una estructura vertical,
donde todas las actividades están agrupadas en una
sola entidad (la ENEE), a una estructura horizontal
donde cada actividad está separada y es
independiente.
Los principales actores de este nuevo esquema serán
los generadores, las comercializadoras, los
transmisores y los distribuidores de energía eléctrica.
El propósito de la apertura es construir una
separación estructural entre las diferentes funciones
de la producción y suministro de energía. Sin
embargo, las fuerzas anti competitivas siempre están
en operación y existe un alto potencial de que
trabajen por reconstruir la estructura integrada
original de la industria eléctrica. Por esta razón es
10 Smith, V. (1988). ELECTRIC POWER DEREGULATION: BACKGROUND AND PROSPECTS. Contemporary Economic Policy, 6(3).
clave que las leyes secundarias a elaborarse para la
regulación de la industria eléctrica tengan como
prioridad el mantener un ambiente competitivo en el
mercado. Es la competencia, y la presión que la
competencia ejerce, la que conlleva directamente a
un incremento significativo de eficiencia en todos los
niveles de la industria eléctrica. En muchos casos de
liberalización, los beneficios en términos de
reducción de precios se vieron perjudicados por
haber resultado la apertura en un duopolio.11
Para aumentar los niveles de competencia,
necesarios para satisfacer las necesidades de un flujo
constante de energía a un precio accesible, existen
tres mecanismos de esencial importancia; el primero
es eliminar la mayor cantidad posible de barreras de
entrada al mercado. Permitiendo así que exista una
diversidad de empresas que ofrezcan sus servicios a
los consumidores. El segundo es la libertad del
consumidor para elegir cuál de estas empresas será
su proveedor de servicio. Y el tercero es la
transparencia en todas las operaciones de los
agentes involucrados en el mercado eléctrico.
A. Libre para elegir Desde 1957, año en que la Junta Militar de Gobierno
fundó la Empresa Nacional de Energía Eléctrica
(ENEE), cada hogar hondureño ha venido lidiando
con una sola empresa para la obtención de sus
necesidades de energía eléctrica. Esta empresa (la
ENEE), con la aprobación regulatoria del gobierno
central, fija los precios de la energía que
consumimos.
Con la aprobación de la Ley General de la Industria
Eléctrica, la apertura del mercado eléctrico permite
que diferentes proveedores puedan competir por
ofrecer los servicios de suministro de energía a los
11
Singham, S. (2007). Competition and Regulated Industries: Electricity and Gas. In A GENERAL THEORY OF TRADE AND COMPETITION (p. 345). London: Cameron May.
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ciudadanos hondureños. Algunas personas podrán
ver un alza en su tarifa por consumo pero el costo
general de la energía terminará a un precio más bajo
de los que hasta ahora se le han podido ofrecer.
El desarrollo de un mercado abierto y competitivo
consiste precisamente en una verdadera
democratización en la toma de decisiones del
mercado eléctrico, dándoles la libertad a los
consumidores para que gocen de la potestad para
elegir su propio proveedor de energía.12 Alrededor
del mundo la libertad de poder escoger libremente
un proveedor de energía ha resultado en notables
beneficios: precios de electricidad más competitivos,
un servicio al cliente mejorado y eficiente, y la
innovación en productos y tecnología.
Bajo este esquema, será el consumidor y no el
gobierno, ni la ENEE, ni las empresas generadoras
quienes estén en control del mercado energético. El
consumidor se convierte en la máxima autoridad del
mercado y los incentivos de los participantes del
mercado estarán alineados a un único fin: la
satisfacción de los consumidores. Las empresas que
mejor logren ese cometido serán las que se
beneficien de una mayor oportunidad de lucro.13
12
Mises, L. (1949). Monopoly Prices. In Human Action: A Treatise on Economics (p. 358). Yale University Press. 13 Mises, L. (1944). Profit Management. In Bureaucracy (p. 226, 227). Yale University Press.
B. Reducción de Precios: el
ejemplo de Guatemala y el potencial de
Honduras En 1996, el Congreso de la República de Guatemala
aprobó la Ley General de Electricidad y su
Reglamento con el propósito de desmonopolizar el
sector eléctrico e impedir que una sola compañía se
dedique simultáneamente a la generación,
transporte y comercialización de energía eléctrica.14
El proceso de apertura en Guatemala permitió la
competencia entre generadores y comercializadores
de energía, lo que generó presión en el mercado
para un descenso en los precios de energía eléctrica.
Se permitió también, al igual que en Honduras bajo
la nueva Ley, la compra y venta de energía en un
mercado de oportunidad o “mercado spot”.
La apertura a un mayor número de competidores en
el mercado energético permitió que se ofrecieran
contratos más competitivos a la Empresa Eléctrica
de Guatemala S.A. (EEGSA). Con base en la gráfica
de abajo se observa que a lo largo del período de
Febrero 2013 a Febrero 2015 las tarifas de EEGSA
han bajado en total un 21% y 25% (Tarifa Social y No
Social respectivamente). El efecto de la reducción se
ha dado en EEGSA debido a la finalización de gran
parte de los contratos existentes durante el 2014,
así como tener mayor opción a la compra de energía
en el Mercado de Oportunidad (Spot) que ha
presentado precios bajos durante el último
trimestre, como resultado de la reducción de costos
de combustibles y la matriz de producción
energética.15
14 1996-2010: Vientos de cambio que dieron paso a una nueva era. (n.d.). Retrieved February 4, 2015, from http://www.eegsa.com/quines-somos/historia 15
Ajuste Tarifario para Trimestre Febrero a Abril de 2015. (n.d.). Retrieved February 5, 2015, from http://www.cnee.gob.gt/wp/?p=1644
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La apertura del mercado eléctrico de Guatemala ha
permitido en los últimos 2 años una reducción de
hasta el 25% en las tarifas energéticas, a la
posibilidad de comprar entre una mayor cantidad de
ofertantes. Sin embargo, la implementación de la
apertura eléctrica en Honduras tiene el potencial de
reducir los precios finales de manera más drástica
que en Guatemala. Contrario a como se hace en
Guatemala y como se hacía en Honduras, donde
toda empresa generadora estaba obligada a vender
su energía a una empresa estatal y todo
consumidor estaba obligado a comprar su consumo
a dicha empresa (EEGSA y ENEE respectivamente), el
nuevo esquema jurídico vigente permite a los
consumidores comprar su energía a través una
variedad de empresas comercializadoras.
¿Cómo ayuda esto a reducir los precios? Para la
reducción de precios en Guatemala la EEGSA tuvo
que esperar a que vencieran sus contratos16 con las
empresas generadoras. En Honduras, la ENEE y las
empresas generadoras están obligadas a respetar
las obligaciones derivadas de sus contratos
pactados. Sin embargo, los consumidores por
primera vez en 59 años tenemos la libertad de elegir
a quién le compramos la energía que consumimos.
Esto significa que no tenemos que esperar el
vencimiento de los contratos de la ENEE, al
16 Power Purchasing Agreements (PPA).
contrario, si el costo de acceso al mercado
energético se mantiene bajo, pronto habrán nuevos
oferentes en el mercado con precios más
competitivos que los de la ENEE. Con los bajos
precios del combustible, habrá mucha oportunidad
de lucro para los nuevos oferentes que decidan
competir por el mercado de clientes de la ENEE.
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IV. Recomendaciones generales
para la elaboración de los
reglamentos de la Ley General de la
Industria Eléctrica
Consideramos que la Ley General de la Industria
Eléctrica sigue el camino apropiado para la obtención
de un flujo constante y a precio competitivo de
energía eléctrica en el país. Representando un gran
avance del marco jurídico previo, hacemos las
siguientes recomendaciones para el Reglamento de la
Ley General de la Industria Eléctrica con la intención
que dicho reglamento fortalezca el nuevo marco
jurídico y asegure los objetivos que motivaron la Ley
General de la Industria Eléctrica.
Tras analizar la ley, redactamos 8 recomendaciones
orientadas a facilitar su implementación y evitar que
los participantes actuales logren mantener la
estructura vigente del mercado eléctrico:
A. Competitividad entre los
Generadores. La razón principal de mantener un ambiente
competitivo entre los generadores es crear presión
hacia la eficiencia de sus operaciones. Un ambiente
verdaderamente competitivo también les da el
poder a los consumidores para castigar a las
empresas ineficientes y premiar a aquellas que
llenen sus expectativas.
B. Aplicación de Derechos
Financieros de Transmisión (DFT). La aplicación de los DFTs evita de una manera
eficiente y justa los riesgos de congestión de las
líneas de transmisión. Además, es clave para darle
cumplimiento a la prohibición de que las tarifas
aprobadas no carguen a los usuarios con costos
atribuibles a una categoría diferente de usuarios.
C. Cámaras de Compensación. Consideramos que para garantizar la seguridad
jurídica y financiera de las transacciones realizadas
en el mercado energético el Reglamento debe
establecer un procedimiento ágil para constituir
empresas que presten servicios de cámara de
compensación. Mantener bajo el costo legal de
constituirse e iniciar operaciones como cámara de
compensación ayudará a mantener un ambiente
competitivo, y por ende mayores niveles de
eficiencia en la prestación de estos servicios.
D. Operadores Regionales de
Sistema (ORS). Consideramos que el sistema de interconexión
nacional debe tener Operadores Regionales de
Sistema con responsabilidades sobre un número
determinado de nodos en el sistema de
interconexión nacional. De esta manera habrá un
conocimiento y respuesta descentralizada a
cualquier situación que alterase la factibilidad
técnica de las órdenes de compraventa de energía
en el mercado.
E. Apertura del Mercado de
Oportunidad. Consideramos que el Operador del Sistema deberá
tercerizar la operación del Mercado de Oportunidad
(spot market) a una entidad separada, entregando la
operación a la primera entidad con la capacidad
técnica y que esté lista para iniciar operaciones en el
mercado. De esta manera, se podría acelerar la
implementación de la nueva Ley y dejar la
responsabilidad de las cámaras de compensación en
la respectiva organización.
F. Sistema de Tarifas de Energía. Proponemos la utilización no de precios fijados por
el CREE, sino más bien de una fórmula fijada para el
cálculo de las tarifas a cobrar por las empresas
generadoras, distribuidoras y de transmisión.
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Deberá haber transparencia en el uso de las
fórmulas, cosa por la cual deberá velar el CREE.
G. Establecer la competencia y la
elección del consumidor. Consideramos que él CREE debe limitarse a un rol de
auditor para mantener la transparencia dentro de la
industria eléctrica y permitir que los principales
reguladores del mercado eléctrico sean de la libre
elección de los consumidores y promover la
competencia entre las empresas involucradas.
H. Distritos de Propósito Especial
(DPE). Para acelerar la implementación de las nuevas
reformas al mercado energético, consideramos que
el Reglamento a elaborarse deberá contener un
procedimiento para que asociaciones comunitarias,
juntas de ciudadanos, asociaciones de personas
jurídicas y asociaciones de comerciantes puedan
establecer, de acuerdo a ley, mecanismos para
satisfacer sus necesidades energéticas de la manera
que más conveniente les resulte.
V. Justificación en detalle de las
recomendaciones El propósito principal de estas recomendaciones es
facilitar el alcance de los objetivos establecidos en
los Considerando de la Ley General de la Industria
Eléctrica, que incluyen incorporar estructuras y
prácticas modernas en la industria eléctrica del país,
fomentar la eficiencia del sector y la reducción de
pérdidas, así como la competencia en la generación
de energía para contar con tarifas más competitivas
y contar con el apoyo del sector privado en las tareas
de transmisión, operación del sistema y distribución
de electricidad; respectivamente.
Las propuestas aquí presentadas también buscan
limitar la discrecionalidad en el uso del poder (Estado
de derecho) que sostienen las autoridades del
mercado eléctrico. Cada propuesta cita la parte de la
Ley General de la Industria Eléctrica que está
desarrollando y que el Reglamento deberá
desarrollar.
A. Competitividad entre los
generadores El precio de la energía tiende a ser volátil, debido a
que no se puede almacenar. Lo que significa que
pequeños cambios de capacidad por parte de las
empresas de generación tienen un impacto
significativo en el precio de la energía. Esta situación
potencializa la posibilidad de colusión tácita entre
las empresas generadoras, además de otras
prácticas anticompetitivas debido a las altas
recompensas que acompañan estas prácticas.
Para prevenir este tipo de resultados y potenciar la
generación de energía a precios accesibles, es
importante maximizar la competencia al nivel de los
generadores. Hay múltiples ejemplos a nivel
internacional, entre los que destaca la experiencia
del Reino Unido, en los que la falta de
competitividad entre generadores -por haber muy
pocos- causó que el proceso de apertura del
mercado eléctrico no resultara en la reducción de
los precios que se esperaba.
La principal causa para la falta de competitividad al
nivel de generación tiende a ser, como lo fue en el
caso de los ingleses, la dificultad que enfrentan las
nuevas empresas para entrar en el mercado.
Mientras más alto sea el costo de entrada, más
difícil será que se fomente la competitividad en la
generación de energía necesaria para poder contar
con un flujo de energía constante a un precio
accesible.
Para mantener los altos niveles de competitividad
en el sector de generación proponemos:
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1. Barreras al mercado.
Que el Reglamento a elaborarse establezca un
procedimiento para el ingreso de empresas
generadoras al mercado eléctrico y que a su vez
elimine la mayor cantidad de obstáculos
existentes para dicho ingreso. Mientras mayor
sea el número de generadores que puedan
entrar a competir en el mercado, mayor
oportunidad habrá para que las fuerzas
competitivas del mercado ejerzan presión hacia
la reducción en los precios de energía.
2. Garantía.
Las fuerzas anticompetitivas pueden verse
pronunciadas si se dificulta el acceso al mercado
de oportunidad, la cual debe ser de acceso
abierto. La Ley17 dice que para participar en el
mercado de oportunidad se debe presentar un
garantía al CREE; consideramos que dicha
garantía no debe ser privativa de acceso,
permitiendo así que la mayor cantidad de
empresas generadoras y comercializadoras
puedan participar, lo cual posibilita la
oportunidad de obtener la mayor cantidad de
energía al mejor precio disponible.
Recomendamos que él Reglamento establezca
que él CREE supervise que los fondos de garantía
cobrados por las cámaras de compensación, se
hagan de acuerdo a la fórmula de riesgo que la
misma empresa de compensación ha
establecido. El rol del CREE debe mantenerse
limitado al de un auditor de transparencia de
cumplimiento de contratos. El cálculo de la
garantía a presentar, generalmente lo realiza la
Cámara de Compensación vinculada al spot
market en base al riesgo de las operaciones de la
empresa que quiera participar en el mercado.
17 Sexto párrafo del inciso F. del Artículo 9 de la Ley General de la Industria Eléctrica
3. Energía Renovable.
Se debe delinear en el reglamento a elaborarse
una metodología clara y precisa que permita la
seguridad jurídica y financiera de todos los
participantes cuando se establezca el porcentaje
mínimo de energía renovable, definido por la
Secretaría, que las empresas distribuidoras
deberán adquirir en ocasión de cada proceso de
licitación de acuerdo a lo estipulado en el
numeral B. del artículo 15 de la Ley General de la
Industria Eléctrica.
En el caso del Reino Unido, la ley vigente
obligaba a las distribuidoras a firmar contratos
por carbón a un precio inflado, ya que éste
estaba protegido por el Estado, al igual que lo
está la energía renovable en Honduras. Esto
causó que las empresas distribuidoras
transfirieran estos costos a los consumidores.
Para resolver este problema, se implementó un
plan en 1998 para que los consumidores
escogiesen directamente el proveedor
(generador) de energía y de esa manera
incrementar la competitividad en ese sector.
Esto empoderó al consumidor para que pudiera
elegir quién producía la energía que consumía.
Creemos que sería conveniente utilizar un
mecanismo similar en Honduras.18
B. Aplicación de Derechos
Financieros de Transmisión (DFT) Recomendamos que el Reglamento reconozca los
Derechos Financieros de Transmisión (DFT), cuya
finalidad es servir de cobertura contra los riesgos
derivados de la congestión en las líneas de
transmisión.19 Estos derechos, reconocidos en las
18 Guaranty Funds. (n.d.). Retrieved January 29, 2015, from https://www.theice.com/clear-europe/risk-management 19 Bastidas Traverso, R. (2009). Aplicación de Derechos Financieros al Sistema de Transmisión de Perú como Cobertura contra Riesgos derivados de la Congestión. Lima.
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legislaciones20
de diversos países, consisten en que
se le pague al dueño de la capacidad de transmisión
de acuerdo con la escasez relativa del recurso; eso
es, que mientras más congestionadas están las
líneas de transmisión, más costoso se vuelve ese
servicio; y mientras menos congestionadas están las
líneas, más baja el costo por el servicio de
transmisión.
Los DFT son contratos financieros que otorgan a su
poseedor el derecho a un flujo de ingresos o egresos
basado en las diferencias de precio causadas por la
congestión de cada hora a través de un determinado
camino en la red de transmisión.21
La energía puede ser barata en un punto en
específico del sistema, pero si las líneas de
transmisión se congestionan, los derechos pueden
hacer inviable el uso de energía barata en otro lugar
por los altos costos para llevarlo. Si no hubiera
congestión, la energía más barata puede llegar a
todos los centros de consumo, con lo que se
incentiva a que los precios sean los mismos en todo
el sistema.22 De haber diferencias, las personas que
vivan en las áreas rurales y marginadas serán
quienes reciban energía a un costo más accesible.
Los Derechos Financieros de Transmisión también
pueden ser objeto de compraventa; los
participantes pueden colocar sus DFT en el mercado
para realizar intercambios bilaterales, además de
20 Artículo 3.- XIX Derechos Financieros de Transmisión de Ley de la Industria Eléctrica de México. Este Derecho se basa en el modelo de PJM Interconnection, que atiende a buena parte del mercado del noreste de Estados Unidos. 21 Financial Transmission Rights. (n.d.). Retrieved December 17, 2014, from http://www.pjm.com/markets-and-operations/etools/eftr.aspx 22 Acosta, F. (2014, September 8). Mitos y realidades de la Ley de la Industria Eléctrica / I. Retrieved December 16, 2014, from http://www.forbes.com.mx/mitos-y-realidades-de-la-ley-de-la-industria-electrica/
poder participar en subastas mensuales de DFTs.23
El intercambio de DTFs podría ser un servicio
ofrecido paralelamente por el “mercado de
oportunidad” que se utilice para la compra y venta
de energía.
El sistema de DFTs es congruente con el artículo 18
de la Ley General de la Industria Eléctrica que
explícitamente dice sobre las tarifas de
transmisión “Las tarifas no deberán cargar a una
categoría de usuarios costos atribuibles a otra
categoría.” De no utilizarse el sistema de DFTs u
otro similar, los usuarios en las áreas donde las
líneas de transmisión están congestionadas, serán
subsidiados por el resto de usuarios ubicados en
áreas en donde la carga sobre las líneas de
transmisión sea menor, sin tomar en cuenta el
riesgo de congestión.
Un sistema similar también es utilizado por la
empresa OMIE, la cual gestiona el mercado al por
mayor (al contado o “spot”) de electricidad en la
Península Ibérica. OMIE sirve a los agentes
compradores y vendedores tanto en España como
en Portugal, y los precios de la energía varían a cada
día y hora, dependiendo de sí la capacidad de la
interconexión es suficiente para permitir el flujo de
electricidad negociado por los agentes.24
23 EFTR. (n.d.). Retrieved December 17, 2014, from http://www.pjm.com/markets-and-operations/etools/eftr.aspx 24 El Mercado Diario. (n.d.). Retrieved December 19, 2014, from http://www.omie.es/inicio/mercados-y-productos/mercado-electricidad/nuestros-mercados-de-electricidad
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1. Extensión de derechos de propiedad
sobre la calidad de energía: 25
El Operador del Sistema debe velar por la
calidad de la energía transmitida para evitar
daños en los instrumentos electrónicos de los
usuarios. Por esta razón consideramos que de la
misma manera en que las empresas
generadoras, distribuidoras o comercializadoras
de electricidad pagan por la capacidad que
utilizan en las líneas de transmisión, deben
pagar los usuarios por todas las externalidades
de carga que coloquen en la red de transmisión.
Los parpadeos de tensión (voltage flickers), que
ponen en peligro no solo los instrumentos
electrónicos sino también la seguridad de los
usuarios, son causados por la falta de monitoreo
y control sobre las externalidades de carga que
los consumidores colocan en la red.
Para este propósito es necesario que el
Operador del Sistema o las empresas de
transmisión, distribución o comercializadoras,
proporcionen al usuario una guía para el
correcto uso de su energía, estableciendo el tipo
y calidad de electrodomésticos que se
recomiendan y el costo que estos podrían
representar en cuanto a externalidades de carga
en las líneas de transmisión. Las empresas
distribuidoras también deberán hacer uso de un
medidor de calidad de energía, el cual pueden
entregar o vender a los usuarios.26
También es importante recalcar la necesidad de
invertir en tecnología que permita medir de
forma adecuada la capacidad de las redes de
25 Charles R. Plott & Vernon L. Smith (ed.), 2008. "Handbook of Experimental Economics Results," Handbook of Experimental Economics Results, Elsevier, edition 1, volume
1, number 5. 26
Power Quality and Energy Tools. (n.d.). Retrieved March 1, 2015, from http://en-us.fluke.com/products/power-quality-tools/
transmisión en determinado momento. De esta
manera se le podrá sacar el mayor provecho a
las redes de transmisión, lo cual reduce el riesgo
de congestionamiento. La reducción del riesgo
tiene un impacto en la tarifa final del
consumidor pues el acceso a la información
sobre la capacidad de las redes de transmisión
permite calcular los cobros a realizarse de
acuerdo a la capacidad real y no la capacidad
teórica (el cálculo de la capacidad que estará
siempre disponible, sin importar las condiciones
externas como viento o clima). Este tipo de
tecnología también permite el cálculo de
pérdidas en capacidad a razón de las
externalidades de carga colocadas en la red por
los usuarios.
C. Cámara de Compensación
(Clearing House) El artículo 9.- G. numeral X. de la Ley General de la
Industria Eléctrica establece como función del
Operador del Sistema el “efectuar la liquidación
financiera de las operaciones en el mercado de
electricidad”. Sin embargo, consideramos que por
razones de eficiencia y la necesidad de implementar
ésta ley lo más pronto posible, el Operador del
Sistema deberá tercerizar esta función a una
institución financiera u otra entidad con la
capacidad disponible. En los mercados de
electricidad de EEUU y Europa la responsabilidad de
efectuar las liquidaciones financieras recae en una
entidad diferente al Operador del Sistema,
generalmente asociada al mercado de oportunidad
(spot market).
En un mercado de energía liberalizado, los
consumidores deben tener la facultad de cambiar su
proveedor de energía de la manera más rápida y
fácil posible. Para lograr esto, los agentes del
mercado intercambian grandes cantidades de
información todos los días. Una cámara de
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compensación es tanto un registro como un sistema
electrónico que maneja la información originada de
cada uno de los puntos del mercado eléctrico y el
cual, bajo la autoridad del operador del sistema,
procesa todos los intercambios realizados por los
participantes del mercado.27
Recomendamos que el Reglamento contemple esta
figura o deje espacio suficiente para que puedan
surgir espontáneamente. Al realizar la transición en
la industria eléctrica de Honduras, del sistema de
monopolio estatal al sistema de mercado, se vuelve
necesaria la existencia de Cámaras de
Compensación o “clearing houses” para la eficiencia
y transparencia de las transacciones realizadas en
dicho mercado. Estas funcionarían para recolectar
los pagos de los miembros del mercado.
Consideramos que la participación de las cámaras de
compensación en las transacciones del mercado
energético debe sujetarse a la voluntad contractual
de las partes.
El “mercado de oportunidad” será administrado, de
acuerdo a ley, por el Operador del Sistema.28 Sin
embargo, creemos que el Operador de Sistema debe
ceder a un tercero la gestión del mercado de
oportunidad y que sea éste último quien decida
quién proveerá los servicios de cámara de
compensación para los participantes del mercado
asociados con el “spot market”. La empresa
gestionando el mercado de oportunidad deberá
proveer sus servicios de compensación formando
una nueva empresa, como ha sido el caso
internacionalmente, o contratando estos servicios
de un banco o institución financiera.
27 Clearing House. (n.d.). Retrieved January 8, 2015, from http://www.haulogy.net/energy/grd/clearing-house/ 28 Artículo 9.- F. en su tercer párrafo, de la Ley General de la Industria Eléctrica.
1. Ejemplos internacionales
a) PJM Interconnection.
Estas entidades financieras han sido de mucha
ayuda en mercados energéticos tanto en
EEUU29
como en la Unión Europea. PJM
Interconnection, una Organización de
Transmisión Regional de la cual más de 830
compañías son miembro y que suple de
energía a más de 60 millones de
consumidores en EEUU, es actualmente el
mercado eléctrico al por mayor más grande
del mundo.30
PJM cuenta con PJM
Settlement, Inc. que es una subsidiaria con
personalidad legal para funcionar como su
Cámara de Compensación, proveyendo
además diferentes servicios financieros.31
b) El Intercontinental Exchange, Inc. (ICE)
Opera 23 intercambios y mercados regulados,
de los cuales también es dueño, en EEUU,
Canadá y Europa. También es dueño de 5
“clearing houses” entre las que se encuentra
“ICE Clear Europe” quien ofrece los servicios
de compensación financiera a los mercados
globales de energía de ICE.32 Creemos que
dejar el espacio abierto para que se
desarrollen éstas instituciones o para que las
ya existentes presten estos servicios a los
agentes del mercado energético permitirá que
haya más confianza en el sistema, el cual
esperamos se vuelva dinámico y de fácil
acceso.
29 "PJM Statistics" (pdf). 2010-03-25. Retrieved December 17, 2014 30 "PJM 2007 Annual Financial Report" (pdf). Retrieved December 17, 2014 31 About Us. (n.d.). Retrieved December 17, 2014, from http://www.pjm.com/Settlement Content/Home.aspx 32 Europe’s Leading Multi-asset Class Clearing House. (n.d.). Retrieved December 17, 2014, from https://www.theice.com/clear-europe
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c) OMIE.
En el caso de España, la empresa OMIE, que
maneja el “mercado spot” de energía en la
península ibérica, es dueña de OMIClear
quien asume la posición de Cámara de
Compensación y Contrapartida Central en
todas las operaciones que se registran en su
sistema, garantizando el cumplimiento de las
obligaciones de ambas las partes. Una vez
registrada una operación, OMIClear procede a
gestionar las posiciones resultantes,
convirtiéndose en comprador frente al
vendedor y en vendedor frente al comprador,
con el cual hace uso de diversos sistemas y
procedimientos para controlar el riesgo
asumido en relación a los participantes,
especialmente a través de la gestión de
depósitos y garantías.33
D. Operadores Regionales del
Sistema (ORS)34
Creemos que al inicio de la implementación de esta
Ley un sólo Operador de Sistema bastará para
cumplir con las necesidades del mercado eléctrico
nacional. Sin embargo, previendo el futuro
desarrollo del mercado eléctrico nacional
consideramos que el Reglamento a elaborarse
deberá establecer un procedimiento a seguir para
solicitar al Operador del Sistema nacional la
autorización para constituir un Operador del
Sistema Regional, basándose en las necesidades de
los proyectos que en esa región se están llevando a
cabo.
33
Perfil. (n.d.). Retrieved January 13, 2015, from http://www.omiclear.pt/OMIClear/TermsOfUse/tabid/131/language/es-ES/Default.aspx 34 Las recomendaciones hechas en este segmento del documento están orientadas esclarecer y desarrollar las estipulaciones hechas en el Capítulo IV. Operador del Sistema. Artículo 9.- A, B, E, F, G de la Ley General de la Industria Eléctrica
1. Determinaciones del CREE: Modelo de
Propiedad del Operador del Sistema35
Proponemos que el Operador del Sistema
trabaje bajo un sistema de subdivisiones
regionales (Operadores Regionales del Sistema),
de los cuales cada uno tendría una cantidad
determinada de nodos que estarían bajo su
supervisión. Todos los Operadores del Sistema
responderán al Operador de Sistema central,
quien a su vez deberá estar en vinculación con el
Operador del Sistema Regional según lo
estipulado en el Tratado Marco del Mercado
Eléctrico de América Central.
Las ORS serían dueños del cuarto de control y de
las instalaciones de comunicaciones y operan de
manera independiente de todos los
participantes del mercado. Son entes
independientes con un consejo directivo propio,
pueden ser empresas privadas, públicas o sin
fines de lucro. Son responsables de todos los
aspectos de la operación e interconexión
confiable y económica del sistema. Los
Operadores Regionales del Sistema (ORS) se
diferenciarían a las Organizaciones de
Transmisión Regionales (OTRs)36
en EEUU -de
acuerdo a las particularidades de la legislación
nacional- en cuanto a que estarían separados de
cualquier empresa de transmisión y trabajando
en conjunto con la red de Operadores de
Sistema. Tienen reglas transparentes, precios y
protocolos de operación que son supervisados
por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
(CREE). Tienen una mayor responsabilidad en los
planes de inversión para redes de transmisión, y
para la expansión de la red de transmisión desde
una visión local.
35
En el artículo 9.- A. en la parte final del segundo párrafo se establece que el CREE determinará el modelo de propiedad del Operador del Sistema. 36 Regional Transmission Operators (RTOs)
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2. Comité de Agentes del Mercado:37
Cada Operador Regional del Sistema (ORS)
tendrá su propio Comité de Agentes de Mercado
que incluiría a los representantes de aquellas
empresas cuyas operaciones estuviesen basadas
en los nodos que ese ORS en específico tuviera
bajo su responsabilidad.
A continuación se mencionan algunas
potestades del Operador del Sistema que
consideramos deben ser desarrolladas
cuidadosamente en el Reglamento, ya que de lo
contrario presentan un peligro potencial para el
logro del cometido de esta Ley:
a) Otorgar el derecho de acceso a la red
de transmisión aplicando el procedimiento
establecido por el CREE:38
Consideramos que el Reglamento debe establecer
los criterios y requisitos necesarios para poderse
conectar a la red de transmisión, dejando al CREE
sólo la potestad de decidir la forma en que serán
presentados. De esta manera podremos evitar
que el CREE pueda restringir el acceso al mercado
al elevar los costos de hacerlo mediante excesivos
requisitos a presentar. Recomendamos que
establezca la aplicación de la figura de afirmativa
ficta.
b) Efectuar la liquidación financiera de
las operaciones en el mercado de
electricidad:39
Creemos que esta función debe quedar en manos
de instituciones financieras que estén asociadas al
spot market. Proponemos que el Reglamento
37 El artículo 9.- B. de la Ley General de la Industria Eléctrica, en la parte final de su segundo párrafo, estipula que el Reglamento establecerá la composición y funciones del Comité. 38
En el artículo 9.- G. numeral IX, la Ley General de la Industria Eléctrica 39 En el artículo 9.- G. numeral X, la Ley General de la Industria Eléctrica
establezca un procedimiento para tercerizar esta
función a una cámara de compensación y que se
permita la multiplicidad de su existencia, asociada
cada una a su respectivo spot market o definida
contractualmente por las partes. El Operador del
Sistema estará siempre vinculado a las cámaras de
compensación para el correcto traspaso de
información sobre las operaciones en el mercado
eléctrico.
c) Proponer para su aprobación al CREE
los costos de generación que entrarán en el
cálculo de las tarifas a los usuarios finales:40
Proponemos que el rol del Operador del Sistema
sea nada más el de recibir de las empresas de
generación la metodología que éstas usarán para
calcular sus costos. Esta metodología deberá ser
sometida al CREE para ser registrada y publicada.
Consideramos que el rol del CREE debe ser el de
asegurar la transparencia en el mercado, y auditar
a las empresas generadoras con el fin de
determinar si éstas han calculado sus costos de
acuerdo a la fórmula sometida por ellos mismos.
La presión hacia la baja en los precios energéticos
vendrá de la competencia y la elección del
consumidor, no del control de precios y tarifas
por el CREE. El control de precios y tarifas de
electricidad genera un fuerte peligro de colusión
entre las empresas generadoras existentes y el
CREE, creando barreras o desincentivos de
entrada a los nuevos competidores del mercado
eléctrico.
3. Últimas consideraciones:
La existencia de estos centros regionales
permitirá mayor certidumbre sobre las
necesidades y viabilidad de los proyectos a
desarrollar en las redes de transmisión
40
Artículo 9.- G. numeral XI de la Ley General de la Industria Eléctrica. El artículo 18.- TARIFAS. en su cuarto párrafo le da la potestad al Reglamento para definir “el método detallado para los cálculos de tarifas”.
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(medidas en nodos) que estarán bajo la
supervisión del Operador Regional. También
ayudará a mantener el sistema funcionando
ya que la comunicación sobre algún
imprevisto climático o mal funcionamiento
del sistema de transmisión, y la respuesta a
ellos, será más expedita al contar con un
Operador Regional. Tener Operadores
descentralizados facilitará el procedimiento
para identificar y corregir errores, pues cada
Operador Regional será responsable de una
determinada cantidad de nodos en el
sistema. De verse en la necesidad de realizar
cambios, será mucho más fácil reemplazar
un solo Operador Regional, del área que
muestre el problema, a reemplazar un único
Operador del Sistema a nivel nacional.
Contar con Operadores Regionales del
Sistema creará también un ambiente más
competitivo pues de no operar el sistema
con la eficiencia debida estos podrán ser
reemplazados. Éste esquema alinearía los
incentivos para que exista una mayor
preocupación por manejar el sistema
apropiadamente, contrario a lo que
sucedería si existiese un sólo Operador del
Sistema nacional cuyo reemplazo pudiera
tener una trascendencia innecesaria. El
reemplazo de un único Operador del
Sistema nacional, inclusive podría causar
incertidumbre y generar una percepción de
inseguridad en los inversionistas y demás
agentes del mercado energético.
Un Operador del Sistema encargado de
manejar tanto el despacho de energía, la
administración del mercado de oportunidad
y la liquidación de las operaciones del
mercado eléctrico requerirá tiempo para
establecer. Consideramos que la
tercerización de estas tres actividades
ayudará a la más expedita y eficiente
aplicación de esta Ley.
E. Apertura y tercerización en los
Mercados de Oportunidad “Spot
Markets” Consideramos que el Mercado de Oportunidad o
“spot market” debe quedar en manos de una entidad
de capital público, privado o mixto, diferente al
Operador del Sistema; aunque la primera rindiera
cuentas a éste último. Esto permitirá una mayor
eficacia en las operaciones que ofrezca el spot
market, como ha sido demostrado exitosamente en
otros países, como ser el caso de la empresa OMIE
quien administra el mercado spot para España y
Portugal, y funciona separada del Operador del
Sistema.41
A tal efecto proponemos que el Reglamento
establezca un procedimiento para seguir uno o
ambos de los siguientes dos caminos:
Primero: establecer un mercado de
oportunidad privado, diferente al administrado
por el Operador del Sistema. Dicho mercado de
oportunidad estaría ligado a una cámara de
compensación y toda la información de sus
operaciones se remitiría al operador del sistema
nacional o regional para que éste le dé trámite a
los despachos que correspondan.
Segundo: También consideramos que para la
más expedita aplicación de esta Ley, el
Reglamento deberá establecer un mecanismo
para la tercerización del mercado de
oportunidad. En caso de seguir el camino de la
tercerización consideramos que es de alta
conveniencia concederlo a la primera entidad
41
Nuestros Mercados de Electricidad. (n.d.). Retrieved December 31, 2014, from http://www.omie.es/inicio/mercados-y-productos/mercado-electricidad/nuestros-mercados-de-electricidad
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confiable que demuestre la capacidad técnica
necesaria para administrar el spot market.
Los resultados del mercado diario, a partir de la
libre contratación entre agentes compradores y
vendedores necesitan ser viables desde el
punto de vista físico. Por ello, una vez obtenidos
estos resultados se remiten al Operador del
Sistema para su validación desde el punto de
vista de la viabilidad técnica. Este proceso se
denomina gestión de las restricciones técnicas
del sistema y asegura que los resultados del
mercado sean técnicamente factibles en la red
de transporte. Por tanto, los resultados del
mercado diario sufren pequeñas variaciones
como consecuencia del análisis de restricciones
técnicas que realiza el Operador del Sistema.
1. Descentralización en los “spot
markets”:
Subestaciones. Utilizando sistemas SCADA42
u otro similar para el control de la
infraestructura de transporte, creemos que las
subestaciones de energía deben contar con un
mercado de oportunidad propio que les
permitirá aprovechar oportunidades de lucro
creadas por el arbitraje a razón de las
diferencias de precio de la electricidad en
diferentes puntos de la red de transmisión y/o
distribución. Al mismo tiempo proponemos la
privatización de éstas instalaciones, dejando
su operación en empresas que busquen
lucrarse mediante la compra y venta de
electricidad. Esto permitirá mayores niveles de
eficiencia en cuanto al aprovechamiento de
energía a medida que es utilizada en los
puntos de mayor necesidad.
42
Supervisory Control and Data Acquisition, un sistema que opera mediante señales codificadas sobre los canales de comunicación con el objeto de proveer control de un equipo remoto.
Usuarios. Mientras mayor decisión tenga el
usuario final en la compra y elección de su
proveedor de energía eléctrica, mayores serán
los incentivos en el mercado para la
satisfacción de la demanda nacional. El artículo
11.- de la Ley General de la Industria Eléctrica
enumera las entidades a las que las empresas
generadoras pueden comprar y vender su
energía. Dado que la Ley no permite que los
consumidores compren su energía
directamente, sino que los obliga a hacerlo a
través de las empresas de distribución o
comercialización, proponemos que el
Reglamento establezca o en su silencio permita
que las empresas comercializadoras habiliten
al usuario final a comprar y vender energía en
el spot market a través de una plataforma
proveída por ellos. El consumidor dará las
órdenes de compra o venta directamente, sin
embargo sería la empresa comercializadora,
que está legalmente habilitada para hacerlo, la
que efectúe la compra o venta en el mercado.
Si el usuario final es un micro, pequeña,
mediana o inclusive gran empresa, la
comercializadora puede habilitarlos para una
Participación Directa en el Mercado (PDM) y
dejar que ellos gestionen el proceso para la
adquisición de su suministro eléctrico.
2. Ejemplos Internacionales:
a) España y Portugal.
La empresa privada OMIE, opera el mercado de
oportunidad de la Península Ibérica. Funciona
separada del Operador del Sistema que
funciona solo para verificar la factibilidad física
de las transacciones en el mercado una vez que
le hayan sido remitidas.
b) Nueva Zelanda.
La empresa Simply Energy, comercializadora de
electricidad de Nueva Zelanda ha
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implementado el sistema de Direct Market
Participation DMP, permitiendo a sus clientes
una participación directa en la adquisición de su
suministro eléctrico.43
F. Sistema de Tarifas de Energía
1. Sistemas de Transmisión y
Distribución:
De acuerdo al inciso B. del artículo 17 de la Ley
General de la Industria Eléctrica el régimen de
precios por el uso de la red de transmisión y
distribución será establecido en el Reglamento de
la Ley.
El modelo utilizado para medir los costos de
transmisión debe buscar evitar la inflación de
éstos, ya que la tendencia es a incrementarlos
para así cobrar un mayor precio por permitir que
terceros se conecten a sus líneas. Las empresas de
distribución agregan a su costo estándar de
transferir energía el Valor Agregado de
Distribución (VAD). En las empresas distribuidoras
el incentivo funciona a la inversa, ya que la
tendencia es bajar a su costo artificialmente con la
intención de ganar las licitaciones basándose en
sus bajos precios.44
Transmisión. El Reglamento a elaborarse tiene
la autoridad, de acuerdo a Ley, para establecer el
43
INDUSTRIAL AND COMMERCIAL CONSUMERS. (n.d.). Retrieved March 2, 2015, from http://simplyenergy.co.nz/our-services/industrial-commercial-consumers/ 44 Singham, S. (2007). Competition and Regulated Industries: Electricity and Gas. In A GENERAL THEORY OF TRADE AND COMPETITION (p. 359, 360, 361). London: Cameron May.
régimen de precios por el uso de las líneas de
transmisión. Recomendamos fuertemente evitar
un sistema de precios o tarifas fijadas por
regulación, proponiendo en su lugar una
metodología fija de cálculo para determinar estos
precios. Esta metodología consistirá en definir un
modelo de medición de costos que permita
demostrar el precio máximo y el precio mínimo
que se podrá cobrar, sujetándose a la realidad
técnica de la capacidad flotante de las líneas de
transmisión.
El precio podrá variar entre ambos extremos
dependiendo de la carga por congestión en la
línea, las condiciones climáticas que afecten dicha
carga y las externalidades de carga colocadas en
la red por los usuarios. De esta manera se evitará
que las empresas de transmisión hagan cobros
excesivos por el uso de las líneas aludiendo al
riesgo de congestión e integridad de las mismas.
El rol del CREE será nada más el de un auditor,
asegurándose que las empresas de transmisión
están haciendo sus respectivos cobros de acuerdo
a la fórmula que ellos publicaron, y asegurándose
que se mantengan dentro del precio mínimo y el
precio máximo que se haya establecido.
Al permitir que el mercado opere de esta forma,
las empresas de transmisión al conocer
objetivamente sus limitaciones, se verán
incentivadas a invertir en la expansión de su
infraestructura en base al potencial de lucro que
dicha expansión represente. Permitir la libre
fijación de precios evitará que se creen barreras
injustas en el mercado para los nuevos
competidores que se quisieran integrar, y
dificultará las prácticas monopólicas que
inevitablemente significan un mayor costo a los
consumidores. El artículo 21. B. Costos de
Transmisión y Operación del Sistema de la Ley
General de la Industria Eléctrica le deja en manos
del Reglamento el poder para establecer el
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mecanismo para el cálculo de precios por el uso de
las redes de transmisión.
2. Sistema para el cálculo de costos de
generación:
Generación. El artículo 21.- A. Le da la autoridad
al Operador del Sistema para calcular los costos,
aplicando la metodología establecida en el
Reglamento. Éstos se propondrán al CREE para su
aprobación.
Proponemos que la metodología establecida por
el Reglamento consista en que el Operador del
Sistema reciba y escoja dentro de una de las
formulas propuestas por las empresas de
generación para calcular sus costos, sujetándose
siempre a lo dispuesto por la Ley General de la
Industria Eléctrica.
La tendencia a la baja en los costos y precios
proviene de la competencia y la elección del
consumidor, no de la regulación de las tarifas.
3. Cálculo de Precios en el Mercado
Regional:
Proponemos que en todo Centroamérica se utilice
un sólo modelo para el cálculo del precio y el
volumen de energía en una hora determinada
para agilizar y facilitar las transacciones en el
mercado eléctrico regional, siguiendo así el
ejemplo de la Unión Europea que adoptó en su
modelo marginalista el algoritmo EUPHEMIA
utilizado actualmente por España, Portugal,
Francia, Alemania, Austria, Bélgica, Holanda,
Luxemburgo, Finlandia, Suecia, Dinamarca,
Noruega, Latvia Reino Unido, y próximamente en
Italia, Rep. Checa, Hungría y Rumania.45
Consideración final: Nuevamente
recalcamos que no es mediante fijación de
45 Singham, S. (2007). Competition and Regulated Industries: Electricity and Gas. In A GENERAL THEORY OF TRADE AND COMPETITION (p. 359, 360, 361). London: Cameron May.
precios y tarifas46 que los costos se
mantendrán bajos para los consumidores e
inversionistas, realidad que podemos concluir
de la experiencia hondureña de 59 años con
precios y tarifas de electricidad reguladas,
sino con competencia y libertad de elección
del consumidor. Permitir el libre
funcionamiento del mercado eléctrico creará
los incentivos para la satisfacción de la
demanda energética y las inversiones
necesarias para el desarrollo de la
infraestructura del mercado de electricidad.
G. Que el Reglamento a elaborarse
establezca la competencia y la elección
del consumidor como principal
instrumento de regulación del Mercado
Eléctrico.47
El Reglamento a elaborarse jugará un papel crucial
en determinar si el nuevo esquema del mercado
eléctrico en Honduras operará en base a las
decisiones que tomen los consumidores, ya sea
como individuos o comunidad organizada, o si
continúa operando en base a fuertes intereses
creados, decisiones políticas e intereses
burocráticos.
Consideramos que la competencia y la libertad de
elección del consumidor deben convertirse en la
política de Estado para el mercado eléctrico
nacional, lo cual debe estar estipulado de manera
clara en el Reglamento. Es nuestra fuerte
46
H. Averch and L.L. Johnson, “Behaviour of the firm under regulatory constraint”, American Economic Review 52 (December 1962): 1052-69. 47 Consideramos que esta es nuestra recomendación más fuerte y de mayor importancia para lograr los cometidos de ésta Ley.
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recomendación que en el Reglamento los siguientes
principios48
:
Libertad de elección de los consumidores
en cuanto a las comercializadoras y
proveedoras de su suministro eléctrico.
Acceso abierto a las redes de transmisión y
distribución del sistema interconectado
nacional y regional.
Falta de barreras legislativas o regulatorias
que discriminen contra nuevos participantes en
la generación y comercialización de electricidad.
Falta de barreras legislativas o regulatorias
que discriminen en contra del comercio
nacional e internacional.
Creemos que los principios antes enumerados son
los mecanismos regulatorios más propicios para
alcanzar los fines de la Ley General de la Industria
Eléctrica establecidos en los Considerandos cuarto,
quinto, sexto y séptimo de la Ley:
Actualización de la organización y las reglas
de funcionamiento de la industria eléctrica el
país, incorporando estructuras y prácticas
modernas.
Que la modernización fomente la eficiencia
del sector y la reducción de pérdidas, así como la
competencia en la generación de energía
eléctrica, con lo cual el país podrá contar con
tarifas competitivas en el ámbito regional.
Que contando con el apoyo del sector
privado en las áreas de transmisión, operación del
sistema y distribución de electricidad, la ENEE
concentre sus esfuerzos en el desarrollo de
recursos renovables en el país.
Que es necesario contar con un regulador
técnicamente calificado e independiente para
48 Lyster, R., & Bradbrook, A. (2006). How the National Electricity Market works. In Energy Law and the Environment. Cambridge University Press.
asegurar el buen funcionamiento de la industria
de energía eléctrica a nivel nacional, así como
para el funcionamiento armonioso dentro del
mercado eléctrico regional.
Los principios antes mencionados han sido
adoptados por las políticas del mercado eléctrico de
Estados Unidos y Australia, demostrando una alta
eficacia en cuanto a alcanzar los objetivos
enumerados por la Ley.
1. Protecciones al Estado de derecho
dentro del mercado eléctrico nacional:
Con la finalidad principal de evitar la excesiva
discrecionalidad en el uso del poder atribuido por
ley al CREE para fortalecer el Estado de derecho,
hemos identificado algunas funciones49 del CREE
en los que creemos que el Reglamento deberá
definir claramente su campo de acción:
Aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas
legales y reglamentarias que rigen la actividad del
subsector eléctrico. Ya que ésta es una potestad
del CREE, es necesario cuidar cuáles serán las
normas reglamentarias que aplicará, recordando
la necesidad de evitar altos niveles de
discrecionalidad de su parte. La prioridad del
CREE debe ser asegurar la transparencia y
veracidad de toda la información pertinente a las
licitaciones y licencias otorgadas respecto de las
líneas de transmisión y distribución que
actualmente administra la ENEE. CREE deberá
asegurar la transparencia de las fórmulas oficiales
utilizadas para el cálculo de tarifas de las
empresas de generación, transmisión y
distribución de electricidad. El rol del CREE, debe
ser más el de un auditor de cumplimiento de
contratos que el de un regulador.
49 Inciso I, III, V y X del artículo tercero de la Ley General de la Industria Eléctrica, Funciones del CREE
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Expedir las regulaciones y reglamentos necesarios
para la mejor aplicación de la Ley y el adecuado
funcionamiento del subsector eléctrico. Esta es
una de las funciones cuyo alcance debe ser
delineado con mayor claridad, ya que permitir un
exceso de discrecionalidad en esta área puede
colocar en perjuicio el alcance de los fines
establecidos en los Considerandos de Ley antes
mencionados. Es nuestra recomendación que se
establezca una limitante al CREE en la cual se le
prohíbe restringir el acceso al mercado eléctrico a
través de regulaciones y reglamentos que hagan
excesivamente costosa dicha entrada. De no
limitar al CREE, se deja abierta la posibilidad que
surjan intereses creados que manipulen al CREE
para reducir los niveles de competencia en el
mercado, y abusar, de esta manera, de los precios
que pueden cobrar a los consumidores.50 En
consecuencia proponemos que el Reglamento
límite al CREE para emitir regulaciones solamente
relativas a la transparencia y el cumplimiento de
los contratos pactados por los agentes del
mercado eléctrico.
Definir la metodología para el cálculo de las
tarifas de transmisión y distribución, vigilar su
aplicación, aprobar, difundir y poner en vigencia
las tarifas resultantes, en su caso.
El Artículo 21.-CÁLCULO DE COSTOS. B. estipula
que las empresa transmisora calculará sus costos
cada tres años y los propondrá al CREE para su
aprobación. También se estipula que el CREE
actualizará anualmente estos costos de
conformidad con lo que disponga el Reglamento.
A su efecto proponemos que el Reglamento
establezca la manera en que el CREE definirá la
metodología para el cálculo de costos, siguiendo
50 G.Stigler and Clair Friedland, “What Can Regulators Rgeulate? The Case of Electricity”, Journal of Law and Economics 5 (October 1962).
las recomendaciones anteriores en cuanto al
cálculo de tarifas de transmisión51
y estipulando
clara y enfáticamente que dicha metodología no
concluirá en precios y tarifas fijas, sino más bien
en un rango de precios (min. y max.) basados en
la capacidad flotante de las líneas de transmisión.
La metodología definida deberá ser seleccionada
dentro de las propuestas elaboradas por las
empresas de transmisión (verificadas por el
Operador del Sistema) y el rol del CREE será
primordialmente el de asegurar la transparencia y
el cumplimiento de los contratos de acuerdo a las
fórmulas publicadas por las mismas empresas.
Prevenir conductas anticompetitivas,
monopólicas o discriminatorias entre los
participantes del servicio eléctrico. Mientras que
la Ley le da la responsabilidad al CREE para
prevenir conductas antimonopólicas, nosotros
creemos que el Reglamento a elaborarse debe
limitar el poder discrecional del CREE para evitar
que sea este mismo quien se convierta en el
instrumento creador de condiciones
anticompetitivas o monopólicas en el mercado.
H. Distritos de Propósito Especial
(Energía Eléctrica) Los Distritos de Propósito Especial (DPE) son
subdivisiones políticas que al existir legalmente
adquieren derechos y obligaciones, pudiendo ser
disueltas según el procedimiento establecido en
la ley. Los DPE han sido definidos como “Toda
entidad local organizada (diferente a los
condados, municipalidades, patronatos o distritos
escolares) autorizada por la ley del Estado para
proveer sólo uno o una cantidad limitada de
funciones designadas, con suficiente autonomía
fiscal y administrativa para calificar como entidad
de gobierno separada; conocida con una variedad
51 Recomendación 6 de este documento.
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de títulos incluyendo distritos, juntas, y
comisiones.”52
Basándose en los derechos de las comunidades
de preparar, ejecutar y administrar proyectos de
su interés reconocidos por la Ley de Patronatos y
Asociaciones Comunitarias proponemos que al
elaborarse los Reglamentos de la Ley General de
la Industria Eléctrica se incluya un procedimiento
claro para que los patronatos, asociaciones
comunitarias y demás formas de organización
social puedan constituirse como un Distrito de
Propósito Especial (DPE) que pueda satisfacer sus
necesidades propias de energía.
Proponemos que los patronatos, las asociaciones
comunitarias, asociaciones de personas jurídicas,
grupos de empresas, grupos de comerciantes
individuales y demás formas de organización
social existentes o a desarrollarse, puedan
constituirse como Consumidores Calificados
habilitados para negociar sus tarifas de energía
directamente con los generadores si la demanda
conjunta de sus residentes supera el valor fijado
por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
(CREE). El CREE, de estimarse conveniente y
analizando la viabilidad técnica, podría establecer
valores mínimos diferentes para constituirse
como Consumidor Calificado para las empresas,
patronatos, asociaciones comunitarias, Distritos
de Propósito Especial etc.
El sistema de DPE funcionaría para la sociedad
civil organizada, de considerarlo necesario y
posible, pudiera surtirse a sí misma de sus
necesidades de consumo y generación eléctrica.
De la misma manera que operan las juntas de
agua e instituciones similares. Debiendo seguir las
reglas establecidas para las empresas de
52 Definición del United States Census Bureau. Podemos ver que catalogados como DPE se encontrarían las Juntas de Agua en Honduras o la Comisión el Valle de Sula.
distribución y generación que sirvan a sistemas
aislados.53
53 Artículo 14 de la Ley General de la Industria Eléctrica de Honduras, Decreto no. 404-2013.
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VI. Conclusiones Finales El éxito de esta histórica reforma del mercado
eléctrico nacional dependerá de la calidad de la
legislación secundaria, la cual necesita ser
suficientemente detallada para erradicar la actual
incertidumbre en cuanto a su implementación y
evitar el atraso de proyectos de inversión.
En el año 2007 la Comisión Europea publicó una
investigación54
sobre el estado de la
competitividad en el mercado eléctrico y de gas de
Europa. En este reporte se delinean las áreas en las
que las prácticas anticompetitivas estaban
causando que los mercados de energía no se
estuviesen integrando eficientemente. A
continuación enumeraremos cada una de las áreas
señaladas por la Comisión Europea, entrelazándose
con las recomendaciones con las cuales
pretendemos disminuir las prácticas
anticompetitivas en dichas áreas:
A. Excesiva concentración de mercado en los
mercados nacionales. Muy pocos generadores
de energía controlaban grande porciones del
mercado. (Recomendaciones 1, 3, 5 y 8).
B. Falta de liquidez lo cual dificulta nuevos
ingresos al mercado. Muchos de los titulares
de la infraestructura operativa dificultaban el
acceso a dicha infraestructura por parte de
nuevos participantes del mercado.
(Recomendaciones 2, 3, 7)
C. Falta de integración por parte de los mercados
de los Estados miembro. Los mercados se
mantenían nacionales, colocando muy poca
presión en los operadores nacionales y
reduciendo en general la comercialización de
la energía. (Recomendaciones 1 y 7)
54 Competition. (2007, January 10). Retrieved November 5, 2014, from http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/inquiry/
D. Los precios no son el reflejo de la oferta y la
demanda. Esto se debió a que los
consumidores se encontraban atados a sus
proveedores de energía eléctrica con
contratos de largo plazo. (Recomendaciones 1,
2, 5, 6 y 8)
E. Los nuevos entrantes al mercado eléctrico,
carecían del conocimiento suficiente para el
acceso a las redes y la capacidad de
transmisión. Esto era evidencia de una clara
falta de transparencia. (Recomendaciones 1,
3)
Los principios y recomendaciones elaboradas en
este documento son el resultado de una
investigación general sobre las mejores prácticas a
nivel mundial en cuanto a la operación de los
mercados de electricidad abiertos y competitivos.
Analizando la Ley General de la Industria Eléctrica
se hacen las propuestas enumeradas en este
documento con una finalidad primordial: la
protección del Estado de derecho en las
operaciones del mercado eléctrico nacional. Gran
parte de las propuestas están orientadas a
controlar, limitar y dificultar la discrecionalidad en
el uso del poder atribuido por ley a las autoridades
del mercado eléctrico, sujetando sus decisiones al
derecho y no la voluntad personal y/o arbitraria de
las personas que ostenten estos puestos.
Es nuestra conclusión que el control de precios y
tarifas, las barreras legislativas y regulatorias para
la entrada al mercado eléctrico, los oligopolios
legales en la generación de energía y los
monopolios legales en la comercialización,
transmisión y distribución de la misma, forman
parte de un modelo de organización que ha
fracasado, en cada una de las instancias en que ha
sido implementado, no solo en proveer a la
comunidad un flujo constante de energía a precio
accesible. Sino también en mantener y sostener
principios como el Estado de derecho, la justicia, la
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propiedad privada y el elemento de la libre
disposición que inherentemente conlleva y que son
de esencial relevancia para la coexistencia pacífica
y armónica de cualquier sociedad.
F. Que la reforma a la industria eléctrica de
Honduras representa una oportunidad
histórica bajo la cual se puede cimentar un
modelo más eficiente y justo, basado en el
derecho a la libre elección de los
consumidores y la competencia entre los
agentes del mercado. Estos dos principios
harán más para crear presión hacia la baja en
los precios de energía que cualquier
regulación gubernamental. Los logros en
materia legislativa, constatados con la
aprobación de la Ley General de la Industria
Eléctrica, deben ser resguardados y protegidos
mediante la elaboración de una legislación
secundaria que, siguiendo los principios y
recomendaciones enumeradas en este
documento, asegure dicha reforma y dificulte
cualquier retroceso hacia el sistema que se ha
buscado reemplazar.
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