Analisis-del-sector-electrico-mexicano

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA 
DE MÉXICO 
FACULTAD DE ECONOMÍA 
 
 
“Análisis del sector eléctrico 
mexicano” 
 
TESIS 
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE: 
LICENCIADO EN ECONOMÍA 
PRESENTA: 
ERNESTO LUCIO OLVERA 
Director de Tesis: 
 Lic. Juan Manuel Arzate Carrillo 
MEXICO D.F 2012 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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CONTENIDO 
 
 
 Página 
INTRODUCCIÓN 1 
 
OBJETIVO GENERAL 2 
 
CAPÍTULO I. 
MARCO HISTÓRICO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO 3 
1.1.1. Orígenes de Sector Eléctrico Mexicano. 3 
1.1.2. Nacionalización 4 
1.2. PROCESO DE PRIVATIZACIÓN Y REGULACIÓN EN LA INDUSTRIA 
ELÉCTRICA MEXICANA 6 
1.2.1. La Privatización en México. 6 
1.2.2. Fin de operaciones de Luz y Fuerza del Centro (LFC) 7 
1.3. MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL 7 
1.3.1 Secretarías de Estado y Organismos Descentralizados 8 
 
CAPÍTULO II. 
LA INDUSTRIA ELÉCTRICA MEXICANA EN LA ACTUALIDAD Y SUS PROSPECTIVAS 
2012-2025 17 
2.1.1. Problemática 17 
2.2. VISIÓN ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO MEXICANO 18 
2.3. PROYECTOS DE RESTRUCTURACIÓN Y PRIVATIZACIÓN DE LA INDUSTRIA 
ELÉCTRICA EN MÉXICO 24 
2.3.1. Actividades del Sector Privado en el Sistema Eléctrico Mexicano 25 
2.4. PROPUESTAS PARA LA PRIVATIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO 
MEXICANO 26 
2.4.1 Primer Modelo 27 
2.4.2. Segundo Modelo 27 
2.4.3. Tercer Modelo 28 
2.4.4. Cuarto Modelo 28 
 
 
 
CAPÍTULO III. 
TEORIA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA 30 
 
3.1.1 Ambiente Técnico –Económico de la Industria Eléctrica 30 
3.1.2 Etapas del Sector Eléctrico 33 
3.1.3 Despacho Eléctrico 34 
3.1.4 Sistema Eléctrico 35 
3.1.5 Modelo de Precios Pico 36 
3.1.6 Modelo de Precios Constantes 37 
3.2 MARGEN DE RESERVA 39 
 
CAPÍTULO IV. 
MERCADO ELÉCTRICO 41 
4.1. MERCADO DE CORTO PLAZO 41 
4.1.1. Mercado Simple 41 
4.1.2. Mercado con Congestión de Transmisión 44 
4.2. CONTRATOS DE LARGO PLAZO 47 
4.2.1. Contratos por Diferencias 47 
4.2.2. Contratos de Transmisión 48 
4.2.3. Intervención del Consumidor en el Mercado 50 
 
CAPÍTULO V. 
MANERA DE INTRODUCIR COMPETENCIA EN MERCADOS CON 
CARACTERÍSTICAS MONOPÓLICAS 52 
 
5.1. COMPETENCIA DE DEMSETZ 52 
5.2. MODELO DE CONTESTABILIDAD PARA LA ETAPA DE GENERACIÓN 53 
5.3. PRUEBA ESTADÍSTICA PARA LA EXISTENCIA DE MONOPOLIOS 
NATURALES 54 
 
 
 
CAPÍTULO VI. 
6.1. ESQUEMAS DE REGULACIÓN PARA EL SECTOR ELÉCTRICO 57 
6.2. REGULACIÓN DEL NÍVEL DE PRECIOS 60 
 
6.2.1. Tasa de Retorno 60 
6.2.2. Precios Tope 61 
6.2.3. Participación de Beneficios 61 
6.2.4. Competencia de Yarda 62 
6.3. REGULACIÓN AMBIENTAL 63 
6.3.1. Política Ambiental 63 
6.3.2. Instrumentos de Regulación Ambiental 64 
 
CAPÍTULO VII. 
EJEMPLOS DE REFORMAS ESTRUCTURALES EN DISTINTOS PAÍSES 65 
 
7.1. REINO UNIDO (1990) 66 
7.2. ARGENTINA (1992) 67 
7.3. ESTADOS UNIDOS (1992) 68 
7.3.1. El Sistema de California 69 
7.3.2. El Sistema de Nueva Inglaterra 69 
7.3.3. El Sistema de Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM) 69 
7.4. REFORMAS PARCIALES 70 
7.5. PROPUESTA PARA EL SECTOR ELÉCTRICO MEXICANO 70 
 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 73 
 
BIBLIOGRAFÍA 75 
 
 
1 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
En la actualidad México está pasando por momentos coyunturales importantes, a 
saber, propuestas de reformas en materia laboral y energética, estas reformas se prevé 
tendrán un impacto directo en la sociedad y en la economía de nuestro país. 
 
La reforma energética busca la eficiencia y el desarrollo de nuevas maneras de 
generar energía, con esquemas productivos limpios y renovables, a un bajo costo. Lo cual 
se estima beneficiará al medio ambiente e impulsará la inversión en el sector eléctrico. 
 
La reforma energética es necesaria, ya que la industria eléctrica en México ha 
operado como monopolio público y sus resultados se encuentran lejos de lo 
económicamente deseable: la transparencia de los costos reales ha sido escasa, los 
déficits de operación han aparecido recurrentemente y los subsidios han sido cuantiosos. 
 
Con frecuencia, el Gobierno ha utilizado al sector eléctrico para otorgar ayudas 
indirectas a otros sectores de la economía o para fomentar e impulsar objetivos ajenos 
propios del sector. En otros casos, la energía eléctrica se ha utilizado como mecanismo 
corrector de la inflación. Como resultado, el Gobierno ha operado un sector con baja 
calidad en el servicio y con una política tarifaria regresiva que no responde de forma 
adecuada a los criterios de eficiencia económica. 
 
Aunque la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sea considerada una de las 
empresas más importantes a nivel mundial, el alto endeudamiento económico que 
presenta, aunado a las bajas tarifas a sus consumidores, repercuten en el desarrollo y 
crecimiento del sector eléctrico nacional. 
 
 
 
 
 
 
 
2 
 
 
OBJETIVO GENERAL 
 
El objetivo de este trabajo es realizar un análisis sobre los mecanismos de 
restructuración, regulación y régimen de propiedad que presenta el sector eléctrico en 
México. 
 
Este trabajo cuenta con siete Capítulos. El Primer Capítulo contiene la historia del 
Sector Eléctrico Mexicano, su proceso de privatización y regulación. El Capítulo II nos da 
un panorama actual de la Industria Eléctrica Mexicana, así como una prospectiva del 
periodo 2012- 2025. 
 
Los Capítulos III y IV son de carácter técnico y económico; en particular, en el 
Capítulo III, se analizan las características técnico-económicas de la industria eléctrica, 
mientras que en el Capítulo IV se realiza un estudio sobre las características del mercado 
de electricidad. 
 
En los Capítulos V y VI, se realiza un análisis teórico del sector eléctrico; el Capítulo 
V muestra modelos para permitir competencia en mercados monopólicos, usando tres 
aplicaciones matemáticas, en tanto el Capítulo VI, presenta los distintos esquemas de 
regulación factibles para el sector en estudio. 
 
Por último, el Capítulo VII nos explica las experiencias en materia de regulación y 
privatización que han tenido otros países. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 
 
 
CAPÍTULO I. 
1.1. MARCO HISTÓRICO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO 
En este Capítulo se realiza una breve historia del sector eléctrico mexicano, así como su 
estructura y marco jurídico actual, así como el papel que juegan las Secretarías de 
Hacienda y Crédito Público, de Energía, entre otras. 
 
1.1.1. Orígenes de Sector Eléctrico Mexicano. 
 
En México se establecieron plantas generadoras de energía eléctrica1, propiedad de los 
mexicanos, desde finales del siglo XIX, con el propósito de dar servicio a las compañías 
mineras y a los poblados cercanos. Empero, a lo largo del tiempo la capacidad no fue 
suficiente para desarrollar una industria eléctrica que satisficiera las necesidades de una 
industria y población crecientes, de manera que fueron desplazadas por las inversionesde compañías extranjeras que sí pudieron hacer frente a esa demanda. 
 
En épocas del Porfiriato el capital extranjero participó con el 87.2% en el sector 
eléctrico, destacando el capital anglocanadiense con cerca del 80% del capital en dicho 
sector. Tal fue la importancia del capital extranjero en México que de las 170 empresas 
más importantes, el 77% era de capital extranjero y el 23% de capital mexicano2. 
 
Hacia 1930, el sector se caracterizaba por dos compañías3 que controlaban la mayor 
parte de la industria eléctrica y que operaban como holdings4: 
1. Compañía de Luz y Fuerza Motriz que junto con subsidiarias5 integraba el 47% del 
servicio público del sistema interconectado de energía que atendía a la Ciudad de 
México y estados circunvecinos. Este sistema era propiedad de Canadian and 
General Finance Company, dependiente de la Société Internationale d’Énergie 
                                                            
1 Mexican Light and Power; Luz y Fuerza de Pachuca; Compañía Mexicana Meridional de Fuerza S.A.; Compañía de Luz y 
Fuerza Eléctrica de Toluca S.A. 
 
2 ENCICLOPEDIA DE MÉXICO; México; México SEP, 1987; Tomo V; p. 2459. 
3 Op. Cit. ENCICLOPEDIA DE MÉXICO; Tomo V; p. 2459. 
 
4 Dícese holgings al control de la empresa subsidiaria mediante participación mayoritaria de sus capitales. 
 
5 Luz y Fuerza de Pachuca, Luz y Fuerza de Toluca, Mexicana Meridional de Fuerza y de Fuerza del Suroeste. 
4 
 
Hydroélectrique, la representante de estos intereses era la Mexican Light and 
Power Company. 
 
2. American and Foreign Power Company abasteciendo el 33% del servicio público 
de energía eléctrica, su actividad la ejercía por medio de la Impulsora de 
Empresas Eléctricas ligada a la Electric Bond and Share. 
 
El Gobierno post-revolucionario intentó proveer a la población y en particular al sector 
industrial nacional de un servicio básico y barato, así como aportar este servicio a las 
áreas que lo necesitaban, aspecto que enfrentaba dos problemas, por un lado, era 
necesario inducir a las empresas a reducir su rango de tarifas y, por otro, el sistema de 
generación de energía no era uniforme, por lo que era imposible la unificación del servicio 
en todo el país. 
 
Se planteó un conflicto de intereses entre las empresas eléctricas, la opinión pública 
y Gobierno, que condujo a un crecimiento promedio anual de menos de uno por ciento 
para el periodo 1937-19436, en gran medida porque los inversionistas privados no tenían 
considerada la inversión en plantas de poca escala para la atención de pequeños 
poblados rurales. 
 
Lo anterior llevó a iniciar una importante actividad en torno al establecimiento de una 
empresa propiedad del Estado que llenara los vacíos de mercado eléctrico que existían y 
por Decreto el 14 de agosto de 1937, el Presidente Lázaro Cárdenas autorizó al ejecutivo 
construir la Comisión Federal de Electricidad (CFE). 
 
 
1.1.2. Nacionalización 
En los años siguientes, el impulso del Gobierno a la CFE creció de manera significativa. 
En cambio, las empresas privadas aparentemente perdieron dinamismo. Con el fin de 
resolver esta situación, se iniciaron las gestiones para establecer los convenios de 
compraventa de las empresas eléctricas de capital privado, es decir, la Nacionalización de 
la industria eléctrica consolidada en 1960; en abril se adquirieron la totalidad de las 
propiedades de la American & Foreign Power Co. y en septiembre el Gobierno adquirió la 
                                                            
 
6 Op. Cit. ENCICLOPEDIA DE MÉXICO; Tomo V; p. 2460. 
5 
 
mayoría de las acciones de la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz7 que siguió 
operando como la Compañía de Luz y Fuerza del Centro (LFC). 
 
Reforzando este proceso nacionalizador, el 29 de diciembre del mismo año se 
reformó el Artículo 27 Constitucional en su párrafo sexto: “corresponde exclusivamente a 
la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer de energía eléctrica que 
tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgan 
concesiones a los particulares y la Nación aprovechará los bienes y recursos naturales 
que se requieran para dichos fines”8. 
 
En 1975 se autoriza a la CFE adquirir los activos de LFC, con administraciones 
diferentes, por lo que sería la única propietaria de la industria eléctrica, constituyéndose 
un monopolio de Estado. 
 
En el mismo año, se fundó el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), centro 
encargado de realizar investigación aplicada y apoyar el desarrollo tecnológico de la 
industria nacional. 
 
Posteriormente se creó el Comité Unificador de Frecuencia, que permitió la 
homogeneidad de las frecuencias, programa que concluyó en 1976. El Gobierno se hizo 
cargo de los gastos de adaptación de los aparatos eléctrico-domésticos que lo 
necesitaran, así como también apoyó y asesoró a los comercios y a las industrias que lo 
requirieran9. 
 
Es indudable la importancia de la industria eléctrica como promotora de la actividad 
económica y bienestar social. Sin embargo, la administración de la industria eléctrica ha lo 
largo del tiempo, ha tenido que enfrentar muchos problemas, sobre todo con recursos 
económicos disponibles para su marcha. 
 
 
                                                            
7 Compañía a la que se le liquido totalmente el 16 de diciembre de 1974; véase: Op. Cit. ENCICLOPEDIA DE MÉXICO; 
Tomo V; p. 2462. 
 
8 Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. 
9 Op. Cit. ENCICLOPEDIA DE MÉXICO; Tomo V; p. 2462. 
6 
 
1.2. PROCESO DE PRIVATIZACIÓN Y REGULACIÓN EN LA INDUSTRIA 
ELÉCTRICA MEXICANA 
 
1.2.1. La Privatización en México. 
Desde que se instaló el nuevo modelo de desarrollo económico sustentado en la 
redefinición del papel del Estado en la economía, la apertura económica al exterior y la 
desregulación económica, el redimensionamiento de las empresas públicas ha incluido 
procesos de venta, transferencia, liquidación, extinción y fusión, concentrándose 
únicamente en producir bienes o servicios que son considerados “estratégicos”, así como 
mejorar el marco regulatorio y los mecanismos de supervisión de la actividad económica. 
 
En el proceso de privatización en México podemos identificar dos fases: 
 
1. Periodo 1983-1988: caracterizado por un inicio lento y un programa más agresivo 
a partir de 1985. Se trató de un proceso de privatización relativamente simple y 
que incluyó principalmente medianas y pequeñas empresas, que en su mayoría 
registraban utilidades y no existían razones políticas o económicas para impedir 
que la iniciativa privada las administrará, esto sin considerar la venta de los 
principales monopolios. Durante este periodo se vendieron 122 empresas y las 
ventas de mayor tamaño se realizaron en 1988 (Aeroméxico, Telégrafos 
Mexicanos y algunos ingenios azucareros). 
 
2. Periodo iniciado en 1989, donde por un lado se inició la venta de grandes 
empresas, algunas de ellas con poder monopólico (Telmex, Mexicana de 
Aviación, las siderúrgicas AHMSA y SICARTSA, otros ingenios azucareros, la 
aseguradora ASEMEX y los 18 bancos comerciales). 
 
Por otro lado, se adecuó el marco regulatorio de la actividad económica que 
representa una política complementaria a la privatización. Los objetivos de desregulación 
incluyen la liberación de diversas actividades en las que se restringía la participación del 
sector privado, así como la eliminación de barreras a la competencia. Entre las reformas a 
dicho marco sobresalen: 
1. La modificación al Reglamento sobre Inversión Extranjera. 
2. El programa de Autopistas y Puentes concesionados a la iniciativa privada. 
7 
 
3. Revisión y Adecuación del Marco Regulatorio de la Industria de 
Telecomunicaciones. 
4. Las reformas que permiten la libre comercialización e importación de azúcar. 
5. La reclasificación de la petroquímica básica y secundaria queamplia el número de 
productos susceptibles de ser producidos por la iniciativa privada. 
6. Los nuevos reglamentos de liberalización y regulación del sector de energía del 
país. 
 
1.2.2. Fin de operaciones de Luz y Fuerza del Centro (LFC) 
En el año de 2006, la Auditoria Superior de la Federación, después de realizar una 
revisión y fiscalización, recomendó que “la Secretaría de Energía se coordine con la 
Secretaría de Hacienda y Crédito Público, para que evalúen la conveniencia de elaborar 
estudios que sustenten la posibilidad de proceder en términos de lo que dispone el 
artículo 16 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, en el que se señala que 
cuando algún organismo descentralizado creado por el ejecutivo deje de cumplir con sus 
fines u objeto o su funcionamiento no resulte ya conveniente desde el punto de vista de la 
economía nacional o del interés público, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, 
atendiendo la opinión de la Dependencia Coordinadora del Sector que corresponda, 
propondrá al Ejecutivo Federal la disolución, liquidación, o extinción de aquel”. 
A este respecto, el Presidente de la República informó oficialmente al Presidente de 
la Mesa Directiva de la Cámara de Diputados sobre la extinción de LFC y los elementos 
que sirvieron de base para esta determinación. 
La compañía de LFC operó en el Distrito Federal y los estados vecinos, tales como: 
Estado de México, Hidalgo, Puebla, Morelos y parcialmente Michoacán, Guerrero y 
Veracruz, entre otros. 
Su objeto fue la prestación del servicio público de energía eléctrica en dicha región, 
principalmente en el aspecto de distribución. LFC aportaba la quinta parte en lo que se 
refiere a las ventas totales de la energía eléctrica y en cuanto a usuarios atendía, 
aproximadamente a la cuarta parte. 
 
1.3. MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL 
La abundancia de recursos energéticos con los que cuenta México, le confiere a este 
sector una gran importancia económica y estratégica. Pero para poder seguir 
fortaleciéndolo, la administración del presidente Carlos Salinas y posteriormente la de 
8 
 
Ernesto Zedillo, realizaron una serie de reformas para aumentar y consolidar la 
participación privada en aquellas áreas permitidas por la Ley. 
Para regular el mercado de energía y dar certidumbre a la nueva y creciente 
participación privada, en 1993 se creó la Comisión Reguladora de Energía (CRE); con la 
promulgación de su Ley en 1995, las autoridades mexicanas cuentan con el marco 
jurídico para fomentar la participación privada, generar certidumbre y aspirar a garantizar 
el suministro de energéticos en términos adecuados de calidad y precio. 
 
La estructura del sector de energía y por ende el eléctrico, se conforma de acuerdo a 
los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que 
básicamente estipula que “la Nación dispone de la facultad exclusiva para generar, 
conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la 
prestación del servicio público, así como el aprovechamiento de los combustibles 
nucleares para la generación de energía nuclear”, marcando la diferencia entre las áreas 
estratégicas exclusivas del Estado que no constituyen monopolio10. 
Por lo antes descrito, el ordenamiento Jurídico es el siguiente: 
1. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos 
2. Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) 
3. Ley de la Comisión Reguladora de Energía 
4. Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica 
5. Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en Materia de 
Aportaciones. 
 
 
1.3.1 SECRETARIAS DE ESTADO Y ORGANISMOS DESCENTRALIZADOS 
A) Secretaría de Energía (SENER) 
En la actualidad, la Secretaría de Energía (SENER) es la encargada de la conducción 
de la política energética del país, el ejercicio de los derechos de energía nuclear, así 
como de los bienes y recursos que se requieran para generar, conducir, transformar, 
distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio 
público; conduce la actividad de las paraestatales; realiza la toma de decisiones relativas 
a la explotación del subsuelo acordes con los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo, 
                                                            
10 Petróleo y demás hidrocarburos, petroquímica básica, minerales radioactivos, electricidad y generación de energía 
nuclear. 
 
9 
 
además se encarga de supervisar las operaciones de las entidades del sector; por su 
parte PEMEX y CFE, conservaron sus funciones de operadores y básicamente sus 
actividades son11: 
 
1. Asegurar la coherencia de la política energética nacional. 
2. Planificar el desarrollo del sector. 
3. Proteger los intereses de la nación sobre sus recursos naturales. 
4. Aplicación del marco regulatorio. 
 
Refiriéndonos al último punto, dicho marco requiere de transparencia, que facilite las 
condiciones de competencia y rentabilidad del sector, así como límites claros en la 
actuación de las autoridades y en términos generales se debe satisfacer: 
 
 Garantizar la rectoría del Estado, mediante una planeación integral y coordinación 
de los distintos agentes públicos y privados. 
 
 Brindar certidumbre y seguridad jurídica a los agentes privados promoviendo el 
derecho de propiedad e igualdad de condiciones. 
 
 Promover la participación del sector privado en busca de mayor eficiencia 
económica y liberación de los recursos públicos. 
 
B) Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) 
Participa principalmente en la formulación del presupuesto y los programas de las 
entidades del sector eléctrico, así como en la supervisión de la ejecución de los proyectos 
y evaluación de los resultados administrativos. Además la SHCP se encarga de realizar la 
política de crédito y endeudamiento del Estado en el sector, así como autorizar las tarifas 
que la CFE proponga. 
 
C) Comisión Reguladora de Energía (CRE) 
Las funciones de regulación se asignaron a la CRE a través de la expedición, en 1995, 
de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía; convirtiéndola en un organismo 
                                                            
11 SECRETARÍA DE ENERGÍA; EL SECTOR ENERGÍA EN MÉXICO: ANÁLISIS Y PROSPECTIVA; Secretaría de Energía; 
México, 2000; pp. 16-18. 
10 
 
desconcentrado de la SENER, con autonomía técnica y operativa, encargada de la 
regulación del gas natural, de las actividades de gas L.P. y energía eléctrica en México. 
 
Se encarga del otorgamiento de permisos, la aprobación de convenios y la 
inspección y vigilancia de las disposiciones en materia de regulación. La redistribución de 
funciones entre las distintas dependencias y entidades permitió definir, para cada una de 
ellas, objetivos específicos que fueran congruentes con sus atribuciones respectivas. La 
CRE es apoyada en materia nuclear por la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y 
Salvaguardias (CONASENUSA) y en materia de consultas técnicas de ahorro de energía 
por la Comisión Nacional de Energía (CONAE)3912. 
 
i) Ley de la CRE 
El Congreso de la Unión promulgó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía 
en octubre de 1995; a partir de esa fecha se constituyó como autoridad 
reguladora en la materia, y se fortaleció el marco institucional, dio operatividad a 
los cambios legales; claridad, transparencia y estabilidad al marco regulador de la 
industria eléctrica y de gas natural. Asimismo, amplió la autoridad de la CRE13 en 
materia de gas natural y energía eléctrica, y concentró en ella atribuciones que se 
encontraban dispersas en otros ordenamientos, dependencias y entidades. 
 
ii) Atribuciones e instrumentos de la CRE 
Dentro de dicha Ley, se determinan las atribuciones e instrumentos de las 
actividades del sector público y privado, de las cuales se encuentran sujetas a 
regulación: 
 El suministro y venta deenergía eléctrica a los usuarios del servicio público. 
 La generación, explotación e importación de energía que realicen los particulares. 
 La adquisición de energía eléctrica para el servicio público. 
 Los servicios de conducción, transformación y entrega de energía entre entidades que 
tienen a su cargo el servicio público y entre éstas y los particulares. 
 
Los principales instrumentos de regulación de la CRE son: 
                                                            
 
12 Op. Cit. SECRETARÍA DE ENERGÍA (2000); p.19. 
 
13 Se constituye como un órgano desconcentrado con autonomía técnica y operativa, cuyas decisiones son tomadas en 
forma colegiada por los cinco comisionados que la integran. 
11 
 
 Permisos. 
 Precios y tarifas. 
 Términos y condiciones para la prestación de servicios. 
 Disposiciones administrativas de carácter general. 
 Dirimir controversias. 
 Requerir información 
 Aplicar sanciones, etc. 
 
iii) Principios de la CRE 
La CRE contribuye a salvaguardar la prestación de los servicios públicos, fomenta una 
sana competencia, protege los intereses de los usuarios, propicia una adecuada cobertura 
nacional y busca confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y prestación de los 
servicios. 
La CRE intenta promover el desarrollo del sector de gas natural y energía eléctrica; 
por lo cual regula los monopolios naturales y legales en las industrias respectivas, 
pretendiendo realizar dicha regulación de manera transparente, imparcial y uniforme, con 
base en normas claras. 
Los cinco principios básicos de operación de la CRE en cuanto a su actividad 
reguladora son: 
 Claridad.- Mediante el establecimiento de reglas sencillas y precisas para las 
actividades reguladas. 
 Estabilidad.- Con reglas acordes a largo plazo y la promoción de las inversiones 
requeridas. 
 Transparencia.- Tomando decisiones mediante un cuerpo de comisionados e 
inscribiendo las resoluciones en un registro público. 
 Equidad.- No distinguiendo entre operadores públicos o privados, las disposiciones 
son de aplicación general y se utilizan criterios de análisis uniformes de manera 
consistente y predecible. 
 Autonomía.- Tomando decisiones a largo plazo independientemente de 
condiciones políticas. 
 
D) Comisión Federal de Electricidad (CFE) 
Desde 1937 la CFE (empresa pública con personalidad jurídica y patrimonio propio) 
está a cargo de las distintas actividades relacionadas con la generación, transmisión, 
12 
 
distribución y comercialización de la energía eléctrica, es decir, organiza y dirige el 
sistema nacional de energía eléctrica. 
A lo largo de su historia CFE relacionó una serie de procesos de integración de las 
empresas existentes, proceso que continuó hasta 1991. Un paso importante en el proceso 
de integración fue la unificación de la frecuencia eléctrica de toda la república. 
 
i) Misión. 
La misión de la CFE expresa tres puntos fundamentales: 
 
1. Asegurar el suministro de energía eléctrica en el país, en condiciones adecuadas 
de cantidad, calidad y precio. 
 
2. Proporcionar “atención esmerada” a sus clientes. 
 
3. Proteger el ambiente, proveer el desarrollo social y respetar los valores de las 
poblaciones donde se ubican las obras de electrificación. 
 
ii) Objetivos 
La CFE fue creada buscando atender seis objetivos principales14: 
 Satisfacer la demanda de energía eléctrica. 
 
 Desarrollar un sistema eléctrico altamente confiable y seguro. 
 
 Conformar una organización eficaz y productiva, administrada con modernos 
criterios empresariales. 
 
 Crear y proyectar una imagen corporativa de eficiencia y calidad en el suministro 
del servicio. 
 
 Asegurar la disponibilidad de recursos humanos calificados y promover su 
desarrollo profesional y personal. 
 
 Operar con criterios de rentabilidad económica y financiera. 
                                                            
14 Op. Cit. SECRETARÍA DE ENERGÍA (2000); pp. 104-109. 
13 
 
 Proteger el ambiente y promover el bienestar social. 
 
CFE ha diseñado, construido y actualmente opera diversos tipos de plantas 
termoeléctricas de vapor, ciclo combinado, turbogas, combustión interna, duales y 
carboeléctricas; así como nucleoeléctricas, geotermoeléctricas, hidroeléctricas y 
eoloeléctricas. 
Cuenta con 32 mil megawatts de capacidad instalada, más de 141 mil gigawatts/hora 
generados anualmente, medio millón de kilómetros de líneas de transmisión y más de 15 
millones de usuarios. 
A través de la División Internacional, la CFE ofrece sus servicios de consultoría en la 
ejecución de todo tipo de proyectos eléctricos, incluyendo estudios de factibilidad técnica 
y económica, la negociación de contratos de venta de electricidad, la supervisión de 
diseño y construcción de obras, la dirección técnica de proyectos, la operación de 
instalaciones eléctricas y la realización de estudios o de pruebas altamente 
especializados. 
Dicha división cuenta con el apoyo del IIE y cuenta con un Laboratorio de Pruebas, 
Equipos y Materiales (LAPEM) con tecnología de punta15. 
iii) Tarifas 
La política de precios de la energía suministrada por el sector público está basada, en 
primer término, en la Ley Federal de Entidades Paraestatales que establece en su 
reglamento: 
Art. 26. “Sin perjuicio de las atribuciones que conforme a la Ley correspondan a las 
autoridades competentes, los precios y las tarifas de las entidades, se fijarán conforma a 
los criterios de eficiencia económica y saneamiento financiero”. Al efecto: 
I. Los precios y tarifas de los bienes y servicios susceptibles de comercializarse 
internacionalmente se fijarán considerando los prevalecientes en el mercado 
internacional de estos productos. 
II. Para aquellos bienes o servicios que no sean susceptibles de comercializarse 
en el mercado internacional, los precios y tarifas se fijarán considerando el 
costo de producción que se derive de una valuación de los insumos a su costo 
real de oportunidad, que será el precio en el mercado internacional cuando los 
insumos sean susceptibles de comercializarse en el mismo y los precios en el 
mercado nacional para los que no lo sean.” 
                                                            
15 También ofrece servicios a la industria de energía eléctrica nacional y extranjera en las áreas de: generación, 
transmisión, distribución, calidad, ahorro y uso de energía. 
14 
 
La estructura tarifaría para la energía eléctrica, se determina usando los siguientes 
criterios: 
 De acuerdo con el uso de la energía. 
 La tensión del suministro. 
 Los tipos de medición o los patrones de consumo de los distintos segmentos de 
usuarios. 
 
Actualmente el mecanismo de nivelación de los precios de las tarifas se determina con 
base en dos criterios: 
1. Metodología de costos marginales de largo plazo (tarifas industriales y grandes 
comercios) este mecanismo de ajuste automático considera dos componentes: 
 
a) Un ponderador del coeficiente de inflación de tres ramas industriales 
(productos metálicos, maquinaria y equipo; industrias metálicas básicas y 
otras industrias manufactureras) y; 
b) Un ponderador del precio de los combustibles utilizados en la generación 
eléctrica. 
 
2. Política de precios administrados. Para el caso de las tarifas de los sectores 
residencial, agrícola y servicios, se aplica una política de precios administrados. 
 
De acuerdo con el concepto de costo contable, la electricidad que hoy día se vende a 
los usuarios, con excepción de los usuarios comerciales, tiene un precio medio menor que 
su costo. Esta diferencia la cubre el Gobierno Federal a través de subsidios. 
 
Por otro lado, las tarifas industriales y de grandes comercios se integran por dos 
cargos, uno por energía, que refleja los costos de operación y mantenimiento y otro por 
demanda que refleja los costos de inversión. 
 
El cargo por energía eléctricase ajusta mensualmente mediante una formula que 
considera dos componentes: 
 
 Un ponderador del coeficiente de inflación de tres ramas industriales 
 
15 
 
 Un ponderador que considera los ajustes al precio de los combustibles utilizados 
en la generación de energía eléctrica. 
 
Actualmente el costo de energía eléctrica residencial se cubre con el precio que paga 
el usuario y el subsidio que cubre el Gobierno. La mayor parte del subsidio a los usuarios 
se concentra en el sector residencial. 
 
Existen sietes diferentes tarifas residenciales en nuestro país (tarifa 1, 1A, 1B, 1C, 
1D, 1E y 1F). La mayor parte de la electricidad se vende bajo al tarifa 1. Las tarifas 1A y 
1F fueron creadas para cobrar menores precios en zonas cálidas en las que el consumo 
eléctrico es mayor por el uso de aparatos de aire acondicionado. 
 
El diseño básico de las siete diferentes tarifas residenciales es el mismo. Los precios 
de las tarifas están dados por dos grandes bloques, (con excepción de la tarifa 1) 
llamadas dentro de verano y fuera de verano, respectivamente. 
A su vez se dividen en: 
 
 El bloque básico cubre los primeros 75 KWh de electricidad. 
 El bloque intermedio cubre hasta 125 KWh consumidos. 
 El bloque excedente cubre el sobrante superior. 
 
FIGURA 1. ESQUEMA TARIFARIO RESIDENCIAL EN MÉXICO 
 
Las tarifas de los sectores residencial, agrícola y servicios, sólo consideran un cargo 
KW
$/KW
75 125
CMg
Precio
16 
 
por energía, al cual se aplica una política administrativa de precios que se basa en el 
crecimiento esperado de la inflación nacional. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
CAPÍTULO II 
2.1. LA INDUSTRIA ELÉCTRICA MEXICANA EN LA ACTUALIDAD Y SUS 
PROSPECTIVAS 2012-2025 
 
2.1.1. Problemática 
A pesar de los avances alcanzados en materia de apertura y fomento a la inversión 
privada en generación, la participación privada no se ha detonado como se esperaba 
debido principalmente a los siguientes factores: 
 Limite de compra de capacidad. Ya que de acuerdo con el marco legal vigente, la 
CFE tiene posibilidad de comprar capacidad y energía proveniente de proyectos 
privados hasta por un límite máximo de 30 MW. En la práctica, CFE sólo paga 
una fracción de sus costos variables por la energía recibida, lo que no resulta 
atractivo para los inversionistas privados. 
 
 Inexistencia de un mercado de electricidad. Debido a que la LSPEE no permite la 
compra-venta de electricidad entre particulares, los proyectos de cogeneración y 
autoabastecimiento no pueden comercializar libremente sus excedentes eléctricos. 
Esta situación, aunada al hecho de que las tecnologías actuales determinan 
ciertos tamaños óptimos de plantas, obliga a los desarrolladores de proyectos a 
agregar cargas para minimizar sus excedentes. Con el establecimiento de un 
mercado eléctrico habría la opción de vender electricidad que no consuma el 
proyecto a precios competitivos. 
 
 El subsidio al consumo en el sector residencial ha crecido anualmente en forma 
importante y su estructura es altamente regresiva, beneficiando más a los sectores 
con mayor ingreso. Por ende, en el caso de los sectores residencial y agrícola, 
dado que los usuarios que consumen más energía, reciben una subvención 
mayor, en el entendido de que existe una relación positiva entre ingreso y 
consumo: a mayor ingreso, mayor consumo eléctrico. Este efecto es 
especialmente evidente en el bloque de consumo intermedio. 
 
 También podemos señalar que el sistema nacional de interconexión de trasmisión 
y distribución atraviesa por fuertes rezagos en la instalación de nuevas líneas de 
18 
 
transmisión de mayor capacidad y eficiencia para poder satisfacer la demanda 
futura. 
 
 En la actualidad se ha buscado utilizar las nuevas tecnologías de “generación 
limpia”16 de energía y las renovables como la hidráulica, eólica, solar, biomasa, 
mini-hidráulica y bioenergética, entre otras, sin embargo, se requiere de una gran 
inversión lo que ha frenado la modernización del sistema. 
 
 
2.2. Visión actual del Sector Eléctrico Mexicano 
Actualmente la capacidad instalada del sistema eléctrico mexicano es de 52,825 MW 
y la generación bruta es de 177,041 GW/h con una cobertura que abarca cerca del 96.9% 
de la población de México, siendo la CFE la empresa responsable de brindar el servicio 
público de electricidad y la tercera empresa de electricidad más grande del mundo. La red 
de transmisión de CFE alcanza una longitud de 50,567 km, mientras que la red de 
distribución alcanza una extensión de 712,143 km. 
 
CUADRO 1. ESTADÍSTICAS DE CFE A JUNIO 2012 
Usuarios 
Ventas 
MWh 
Personal 
Empleado* 
Capacidad 
Instalada MW 
Transmisión 
Km 
Distribución 
km 
35.9 millones 2,206,411 98,389 51,529 50,567 762,600 
*Cifra al 31 de agosto de 2011, Quinto Informe de Labores CFE 2010-1011 
Fuente: Elaboración propia con datos de la página electrónica de la CFE. 
 
La capacidad instalada está formada por 157 unidades productoras de electricidad y 
se constituye de la siguiente manera: 
 
CUADRO 2. GENERACIÓN POR FUENTES A JUNIO DE 2012 
Tipo de generacíón Porcentaje 
Geotermia 2% 
Carbón 6% 
Nuclear 4% 
Eólica 0% 
                                                            
16 Retrospectivas del Sector Eléctrico 2010-2025; página 17. 
19 
 
Fotovoltaica 0.0004% 
Productores independientes 30% 
Hidráulica 12% 
Hidrocarburos 46% 
Total 100% 
Fuente: Información de la página electrónica de la CFE. 
 
Ahora bien, como lo indica el cuadro anterior, las plantas con mayor producción de 
electricidad son las termoeléctricas con un 45%, las termoeléctricas (productores 
independientes) con un 23% y las hidroeléctricas con un 22% del total del parque de 
generación, respectivamente. 
 
CUADRO 3. CAPACIDAD EFECTIVA DEL PARQUE DE GENERACIÓN A JUNIO DE 2012 
Tipo de generación 
Capacidad efectiva en 
MW 
Porcentaje 
Termoeléctrica 22,994 45% 
Hidroeléctrica 11,213 22% 
Carboeléctrica 2,600 5% 
Geotermoeléctrica 812 2% 
Eoloeléctrica 87 0% 
Nucleoeléctrica 1,610 3% 
Fotovoltaica 1 0.0% 
Termoeléctrica (Productores Independientes) 11,907 23% 
Eólica (Productores Independientes) 306 0.59% 
Total 51,529 100.00% 
 
Fuente: Elaboración propia con base en información de la página electrónica de la CFE. 
 
Como lo indica la figura 2, el Sistema Nacional Eléctrico se organiza en nueve 
regiones: Noroeste, Norte, Noreste, Occidental, Central, Oriental, Peninsular, Baja 
California y Baja California Sur; sistema de transmisión y distribución interconectado con 
excepción de dos pequeños sistemas aislados en Baja California. 
 
 
 
20 
 
FIGURA 2. REGIONES DEL SISTEMA NACIONAL ELÉCTRICO 
 
Fuente: Prospectiva del Sector Eléctrico 2010-2025, SENER. 
 
El consumo nacional de energía eléctrica se integra por dos componentes: 
 
1. Las ventas internas de energía eléctrica, las cuales incluyen la energía 
entregada a los usuarios a partir de recursos de generación del servicio 
público, (incluyendo la electricidad generada por los productores 
independientes de energía). 
 
2. El autoabastecimiento, que abarca a los permisionarios de 
autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos, pequeña 
producción e importación de electricidad. 
 
En términos de la Prospectiva que tiene la Secretaria de Energía en el periodo 2012-2025, 
la demanda tendrá una proyección con una crecimiento del 4% anual. 
 
 
 
 
 
 
21 
 
CUADRO 4. PROYECCIÓN DE CONSUMO BRUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR ÁREA DE 
CONTROL 2012- 2025 (Miles de GWh) 
Años 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
tmca*(%)
2012-
2025 
Total Nacional 268 276 284 293 304 316 328 341 354 368 384 400 416 434 4
Norte 21 22 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 34 4 
Noreste 47 49 51 53 55 58 60 62 65 67 70 72 75 78 4 
Occidental56 58 59 61 64 66 69 72 74 78 81 85 88 92 4 
Central 58 60 61 62 64 65 67 70 72 74 77 80 83 86 3 
Oriental 42 43 43 44 46 48 50 52 54 56 58 60 63 65 3 
Peninsular 10 11 11 12 12 13 14 15 15 16 17 18 19 21 5 
Noroeste 19 20 20 21 22 23 24 24 25 27 28 29 30 32 4 
Baja California 12 13 13 14 15 15 16 16 17 18 19 20 21 22 4 
Baja California Sur 2 2 2 3 3 3 3 3 4 4 4 4 5 5 6 
Pequeños sistemas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 
 
Fuente: Prospectiva del Sector Eléctrico 2010-2025, SENER 
 
Así, la CFE es por lo menos tan eficiente como algunas de las mejores empresas 
privadas de electricidad organizadas verticalmente en los Estados Unidos (basándonos en 
producción a mínimo costo). Introduciendo medidas de productividad laboral y de calidad 
de servicio, CFE tiene una posición relativamente favorable y la calidad de servicio 
prestado por la Comisión tienen estándares de productividad y calidad comparables con 
otras empresas. 
 
Por otro lado, en los próximos 13 años se prevé un escenario en el que las ventas de 
electricidad crezcan a una tasa media anual de 4%. 
 
 
 
 
 
 
 
 
22 
 
CUADRO 5. PROYECCIÓN DE DEMANDA BRUTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR ÁREA DE CONTROL 
2012- 2025 (Miles de MW) 
Años 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
tmca*(%)
2010-
2025 
Total Nacional 44 45 46 48 49 51 53 55 57 60 63 65 68 71 4 
Norte 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 6 4 
Noreste 8 8 8 9 9 9 10 10 11 11 11 12 12 13 4 
Occidental 8 8 9 9 9 10 10 11 11 12 12 13 13 14 4 
Central 10 10 10 10 11 11 11 12 12 12 13 13 14 14 3 
Oriental 6 6 7 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10 3 
Peninsular 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 5 
Noroeste 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 6 6 6 4 
Baja California 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 
Baja California Sur 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 
Pequeños sistemas 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 
Fuente: Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2010-2025, SENER 
 
En este sentido, cabe destacar que, dentro de los países de la OCDE, México ocupa 
el lugar número 6 en el consumo de energía eléctrica. 
 
CUADRO 6. CONSUMO DE ENERGÍA 1997 
País Consumo/Población KWh per-cápita 
Noruega 25,117 
Estados Unidos 13,361 
Francia 7,756 
Alemania 7,217 
Reino Unido 5,741 
México 4,182 
Chile 3,301 
Venezuela 3,287 
Argentina 2,904 
Brasil 2,384 
Colombia 1,012 
Fuente: Elaboración propia con información de Key World Energy Statistics, Banco Mundial. 
 
23 
 
Desde el punto de vista de la misma OCDE, una fuerte razón para esperar que la 
demanda por electricidad aumente de forma dinámica es el bajo consumo per-cápita y el 
alto requerimiento de energía que se prevé en los países en desarrollo. 
 
Las perspectivas de crecimiento del consumo mundial de energía prevén para el 
periodo 1980-2020 un incremento del 20%, mientras que éste será del 60% en países en 
transición y del 100% en países en desarrollo17. 
 
En particular, la SENER pronostica que México en el periodo 2012-2025 debe 
incrementar su capacidad de generación bruta más de 192,959 GW/h para enfrentar la 
proyección de la demanda de electricidad, esto representa un 108.9% más capacidad que 
la instalada actualmente. 
 
GRÁFICA 1. REQUERIMIENTOS EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN (MEGAWATTS) 
 
Fuente: Elaboración propia con base en información en Prospectiva del Sector Eléctrico 2010-2025, SENER. 
 
Dentro de la misma proyección, el sector eléctrico mexicano cuenta con un programa 
de expansión del sistema eléctrico nacional, esto es el aumento en las redes de 
transmisión y distribución; mismas que deben de modernizarse e incrementar sus niveles 
de confiabilidad y seguridad, así como la calidad del servicio. Los requerimientos para 
afrontar dicho crecimiento ascenderán a 1,198 millones de pesos, tal como lo muestra el 
cuadro 7. 
                                                            
17 Op. Cit. SECRETARÍA DE ENERGÍA (2000); p. 86. 
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
51,529
42,623
94,152
M
eg
aw
at
ts
Capacidad
Actualmente Disponible
Capacidad Adicional
Prospectiva 2012-2025
Capacidad Necesaria
para 2025
24 
 
CUADRO 7. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN PARA EL PERIODO 2012-2025 
(MILLONES DE PESOS) 
Área Monto 
Generación 615 
Transformación 193 
Distribución 238 
Mantenimiento 144 
Otras 8 
Requerimientos totales 1,198 
Elaboración propia con base en información Prospectiva del Sector Eléctrico 2010-2025, SENER 
 
2.3. Proyectos de Restructuración y Privatización de la Industria Eléctrica en 
México. 
Si bien es sabido que los propietarios de una empresa privada tienen más incentivos 
para producir eficientemente, resulta crucial analizar el vínculo entre propietarios y 
administradores en un contexto de información asimétrica debido a que las empresas 
privadas de electricidad son grandes organizaciones con actividades altamente técnicas y 
con propiedad muy fragmentada, ello lleva a grados no óptimos de monitoreo y 
supervisión. 
La potencial transferencia de propiedad del sector no puede basarse en ventajas de 
la empresa privada ofreciendo productos diferenciados o usando sistemas sofisticados de 
tarifas. La privatización total del sistema eléctrico mexicano sólo se puede justificar 
mediante la separación vertical de la industria, lo cual sabemos requiere de gran 
capacidad reguladora por parte del Estado. 
Recordando que las inversiones en la industria eléctrica son de larga duración y con 
gran porcentaje de costos hundidos; lo que implica que sólo se observarán niveles 
óptimos de reposición y expansión del equipo por parte de los agentes privados en 
presencia de instituciones que garanticen la propiedad y la recuperación financiera de las 
inversiones, es decir, las autoridades regulatorias autónomas del poder político. De no ser 
así, se puede pretender aspirar a una empresa pública pero totalmente deslindada de las 
demás actividades del sector, que básicamente no dependa de presupuestos o subsidie 
otras actividades. 
 
 
 
25 
 
2.3.1. Actividades del Sector Privado en el Sistema Eléctrico Mexicano 
En 1992 se adecuó la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) para 
incorporar una mayor participación privada en la generación de electricidad. Entre los 
esquemas de inversión abiertos a la inversión privada se tiene los de cogeneración, 
autoabastecimiento y producción independiente. Asimismo, los particulares pueden 
participar en actividades de exportación e importación de electricidad para usos propios18. 
En el caso de los proyectos de participación independiente, la electricidad generada 
se destina en su totalidad a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para la prestación 
de energía eléctrica al sector público. Por su parte, los proyectos privados para 
autoconsumo (cogeneración y autoabastecimiento), permiten a CFE liberar parte de su 
capacidad para la prestación del servicio público. 
De 1994 a septiembre 2012, se otorgaron 669 permisos bajo las modalidades 
previstas por la LSPEE, de los cuales 629 se encuentran vigentes con una capacidad total 
de 29,093 MW. 
 
GRÁFICA 2. PERMISOS OTORGADOS 1994 A SEP 2012
 
Fuente: Elaboración propia con información de la página electrónica de la Comisión Reguladora de Energía 
 
A) Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS) 
Los proyectos que se realizan bajo el esquema de Pidiregas no generan ninguna 
obligación de pago ni erogación del sector público federal durante los periodos de 
construcción y no es sino hasta que las obras se terminan y empiezan a generar recursos, 
cuando surgen obligaciones de pago y erogaciones, las cuales deberán preverse en el 
presupuesto de egresos del año en cuestión. 
                                                            
18 Op. Cit. SECRETARÍA DE ENERGÍA (2000); p. 87. 
0
100
200
300
400
500
A
u
to
ab
astecim
ien
to
C
o
gen
eració
n
P
ro
d
u
cció
n
In
d
ep
en
d
ien
te
Exp
o
rtación
Im
p
o
rtació
n
474
74
28 6 37
26 
 
Una vez que concluyen las obras, las entidades las reciben para operarlas y no es 
sino hasta entonces cuando se empiezan a registrar una parte del costo como gasto y 
deuda pública directa y el remanente se registra como deuda contingente. 
 
A la fecha se han aplicado las siguientes modalidades de Pidiregas19: 
 Financiamiento directo (sólo PEMEX) 
 Obra Pública Financiada (OPF) 
 Construcción-Arrendamiento-Transferencia (CAT) 
 Construcción-Arrendamiento-Operación (COT) 
 Construcción-Operación (CO) 
 Producción Independiente de Electricidad (PIE) 
 
B) Productores Independientes de Electricidad (PIE). 
Bajo este esquema, la construcción, operación y propiedad de las instalaciones 
queda bajo responsabilidad directa del inversionista privado. 
El esquema PIE es financiable bajo un contrato de largo plazo de suministro de 
capacidad y energía suscrito por CFE, en donde ésta se compromete a que, una vez 
terminada la planta, realizará pagos por tener a su disposición la capacidad de generación 
y pagos variables por la energía entregada a la red de acuerdo por el despacho de carga. 
CFE utiliza el esquema de PIE para el desarrollo de nuevos proyectos de generación. 
Este esquema se aplicó por primera vez a la planta Mérida III y en los 10 proyectos que 
se licitaron en el periodo 1997-199920. 
 
2.4. Propuestas para la privatización del Sector Eléctrico Mexicano 
En este trabajo se presentan cuatro modelos básicos21 a seguir para llevar acabo una 
privatización del sector, además de distintos ejemplos en varios países del mundo, que 
nos pueden dar una intuición de cómo realizar el cambio estructural del sector en caso de 
recurrir a la privatización total. 
 
 
 
                                                            
19 Op. Cit. SECRETARÍA DE ENERGÍA (2000); p. 97. 
20 Op. Cit. SECRETARÍA DE ENERGÍA (2000); p. 86. 
 
21 Propuesta por Tenembaum, Lock y Barker (1992) 
27 
 
2.4.1 Primer Modelo 
Consiste en mantener la estructura actual de la industria. Cada compañía mantiene 
sus instalaciones de generación, transmisión y distribución y mantiene un monopolio 
integrado bajo propiedad privada. Este modelo requiere la introducción de un fuerte marco 
regulatorio, pues se tiende a un aumento de la eficiencia interna, pero con el riesgo de 
atentar contra la eficiencia distributiva. 
 
Una de las ventajas de este modelo, es que la empresa tiene incentivos a seguir una 
política óptima de desempeño eléctrico en el corto plazo y en el largo plazo las 
inversiones garantizarían la generación óptima. Así, se evitan los costos de separación 
vertical. La desventaja es que no existiría competencia22. Además, CFE es eficiente 
estática y dinámicamente, por lo tanto, puede seguir por el mismo camino una vez 
privatizada. 
 
2.4.2. Segundo Modelo 
Es aquél que permite la introducción de competencia en el segmento de generación, 
manteniendo el vínculo estructural entre transmisión y distribución, es decir, CFE 
mantiene la propiedad de los activos de los respectivos segmentos y sólo posee parte (o 
ninguna) de las instalaciones de generación en caso de ser necesarias para atender la 
demanda final. 
 
El regulador permite que productores independientes puedan conectarse a la red de 
transmisión y las empresas de transmisión-distribución pueden comprar sus déficits de 
oferta a través de “mercados competitivos”23 o contratos de largo plazo con los 
productores independientes. 
 
Este esquema fue adoptado por múltiples empresas estadounidenses a partir de la 
introducción de la Public Utility Regulatory Policy Act24 (PURPA), se calcula que más del 
                                                            
22 Aunado a la eficiencia en asignación que ella conlleva. 
 
23 Los cuales operan a través de transacciones entre las empresas y distribuidoras utilizando las redes de transmisión. 
 
24 Ley generada con el propósito principal de abaratar costos y que trajo como resultados la desintegración vertical y la 
atracción de productores independientes. 
 
28 
 
50% de la nueva capacidad de generación de los Estados Unidos durante la década de 
los 90 proviene de empresas independientes25. 
 
2.4.3. Tercer Modelo 
Este modelo involucra la introducción de mercados competitivos de generación y el 
acceso abierto a las redes de transmisión; por lo que es obligatorio que la empresa que 
posee las redes de transmisión otorgue, en condiciones no discriminatorias, el acceso a 
su capacidad de transmisión a otras empresas. 
 
2.4.4. Cuarto Modelo 
El modelo de privatización total (modelo británico con sus variantes), separa 
verticalmente el sector de generación y el de transmisión, lo que permite introducir la 
separación horizontal, la competencia en el sector de generación, además de abrir la 
entrada de otras empresas26. 
En principio, no hay problemas, por la fragmentación del segmento de generación, 
debido a que la introducción de mercados spot elimina la posibilidad de ineficiencia 
económica al permitir mantener las economías de alcance y la coordinación necesaria 
entre los distintos segmentos. Pero dado que la regulación no precisamente puede 
reproducir en forma prefecta mercados competitivos, puede ocasionar presiones a 
restablecer vínculos verticales. 
Aunque no existen lineamientos de privatización en el modelo británico y existen 
distintos grados de integración vertical, este modelo nos enseña que es posible la 
privatización total del sector eléctrico manteniendo la operatividad del sistema, pero 
también que la separación vertical y la competencia potencial no son suficientes para 
eliminar el poder de mercado. Desde la privatización del sistema eléctrico británico, las 
dos compañías privadas en el segmento de generación (National Power y PowerGen) han 
disminuido el número de sus trabajadores en pro de reducir costos y ello no se ha 
reflejado completamente en el precio del servicio. 
 
Ninguna de las variantes de privatización con desintegración industrial elimina la 
necesidad de regular. En cualquier caso es necesario introducir o mejorar la regulación 
                                                            
25 Op. Cit. IEA, p. 40. 
 
26 En Inglaterra, la competencia “potencial” en este segmento se ha visto favorecida por la introducción de tecnologías de 
ciclo combinado que permiten la construcción relativamente rápida de plantas de mediana capacidad. 
29 
 
con el objeto de eliminar el incentivo de los agentes privados a posibles desintereses en 
inversión o establecimiento de tarifas no cercanas a las del bienestar social. Por ejemplo, 
en Estados Unidos se observa la existencia de reguladores estatales más estrictos en la 
supervisión de políticas de precios y de inversiones de las empresas a fin de presionar 
para que éstas estén más acorde a un mercado competitivo y obedezcan las normas de 
calidad y de preservación de medio ambiente que busque mejorar la calidad de vida de 
los ciudadanos estadounidenses. 
 
Además el regulador debe de atender otros problemas que son comunes en todos los 
proyectos de privatización con desintegración industrial y ello se enfoca en la falta de 
información, pues aunque en el corto plazo puede ser evidente la reducción de los 
precios, en el largo plazo no se puede comprobar del todo la expansión eficiente de la 
capacidad del sistema; por lo que el regulador no está en posición de diseñar un marco 
regulatorio que obligue a los agentes a seguir trayectorias de expansión de mínimos 
costos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
30 
 
CAPÍTULO III. 
3.1 TEORIA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA 
 
3.1.1 AMBIENTE TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA27 
La electricidad no es económicamente almacenable y su demanda varía 
considerablemente a lo largo de las diferentes horas del día, días del año, condiciones 
meteorológicas, entre otros. 
 
Con estascaracterísticas, la cantidad de energía eléctrica suministrada debe ser 
igual a la cantidad demandada en todo momento, por lo que hay que usar redes de 
transmisión y distribución, a fin de suministrar fluido eléctrico entre productores y 
consumidores. Estas redes juegan un papel importante reduciendo costos y asegurando 
el suministro de la demanda de electricidad. 
 
La oferta y demanda de energía eléctrica deben coordinarse en cada punto del 
sistema y para cada momento del tiempo. Sin embargo, la demanda fluctúa 
constantemente y la oferta está sujeta a cambios impredecibles (interrupción en la 
capacidad de generación) y se encuentra limitada por la capacidad de las plantas 
generadoras. 
 
Debido a que no se puede almacenar la energía eléctrica, a la variabilidad de la 
demanda y a las restricciones en la oferta, la capacidad total de generación debe superar 
a la demanda esperada, es decir, la industria debe operar con exceso de capacidad o 
margen de reserva (sprinning reserves) la mayor parte del tiempo; para prevenir 
desequilibrios derivados de interrupciones en la oferta o de incrementos momentáneos en 
la demanda, aunado a ello, encontramos que el sistema de transmisión tiene pérdidas en 
el transporte de electricidad y restricciones de capacidad máxima en sus líneas. 
 
El sistema eléctrico consta de tres etapas verticalmente integradas, físicamente 
conectadas y claramente definidas, estas etapas son28: 
 
                                                            
27 Para mayor referencia véase: JOSKOW L., Paul y Richard Schmalensee; MARKETS FOR POWER; Cambridge, MIT 
Press, 1983. 
 
28 Por simplicidad se asume que el suministro se encuentra verticalmente integrado con la distribución. 
 
31 
 
 Generación29. Fase en que se utilizan insumos de combustible para la producción 
de electricidad y que está directamente conectada a las redes de transmisión. 
 
 Transmisión. Transporte de electricidad usando redes nacionales y regionales de 
alto voltaje desde las plantas productoras hasta los centros de consumo. 
 
 Distribución30. Transporte de electricidad usando líneas de medio y bajo voltaje 
de las redes locales, y la adquisición de la electricidad y su venta a los 
consumidores finales. En otros casos los distribuidores proveen de electricidad a 
minoristas (empresas de suministro al por menor) quienes finalmente se encargan 
de venderla a los usuarios, ésta se encuentra generalmente integrada 
verticalmente con la distribución, siendo manejada por la misma empresa. 
 
Las tecnologías tienen como características económicas: una alta intensidad de 
capital específico31, importantes costos hundidos (irrecuperables y específicos) y largos 
periodos de recuperación de la inversión. Además, existe un amplio rango de costos 
marginales entre las plantas de generación, dando con ello, que el ordenamiento de estas 
unidades propicie una curva de oferta con pendiente positiva. Asimismo, existen grandes 
periodos de maduración de la inversión y restricciones de capacidad de corto plazo. 
 
La configuración óptima de tipos de tecnología en el acervo de plantas generadoras y 
del acervo de plantas de generación versus el de líneas de transmisión, dependerá de la 
variabilidad de la demanda, de su distribución espacial presente y futura, de los precios 
relativos de los insumos y de los costos reales del capital. Es decir, en general, la 
configuración óptima ex-ante del sistema difiere de la óptima ex-post. 
 
La coordinación entre generación y transmisión es crucial para asegurar la integridad 
de la red del sistema. Por esto, el precio óptimo en cualquier punto del sistema eléctrico 
depende, no sólo del costo marginal de producción de electricidad, sino también de las 
pérdidas de transmisión y de incrementos de la demanda en dicho punto. 
 
                                                            
29 Las principales plantas son termoeléctricas, hidroeléctricas, carbón, ciclo combinado, nuclear y geotérmicas. 
 
30 Algunos autores separan de este rubro el suministro de energía al consumidor. 
 
31 Activos que tienen un valor de uso menor fuera de esta actividad que dentro de ella. 
 
32 
 
La introducción de pérdidas de transmisión no altera el esquema de costos del sector 
si éstas son insignificantes, pero al presentarse problemas de congestión en la red, se 
producen ineficiencias económicas en el sistema. 
 
Los servicios de transmisión y distribución, están caracterizados por condiciones 
tecnológicas de monopolio natural32. En tanto, en la generación podemos introducir 
competencia, si se separa funcionalmente de la transmisión33. 
 
El segmento de transmisión es intensivo en capital y con altos costos hundidos; estas 
características y las economías de escala que presenta, propicia condiciones de 
monopolio natural, en el sentido de que la duplicación de cables entre dos localidades 
sería generalmente ineficiente. 
 
En principio, es posible introducir competencia en la generación de energía eléctrica, 
debido a la presencia de plantas relativamente pequeñas para tal fin. 
 
Muchas propuestas de privatización buscan separar el segmento de generación y 
transmisión a fin de introducir competencia. Sin embargo, estos dos segmentos están 
integrados verticalmente dando origen a economías de alcance. 
 
De esta forma, las decisiones se centran en valorar si las ganancias de introducir 
competencia en la generación pueden compensar las pérdidas de coordinación entre los 
segmentos. Esto dependerá no sólo del grado de fragmentación que se introduzca en la 
generación, sino también del marco regulatorio de los mercados de electricidad al 
mayoreo, de las operaciones que se realicen y de la red de transmisión. 
 
 
 
 
 
                                                            
32 Se dice que existe monopolio natural, si la función de costos es subaditiva en el rango relevante del producto, lo cual 
implica la presencia de economías de escala. VISCUSI, Kip; et al. ECONOMICS OF REGULATION AND ANTITRUST; 2a. 
ed.; Cambridge Massachusetts, Estados Unidos; Ed. MIT Press, 1996; p. 351. 
 
33 Grossman y Hart, demostraron que en un mundo de mercados incompletos la propiedad conjunta de activos 
complementarios contribuirá a eliminar problemas de nivel subóptimo de inversión. Véase: GOSSMAN, Sanford y Oliver 
Hart (1986); “The Cost and Benefits of Ownership: A Theory of Vertical and Lateral Integration” en JOURNAL OF 
POLITICAL ECONOMY (94); p. 697. 
33 
 
3.1.2 ETAPAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 
 
A) Generación. 
La teoría y la evidencia empírica, indican rendimientos crecientes a escala a bajos 
niveles de producción y rendimientos aproximadamente constantes a niveles altos34. Por 
lo que autores como Joskow y Schamalensee sugieren que la mínima escala eficiente de 
producción para plantas de combustible fósil es de alrededor de 400 megavatios35 (MV) 
de capacidad, pese a que algunos autores mencionan que puede ser un poco menor. 
Otras operaciones multiplanta proporcionan una nueva escala eficiente, estimada 
alrededor de 800 MV. 
Sin embargo, la electricidad es costosa de transportar y, por lo tanto, el tamaño de la 
planta no sólo depende de las condiciones de la oferta, sino también de las condiciones 
respecto a la demanda, que involucra directamente a la generación y a la transmisión. 
 
B) Transmisión. 
Es intensiva en capital y sus costos son hundidos, tratándose de una actividad de 
monopolio natural, en el sentido que la duplicación de cables entre dos localidades es 
generalmente ineficiente. 
 
La etapa se distingue porque no hay un intercambio físico entre vendedor y 
comprador. Esto implica que en todo momento, existe una oferta en distintos nodos por 
parte de los generadores y retiro de los distribuidores en otros nodos; de esta manera, los 
flujos de energía son asignados por la naturaleza de acuerdo a leyes físicas36. 
 
Debido al balance continuoentre oferta y demanda, se requiere de la coordinación 
entre generación y transmisión, lo cual explica el hecho de que las etapas se encuentren 
en el mayor de los casos integradas verticalmente37. 
 
                                                            
34 Escala que presenta el porcentaje más alto de costos de operación y mantenimiento. La estructura de costos está en 
función del tipo de planta que se utilice. 
 
35 Mil kilovatios (KV) que a su vez son mil vatios. 
 
36 La electricidad fluye de acuerdo a las leyes de Kirchoff´s, que no es otra cosa que seguir el camino de menor resistencia. 
Op. Cit. TOVAR Landa, Ramiro (2000); p. 31. 
37 Como es el caso de México, y en cuestión de rediseñar la estructura del sector eléctrico, es preciso hacer una valoración 
de los beneficios derivados de la segmentación vertical con sus costos (coordinación entre etapas). 
 
34 
 
Los costos de transmisión son inicialmente costos de construcción y mantenimiento, 
pero un elemento adicional de costos son las pérdidas de energía eléctrica38 que se dan a 
lo largo de la red, es decir, los precios deben reflejar las pérdidas increméntales de 
electricidad que se dan en esta etapa. 
 
Finalmente, las redes están sujetas a la capacidad de energía que pueden 
transportar, por lo cual puede existir congestión en los flujos de energía y traducirse en 
precios distintos para los distintos nodos, provocando pérdidas en la eficiencia de todo el 
sistema. 
 
Con ello tenemos que los precios óptimos deben depender de los costos marginales 
de generación, de las pérdidas totales del sistema y del efecto de la congestión en las 
redes de transmisión. 
 
 
C) Distribución. 
Los distribuidores toman la energía de distintos nodos de alto voltaje, reducen la carga y 
lo dirigen al consumo final. Se caracteriza por intensidad de capital, costos hundidos y 
condiciones de “monopolio natural”. 
 
 
D) Suministro 
El suministro al por menor, la mercadotecnia, facturación, ventas, etc., pueden en 
teoría ser realizadas por otra(s) empresa(s), por lo que algunos autores mencionan una 
cuarta etapa de suministro. Caracterizada por un potencial competitivo y no naturalmente 
monopolístico. 
 
3.1.3 DESPACHO ELÉCTRICO 
El despacho eléctrico es el responsable del control físico de la red, mide la demanda 
decidiendo qué generador debe entrar de acuerdo a sus costos marginales, a las 
restricciones de la red y planifica e identifica las inversiones que se requieren para la 
generación y transmisión. 
 
                                                            
38 La tasa de pérdidas es una función creciente (aproximadamente cuadrática) del flujo neto de energía a lo largo de las 
líneas de trasmisión. 
35 
 
La justificación de este despacho ubicado entre la etapa de generación y la red de 
transmisión se presenta dado que existen dos tipos de efectos externos en una red de 
electricidad como resultado de la inyección de un flujo determinado. Estos efectos son39: 
 
 El incremento en las pérdidas marginales por otros usuarios de la red. 
 
 El incremento de los costos marginales de generación en caso de que las líneas 
de transmisión se encuentren inhabilitadas por estar congestionadas a niveles 
límite de su capacidad. 
 
Por ende, el objetivo del despacho eléctrico es que, dadas las leyes físicas, se 
obtengan precios eficientes tanto para la generación como para la transmisión, asumiendo 
de esta forma el papel de subastador Walrasiano, comparando las ofertas más eficientes 
de los generadores con las demandas de los distribuidores. 
 
FIGURA 3. ESQUEMA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA 
 
 
3.1.4 SISTEMA ELÉCTRICO 
Un sistema eléctrico típico tiene una mezcla de distintos tipos de plantas de 
generación40, lo que permite que la curva de costos marginales de corto plazo para el 
sistema en su conjunto sea como la representada en la figura 4. 
                                                            
39 Op. Cit. TOVAR Landa, Ramiro (2000); p.32. 
DISTRIBUCIÓN
SUBTRANSMISIÓN
TRANSMISIÓNGENERACIÓN
DESPACHO 
ELÉCTRICO
Alta Tensión
220-400 KV
60-160 KV
Media y Baja Tensión
220-240 voltios
36 
 
El costo dado por el segmento AB representa los costos marginales de las 
combinaciones de plantas más eficientes; BC representa el costo marginal de las plantas 
que entran dada su edad y eficiencia; en tanto que CD representa el costo marginal de las 
plantas que cubren la demanda pico. De esta manera, los costos de las plantas 
generadoras se suman horizontalmente, hasta definir la curva de costos marginales de 
corto plazo del sistema (que a su vez determina la oferta de energía eléctrica). 
 
 
 
FIGURA 4. COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DEL SISTEMA ELÉCTRICO 
 
En este contexto, es fácil observar que dado que la demanda cambia de forma 
continua a lo largo del tiempo, un cambio en precios igual al costo marginal conlleva a 
cambios continuos en los precios. A fin de analizar esta situación se presenta el estudio 
de los precios pico. 
 
 
3.1.5 MODELO DE PRECIOS PICO 
Supongamos que la curva de demanda está dada por una curva de demanda pico 
para la mitad del día, y para la otra mitad por una curva de demanda no pico. Por 
simplicidad, asumamos que estas demandas son independientes, es decir, el precio de la 
                                                                                                                                                                                     
40 Por ejemplo, en las plantas generadoras a partir de carbón pulverizado el costo de capital se ubica en un 50% de los 
costos totales, mientras que el costo de combustible y los costos de operación y mantenimiento se encuentran en niveles 
máximos de 30 y 20%, respectivamente. Por otra parte, la generación basada en la turbina de ciclo combinado (CC) tiene 
costos de capital de alrededor de 20%, mientras que los costos de combustible y operación participan con 60 y 20%, 
respectivamente. Ver: Op. Cit. TOVAR Landa, Ramiro (2000), p. 40. 
Q
$
A B
C
D
37 
 
demanda pico no afecta la cantidad demandada en periodos no pico. Si suponemos que 
los costos marginales son constantes e iguales a b, y que la capacidad máxima instalada 
es Qmax, entonces, no es posible generar más electricidad, ya que el costo marginal de 
una unidad adicional a Qmax es infinito, con ello la curva de costos marginales de corto 
plazo (CMCP) es totalmente vertical en Qmax
41. 
 
FIGURA 5. COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO (GENERADORA) 
 
 
Realizando un análisis en un contexto de largo plazo, la curva punteada con nivel b+ 
representan los costos marginales de largo plazo (CMLP). En este,  representa el costo 
de una unidad adicional de capacidad de la red. La solución eficiente en este caso será 
modificar el precio hasta que sea igual al CMCP, a fin de utilizar la planta de forma 
eficiente. 
 
Los CMLP determinan por su parte, cuándo es óptima la capacidad existente de la 
planta. De esta forma, el precio de los periodos no pico debe ser igual a b y los de los 
periodos pico igual a b+. El precio pico es igual al CMCP y CMLP. Esto indica que la 
capacidad es óptima. La razón es que el precio puede interpretarse como el margen de 
reserva a pagar y b+ representa el costo marginal de ofrecer una unidad adicional. 
                                                            
41 Op. Cit. VISCUSI, Kip; et al. (1996), p. 399. 
Q
CM
Qmax
Pnp =
Pp
CMCP
Demanda
no pico
Demanda
pico
b
38 
 
 
Por ejemplo, si el precio pico excede b+, la sociedad debe pagar a fin de 
incrementar la capacidad. Esto se muestra con la nueva demanda pico, esta nueva 
demanda pico intercepta a la curva CMCP en un precio mayor a b+. Esto significa que el 
incremento de la demanda se puede realizar expandiendo la capacidad hasta Q*. Este 
incremento de la demanda es igual al área bajo la curva entre Qmax y Q* menos el costo 
de ofrecer una cantidadmayor de electricidad. 
 
Substrayendo el costo de ofrecer una cantidad mayor, tenemos que la oferta 
atribuible al incremento de la capacidad es el rectángulo representado por EFQmaxQ*. Con 
la nueva capacidad Q* el precio es igual a CMCP y CMLP, indicando de esta forma que 
Q* es la capacidad óptima. 
 
FIGURA 6. FIJACIÓN DE PRECIOS PICO42 
 
 
 
3.1.6 MODELO DE PRECIOS CONSTANTES 
Ahora, asumamos que se establece un sólo precio que no varía en el día, 
consideremos este precio P*. A fin de satisfacer la demanda a ese precio se requiere una 
                                                            
42 Tomado de Op. Cit. VISCUSI, Kip; et al. (1996), p. 399. 
Q
CMg
Q max
Pnp =
Pp =
CMCP
Demanda
no pico
Demanda
pico
b
Nueva Demanda
pico
b
CMLP
Q*
E F
39 
 
capacidad Q0. Pero la capacidad óptima es Qmax donde el precio es igual a CMLP. Con 
ello, este precio P* implica que se necesita mayor capacidad. 
 
La pérdida de peso muerto asociada con esto es EFG que es igual a la diferencia 
entre el costo por exceso de capacidad, rectángulo EFQmaxQ0 y el precio de reserva de la 
capacidad incremental EGQmaxQ0. Intuitivamente, los demandantes pico no cambian su 
demanda lo suficiente para el sistema de costos actual. 
 
Existe una segunda pérdida de peso muerto que se asocia con el uso no óptimo de la 
planta en las horas no pico. Esto es, con el precio P* el consumo en las horas no pico es 
menor. 
 
FIGURA 7. PÉRDIDA DE PESO MUERTO ASOCIADA CON UN MODELO DE PRECIOS CONSTANTES18 
 
 
 
 
 
 
                                                            
18 Idem, p. 401. 
Q
$
Qmax Q0KK0
b
P*
b
E F
G
Demanda pico
Demanda 
no pico
CMLP
CMCP
40 
 
3.2. MARGEN DE RESERVA 
 
El margen de reserva es un índice de suficiencia del sistema de generación de 
energía eléctrica que mide el exceso de capacidad efectiva sobre la demanda pico 
esperada (demanda máxima bruta coincidente), se expresa como una fracción porcentual 
de la demanda pico. 
 
La demanda total del sistema eléctrico tiene variaciones estaciónales y horarias a lo 
largo del año, lo que obliga a tener capacidad de generación disponible para producir la 
energía eléctrica en el momento que es requerida por el mercado. 
 
El objetivo del margen de reserva es suplir la capacidad de las unidades que salen de 
operación por mantenimiento programado y por salidas forzosas de los equipos, así como 
la capacidad fuera de servicio resultante de diversos eventos aleatorios que afectan la 
disponibilidad de energía eléctrica. 
 
Es necesario contar con un margen de reserva mínimo de 27% para el sistema 
interconectado y un margen de reserva operativo de 6%. El margen de reserva es la 
capacidad efectiva bruta menos la demanda máxima coincidente. Por otra parte, el 
margen de reserva operativo es la capacidad efectiva bruta a la que se le resta la 
demanda máxima bruta coincidente, el mantenimiento programado, las fallas del mercado 
y la degradación por causas ajenas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
41 
 
CAPÍTULO IV. 
MERCADO ELÉCTRICO 
A fin de establecer el panorama de un mercado eléctrico competitivo y eficiente, es 
necesario distinguir entre operaciones de corto plazo, coordinadas por el despacho 
eléctrico y las acciones de largo plazo que incluyen contratos e inversiones. 
Si suponemos mercados competitivos, tanto generadores como distribuidores son 
precio-aceptantes, donde los distribuidores son los demandantes del mercado de 
electricidad y los generadores los oferentes. 
 
 
4.1. MERCADO DE CORTO PLAZO 
En un mercado de corto plazo las decisiones de inversión ya han sido tomadas. 
Las plantas de energía, la red de transmisión y las líneas de distribución se encuentran 
fijas. Tanto demandantes como oferentes están conectados y el trabajo de compradores, 
vendedores, brokers así como de otras entidades de servicio está completado. Con ello, 
las únicas decisiones que hay que tomar son aquellas concernientes al reparto de la 
energía43. 
 
 
4.1.1. MERCADO SIMPLE 
En un modelo simple de corto plazo los participantes en el mercado ofrecen 
inventarios, usando transacciones bilaterales. Sin embargo, los generadores y 
distribuidores no actúan unilateralmente, sino que proporcionan información al despacho 
eléctrico, a fin de que éste determine la configuración de las plantas de generación que 
entran en operación para satisfacer la demanda de la forma más eficiente. 
 
En ausencia de congestión de la red de transmisión, el despacho eléctrico se limita a 
ordenar a las plantas de acuerdo a sus costos marginales, utilizando en primera instancia 
aquéllas que presentan los costos marginales más bajos. 
De esta manera, los costos marginales de las plantas generadoras se suman 
horizontalmente hasta definir la curva de costos marginales del sistema, que a su vez 
determina la curva de oferta del mercado. 
 
                                                            
43 HOGAN, William; “Competencia en mercados eléctricos mayoristas” en TOVAR Landa, Ramiro (compilador); REFORMA 
ESTRUCTURAL DEL SECTOR ELÉCTRICO; México; Instituto Tecnológico Autónomo de México, 2000; p.70. 
42 
 
Por otro lado, los distribuidores presentan demandas que son sensibles al precio, su 
demanda fluctúa a lo largo del día. De esta forma, cambios en la demanda van dando 
distintos precios y cantidades. Por ejemplo: en la madrugada la demanda es escasa y el 
equilibrio del mercado se determina con base en los costos marginales de los 
generadores más baratos; mientras que durante la mañana la demanda es mayor, 
propiciando con ello un aumento en los precios y la cantidad de equilibrio. 
 
Finalmente, se presenta una demanda pico en la tarde, donde el precio de equilibrio 
se fija por encima del costo marginal de todos los generadores, propiciando el uso de toda 
la capacidad generada en el sistema (figura 8). 
 
FIGURA 8. MERCADO DE CORTO PLAZO 
 
 
Para las empresas generadoras la diferencia entre el precio del mercado y sus costos 
marginales, son los beneficios de corto plazo, éstos contribuyen a la recuperación del 
capital y al financiamiento de nuevas inversiones. 
 
Por su parte, el operador de la red toma el precio de equilibrio de mercado y le 
agrega los costos de operación en los que incurre. Con esto, preserva la estabilidad 
eléctrica, logrando con ello una mayor eficiencia en el corto plazo, requiere de un 
MW
Precios de
Energía
$/MWh
Q1 Q2 Qmax
Precio entre
7-7:30 p.m.
Precio entre
9-9:30 a.m.
Precio entre
2-2:30 a.m.
Demanda entre
2-2:30 a.m.
Demanda entre
9-9:30 a.m.
Demanda entre
7-7:30 a.m.
43 
 
despacho eléctrico de cargas que coordine constantemente la oferta y demanda de 
energía. 
 
A) Modelo de Garber44 
Este modelo, nos ayuda a comprender la importancia de las decisiones del despacho 
eléctrico entre dos regiones, conectadas a la red de transmisión, cada una con sus 
diferentes plantas generadoras de energía y con capacidades técnicas y costos disímiles. 
Suponemos que existen dos regiones A y B interconectadas mediante una red de 
transmisión, en estas regiones simultáneamente se consume y produce energía eléctrica. 
Las plantas generadoras G1, G2 y G3, en la localidad A tienen capacidad para 
producir 12MW cada una a un precio de 21, 22 y 26 pesos por MWh, respectivamente. 
Asimismo, la región A cuenta con dos distribuidores D1 y D2, quienes individualmente 
demandan 10MW. 
 
En la región B las plantas generadoras G4, G5 y G6, tienen capacidad para producir 
12MW a un precio de 24, 28 y 30, respectivamente, por MWh. Los dos distribuidores de 
esta región (D3 y D4) tienen una demanda de 10MW cada uno. La red de transmisión 
entre ambas localidades esta limitada por una capacidad máxima de 10MW. 
El despacho eléctrico, en este caso, implica que en el corto plazo las plantas de más 
bajo costo G1 y G2, estén produciendo a toda su capacidad (12MW cada una). Parte de