estudio tarifas eléctricas y costos de suministro v 2
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SECRETARÍA DE ENERGÍATRANSCRIPT
ESTUDIO SOBRE TARIFAS ELÉCTRICAS
Y COSTOS DE SUMINISTRO
JUNIO DE 2008
Contiene modificaciones en las páginas 48, 65, 66, 93 y 100 conforme a lo señalado en el Oficio
No. 300.173/2008, emitido el 9 de julio de 2008, de la Subsecretaría de Electricidad.
2
Contenido
Introducción ....................................................................................................... 13
1. Estructura de las Tarifas Eléctricas .......................................................... 18
1.1. Descripción de la Estructura Tarifaria Vigente ......................................... 18
1.1.1. Clasificación Tarifaria ............................................................................... 18
1.1.2. Tarifas Domésticas................................................................................... 19
1.1.3. Tarifas para Servicios ............................................................................... 25
1.1.4. Tarifas No Horarias de Uso General ........................................................ 29
1.1.5. Tarifas Horarias de Uso General .............................................................. 31
1.2. Evolución de la Estructura y el Nivel Tarifario .......................................... 35
1.2.1. Medidas de Ajuste y Modificación Tarifaria .............................................. 35
1.2.2. Mecanismos de Ajuste Periódico ............................................................. 39
1.2.3. Usuarios, Consumos y Precios Medios por Sector .................................. 49
1.2.4. Evolución y Composición de las Tarifas Domésticas ............................... 55
1.3. Bloques y Niveles de Consumo Doméstico .............................................. 64
1.3.1. Clasificación de Usuarios Domésticos por Bloques de Consumo ............ 64
1.3.2. Niveles de Consumo Doméstico Mensuales y por Estación .................... 69
2. Estructura de los Costos de Suministro ................................................... 74
2.1. Aspectos Operativos del Sistema Eléctrico .............................................. 74
2.1.1. Características del Sistema Eléctrico ....................................................... 74
2.1.2. Esquema del Despacho de Carga ........................................................... 78
2.1.3. Curvas de Carga y Perfiles de Consumo ................................................. 80
3
2.2. Aplicación de Costos Marginales ............................................................. 86
2.2.1. Metodología de Costos Marginales .......................................................... 86
2.2.2. Estructura Tarifaria con Costos Marginales ............................................. 89
2.3. Composición y Nivel de los Costos de Suministro ................................... 91
2.3.1. Composición de los Costos de Suministro ............................................... 91
2.3.2. Evolución de los Costos de Suministro .................................................... 97
2.3.3. Costos de Suministro por Función, Nivel de Tensión y Tarifa ................ 103
3. Análisis de Aspectos Climáticos ............................................................. 109
3.1. Procedimiento de Clasificación de Localidades ..................................... 109
3.1.1. Normatividad y Criterios de Clasificación ............................................... 109
3.1.2. Infraestructura de Medición de Temperaturas ........................................ 112
3.1.3. Registros de Temperaturas en Localidades ........................................... 114
3.2. Proceso de Reclasificación Tarifaria ...................................................... 118
3.2.1. Acciones de Reclasificación Tarifaria ..................................................... 118
3.2.2. Implicaciones de la Reclasificación Tarifaria .......................................... 122
3.3. Efecto del Clima en los Niveles de Consumo ......................................... 125
3.3.1. Equipamiento Doméstico y Niveles de Consumo ................................... 125
3.3.2. Efecto de Medidas de Ahorro de Energía .............................................. 130
4. Análisis de Tarifas y Costos de Suministro ............................................ 134
4.1. Comparativo internacional de tarifas eléctricas ...................................... 134
4.2. Precios y Costos por Sector ................................................................... 136
4.2.1. Evolución de Precios Medios y Costos Medios ...................................... 136
4.2.2. Precios, Costos y Subsidios por Sector ................................................. 144
4
4.3. Precios y Costos en Tarifas Domésticas ................................................ 148
4.3.1. Precios, Costos y Subsidios en Tarifas Domésticas .............................. 148
4.3.2. Precios, Costos y Subsidios por Nivel de Consumo .............................. 151
4.4. Análisis de Consumos y Facturas en Localidades ................................. 161
4.4.1. Temperaturas Medias, Consumos y Facturas Mensuales ..................... 161
4.4.2. Consumos y Facturas por Temporada ................................................... 172
5. Conclusiones y Recomendaciones ........................................................ 177
5.1. Conclusiones .......................................................................................... 177
5.2. Recomendaciones.................................................................................. 190
5
Índice de Gráficas
Gráfica 1. Estructura de la Tarifa 1 para Localidades de Clima Templado ........ 20
Gráfica 2. Estructura de la Tarifa 1F para Localidades de Clima Muy Caluroso. 21
Gráfica 3. Precios medios en el Sector Doméstico en Verano, 2007 ................. 23
Gráfica 4. Precios medios en el Sector Doméstico fuera de verano, 2007 ........ 24
Gráfica 5. Precios medios en el sector servicios, 2007 ...................................... 26
Gráfica 6. Precios medios en el sector agrícola, 2007 ....................................... 28
Gráfica 7. Precios medios en tarifas no horarias de uso general, 2007 ............. 30
Gráfica 8. Precios medios en tarifas horarias de uso general, 2007 .................. 34
Gráfica 9. Término de Inflación, Término de Combustible y Factor de Escalación,
2002 – 2007 .......................................................................................................... 42
Gráfica 10. Evolución de los precios de los combustibles utilizados para la
fórmula de ajuste, 2002- 2007 ............................................................................... 45
Gráfica 11. Índices de Ajuste Tarifario por nivel de tensión y de costo unitario,
2001-2007 ....................................................................................................... 48
Gráfica 12. Índices de precio y costo medios 2001-2007 ................................. 48
Gráfica 13. Precios medios de energía eléctrica en el sector eléctrico nacional,
2001-2007 ....................................................................................................... 54
Gráfica 14. Comparativo por entidad federativa en 2007: precio medio vs
consumo medio ..................................................................................................... 61
Gráfica 15. Estacionalidad del consumo medio en tarifas domésticas ............. 70
Gráfica 16. Curvas de carga del SIN, 2007 ...................................................... 81
Gráfica 17. Curvas de carga en BCN, 2007 ...................................................... 82
Gráfica 18. Curvas de carga en BCS, 2007 ...................................................... 82
Gráfica 19. Distribución de los cambios de tarifas, 2002- 2007 ...................... 119
6
Gráfica 20. Comparativo internacional de tarifa eléctrica para el Sector
Industrial, 2007 .................................................................................................... 134
Gráfica 21. Comparativo internacional de tarifa eléctrica para el Sector
Residencial, 2007 ................................................................................................ 135
Gráfica 22. Precio medio y costo medio del sector doméstico, 2001 - 2007 ... 138
Gráfica 23. Precio medio y costo medio del sector comercial, 2001 - 2007 .... 139
Gráfica 24. Precio medio y costo medio del sector servicios, 2001 - 2007 ..... 139
Gráfica 25. Precio medio y costo medio del sector agrícola, 2001 - 2007 ...... 140
Gráfica 26. Precio medio y costo medio del sector empresa mediana, 2001 -
2007 ..................................................................................................... 140
Gráfica 27. Precio medio y costo medio del sector gran industria, 2001 - 2007 ...
..................................................................................................... 141
Gráfica 28. Precios, costos y subsidios en tarifas domésticas, 2007 .............. 148
Gráfica 29. Factura, costo y subsidio por usuario en tarifas domésticas, 2007 ....
..................................................................................................... 150
Gráfica 30. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo en la Tarifa 1, 2007 ...
..................................................................................................... 152
Gráfica 31. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1A-
Verano, 2007 ..................................................................................................... 152
Gráfica 32. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1B-
Verano, 2007 ..................................................................................................... 153
Gráfica 33. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1C-
Verano, 2007 ..................................................................................................... 153
Gráfica 34. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1D-
Verano, 2007 ..................................................................................................... 154
Gráfica 35. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1E-
Verano, 2007 ..................................................................................................... 154
Gráfica 36. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1F-
Verano, 2007 ..................................................................................................... 155
7
Gráfica 37. Subsidio unitario por nivel de consumo en tarifas domésticas en
verano, 2007 ..................................................................................................... 156
Gráfica 38. Subsidio mensual por nivel de consumo en tarifas domésticas en
verano, 2007 ..................................................................................................... 157
Gráfica 39. Subsidio unitario por nivel de consumo en tarifas domésticas fuera
de verano, 2007 .................................................................................................. 158
Gráfica 40. Subsidio mensual por nivel de consumo en tarifas domésticas fuera
de verano, 2007 .................................................................................................. 159
Gráfica 41. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Oaxaca, Oaxaca
(Tarifa 1), 2007 .................................................................................................... 162
Gráfica 42. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Zacatecas,
Zacatecas (Tarifa 1), 2007 .................................................................................. 163
Gráfica 43. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Guadalajara, Jalisco
(Tarifa 1), 2007 .................................................................................................... 163
Gráfica 44. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Frontera, Chiapas
(Tarifa 1A), 2007 ................................................................................................. 164
Gráfica 45. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Tepic, Nayarit (Tarifa
1A), 2007 ..................................................................................................... 164
Gráfica 46. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Acapulco, Guerrero
(Tarifa 1B), 2007 ................................................................................................. 165
Gráfica 47. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Chihuahua,
Chihuahua (Tarifa 1B), 2007 ............................................................................... 165
Gráfica 48. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Mérida, Yucatán
(Tarifa 1C), 2007 ................................................................................................. 166
Gráfica 49. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Veracruz, Veracruz
(Tarifa 1C), 2007 ................................................................................................. 166
Gráfica 50. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Monterrey, Nuevo
León (Tarifa 1C), 2007 ........................................................................................ 167
Gráfica 51. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Apatzingán,
Michoacán (Tarifa 1D), 2007 ............................................................................... 167
8
Gráfica 52. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en La Paz, Baja
California Sur (Tarifa 1D), 2007 ........................................................................... 168
Gráfica 53. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Reynosa,
Tamaulipas (Tarifa 1E), 2007 .............................................................................. 168
Gráfica 54. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Culiacán, Sinaloa
(Tarifa 1E), 2007 ................................................................................................. 169
Gráfica 55. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Hermosillo, Sonora
(Tarifa 1F), 2007 .................................................................................................. 169
Gráfica 56. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Mexicali, Baja
California (Tarifa 1F), 2007.................................................................................. 170
Gráfica 57. Ventas y facturas por usuario en ciudades seleccionadas en
temporada de verano, 2007 ................................................................................ 173
Gráfica 58. Ventas y facturas por usuario en ciudades seleccionadas en
temporada fuera de verano, 2007 ....................................................................... 174
9
Índice de Cuadros
Cuadro 1. Precio medio por nivel de consumo en tarifas domésticas en verano,
2007 ....................................................................................................... 22
Cuadro 2. Precio medio por nivel de consumo en tarifas domésticas fuera de
verano, 2007 ......................................................................................................... 24
Cuadro 3. Precio medio por nivel de consumo en tarifas de servicios, 2007 ..... 26
Cuadro 4. Precio medio por nivel de consumo en tarifas agrícolas, 2007 .......... 28
Cuadro 5. Precio medio por factor de carga en tarifas no horarias de uso
general, 2007 ........................................................................................................ 30
Cuadro 6. Precio medio por factor de carga en tarifas horarias de uso general,
2007 ........................................................................................................... 33
Cuadro 7. Rango de Consumo Intermedio en tarifas domésticas ...................... 36
Cuadro 8. Factores de ajuste aplicados en las tarifas eléctricas sujetas a la
fórmula de ajuste automático, 2001 - 2007 ........................................................... 46
Cuadro 9. Ajustes anuales aplicados a los cargos de las tarifas eléctricas, 2001-
2007 ........................................................................................................... 47
Cuadro 10. Principales indicadores comerciales del Sector Eléctrico Nacional,
2007 ....................................................................................................... 49
Cuadro 11. Consumo medio por usuario del Sector Eléctrico Nacional, 2001-
2007 ....................................................................................................... 51
Cuadro 12. Variación de precios medios por sector entre 2001 y 2007 ............ 52
Cuadro 13. Precios medios de venta de energía eléctrica en el sector eléctrico
nacional, 2001 - 2007 ............................................................................................ 53
Cuadro 14. Principales indicadores comerciales para el sector residencial del
Sector Eléctrico Nacional, 2007 ............................................................................ 55
Cuadro 15. Composición relativa de las tarifas domésticas, 2001 y 2007 ........ 56
Cuadro 16. Usuarios en tarifas domésticas del Sector Eléctrico Nacional, 2001 -
2007 ....................................................................................................... 57
10
Cuadro 17. Consumos medios por Estado, 2007 ............................................. 59
Cuadro 18. Precios medios por Estado, 2007 ................................................... 60
Cuadro 19. Subsidio total, subsidio por kWh y subsidio anual por usuario a nivel
estatal, 2007 ....................................................................................................... 63
Cuadro 20. Límites de consumo mensual en kWh en los bloques de consumo 65
Cuadro 21. Distribución porcentual de usuarios en bloques de consumo por
temporada ....................................................................................................... 65
Cuadro 22. Distribución porcentual de usuarios en bloques de consumo por
tarifa ....................................................................................................... 66
Cuadro 23. Participación de usuarios en el bloque de consumo bajo ............... 67
Cuadro 24. Consumo medio mensual por usuario sin Tarifa DAC .................... 71
Cuadro 25. Consumo medio mensual por usuario en Tarifa DAC .................... 71
Cuadro 26. Distribución acumulada de usuarios por nivel de consumo ............ 72
Cuadro 27. Costos totales comparativos entre la CFE y LFC, 2007 ................. 91
Cuadro 28. Evolución de los costos 2001 - 2007, comparativo entre la CFE y
LFC ....................................................................................................... 93
Cuadro 29. Cobertura de los costos totales de la CFE y LFC, 2007 ................. 94
Cuadro 30. Costos de suministro de la CFE por concepto y función, 2007 ...... 96
Cuadro 31. Estructura de los costos de suministro de la CFE por concepto y
función, 2007 ....................................................................................................... 96
Cuadro 32. Costos totales de suministro de la CFE por concepto, 2001 - 200798
Cuadro 33. Costos unitarios de suministro de la CFE, 2001 - 2007.................. 98
Cuadro 34. Precios de referencia de combustibles, 2001 - 2007 ...................... 99
Cuadro 35. Indicadores de capacidad y operación de la CFE, 2001 y 2007 ... 101
Cuadro 36. Costos de suministro por función y nivel de tensión de la CFE, 2007
..................................................................................................... 104
11
Cuadro 37. Costos medios de suministro por tarifa ........................................ 107
Cuadro 38. Costos de suministro por sector de la CFE y LFC, 2007 .............. 108
Cuadro 39. Principales localidades reclasificadas entre 2002 - 2007 ............. 114
Cuadro 40. Temperaturas medias mensuales en localidades seleccionadas . 115
Cuadro 41. Autorizaciones de cambios de tarifas, usuarios beneficiados, 2002 -
2007 ..................................................................................................... 119
Cuadro 42. Proceso de reclasificación tarifaria entre 2002 - 2007 .................. 121
Cuadro 43. Beneficio directo para los usuarios en el verano por reclasificación
de las tarifas domésticas ..................................................................................... 123
Cuadro 44. Niveles estimados de consumo eléctrico en la tarifa 1 ................. 126
Cuadro 45. Niveles estimados de equipamiento en zonas cálidas ................. 128
Cuadro 46. Consumos de electricidad de aparatos domésticos ..................... 130
Cuadro 47. Efectos de medidas de ahorro de energía en la tarifa 1 ............... 131
Cuadro 48. Efectos de medidas de ahorro de energía en la tarifa 1C ............ 132
Cuadro 49. Beneficios para el usuario por efecto de las medidas de ahorro de
energía ..................................................................................................... 133
Cuadro 50. Precio medio de energía eléctrica de la CFE por sector, 2001 - 2007
..................................................................................................... 137
Cuadro 51. Costo medio de energía eléctrica de la CFE por sector, 2001 - 2007
..................................................................................................... 137
Cuadro 52. Relación precio / costo de la CFE por sector, 2001 - 2007 .......... 138
Cuadro 53. Evolución de la relación precio / costo en sector doméstico y
agrícola 2001 - 2007 ........................................................................................... 143
Cuadro 54. Productos, costos y subsidio por sector, 2007 ............................. 144
Cuadro 55. Productos, costos y subsidios por tarifa por sector, 2007 ............ 145
Cuadro 56. Precios, costos y subsidios unitarios, 2007 .................................. 146
12
Cuadro 57. Tarifas clasificadas por su relación precio / costo, 2007 .............. 147
Cuadro 58. Precios, costos y subsidios en tarifas domésticas, 2007 .............. 148
Cuadro 59. Distribución de los subsidios por rangos de consumo, 2007 ........ 160
Cuadro 60. Distribución de usuarios por rangos de consumo, 2007 ............... 160
Cuadro 61. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas, promedio
anual 2007 ..................................................................................................... 162
Cuadro 62. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas en temporada
de verano, 2007 .................................................................................................. 173
Cuadro 63. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas en temporada
fuera de verano, 2007 ......................................................................................... 174
Cuadro 64. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas en 2007,
diferencias porcentuales entre temporada de verano y fuera de verano ............. 176
13
Introducción
El Artículo Decimocuarto Transitorio del Decreto de Presupuesto de Egresos de la
Federación para el ejercicio fiscal 2008 establece que “La Secretaría de Energía,
durante el primer semestre del ejercicio, deberá realizar un estudio que analice la
congruencia de la estructura de la tarifa actual con los costos de generación,
transmisión y distribución, así como de las condiciones climáticas prevalecientes
en las distintas zonas del país. En caso de que este estudio concluya que no
existe congruencia entre los elementos citados, se podrán ajustar las tarifas en lo
conducente”.
En cumplimiento a esta disposición, la Secretaría de Energía elaboró el presente
estudio con base en la información que le fue proporcionada por Comisión Federal
de Electricidad y Luz y Fuera del Centro. El estudio comprende las secciones que
se indican a continuación.
1. Estructura de las tarifas eléctricas
2. Estructura de los costos de suministro
3. Análisis de aspectos climáticos
4. Análisis de tarifas y costos de suministro
5. Conclusiones y recomendaciones
En la primera sección se describen los aspectos relevantes de la estructura
tarifaria de acuerdo a su destino y aplicación. Asimismo, se analiza su evolución
durante los últimos seis años y se presenta el perfil actual de las tarifas
domésticas por bloques y niveles de consumo en las distintas temporadas del año.
En la segunda sección se analiza la estructura de los costos de suministro, se
describen los aspectos relevantes que inciden en la operación del sector eléctrico
y en el suministro de la energía eléctrica a las distintas clases de usuarios.
Además, se incluye la información detallada sobre la composición de los costos de
suministro, su evolución durante los últimos seis años y su asignación por función
y nivel de tensión en las diferentes tarifas eléctricas.
En la tercera sección se estudian los aspectos climáticos que inciden en las tarifas
domésticas. En esta sección se presenta el procedimiento de clasificación de
localidades en las distintas tarifas y la infraestructura de medición de
temperaturas. También, se detalla el proceso de reclasificación tarifaria que se
14
llevó a cabo en los últimos cinco años y se analiza el efecto del clima en los
niveles de consumo de los usuarios.
En la cuarta sección se presenta el análisis integral de las tarifas y los costos de
suministro por sector tarifario, así como los subsidios que se derivan de ellos. Se
detallan los precios medios, los costos de suministro y los subsidios por nivel de
consumo en las distintas temporadas del año, así como su correlación con los
niveles de temperatura en algunas ciudades del país representativas de las
diferentes tarifas domésticas.
Por último, en la quinta sección del estudio se presentan las conclusiones y
recomendaciones.
De esta manera, la Secretaría de Energía da cumplimiento a la disposición emitida
por la H. Cámara de Diputados en el Decreto de Presupuesto de Egresos de la
Federación para el ejercicio fiscal 2008, al presentar el estudio que aborda los
temas planteados en el Artículo Decimocuarto Transitorio del citado Decreto. Es
conveniente señalar que la Secretaría de Energía realiza sus funciones conforme
a las facultades que le confiere la Ley Orgánica de la Administración Pública y
Federal y las disposiciones contenidas en la Ley del Servicio Público de Energía
Eléctrica y su Reglamento.
En materia de tarifas eléctricas, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público tiene
a su cargo la facultad de fijar las tarifas eléctricas y la Secretaría de Energía
participa en el proceso en los términos establecidos en el artículo 31 de la Ley del
Servicio Público de Energía Eléctrica. Dicho artículo establece que:
“La Secretaría de Hacienda y Crédito Público, con la participación de las
Secretarías de Energía y de Economía y a propuesta de Comisión
Federal de Electricidad, fijará las tarifas eléctricas, su ajuste y
modificación, de manera que tienda a cubrir las necesidades financieras
y las de ampliación del servicio público, y el racional consumo de
energía”.
En los artículos 47 a 53 del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía
Eléctrica se precisan los aspectos que se deberán observar en esta materia. En
virtud de lo anterior, cualquier medida de ajuste, reestructuración o modificación
de las tarifas eléctricas deberá sujetarse al procedimiento establecido en el marco
legal y normativo vigente.
Cabe mencionar que cualquier ajuste implica un proceso de análisis y revisión,
mismo que rebasa el alcance del estudio. Por lo que no es posible utilizar este
documento para realizar los ajustes que pueda requerir el esquema tarifario
15
vigente. Sin embargo, el estudio es útil para evaluar la situación en que se
encuentran las distintas tarifas eléctricas respecto a los costos de suministro, y
considerar la conveniencia de que se analicen con mayor profundidad algunos
aspectos que inciden en los costos de suministro y en la generación de ingresos
de los organismos del sector eléctrico.
Las conclusiones que se presentan en la quinta sección del estudio se resumen de
la siguiente manera:
I. La estructura de las tarifas eléctricas es compleja por la cantidad y variedad
de tarifas que contiene, y está dirigida a atender diversos retos.
II. Los mecanismos de ajuste de las tarifas eléctricas han generado resultados
heterogéneos: las tarifas de uso específico, que se ajustan con criterios
macroeconómicos, han aumentado menos que las tarifas de uso general que
están sujetas a las variaciones en los precios de los combustibles y la
inflación nacional.
III. Los costos de suministro se basan en la contabilidad anual de los
organismos, con los cuales se determinan los subsidios, que se otorgan a
los usuarios a través de las tarifas eléctricas.
IV. Los costos de suministro en cada tarifa y nivel de tensión son determinados
mediante un procedimiento de asignación de costos basado en criterios y
parámetros técnicos y en el perfil de consumo de los distintos grupos de
usuarios.
V. Las tarifas domésticas, agrícolas, de servicios públicos e industriales en
media tensión se ubican por debajo de los costos de suministro y contienen
subsidios, las demás tarifas superan los costos de suministro.
VI. Las tarifas domésticas están estructuradas en rangos de consumo y
temperaturas con objeto de canalizar los subsidios a los usuarios, en función
del nivel de consumo y de las condiciones climáticas de la región donde
habitan.
VII. La clasificación de los usuarios domésticos por bloques de consumo permite
identificar con precisión su ubicación respecto a los rangos de consumo
dentro de cada tarifa, en las distintas temporadas del año y las diferentes
regiones del país.
16
VIII. Los subsidios domésticos están directamente asociados a los niveles de
consumo de los usuarios, decrecen en términos unitarios pero crecen en
términos absolutos al aumentar los niveles de consumo.
IX. Las tarifas de verano moderan el impacto en las facturas de los usuarios por
el aumento del consumo eléctrico en la temporada de verano, debido a la
reducción que sufre el precio medio en dicha temporada.
X. El proceso de reclasificación tarifaria, de los últimos seis años, ha benefició a
más de 4 millones de usuarios en 21 de las 31 entidades federativas del país
y del Distrito Federal.
XI. Las medidas de ahorro de energía generan beneficios tanto a los usuarios
como al sector eléctrico, lo cual magnifica los efectos de la reclasificación
tarifaria.
XII. Se observa que la relación de las tarifas eléctricas con respecto a los costos
de suministro incluye implícitamente los apoyos del Gobierno Federal
otorgados a actividades económicas específicas y a ciertas clases de
usuarios.
El Programa Sectorial de Energía 2007 - 2012 contempla entre los objetivos en
materia de electricidad, el fomentar niveles tarifarios que permitan cubrir costos
relacionados con una operación eficiente de los organismos públicos del sector
eléctrico, a fin de coadyuvar al desarrollo económico del país y al impulso de la
competitividad nacional. En dicho programa se contempla la realización de
estudios para determinar los costos de una operación eficiente de los organismos
del sector eléctrico, con niveles crecientes de confiabilidad y calidad en la
prestación del servicio público de energía eléctrica.
Se contempla la revisión de la estructura, el nivel de las tarifas eléctricas y de los
mecanismos de ajuste periódico, a fin de reflejar los avances que deben lograr los
organismos del sector en materia de eficiencia, productividad y calidad en la
prestación del servicio.
La Secretaría de Energía considera que el esquema tarifario vigente debe
perfeccionarse de manera que se adapte a la innovación y a la tecnología de la
información, y ofrezca mejores alternativas para los cambios y circunstancias que
permitan responder a los retos y exigencias que el país necesita.
Las medidas de modificación tarifaria que se aplicaron a partir de enero y marzo
del presente año responden a estos propósitos y reflejan la disposición del
Gobierno Federal de trasladar, en beneficio de los usuarios, los espacios de
17
oportunidad que vayan surgiendo en materia de tarifas eléctricas, a fin de
coadyuvar al desarrollo económico del país y al impulso de la competitividad
nacional.
18
1. Estructura de las Tarifas Eléctricas
1.1. Descripción de la Estructura Tarifaria Vigente
1.1.1. Clasificación Tarifaria
Las tarifas eléctricas se clasifican de la siguiente manera:
Tarifas de Uso Específico
Domésticas (1 a 1F y DAC)
Alumbrado Público (5 y 5A)
Bombeo de Aguas Potables o Negras (6)
Servicio Temporal (7)
Bombeo de Agua para Riego Agrícola (9, 9-M, 9-CU y 9-N)
Instalaciones Acuícolas (EA)
Tarifas de Uso General
Baja Tensión (2 y 3)
Media Tensión (O-M, H-M y H-MC)
Alta Tensión, Nivel Subtransmisión (H-S y H-SL)
Alta Tensión, Nivel Transmisión (H-T y H-TL)
Servicio Interrumpible en Alta Tensión (I-15 y I-30)
Servicio de Respaldo para Falla y Mantenimiento en Media y Alta Tensión
(HM-R, HM-RF, HM-RM, HS-R, HS-RF, HS-RM, HT-R, HT-RF y HT-RM)
19
1.1.2. Tarifas Domésticas
Las tarifas domésticas abarcan 7 tarifas generales y una tarifa para alto consumo
(DAC). Estas tarifas se aplican a nivel de localidad según los registros de
temperatura media en los meses de verano, con la siguiente clasificación:
Tarifa 1: clima templado
Tarifa 1A: temperatura media en verano > 25ºC
Tarifa 1B: temperatura media en verano > 28 ºC
Tarifa 1C: temperatura media en verano > 30 ºC
Tarifa 1D: temperatura media en verano > 31 ºC
Tarifa 1E: temperatura media en verano > 32 ºC
Tarifa 1F: temperatura media en verano > 33 ºC
Tarifa DAC: alto consumo
La información detallada sobre los cargos aplicables a cada tarifa, así como para
las demás tarifas eléctricas, puede ser consultada en la página electrónica de la
Comisión Federal de Electricidad (CFE).
La temperatura media se refiere a la temperatura promedio del día registrada en
las estaciones de medición de la Comisión Nacional del Agua (CNA).
Para la clasificación de una localidad en una determinada tarifa, se debe alcanzar
el nivel especificado de temperatura durante dos meses, o sesenta días
consecutivos, en cuando menos tres de los últimos cinco años.
Las 7 tarifas domésticas, de la 1 a la 1F, están estructuradas en tres rangos o
bloques de consumo: básico, intermedio y excedente.
El rango básico tiene el cargo más bajo y el mayor nivel de subsidio, en tanto que
el intermedio conlleva un cargo mayor y, por consiguiente, un subsidio menor
mientras que en el rango excedente el cargo es mayor al de los rangos anteriores
y el nivel de subsidio unitario se reduce respecto al rango anterior.
Esta estructura busca que los usuarios de más bajos recursos, que por lo general
se ubican en el rango básico de consumo, paguen los cargos más bajos y reciban
el mayor nivel de subsidio.
20
Por arriba del rango básico los cargos resultan crecientes en función del nivel de
consumo y, en la medida en que el consumo aumenta, el cargo promedio se eleva
y el subsidio unitario se reduce, debido al impacto progresivo de los cargos
intermedio y excedente. Lo anterior permite, en cada tarifa doméstica, concentrar
los subsidios unitarios en los estratos de la población con menor consumo
eléctrico y reducirlos progresivamente para los estratos de mayor consumo.
Las tarifas de verano 1A a 1F contemplan, en los 6 meses más cálidos de verano,
un mayor consumo eléctrico dentro de los bloques subsidiados (básico e
intermedio), a efecto de compensar el mayor consumo asociado al uso de
aparatos de aire acondicionado.
Para ejemplificar lo anterior, en la Gráfica 1 y Gráfica 2 siguientes se muestra la
estructura de rangos de consumo y cargos para las tarifas 1 y 1F en la temporada
de verano de 2007, siendo estos dos casos los de menor y mayor nivel de
subsidio de la estructura tarifaria vigente.
Gráfica 1. Estructura de la Tarifa 1 para Localidades de Clima Templado
Cargos en Pesos por kWh (Junio 2007)
tarifa DAC
consumo
bajo
consumo
moderado
consumo
alto
Básico Básico
1 - 75 0.631 0.631
Intermedio Intermedio
76 - 125 1.037
126 - 140 Excedente
141 - 250 2.199
251 - más no aplica
La tarifa DAC corresponde a la Región Sur
y tiene un cargo fijo mensual de $57.99
Precio Medio en Pesos por kWh
tarifa DAC
consumo
bajo
consumo
moderado
consumo
alto
0.631
0.631
0.677
0.684 0.944
1.321
1.496 2.556
2.490
2.440
Estructura de la Tarifa 1 para Localidades de Clima Templado
rango de consumo
(kWh / mes)
tarifa 1
no aplica
200
no aplica250
350no aplica
500
consumo (kWh /
mes)
tarifa 1
25
no aplica
0.7452.324
no aplica
75
125
140 0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
0 100 200 300 400 500
Consumo en kWh por mes
Precio Medio en Pesos por kWh
consumo alto
consumo moderado
consumo bajo
21
Gráfica 2. Estructura de la Tarifa 1F para Localidades de Clima Muy Caluroso.
La tarifa DAC fue establecida con objeto de que los usuarios con niveles de
consumo altos, que por lo general pertenecen al sector de la población de altos
ingresos, no reciban subsidio a consumo de energía eléctrica. La tarifa DAC se
aplica a los usuarios que registran niveles de consumo, promedio móvil del
consumo de los últimos doce meses, por arriba del límite establecido para cada
tarifa general. Los límites establecidos para cada tarifa son los siguientes:
Tarifa 1 250 kWh / mes
Tarifa 1A 300 kWh / mes
Tarifa 1B 400 kWh / mes
Tarifa 1C 850 kWh / mes
Tarifa 1D 1,000 kWh / mes
Tarifa 1E 2,000 kWh / mes
Tarifa 1F 2,500 kWh / mes
Cargos en Pesos por kWh (Junio 2007)
tarifa DAC
consumo
bajo
consumo
moderado
consumo
alto
Básico Básico
1 - 300 0.446 0.446
Intermedio Interm Bajo
301 - 1,200 0.582 0.739
Interm Alto
1,201 - 2,500 1.380
Excedente
2,501 - más 2.199
La tarifa DAC corresponde a la Región Baja Cifornia
y tiene un cargo fijo mensual de $57.99
Precio Medio en Pesos por kWh
tarifa DAC
consumo
bajo
consumo
moderado
consumo
alto
0.446
0.446
0.514
0.548 0.666
0.904
1.037 2.458
1.135 2.452
no aplica 2.447
no aplica2,500
3,500
5,000
consumo (kWh / mes)
tarifa 1F
200
no aplica
Estructura de la Tarifa 1F para Localidades de Clima Muy Caluroso
rango de consumo
(kWh / mes)
tarifa 1F
no aplica
2.435
no aplica
300
600
1,200
1,800
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000
Consumo en kWh por mes
Precio Medio en Pesos por kWh
consumo alto
consumo moderado
consumo bajo
22
Estos límites reconocen que el consumo de energía eléctrica guarda una estrecha
relación con el nivel de temperatura ambiente que se registra en los meses de
verano, en función del uso de equipos de aire acondicionado.
La tarifa DAC contiene un cargo fijo y un cargo por la energía consumida, los
cuales varían en las distintas regiones tarifarias del país, en función de las
diferencias que existen en los costos de suministro.
En el Cuadro 1 y Gráfica 3 siguientes se muestra el precio medio por nivel de
consumo en las diferentes tarifas domésticas, en junio de 2007, que resulta de la
aplicación para la temporada de verano de los rangos de consumo y cargos que
conforman la estructura tarifaria vigente.
Cuadro 1. Precio medio por nivel de consumo en tarifas domésticas en
verano, 2007
23
Gráfica 3. Precios medios en el Sector Doméstico en Verano, 2007
En el Cuadro 2 y Gráfica 4 se presenta la información del precio medio por nivel
de consumo en las diferentes tarifas domésticas, en junio de 2007, para la
temporada fuera de verano, que resulta de la aplicación de los rangos de consumo
y cargos que conforman la estructura tarifaria vigente.
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
- 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750 2,000 2,250 2,500
Peso
s p
or
kW
h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh a precios de junio 2007)
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F DACFuente: SENER con información de la CFE
24
Cuadro 2. Precio medio por nivel de consumo en tarifas domésticas fuera de verano, 2007
Gráfica 4. Precios medios en el Sector Doméstico fuera de verano, 2007
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
- 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Peso
s p
or
kW
h
Consumo Mensual en kWh .
(Pesos por kWh a precios de junio 2007)
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F DAC
Fuente: SENER con información de la CFE
25
1.1.3. Tarifas para Servicios
Alumbrado Público:
Tarifa 5: Servicio de alumbrado público en baja y media tensión en las zonas
conurbadas del Distrito Federal, Monterrey y Guadalajara.
Tarifa 5A: Servicio de alumbrado público en baja y media tensión en el resto del
país.
Estas tarifas contienen un cargo por la energía consumida y se aplican, por lo
general, con base en el número y características de las luminarias que conforman
las redes de alumbrado público.
Bombeo de Aguas Potables o Negras:
Tarifa 6: Servicio público de bombeo de aguas potables o negras. Esta tarifa
contiene un cargo fijo y un cargo por la energía consumida. Se aplica al suministro
tanto en media como en baja tensión.
Servicio Temporal:
Tarifa 7: Servicio temporal con duración de hasta 30 días. Esta tarifa contiene un
cargo por demanda y un cargo por la energía consumida.
En el Cuadro 3 y en la Gráfica 5 se muestra el precio medio por nivel de consumo
en las diferentes tarifas de servicios, en junio de 2007, que resulta de la aplicación
de la estructura tarifaria vigente.
26
Cuadro 3. Precio medio por nivel de consumo en tarifas de servicios, 2007
Gráfica 5. Precios medios en el sector servicios, 2007
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
- 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000
peso
s p
or
kW
h
kilowatt-hora / mes .
(Pesos por kWh a precios de junio 2007)
5 (BT) 5A (BT) 5 (MT) 5A (MT) 6Fuente: SENER con información de la CFE
27
Tarifas Agrícolas y Acuícolas
Tarifas Normales:
Tarifa 9: Bombeo de agua para riego agrícola en baja tensión.
Tarifa 9M: Bombeo de agua para riego agrícola en media tensión.
Se aplican a los usuarios del sector agrícola que no son beneficiarios de las tarifas
de estímulo, así como al consumo adicional que exceda la cuota energética
establecida por la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y
Alimentación (SAGARPA). Las tarifas 9 y 9-M tienen cargos por consumo de
energía en cuatro bloques de consumo, los cuales aumentan en forma progresiva
en los bloques de mayor consumo.
Tarifas de Estímulo:
Tarifa 9-CU: Bombeo de agua para riego agrícola en baja y media tensión.
Tarifa 9-N: Bombeo de agua para riego agrícola en baja y media tensión en
horario nocturno.
Tarifa EA: Instalaciones acuícolas.
Se aplican a los usuarios del sector agrícola y de instalaciones acuícolas que son
beneficiarios de los estímulos establecidos en la Ley de Energía para el Campo,
por el consumo registrado dentro del límite de la cuota energética establecida por
la SAGARPA. Las tarifas 9-CU y 9-N tienen cargos únicos por la energía
consumida que se mantienen fijos a lo largo del año. El cargo de la tarifa EA es del
50 por ciento de los cargos que resulten con la tarifa correlativa de uso general de
aplicación normal.
En el Cuadro 4 y la Gráfica 6 siguientes se muestra el precio medio, en junio de
2007, por nivel de consumo en las diferentes tarifas agrícolas que resulta de la
aplicación de la estructura tarifaria vigente.
28
Cuadro 4. Precio medio por nivel de consumo en tarifas agrícolas, 2007
Gráfica 6. Precios medios en el sector agrícola, 2007
0.0
0.3
0.5
0.8
1.0
1.3
1.5
- 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 50,000
peso
s p
or
kW
h
kilowatt-hora / mes .
(Pesos por kWh a precios de junio 2007)
9 9M 9-CU 9-N
Fuente: CFE
29
1.1.4. Tarifas No Horarias de Uso General
Las tarifas no horarias se aplican a usuarios con demanda mensual de hasta 100
kW, y se clasifican de la siguiente manera:
Baja Tensión (120 a 440 V):
Tarifa 2: Utilización general para usuarios con demanda mensual de hasta 25 kW.
Tarifa 3: Utilización general para usuarios con demanda mensual superior a 25
kW.
Se aplican por lo general a pequeños establecimientos comerciales y de servicios.
Media Tensión (1 a 35 kV):
Tarifa O-M: Utilización general para usuarios con demanda mensual de hasta 100
kW. Se aplica por lo general a pequeñas industrias y establecimientos medianos.
Los cargos que se aplican a estas tarifas son los siguientes:
Tarifa 2: Cargo fijo mensual y cargo por energía consumida.
Tarifa 3: Cargo por demanda máxima medida y cargo por energía
consumida.
Tarifa O-M: Cargo por demanda máxima medida y cargo por energía
consumida.
En el Cuadro 5 y la Gráfica 7 siguientes se muestra el precio medio en las
diferentes tarifas no horarias de uso general, en junio de 2007, que resulta de la
estructura tarifaria vigente, el cual varía en las tarifas 3 y OM en función del factor
de carga (demanda máxima / demanda promedio).
30
Cuadro 5. Precio medio por factor de carga en tarifas no horarias de uso general, 2007
Gráfica 7. Precios medios en tarifas no horarias de uso general, 2007
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Peso
s p
or
kW
h
Factor de Carga
(Pesos por kWh a precios de junio 2007)
2 3 OM
Fuente: SENER con información de la CFE
31
1.1.5. Tarifas Horarias de Uso General
Las tarifas horarias se aplican a usuarios con demanda mensual superior a 100
kW, y se clasifican de la siguiente manera:
Media Tensión (1 a 35 kV):
Tarifa H-M: Esta tarifa se aplica a los servicios que destinen la energía a cualquier
uso, suministrados en media tensión, con una demanda de 100 kilowatts o más.
Tarifa H-MC: Esta tarifa se aplica a los servicios que destinen la energía a
cualquier uso, suministrados en media tensión en las regiones Baja California y
Noroeste, con una demanda de 100 kilowatts o más, y que por las características
de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio, el cual tiene
vigencia mínima de un año.
Alta Tensión, nivel subtransmisión (66 a 169 kV):
Tarifa H-S: Esta tarifa se aplica a los servicios que destinen la energía a cualquier
uso, suministrados en alta tensión, nivel subtransmisión, y que por las
características de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio,
el cual tiene vigencia mínima de un año.
Tarifa H-SL: Esta tarifa se aplica a los servicios que destinen la energía a
cualquier uso, suministrados en alta tensión, nivel subtransmisión, y que por las
características de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio,
el cual tiene vigencia mínima de un año.
Alta Tensión, nivel transmisión (220 ó 400 kV):
Tarifa H-T: Esta tarifa se aplica a los servicios que destinen la energía a cualquier
uso, suministrados en alta tensión, nivel transmisión, y que por las características
de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio, el cual tiene
vigencia mínima de un año.
Tarifa H-TL: Esta tarifa se aplica a los servicios que destinen la energía a cualquier
uso, suministrados en alta tensión, nivel subtransmisión, y que por las
características de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio,
el cual tiene vigencia mínima de un año. Se aplican por lo general a industrias
grandes.
32
Los cargos que se aplican en las tarifas horarias son los siguientes:
Cargo por demanda facturable
Cargo por energía consumida en periodo de base
Cargo por energía consumida en periodo intermedio
Cargo por energía consumida en periodo de semipunta (solo Baja California
en alta tensión)
Cargo por energía consumida en periodo de punta
Las mediciones de demanda y energía se obtienen mediante medidores con
registros horarios.
Hasta diciembre de 2007, se tuvieron cargos diferentes en las 8 regiones tarifarias
en que se divide el país: Central, Noroeste, Norte, Noreste, Sur, Peninsular, Baja
California y Baja California Sur. A partir de enero de 2008, se igualaron los cargos
en las 6 regiones del Sistema Interconectado Nacional (SIN) en las tarifas horarias
de alta tensión (HS, HS-L, HT, HT-L) por lo que en la actualidad solo varían en las
regiones de Baja California y Baja California Sur respecto al SIN. En media tensión
se mantuvo sin cambio la diferenciación regional.
El cargo por demanda facturable se aplica a la demanda máxima registrada
durante el mes y toma en cuenta la demanda máxima ocurrida en los periodos de
base, intermedio y punta. Si la demanda máxima ocurre en el periodo de punta, el
cargo por demanda se cubre en su totalidad, pero si la demanda máxima se
presenta en los periodos intermedio o de base, el cargo por demanda se reduce
de acuerdo a los factores FRI y FRB establecidos para cada tarifa. Este
procedimiento permite reflejar en favor del usuario un beneficio económico por
trasladar la demanda máxima fuera del periodo de punta.
Los cargos por energía se aplican directamente al consumo registrado en cada
uno de los periodos horarios (base, intermedio y punta). Los cargos por energía de
los periodos de base e intermedio se acercan entre sí, pero el cargo del periodo de
punta se eleva en relación a los periodos de base e intermedio, ya que contiene
una parte importante del costo de capacidad que no está incorporado en el cargo
por demanda.
La duración de los periodos horarios varía en las diferentes temporadas del año
(verano y fuera de verano) y en las distintas regiones del país, pues está
33
determinada por las curvas de carga que se presentan en el sistema eléctrico en
función de los patrones de consumo de los usuarios.
En las regiones que forman parte del SIN, durante el verano el periodo de base
tiene una duración de 6 horas, el intermedio de 16 horas y el de punta de 2 horas,
esto de lunes a viernes. La duración de dichos periodos horarios en sábados y
domingos cambia, aumentando el de base y reduciéndose el intermedio y el de
punta. Durante la temporada fuera de verano, se modifica la duración de los
periodos intermedio y de punta de lunes a viernes, reduciéndose a 14 horas el
intermedio y aumentando a 4 horas el de punta.
En la región de Baja California, el periodo de punta se amplía a 4 horas en el
verano, pero se elimina en la temporada fuera de verano, lo que resulta en un
promedio anual de 2 horas, siendo éste menor al promedio anual de 3 horas del
SIN.
En el Cuadro 6 y la Gráfica 8 se muestra el precio medio, en junio de 2007, de las
diferentes tarifas horarias de uso general, que resulta de la estructura tarifaria
vigente, el cual varía en función del factor de carga (demanda promedio/ demanda
máxima).
Cuadro 6. Precio medio por factor de carga en tarifas horarias de uso general, 2007
34
Gráfica 8. Precios medios en tarifas horarias de uso general, 2007
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Peso
s p
or
kW
h
Factor de Carga
(Pesos por kWh a precios de junio 2007)
HM HS HSL HT HTL
Fuente: SENER con información de la CFE
35
1.2. Evolución de la Estructura y el Nivel Tarifario
1.2.1. Medidas de Ajuste y Modificación Tarifaria
A continuación se presenta algunas medidas de ajuste y modificación tarifaria que
se aplicaron durante el periodo 2001-2007:
Tarifas Domésticas
El 7 de febrero de 2002 se modificaron las tarifas domésticas y se creó la
tarifa doméstica de alto consumo DAC, con objeto de reducir los subsidios a
los usuarios con niveles medios de consumo y eliminarlos a los usuarios de
alto consumo, sin afectar a los usuarios con niveles bajos de consumo.
Bajo esta premisa, se mantuvieron sin cambio a nivel nacional los rangos de
consumo y cargos aplicables al 75 por ciento de los usuarios, cuyo consumo
de electricidad es bajo, y que por lo general corresponden a la población de
bajos recursos. El 20 por ciento de los usuarios con niveles medios de
consumo se vio afectado por la reducción del límite superior del rango
intermedio y un ajuste mensual mayor del cargo aplicable a dicho rango, lo
cual condujo a una reducción de los subsidios en forma proporcional al nivel
de consumo. El 5 por ciento restante de usuarios pasaron a la nueva tarifa
doméstica de alto consumo DAC, y sufrieron la eliminación total del subsidio
que antes recibían. La modificación de los rangos se determinó con base en
los historiales de consumo.
El 8 de abril de 2002 se creó la tarifa 1F para localidades con temperatura
media en verano superior a 33º C, y el 17 de enero de 2003 se modificó
dicha tarifa, para restablecer los rangos de consumo y niveles de subsidio
que tenía la tarifa 1E antes del ajuste de febrero de 2002.
Con estas medidas tarifarias, los rangos de consumo intermedio de las tarifas
domésticas fueron modificados de la siguiente forma:
36
Cuadro 7. Rango de Consumo Intermedio en tarifas domésticas
El 25 de enero de 2005 se modificó la tarifa DAC, para eliminar el segundo
bloque de consumo que había sido establecido originalmente en febrero de
2002.
El 1º de octubre de 2007 se suspendió por tres meses la aplicación de los
factores de ajuste mensual en las tarifas domésticas.
Tarifas Agrícolas y Acuícolas
El 7 de enero de 2003 se creó la tarifa de estímulo para Bombeo de Agua
para Riego Agrícola 9-CU, en cumplimiento con lo establecido en Ley de
Energía para el Campo. Se estableció un cargo único de 30 centavos por
kWh que se mantuvo fijo durante todo el año.
El 7 de julio de 2003 se estableció el ajuste anual del cargo único de la tarifa
9-CU para el periodo 2004-2006, siendo éste de 2 centavos por kWh a partir
del 1º de enero de cada año.
El 8 de agosto de 2003 se creó la tarifa de estímulo para Bombeo de Agua
para Riego Agrícola en horario nocturno 9-N, con un cargo único de 15
centavos por kWh para la energía consumida durante el horario nocturno
establecido, y con un ajuste anual de 1 centavo por kWh para el periodo
2004 - 2006.
37
El 29 de diciembre de 2006 se establecieron los ajustes anuales para 2007
en las tarifas 9-CU y 9-N, en 2 centavos y 1 centavo por kWh
respectivamente.
El 16 de junio de 2005 se creó la tarifa de estímulo para Instalaciones
Acuícolas, con cargos equivalentes al 50 por ciento de las tarifas correlativas
de uso general.
Tarifas de Uso General
El 1º de enero de 2002 se incrementaron en 6 por ciento todos los cargos de
las tarifas horarias en media y alta tensión.
El 7 de febrero de 2002 se creó la tarifa horaria en media tensión de corta
utilización H-MC para la región de Baja California.
El 3 de julio de 2003 se modificó la tarifa H-MC para extender su aplicación a
los estados de Sonora y Sinaloa.
El 22 de abril de 2005 se autorizó, en forma temporal hasta diciembre de
2006, una reducción del 50 por ciento en los cargos aplicables a las
demandas y consumos incrementales en periodo de punta, para aquellos
usuarios que incrementaran su demanda y consumo de energía eléctrica en
dicho periodo.
El 15 de agosto de 2005 se modificaron las tarifas horarias en las regiones
Noroeste y Peninsular, debido a la incorporación de la región Noroeste en el
Sistema Interconectado Nacional y el redireccionamiento de los flujos de
energía en la región Peninsular.
El 7 de abril de 2006 se modificó la duración del periodo de punta durante el
verano en las tarifas horarias de la región de Baja California, reduciendo
dicho periodo de 6 a 4 horas.
El 7 de enero de 2008 se redujeron los cargos por tarifas durante el periodo
de punta en aproximadamente 30%, también se aplicó un descuento a la
demanda incremental en horario de punta de las tarifas de alta y media
tensión en aquellas regiones del sistema eléctrico nacional donde existe un
alto margen de reserva. Este descuento en el cargo por demanda en zonas
de alta reserva fue de casi 50%. Adicionalmente, se redujeron las diferencias
regionales en alta tensión homologando los cargos tarifarios a la región
38
noreste, y se redujeron los cargos tarifarios del sector comercial y de la tarifa
ordinaria de media tensión en 5%.
El 31 de marzo del 2008 se estableció una reducción de 20% en las tarifas
eléctricas de punta y de 10% en las tarifas comerciales, adicionales a lo
decretado el 7 de enero de 2008.
Fórmula de Ajuste Automático
Se refiere al procedimiento de ajuste mensual por combustibles e inflación al que
están sujetas diversas tarifas eléctricas, el cual se explica en la sección 1.2.2. Las
principales modificaciones que sufrió dicho procedimiento de ajuste en el periodo
2001 – 2007 fueron:
El 1º de enero de 2002 se modificó la Fórmula de Ajuste Automático, para
actualizar la participación relativa de los distintos combustibles en el índice
de costo de combustibles, para establecer una canasta de índices de
inflación en precios productor de 3 ramas seleccionadas y adecuar los
procedimientos de cálculo y ponderación de los factores de ajuste por
combustibles e inflación.
El 2 de abril de 2003 se incorporó la aplicación de un promedio móvil de 4
meses del precio del gas natural, para fin de atenuar el impacto de la
volatilidad observada en dicho energético.
El 4 de junio de 2007 se incorporó a la fórmula de ajuste el promedio móvil
de 4 meses de los índices de precios de las tres ramas consideradas, para
atenuar el impacto de la volatilidad observada en los índices de precios al
productor.
39
1.2.2. Mecanismos de Ajuste Periódico
Existen tres procedimientos mediante los cuales se efectúa el ajuste periódico de
las tarifas eléctricas.
A. Ajuste mensual con factores fijos acumulativos
Este procedimiento se aplica a las tarifas domésticas (excepto DAC), de
alumbrado público, de bombeo de aguas potables o negras y de bombeo de
agua para riego agrícola 9 y 9-M.
Los factores de ajuste mensual se han mantenido, por lo general, por arriba de
los niveles de inflación en precios al consumidor, pero con una tendencia
decreciente sobre todo en el caso de las tarifas domésticas. No obstante, los
ajustes acumulados cada año han sido inferiores a los aplicados en las tarifas
sujetas a la Fórmula de Ajuste Automático, en las cuales se reflejan las
variaciones de los factores que inciden en los costos de suministro.
B. Ajuste anual con cargos fijos predeterminados
Este procedimiento se aplica solo a las tarifas de estímulo para bombeo de
agua para riego agrícola 9-CU y 9-N.
A partir de su creación en 2003, la tarifa 9-CU se ha ajustado al inicio de cada
año a razón de 2 centavos por kWh y la 9-N a razón de 1 centavo por kWh,
manteniéndose fijas en el transcurso de cada año.
C. Ajuste mensual por combustibles e inflación
Las demás tarifas están sujetas a un procedimiento de ajuste mensual que
toma en consideración las variaciones que ocurren en los precios de los
combustibles y la inflación nacional (precio productor) de aquellos insumos
que afectan los costos de suministro. Este procedimiento denominado
“Fórmula de Ajuste Automático (FAA)” se aplica a todas las tarifas de uso
general, así como a las tarifas 7 y DAC.
Dicho ajuste se estableció en 1997 debido a la necesidad de reflejar el cambio
en el parque de generación y la volatilidad de los precios de los combustibles,
así como el incremento en el resto de los costos derivados de proveer el
servicio público de energía eléctrica. Mediante este mecanismo se pretende
ajustar los costos por combustible o por inflación.
40
Durante el 2007, este ajuste se aplicó como un factor de escalación mensual a
las tarifas que se muestran a continuación:
Conforme a este procedimiento, al término de cada mes se determinaban las
variaciones en los precios de los combustibles suministrados al sector
eléctrico, así como las variaciones en los índices de precios productor de
varias ramas seleccionadas, a partir de lo cual, se calculan los ajustes
tarifarios que serían aplicados el mes siguiente, empleando para ello una serie
de ponderadores que reflejaban el peso del componente de combustibles y de
los demás costos en los distintos grupos de tarifas.
La Fórmula de Ajuste Automático sufrió una modificación en diciembre de
2001, para actualizar la participación de los distintos combustibles empleados
en la generación eléctrica, pero mantuvo su estructura general hasta
diciembre de 2007. A lo largo de este periodo, se determinaron ajustes
mensuales por nivel de tensión (alta, media y baja) y éstos fueron aplicados
por igual a todos los cargos de cada tarifa, es decir, se aplicaban por igual a
los cargos por demanda como a los cargos de energía, de manera que la
fórmula ajustaba por igual la estructura todas las tarifas sujetas a este
procedimiento.
I. Metodología de la Fórmula de Ajuste Automático
La metodología utilizada hasta finales de 2007, consistía en el cálculo de
los factores de ajuste mensual en tres modalidades: (i) baja tensión, (ii)
media tensión, y (iii) alta tensión, denotados FABm, FAMm y FAAm,
respectivamente. Dichos factores de ajuste se determinan para su
aplicación en cada mes calendario (m) y como la relación del factor de
ajuste en el mes m con respecto al del mes anterior (m -1) de la siguiente
manera:
1
m
mm
FEB
FEBFAB
1
m
mm
FEM
FEMFAM
41
1
m
mm
FEA
FEAFAA
El cálculo de los factores de escalación para baja, media y alta tensión,
denotados FEBm, FEMm y FEAm, respectivamente, se determinaban para
cada mes calendario (m) con base en la proporción de los términos de
inflación (TI) y combustible (TC), de la siguiente manera:
mmm TC.TI.FEB 200800
mmm TC.TI.FEM 290710
mmm TC.TI.FEA 410590
Donde:
TIm= Término de Inflación para el mes calendario m
TCm= Término de combustible para el mes calendario m
El mes base sería diciembre de 2001, y se denotaría como m=0, tomando los
factores de escalación el valor unitario, esto es:
FEB0 = FEM0 = FEA0 = 1
En la Gráfica 9 se presenta el crecimiento de los factores de escalación, el término
de inflación y el término de combustibles para las diferentes tensiones desde
diciembre de 2001 hasta diciembre de 2007.
42
Gráfica 9. Término de Inflación, Término de Combustible y Factor de Escalación, 2002 – 2007
i. Término de inflación (TI)
El término de inflación, denotado TIm, es el término que incluye los
precios productor y se determina para cada mes calendario con las
siguientes ramas específicas:
1. Índice de Precios al Productor por origen de la producción neta de la división productos metálicos maquinaria y equipo (IPPME).
2. Índice de Precios al Productor por origen de la producción neta de la división industrias metálicas básicas (IPPMB).
3. Índice de Precios al Productor por origen de la producción neta de la división de otras industrias manufactureras (IPPOM).
Por la disponibilidad de la información, estos índices de precios al
productor se aplicaban con dos meses de rezago, y el subíndice 0-2
corresponde, inicialmente, al mes de octubre de 2001.
0.70
1.00
1.30
1.60
1.90
2.20
2.50
2.80
3.10d
ic-0
1
mar-
02
jun-0
2
sep
-02
dic
-02
mar-
03
jun-0
3
sep
-03
dic
-03
mar-
04
jun-0
4
sep
-04
dic
-04
mar-
05
jun-0
5
sep
-05
dic
-05
mar-
06
jun-0
6
sep
-06
dic
-06
mar-
07
jun-0
7
sep
-07
dic
-07
diciembre 2001 = 1
FEA FEM FEB TI TC
Fuente: SENER con información de la CFE
43
ii. Termino de combustibles (TC)
El término de combustibles, denotado TCm, se determinaba cada mes
calendario en función de dos elementos: (i) la Fracción de Generación
Fósil (FGF), y (ii) el Índice de la Canasta de Costos de Combustibles.
Fracción de la generación fósil
La fracción de la generación fósil, denotada FGFm, es la fracción de la
generación total cuya fuente principal se basa en combustibles fósiles.
Este factor se determinaba cada mes calendario (m), como un
cociente de generaciones de energía eléctrica en año móvil, con dos
meses de rezago, de la siguiente manera:
13
2
13
2
k km
k km
m
GT
GFFGF
Donde GFm denota la generación de energía eléctrica realizada a
partir de combustibles fósiles (combustóleo, gas natural, diesel y
carbón), y GTm denota la generación de energía eléctrica total, e
incluye además de la anterior, la realizada con otros medios
(hidráulico, geotérmico, nuclear y eólico).
Índice de costos de los combustibles
El índice de costos de los combustibles es el precio por unidad de
combustible mensual (Pc) por la razón del volumen de combustible
utilizado en el mes para genera energía eléctrica en el mismo periodo
(αc), se denota ICCm. Este índice se determinaba para cada mes
calendario (m) como una suma ponderada de precios de
combustibles, de la siguiente manera:
1
6
1
m,cc cm PICC
Donde,
αc = coeficiente alfa razón de volumen de combustible utilizado por
mes para generar energía durante ese mismos período.
Pc = precio por unidad de combustible mensual.
44
El subíndice (c) expresaba cada uno de los seis combustibles fósiles
utilizados en la generación de energía eléctrica. Los coeficientes alfa
() representaban el volumen de combustible de la canasta utilizada
por mes. Estos valores se mantuvieron fijos hasta diciembre de 2007:
Los precios de los combustibles, denotados Pc, m, no consideraban
IVA, se aplicaban con un mes de rezago, y se determinan de la
siguiente manera:
1. Combustóleo importado: cotización PEMEX, promedio móvil de
tres meses de los centros importadores, en pesos por metro
cúbico.
2. Combustóleo nacional: cotización PEMEX volumen básico,
promedio centros productores, en pesos por metro cúbico.
3. Gas natural: cotización PEMEX base firme anual, zona centro, en
pesos por Gigacaloría.
4. Diesel industrial: bajo en azufre, cotización PEMEX resto del
país, sin impuestos acreditables, en pesos por metro cúbico.
5. Carbón importado: promedio Petacalco, incluyendo manejo de
cenizas, en pesos por Gigacaloría.
6. Carbón nacional: cotización MICARE, incluyendo manejo de
cenizas, en pesos por Gigacaloría.
En la Gráfica 10 se muestra la evolución de los precios de los
combustibles de la canasta utilizada para la fórmula de ajuste de
diciembre de 2001 hasta diciembre de 2007.
45
Gráfica 10. Evolución de los precios de los combustibles utilizados para la fórmula de ajuste, 2002- 2007
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000d
ic-0
1
mar-
02
jun-0
2
sep
-02
dic
-02
mar-
03
jun-0
3
sep
-03
dic
-03
mar-
04
jun-0
4
sep
-04
dic
-04
mar-
05
jun-0
5
sep
-05
dic
-05
mar-
06
jun-0
6
sep
-06
dic
-06
mar-
07
jun-0
7
sep
-07
dic
-07
$/G
cal$
/m3
Combustóleo importado $/m3 Combustóleo nacional $/m3
Diesel $/m3 Gas natural $/Gcal
Carbón importado $/Gcal Carbón nacional $/Gcal
Fuente: SENER con información de la CFE
46
II. Evolución del Fórmula de Ajuste Automático
En el Cuadro 8 se muestra la evolución, durante el periodo 2001 – 2007, de los
factores de ajuste de la FAA, así como los ajustes promedio que se aplicaron en
cada nivel de tensión.
Cuadro 8. Factores de ajuste aplicados en las tarifas eléctricas sujetas a la fórmula de ajuste automático, 2001 - 2007
Durante este periodo, aquellas tarifas en baja, media y alta tensión sujetas a la
Fórmula de Ajuste Automático, sufrieron incrementos del 115.3 por ciento, 100.4
por ciento y 89.3 por ciento, respectivamente. Lo anterior, debido al incremento del
188.4 por ciento que registraron en promedio los precios de los principales
combustibles (gas natural, combustóleo y carbón), así como al incremento de los
componentes del término de inflación (64.5 por ciento), particularmente el del
sector de Industrias Metálicas Básicas, que depende en gran medida del
comportamiento de los precios del acero y del cobre.
En el Cuadro 9 se resumen los ajustes aplicados a los cargos de las tarifas
eléctricas en el periodo 2001 - 2007 conforme a los procedimientos antes
indicados.
47
Cuadro 9. Ajustes anuales aplicados a los cargos de las tarifas eléctricas, 2001- 2007
La FAA, utilizada hasta diciembre de 2007, estaba diseñada de tal manera, que
los incrementos en los precios de los combustibles impactaban a los cargos de
capacidad, y los incrementos inflacionarios impactaban los cargos variables
(energía) de las tarifas eléctricas.
Es posible que la aplicación de la FAA por más de 10 años pudiera haber alterado
el nivel y estructura de las tarifas eléctrica debido a estos efectos compuestos. Lo
anterior aunado a que el esquema actual de tarifas, basado en costos marginales,
se fundamenta en un estudio realizado hace más de 10 años, y a que dicha
estructura fue concebida para ser revisada estructuralmente cada cinco años, lo
cual no se ha realizado.
Como se observa en la Gráfica 11, durante el periodo 2001 - 2007, el crecimiento
del costo unitario de la CFE ha sido menor que el ajuste que han sufrido las tarifas
sujetas a la fórmula de ajuste.
48
Gráfica 11. Índices de Ajuste Tarifario por nivel de tensión y de costo unitario, 2001-2007
Derivado de lo anterior, durante el periodo 2001 – 2007, el precio medio
(productos por la venta de energía eléctrica / ventas totales de energía) se ha
incrementado en 89 por ciento mientras que el costo medio contable de la CFE ha
aumentado en 68 por ciento, como se observa en la Gráfica 12.
Gráfica 12. Índices de precio y costo medios 2001-2007*
Modificado conforme a lo señalado en el Oficio No. 300.173/2008, del 9 de julio de 2008.
2.15
2.00
1.89
1.68
1.00
1.20
1.40
1.60
1.80
2.00
2.20
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
2001=1
en Alta Tensión en Media Tensión en Baja Tensión Costo unitario
Fuente: SENER con información de la CFE.
1.00
1.12
1.33
1.51
1.64
1.83
1.89
1.00
1.14
1.381.44
1.57
1.631.68
1.00 0.99 0.97
1.04 1.05
1.12 1.13
0.950
1.050
1.150
1.250
1.350
1.450
1.550
1.650
1.750
1.850
1.950
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
2001=1
PRECIO MEDIO COSTO MEDIO CONTABLE RELACIÓN PRECIO COSTO
49
1.2.3. Usuarios, Consumos y Precios Medios por Sector
En el Cuadro 10 se presentan los principales indicadores comerciales por sector
tarifario en 2007 para el sector eléctrico nacional:
Cuadro 10. Principales indicadores comerciales del Sector Eléctrico Nacional, 2007
El consumo anual corresponde al volumen de ventas de energía eléctrica
facturadas por los organismos. El precio medio se obtiene al dividir el valor entre el
volumen de las ventas.
En ese año, el sector eléctrico nacional atendió en promedio a 30.6 millones de
usuarios a nivel nacional, de los cuales 24.8 millones (81 por ciento)
correspondieron a la CFE y 5.8 millones (19 por ciento) a LFC.
El sector doméstico es atendido en baja tensión y concentra al mayor número de
usuarios, 27 millones que equivalen al 88 por ciento del total, pero representan
solo el 25.4 por ciento del consumo de energía eléctrica del país. El suministro
eléctrico en este sector implica la distribución a un gran número de usuarios con
consumos individuales pequeños, que en promedio resultan de 142 kWh al mes.
Los usuarios clasificados en el sector comercial corresponden a pequeños
establecimientos comerciales y de servicios atendidos en baja tensión, los cuales
representan el 10.4 por ciento de los usuarios del país y el 7.4 por ciento del
consumo total. El consumo medio por usuario asciende a 350 kWh al mes. Los
establecimientos comerciales de mayor tamaño son atendidos en media tensión y
están clasificados como empresas medianas en el sector industrial.
El sector de servicios abarca los servicios públicos de alumbrado, agua y drenaje,
y es atendido tanto en baja como en media tensión, al igual que el sector agrícola,
50
el cual está conformado por los usuarios con sistemas de riego agrícola. Estos dos
sectores representan en conjunto el 0.9 por ciento de los usuarios y el 8.1 por
ciento del consumo nacional, y presentan un consumo medio por usuario superior
a los sectores doméstico y comercial, al promediar 3,498 kWh por mes en los
servicios públicos y 5,816 kWh por mes en el riego agrícola.
El sector industrial es atendido en media y alta tensión y representa tan solo el 0.7
por ciento del total de usuarios, pero concentra el 59.1 por ciento del consumo
nacional. La composición interna de este sector es contrastante, pues agrupa a un
gran número de empresas pequeñas y medianas conectadas en media tensión,
que representan el 99.7 por ciento de los usuarios del sector industrial y el 63.6
por ciento del consumo del sector, así como a un número reducido de grandes
industrias conectadas en alta tensión, que representan el 0.3 por ciento de los
usuarios y el 34.3 por ciento del consumo del sector.
Los niveles de consumo medio por usuario en el sector industrial presentan
también un gran contraste, ya que en las empresas medianas abastecidas en
media tensión el consumo promedio es de 27,580 kWh al mes, mientras que en
las grandes empresas abastecidas en alta tensión el consumo promedio se eleva
a 4.5 millones de kWh al mes.
En lo que se refiere a los precios medios en los diferentes sectores tarifarios,
resalta la diferencia entre el precio 1.016 pesos por kWh para el sector doméstico
y 2.393 pesos por kWh para el sector comercial, ambos abastecidos en baja
tensión, lo cual se debe a que las tarifas domésticas conllevan un elevado monto
de subsidios y se traducen en un precio medio reducido. De igual forma, se
observa un diferencia entre los sectores agrícola y de servicios, que son
abastecidos en media y baja tensión, con precios medios de 0.477 pesos por kWh
y 1.66 pesos por kWh, respectivamente, lo cual se atribuye también a los
subsidios otorgados a los usuarios agrícolas.
En cuanto a los precios medios en el sector industrial, la diferencia que existe
entre las empresas medianas y las grandes industrias, 1.236 pesos por kWh en
comparación con 0.907 pesos por kWh, se debe fundamentalmente a los niveles
de tensión, toda vez que las tarifas en media tensión son superiores a las tarifas
en alta tensión. Es importante tener en cuenta que las tarifas eléctricas varían de
acuerdo al nivel de tensión, en función de los costos de suministro, siendo
menores las de alta tensión respecto a las de media tensión, en virtud de que
conllevan costos de suministro menores, como se verá en la sección 2.
51
En el Cuadro 11 se presenta la evolución de los niveles de consumo medio de
electricidad por usuario en los diferentes sectores tarifarios durante el periodo
2001 - 2007.
Cuadro 11. Consumo medio por usuario del Sector Eléctrico Nacional, 2001- 2007
El número total de usuarios creció, en los últimos 6 años, a una tasa promedio
anual de 3.8 por ciento, siendo ésta superior a la tasa promedio de 2.3 por ciento
anual que registró el consumo de energía eléctrica, lo cual se tradujo en una
disminución del 8.5 por ciento en el consumo medio de electricidad por usuario
durante ese periodo.
Este fenómeno se observa en la mayoría los sectores tarifarios atendidos por la
CFE y LFC, y se podría atribuir, entre otros factores, al aumento de la cobertura
del servicio eléctrico y a la incorporación de nuevos usuarios en algunos sectores
con consumos menores al promedio.
En el caso de los sectores comercial e industrial, destaca el aumento del número
de usuarios en las tarifas con menores niveles de consumo medio (tarifas 2, O-M y
H-M), lo cual ha reducido el promedio del consumo medio en ambos sectores.
En lo que toca a las grandes industrias, la baja del consumo medio ha estado
influenciada por el crecimiento del autoabastecimiento de electricidad en varias
industrias, en virtud de la entrada en operación de diversos proyectos de
autoabastecimiento y cogeneración.
Los precios medios de venta en los distintos sectores tarifarios han evolucionado
de acuerdo a las medidas y mecanismos de ajuste señalados con anterioridad,
pero también están influenciados por cambios en la participación relativa de las
distintas tarifas que conforman los sectores y variaciones en los patrones de
consumo de los usuarios.
52
A continuación, se muestra la variación total acumulada que sufrieron los precios
medios en los distintos sectores tarifarios durante el periodo 2001 - 2007, en
términos nominales y reales.
Cuadro 12. Variación de precios medios por sector entre 2001 y 2007
1_/
Se descuenta la variación del Índice Nacional de Precios al Consumidor. 2_/
La variación de los factores de la FAA se refiere al promedio anual de 2001 y 2007. Fuente: SENER con información de la CFE
El precio medio en el sector doméstico experimentó, en los últimos 6 años, un
aumento real del 30 por ciento, después de descontar la inflación en precios al
consumidor. Alrededor de la mitad de dicho aumento se atribuye al ajuste tarifario
realizado en 2002, y la otra mitad al deslizamiento mensual de las tarifas a tasas
por arriba de la inflación.
El precio medio del sector comercial, que es abastecido también en baja tensión,
registró en ese periodo un aumento real de 42.5 por ciento, debido básicamente al
efecto de la aplicación de la Fórmula de Ajuste Automático, en la que se
incorporan las variaciones ocurridas en los factores de ajuste por combustibles e
inflación, de acuerdo a las proporciones establecidas para los diferentes niveles de
tensión.
El precio medio en el sector servicios presentó el aumento real durante dicho
periodo, de 14.1 por ciento, en virtud de que refleja únicamente el deslizamiento
mensual por arriba de la inflación, de manera que presenta un rezago respecto a
las demás tarifas, sobre todo en relación a otros sectores abastecidos en media
tensión.
53
El sector agrícola presentó, en promedio, una situación parecida a la del sector
servicios, pero en este caso confluyen las tarifas normales, que se han venido
ajustando a un ritmo alto para evitar su rezago, y las tarifas de estímulo, que se
han ajustado a un ritmo moderado.
Los aumentos observados en los precios medios en el sector industrial reflejan
directamente el comportamiento de los factores de ajuste por combustibles e
inflación dentro de la Fórmula de Ajuste Automático, siendo mayor el aumento del
precio medio en alta tensión, debido al peso mayor que en este caso tiene el factor
de ajuste por combustibles.
En el Cuadro 13 y en la Gráfica 13 se presenta la evolución de los precios medios
de venta de electricidad en los diferentes sectores tarifarios durante el periodo
2001- 2007.
Cuadro 13. Precios medios de venta de energía eléctrica en el sector eléctrico nacional, 2001 - 2007
54
Gráfica 13. Precios medios de energía eléctrica en el sector eléctrico nacional, 2001-2007
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
pe
so
s p
or
kW
h
Doméstico Comercial Servicios Agrícola Industrial
Fuente: CFE y LFC
55
1.2.4. Evolución y Composición de las Tarifas Domésticas
En el Cuadro 14 se presentan los principales indicadores comerciales del sector
eléctrico nacional durante 2007, correspondientes a las tarifas domésticas, los
cuales incluyen, para cada tarifa, el número promedio de usuarios, el consumo
anual de energía, el consumo medio mensual por usuario y el precio medio
facturado en el año.
Cuadro 14. Principales indicadores comerciales para el sector residencial del Sector Eléctrico Nacional, 2007
En 2007, el sector eléctrico nacional atendió, en promedio, a 27 millones de
usuarios domésticos a nivel nacional. De este total, 14.8 millones (54.9 por ciento)
están clasificados en la tarifa 1, 11.6 millones (43 por ciento) en las 6 tarifas de
verano -1A a 1F- y 0.6 millones (2.1 por ciento) en la tarifa DAC.
En virtud de las diferencias que existen entre los niveles de consumo de las tarifas
domésticas, los usuarios de la tarifa 1 representaron el 36.2 por ciento del
consumo total de electricidad del sector doméstico, mientras que los usuarios de
las tarifas de verano generaron el 55.6 por ciento del consumo total y los de la
tarifa DAC el 8.2 por ciento restante.
Dentro de las tarifas de verano, las tarifas 1A y 1B corresponden a las zonas
menos calurosas del país y en conjunto integran al 41 por ciento del total de
usuarios de las tarifas verano, el 43 por ciento están ubicados en las tarifas 1C y
1D, que se aplican en zonas más calurosas, y el 16 por ciento restante están
clasificados en las tarifas 1E y 1F, que corresponden a las zonas de calor extremo.
56
El consumo medio por usuario varía en función del clima asociado a cada tarifa.
En este sentido, el consumo medio en la tarifa 1, que corresponde a las zonas
templadas, es el menor y el consumo medio más alto se presenta en la tarifa 1F,
que se aplica a las zonas más calurosas del país. La diferencia en el consumo
medio entre dichas tarifas es de poco más de 4 veces, y se debe, en su mayor
parte, al efecto del uso intensivo de los aparatos de aire acondicionado. El
consumo medio de la tarifa DAC es el promedio a nivel nacional y comprende
todas las regiones del país.
El precio medio anual varía entre las 7 tarifas generales (1 a 1F), pero se observa
una gran diferencia respecto a la tarifa DAC, debido a que las tarifas generales
están subsidiadas y la tarifa DAC no contiene subsidio.
En los últimos 6 años, la composición de las tarifas de verano se ha modificado
significativamente, en virtud de la creación de nuevas tarifas y del proceso de
reclasificación de un gran número de localidades que han pasado a una tarifa más
favorable.
En el Cuadro 15 se muestra el cambio ocurrido en la composición relativa de las
tarifas domésticas entre 2001 y 2007, representado por la participación de las
distintas tarifas en el total de usuarios y en el consumo total de energía.
Cuadro 15. Composición relativa de las tarifas domésticas, 2001 y 2007
1_/ Composición al término del año.
Fuente: Comisión Federal de Electricidad
Los cambios en la composición tarifaria se derivaron de la creación de las tarifas
1F y DAC, y de la reclasificación que tuvo lugar entre las diferentes tarifas de
verano. Dichos cambios se aprecian con más claridad en el Cuadro 16, en él se
57
muestra la evolución del número de usuarios en las distintas tarifas domésticas
durante el periodo 2001 - 2007.
Cuadro 16. Usuarios en tarifas domésticas del Sector Eléctrico Nacional, 2001 - 2007
El proceso de reclasificación tarifaria se reflejó en una disminución del número de
usuarios clasificados en las tarifas 1A y 1B, y en un aumento en los usuarios
correspondientes a las tarifas 1C y 1D, además del cambio que implicó la creación
en 2002 de la nueva tarifa 1F, a la que se integraron usuarios que estaban
clasificados en la tarifa 1E.
El cambio ocurrido por la creación, en 2002, de la tarifa DAC, condujo a la
reclasificación de usuarios de todas las tarifas domésticas. Cabe destacar que, de
2002 a 2007 se observa una reducción del 36 por ciento en el número de usuarios
de la tarifa DAC, lo cual se atribuye tanto al efecto de la reclasificación tarifaria
como a los esfuerzos de ahorro de energía que han realizado muchos usuarios
para salir de dicha tarifa.
Los cambios en la composición tarifaria repercutieron también en los niveles de
consumo medio por usuario y en los precios medios de las diferentes tarifas
domésticas en determinados años, debido a que se modificó la composición
estructural y el perfil de consumo promedio de los usuarios dentro de cada tarifa.
Esta situación dificulta el análisis de la evolución de los consumos medios por
usuario y de los precios medios en cada una de las tarifas domésticas, pues se
observan variaciones a lo largo del periodo 2001 – 2007 que se derivan de la
incorporación o salida de grupos de usuarios en las diferentes tarifas.
En virtud de lo anterior, el comportamiento individual de las partes no refleja
fielmente lo ocurrido en el conjunto de tarifas domésticas, por lo que resulta más
58
representativa la evolución en forma agregada de los niveles de consumo medio
por usuario y de los precios medios para el sector doméstico en su conjunto, la
cual fue presentada en la sección anterior.
En los Cuadros 17 y 18 se presenta la información agregada para cada entidad
federativa, sobre los niveles de consumo medio por usuario y los precios medios
durante 2007 correspondientes al sector eléctrico nacional.
El cálculo de los niveles de consumo medio por usuario se realizó a partir de la
división de las ventas anuales de electricidad entre el número promedio de
usuarios, en tanto que el precio medio fue calculado dividiendo la facturación
anual entre las ventas anuales de electricidad.
La información que se presenta en los cuadros siguientes considera el conjunto de
las tarifas domésticas que se aplican en las entidades federativas, incluyendo la
tarifa DAC, y agrupa en forma anual los resultados de las temporadas de verano y
fuera de verano.
En virtud de lo anterior, dichos cálculos no son representativos de los valores que
arrojaría el consumo de un usuario individual, sino constituyen el promedio de una
gran diversidad de usuarios con perfiles de consumo variados, razón por la cual
dos entidades federativas con la misma tarifa pueden tener precios medios
diferentes.
Por consiguiente, la comparación de los precios medios en las distintas entidades
federativas con los que tendría un usuario individual, en niveles comparables de
consumo mensual, no resulta procedente debido a que por la estructura misma de
las tarifas domésticas, con cargos crecientes en función del consumo, el precio
promedio de un conjunto de usuarios con niveles diversos de consumo resulta
superior al de un usuario individual para un determinado nivel de consumo.
En el Cuadro 17 se presenta la información en orden progresivo de los niveles de
consumo medio por usuario durante 2007, en las diversas entidades federativas,
incluyendo la tarifa DAC.
59
Cuadro 17. Consumos medios por Estado, 2007
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC.
La información de los precios medios en 2007 en las diversas entidades
federativas, incluyendo también la tarifa DAC, muestra un orden progresivo
diferente, según se aprecia en el Cuadro 18.
60
Cuadro 18. Precios medios por Estado, 2007
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC.
En los cuadros anteriores se observa que las entidades que presentan un menor
consumo medio por usuario corresponden, por lo general, a las regiones de clima
templado, mientras que las entidades con clima caluroso presentan los niveles de
consumo medio más elevados.
En lo que se refiere a los precios medios, se observa un patrón menos definido y
más heterogéneo, en virtud de que se tienen precios medios bajos en entidades
con niveles de consumo bajos y altos, y viceversa, lo cual se debe a las
diferencias que existen en las estructuras y cargos de las diversas tarifas
domésticas.
Sobresalen los casos de Sinaloa y Sonora, que siendo las entidades de clima
caluroso con mayor consumo medio por usuario, registran los menores precios
medios. Por el contrario, Querétaro, Jalisco y el Distrito Federal, entidades que
con niveles de consumo relativamente bajos se ubican en regiones de clima
templado, se sitúan entre los mayores precios medios.
61
El análisis conjunto de los niveles de consumo medio por usuario y precios medios
de las entidades federativas muestra que no existe una correlación directa entre
ambos indicadores si se consideran todas las tarifas de manera agrupada. En
virtud de las diferencias que existen en la composición tarifaria y en los patrones
de consumo de los estados del país, para analizar en forma adecuada dicha
correlación, se requiere separar los indicadores para cada tarifa en particular.
En la Gráfica 14 se muestra la correlación entre consumos medios y precios
medios en las diferentes entidades federativas, agrupando los valores que
corresponden a cada tarifa doméstica.
Gráfica 14. Comparativo por entidad federativa en 2007: precio medio vs consumo medio
Aunque en la sección 4.3 de este estudio se presenta un análisis más detallado
sobre la distribución de los subsidios domésticos entre las diferentes tarifas, en el
Cuadro 19 se muestra la asignación de los subsidios (totales, por kWh y anual por
usuario) a las tarifas eléctricas residenciales entre las 31 entidades federativas y el
Distrito Federal.
Cabe aclarar que la información de ambas secciones fue proporcionada por la
CFE. Sin embargo, el monto de total de los subsidios de la sección 4.3 difiere
respecto a la información presentada en el Cuadro 19 debido a diferencias en la
metodología para el cálculo de los subsidios, esto es:
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Pre
cio
med
io (
peso
s p
or
kW
h)
Consumo medio (kWh por usuario por mes)
Sector Eléctrico Nacional
Tarifa 1 Tarifa 1A Tarifa 1B Tarifa 1C Tarifa 1D Tarifa 1E Tarifa 1F
Fuente: SENER con información de la CFE
62
1. En la sección 4.3 se presenta únicamente la información para la CFE, el
Cuadro 19 incluye los subsidios otorgados a todos los usuarios
domésticos del sector eléctrico nacional (incluye tanto a la CFE y como a
LFC).
2. El cálculo de los subsidios por kWh considera las ventas realizadas a
todos los usuarios domésticos, inclusive las ventas a los usuarios
ubicados en la tarifa DAC.
3. El cálculo de los subsidios anuales por usuario resulta de dividir el
subsidio total entre todos los usuarios domésticos, incluidos los usuarios
que se encuentran en la tarifa DAC (no obstante que éstos no reciben
subsidio a sus tarifas).
Adicionalmente, este cuadro no incluye los apoyos adicionales a las tarifas
eléctricas residenciales que en ciertos casos otorgan los gobiernos estatales y/o
municipales.
A pesar de lo anterior, la información presentada en el Cuadro 19 da una
aproximación sobre la asignación de los subsidios a las tarifas eléctricas que
existe actualmente entre las 31 entidades federativas y el Distrito Federal.
63
Cuadro 19. Subsidio total, subsidio por kWh y subsidio anual por usuario a nivel estatal, 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
64
1.3. Bloques y Niveles de Consumo Doméstico
1.3.1. Clasificación de Usuarios Domésticos por Bloques de Consumo
La clasificación de los usuarios por bloques de consumo fue establecida en 2002,
a efecto de que los usuarios con consumos bajos no fueran afectados por el ajuste
tarifario aplicado en ese año, para evaluar el impacto en los usuarios con niveles
de consumos medios y altos. En este sentido, los bloques de consumo quedaron
establecidos de la siguiente manera:
Consumo Bajo: Usuarios con niveles de consumo hasta el límite del rango
intermedio de cada tarifa, a quienes se les aplica únicamente los cargos
tarifarios más bajos (básico e intermedio).
Consumo Moderado: Usuarios con niveles de consumo por arriba del
límite del rango intermedio de cada tarifa y que se ubican fuera de la tarifa
DAC de alto consumo, a quienes se les aplica además el cargo excedente.
Consumo Alto: Usuarios clasificados en la tarifa DAC de alto consumo.
Esta clasificación permite distinguir a los usuarios con nivel de consumo eléctrico
bajo, que por lo general corresponden al sector de la población de bajos recursos,
quienes cubren su consumo con los cargos tarifarios más bajos aplicables a los
rangos básicos e intermedio y, por consiguiente, son los que reciben el mayor
nivel de subsidio en relación a su consumo.
Los usuarios ubicados en el bloque de consumo moderado sufren el impacto del
cargo aplicable al rango excedente en forma proporcional a su nivel de consumo,
por lo que dichos usuarios pagan cargos tarifarios cada vez mayores en la medida
que su consumo aumenta y, de esta manera, reciben un subsidio
proporcionalmente menor a su nivel de consumo.
Es pertinente recordar que, los subsidios se concentran en los cargos de los
rangos básico e intermedio, mientras que el cargo del rango excedente se
aproxima al costo total de suministro.
Los usuarios ubicados en el bloque de consumo alto son los usuarios clasificados
en la tarifa DAC, que por lo general corresponden al sector de la población de
altos ingresos, dichos usuarios no reciben ningún subsidio en la totalidad de su
consumo eléctrico.
65
En el Cuadro 20 se muestran los límites del consumo mensual para cada tarifa en
las temporadas de verano y fuera de verano que se consideran en los tres bloques
de consumo:
Cuadro 20. Límites de consumo mensual en kWh en los bloques de consumo
1_/
Se refiere al límite de consumo establecido para la tarifa DAC, el cual considera el promedio
móvil del consumo de los últimos doce meses.
Con base en la información procesada por la CFE y LFC, para el ejercicio 2006, se
observa que a nivel nacional, y en promedio para las temporadas de verano y
fuera de verano, el 76 por ciento de los usuarios se encuentran clasificados en el
bloque de consumo bajo, lo que significa que dicho porcentaje de usuarios no ha
sido afectado por el ajuste tarifario que se aplicó en febrero de 2002. El 21.9 por
ciento de los usuarios se ubican en el bloque moderado, de manera que han
sufrido el ajuste en forma proporcional a su nivel de consumo, y el 2.1 se ubica
dentro de la tarifa DAC.
El análisis por estación muestra una distribución diferente de los bloques de
consumo en las temporadas de verano y fuera de verano, observándose que en el
verano aumenta la proporción de usuarios ubicados en el bloque de consumo bajo
y disminuye en los meses fuera de verano, según se aprecia en el Cuadro 21.
Cuadro 21. Distribución porcentual de usuarios en bloques de consumo por
temporada
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC
Modificado conforme a lo señalado en el Oficio No. 300.173/2008, del 9 de julio de 2008.
66
Lo anterior, es indicativo de que los rangos de consumo básico e intermedio
establecidos para el periodo de verano son relativamente amplios, ya que
permiten ubicar en el bloque de consumo bajo a una proporción mayor de usuarios
que en la temporada fuera de verano.
Esta situación se puede apreciar con mayor claridad al analizar la distribución de
los bloques de consumo en las distintas tarifas domésticas en las temporadas de
verano y fuera de verano, según se muestra en el Cuadro 22.
Cuadro 22. Distribución porcentual de usuarios en bloques de consumo por
tarifa
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC
Como puede observarse, durante el verano a medida que se pasa de la tarifa 1 a
la 1F, aumenta la proporción de usuarios ubicados en el bloque de consumo bajo
y disminuye la de los usuarios en el bloque de consumo alto. Fuera de verano el
patrón es menos definido.
A nivel estatal se presentan diferencias considerables en la conformación de los
bloques de consumo, la participación del bloque de consumo bajo tiende a
disminuir, según se observa en el Cuadro 23.
Modificado conforme a lo señalado en el Oficio No. 300.173/2008, del 9 de julio de 2008.
67
Cuadro 23. Participación de usuarios en el bloque de consumo bajo
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC
La mayor proporción de usuarios en el bloque de consumo bajo se concentra en
las localidades con clima caluroso durante el verano. Los usuarios en estas
regiones son los que se benefician de los cargos tarifarios más bajos y por ende
del nivel de subsidio unitario más alto.
Lo anterior, es resultado directo de la estructuración de las tarifas domésticas por
bloques de consumo, y de la canalización de los subsidios a los usuarios a través
de los cargos que se aplican a los rangos de consumo básico e intermedio,
teniendo en cuenta que los usuarios ubicados en el bloque de consumo bajo
efectúan la totalidad de su consumo en los rangos subsidiados.
En el otro extremo se ubican los usuarios de alto consumo clasificados en la tarifa
DAC, quienes representan el 2.1 por ciento de los usuarios a nivel nacional, y que
se concentran en las localidades de clima templado. Este patrón se observa con
toda claridad en la distribución de los bloque de consumo en las diferentes
entidades federativas, y particularmente en aquellas que cuentan con una
diversidad de climas, como es el caso de Chiapas, Oaxaca y Guerrero en el sur
68
del país, y Coahuila, San Luis Potosí y Nuevo León en el norte, todas ellas con
localidades de clima templado y caluroso. La participación de usuarios en el
bloque de consumo bajo tiende a aumentar en los estados del sur respecto a los
del norte, así como en las zonas cálidas respecto a las zonas templadas.
69
1.3.2. Niveles de Consumo Doméstico Mensuales y por Estación
En las regiones del país con clima templado, los niveles de consumo eléctrico son
estables a lo largo del año, de manera que las mediciones en las temporadas de
verano y fuera de verano resultan prácticamente similares.
En contraste, en las regiones con clima caluroso los niveles de consumo varían a
lo largo del año, manteniéndose bajos en la temporada fuera de verano e
incrementándose durante la temporada de verano, debido básicamente al uso de
aparatos de aire acondicionado y a la mayor carga de enfriamiento de los
refrigeradores.
Por consiguiente, el nivel de consumo promedio por usuario se incrementa en los
meses de verano, en función directa de los niveles de temperatura ambiente. El
consumo medio aumenta gradualmente al inicio del verano hasta alcanzar su nivel
máximo en la temporada de mayor calor, después baja gradualmente en la medida
en que el calor disminuye.
De igual forma, el consumo eléctrico tiende a ser mayor en las regiones más
calurosas respecto a las menos calurosas, pero en este caso no se presenta una
situación homogénea a lo largo del país.
En la Gráfica 15 se muestran los niveles de consumo medio por usuario en las
distintas tarifas domésticas durante los doce meses del año.
70
Gráfica 15. Estacionalidad del consumo medio en tarifas domésticas
Fuente: SENER con información de la CFE.
Los organismos del sector eléctrico llevan a cabo periódicamente el
procesamiento de los registros de consumo mensual de todos sus usuarios
domésticos, en cada una de las tarifas, mediante su agrupación por niveles de
consumo, lo cual permite conocer la distribución de los usuarios en función de su
nivel de consumo eléctrico. Con lo cual se puede conocer el patrón de consumo
mensual característico en cada tarifa a lo largo del año, de manera que se pueden
determinar para las temporadas de verano y fuera de verano, los niveles de
consumo promedio de los usuarios y la distribución de usuarios por rangos de
consumo en cada una de las tarifas domésticas.
En el Cuadro 24 se presentan las cifras agregadas a nivel nacional del consumo
medio por usuario en cada una de las tarifas domésticas, excluyendo la tarifa
DAC.
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
( kW
h / m
es )
CFE-NACIONAL
ESTACIONALIDAD DEL CONSUMO MEDIO EN TARIFAS DOMESTICAS
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F TOTAL
71
Cuadro 24. Consumo medio mensual por usuario sin Tarifa DAC
1_/ No incluye a los usuarios de la tarifa DAC
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC
En el Cuadro 25, se presenta por separado el consumo medio de los usuarios de
la tarifa DAC, a efecto de mostrar la diferencia que existe entre el usuario
promedio típico y el usuario de alto consumo clasificado en dicha tarifa,
especialmente en las regiones más calurosas del país.
Cuadro 25. Consumo medio mensual por usuario en Tarifa DAC
1_/ Incluye únicamente a los usuarios de la tarifa DAC
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC
A efecto de determinar la distribución de los rangos de consumo y los subsidios en
función de los niveles de consumo, es necesario conocer la distribución de los
usuarios conforme a los niveles de consumo en cada tarifa, toda vez que el rango
básico conlleva el cargo tarifario más bajo y el mayor nivel de subsidio unitario,
mientras que el rango intermedio es mayor y contiene un subsidio unitario menor,
y el rango excedente se aproxima al costo total de suministro. En el Cuadro 26 se
muestran los resultados obtenidos.
72
Cuadro 26. Distribución acumulada de usuarios por nivel de consumo
1_/ Cada nivel de consumo acumula los anteriores. No incluye a los usuarios de la tarifa DAC.
Fuente: SENER con información de la CFE y LFC
Esta información guarda una estrecha correlación con la que se presenta en el
punto anterior, en virtud de que proviene de los mismos sistemas de
procesamiento de registros de los organismos del sector. Sin embargo, la
participación de usuarios difiere ligeramente, ya que en este caso se excluye del
total a los usuarios de la tarifa DAC.
En el cuadro anterior, se observa que el porcentaje de usuarios en cada nivel de
consumo tiende a disminuir en la temporada de verano, y en forma más
pronunciada en las tarifas para clima más caluroso.
A partir de dicha información, se aprecia que en la temporada de verano, los
niveles de consumo medio, asociados a un determinado porcentaje de usuarios,
aumentan con las tarifas de verano. Por ejemplo, para el 70 por ciento de los
usuarios, el nivel de consumo medio en la tarifa 1C (250 kWh) es el doble de la
tarifa 1 (125 kWh), y en la tarifa 1F (750 kWh) resulta el triple de la tarifa 1C y el
séxtuple de la tarifa 1.
73
Lo anterior significa que, los usuarios con tarifas de verano pueden consumir en la
temporada de verano un volumen de energía eléctrica gradualmente mayor dentro
de los rangos de consumo subsidiados (básico e intermedio), que llega a
multiplicarse hasta 6 veces entre los dos extremos tarifarios (tarifa 1 versus tarifa
1F) para un determinado porcentaje de usuarios.
Si se excluyese el límite de los bloques para un determinado porcentaje de
usuarios, los límites de consumo entre los extremos tarifarios llegan a multiplicarse
hasta 10 veces, como ocurre con la tarifa DAC, cuyo límite de consumo mensual
promedio varía de 250 kWh en las zonas clasificadas en la tarifa 1, hasta 2,500
kWh en las zonas clasificadas en la tarifa 1F.
74
2. Estructura de los Costos de Suministro
2.1. Aspectos Operativos del Sistema Eléctrico
2.1.1. Características del Sistema Eléctrico
En México, el Sistema Eléctrico Nacional está conformado por tres sistemas
eléctricos independientes: el Sistema Interconectado Nacional (SIN), que cubre la
mayor parte del territorio nacional y atiende el 94 por ciento de la demanda de
energía eléctrica del país, y los sistemas de Baja California Norte (BCN) y Baja
California Sur (BCS) que atienden el 6 por ciento restante. Estos sistemas, aún
cuando tienen características particulares que los hacen distintos entre sí,
especialmente por sus dimensiones, presentan las mismas características de
cualquier sistema eléctrico.
La industria eléctrica es similar a cualquier otra industria, con la excepción de que
debe fabricar su producto en el instante en que se requiere. Así, la electricidad es
un producto único, pues debe producirse en el instante en que se necesita y no
puede almacenarse económicamente en gran escala utilizando la tecnología
actual.
La energía eléctrica se define a través de dos parámetros: potencia y energía. La
potencia representa la magnitud de la energía eléctrica que puede convertirse en
cualquier otra forma de energía, como luz, calor o trabajo mecánico, y su unidad
de medición es el kilowatt (kW). La energía es la potencia utilizada durante un
determinado período de tiempo y se mide en kilowatts-hora (kWh).
El sistema eléctrico debe tener en todo momento la capacidad de cubrir la
potencia que demandan los usuarios conectados al sistema, la cual varía
constantemente en función de las necesidades específicas de cada usuario, ya
sea doméstico, comercial o industrial, de manera que la industria eléctrica debe
generar en cada instante la energía eléctrica necesaria para cubrir la potencia que
demanda el sistema, de acuerdo a los niveles de tensión requeridos en cada punto
de la red eléctrica, y manteniendo constante la frecuencia con que opera.
Para tal efecto, el sistema eléctrico debe contar con capacidad de generación
suficiente a fin de cubrir los niveles máximos de potencia que demandan los
usuarios. Por lo que, se requiere disponer de un margen de reserva de capacidad
que permita enfrentar las situaciones que ponen fuera de servicio alguna parte de
la capacidad de generación o de las redes de transmisión, ya sea por razones de
mantenimiento o falla de alguna instalación del sistema, o por contingencias de
cualquier naturaleza.
75
Es por ello que, la industria eléctrica debe planear su crecimiento y sus
operaciones con la debida anticipación, ya que necesita llevar a cabo en tiempo y
forma los proyectos de infraestructura que se requieran para satisfacer la
demanda futura de energía eléctrica, pues de otra manera, se tendrían
limitaciones y restricciones que limitarían el avance de las actividades económicas
y mermarían el bienestar de la población.
En México, la planeación del sector eléctrico se realiza con base anual para un
horizonte de 10 años, y queda plasmada en el Programa de Obras e Inversiones
del Sector Eléctrico elaborado por la CFE, y en el documento de Prospectiva del
Sector Eléctrico que publica la Secretaría de Energía. De este proceso de
planeación, se derivan los proyectos y acciones de inversión cuya realización se
debe iniciar con oportunidad, a efecto de que sean concluidos y entren en
operación en las fechas previamente establecidas para atender el crecimiento de
la demanda.
Actualmente, el sector eléctrico cuenta con una capacidad total de generación de
51 mil megawatts (MW) y dispone de un margen de reserva respecto a la
demanda máxima de los usuarios, por lo que no se anticipan situaciones de
escasez que puedan poner en riesgo el suministro de energía eléctrica en los
próximos dos o tres años, considerando además que se encuentran en
construcción diversos proyectos que conllevan una capacidad adicional de 2,400
MW.
La generación eléctrica en nuestro país se basa, principalmente, en el uso de
combustibles fósiles, como el gas natural, el combustóleo, y el carbón, que
representan alrededor del 70 por ciento de la generación total, mientras que el 30
por ciento restante proviene de otras fuentes como la energía hidráulica, la
nuclear, la geotérmica y la eólica.
Los combustibles fósiles se han encarecido significativamente en los últimos años
en casi todas las regiones del mundo, lo que ha repercutido directamente en los
costos de generación de la energía eléctrica que proviene de dichos combustibles.
De la misma manera, a partir del 2003 los costos de construcción y de operación y
mantenimiento de la infraestructura eléctrica se han incrementado, como resultado
del aumento en el precio de diversas materias primas y por el exceso de demanda
en el mercado de infraestructura.
Conforme lo establece el marco legal vigente, el sector eléctrico nacional debe
programar su desarrollo y sus operaciones de manera que permita aprovechar,
tanto en el corto como en el largo plazo, la generación de energía eléctrica que
76
resulte de menor costo y que ofrezca óptima estabilidad, calidad y seguridad para
la prestación del servicio público.
Una vez que se genera, la energía eléctrica se debe transformar y transportar
instantáneamente a través de una red de cables, subestaciones y transformadores
hacia el consumidor. La electricidad se genera a una tensión o voltaje
relativamente baja en la mayoría de las unidades generadoras, pero es
transformada a una tensión más elevada que va desde 69 mil hasta 400 mil Volts
con el fin de transportar esta energía a grandes distancias en forma económica y
eficiente.
El primer punto para la entrega de energía se encuentra en las subestaciones de
transmisión, que se localizan cerca de los centros urbanos o de zonas industriales,
a partir de las que se suministra la energía a las grandes industrias en alta tensión
a 230 mil y 400 mil Volts.
A su vez, estas subestaciones alimentan las líneas de subtransmisión en alta
tensión, entre 69 mil y 161 mil Volts, para llevar la energía a diversos puntos
estratégicos de la red, de donde se abastecen otras grandes industrias en esos
niveles de tensión.
Las líneas de subtransmisión conducen la energía a las subestaciones de
distribución, donde se reduce el voltaje a los niveles de media tensión del sistema
de distribución primaria entre 4 mil y 35 mil Volts. De estas subestaciones, se
alimentan las líneas de distribución primaria, las cuales abastecen a las industrias
y negocios conectados en media tensión y, a su vez, conducen la energía a los
transformadores de servicio localizados cerca de las casas o negocios, en donde
se reduce la tensión hasta los niveles de 220 ó 110 Volts que requieren los
usuarios en baja tensión.
En cada etapa del proceso de transmisión y distribución ocurren pérdidas debido
al paso de la energía eléctrica a través de los conductores y transformadores.
La industria eléctrica está obligada a operar las unidades generadoras y las redes
eléctricas en la forma más eficiente, segura y confiable en todo momento para el
suministro de la demanda. Como las necesidades de los usuarios cambian, se
debe ajustar constantemente el volumen de electricidad generado en el sistema
para no afectar la frecuencia, ya que ésta se debe mantener en el valor estándar
de 60 ciclos por segundo, de manera que se debe aumentar o reducir la
generación de las distintas centrales eléctricas en función de la carga demandada
en cada punto del sistema.
77
Si en un momento crítico el sistema eléctrico no genera la potencia necesaria, el
voltaje del sistema caerá por debajo de un valor mínimo y provocará que algunos
interruptores (el control automático de generación) empiecen a funcionar para
mantener la seguridad de la red y evitar daños en los equipos, ante lo cual se
debe proceder en ese instante a cortar la energía a algunos consumidores, a
efecto de evitar que esta situación se extienda y afecte la estabilidad del sistema
en su conjunto.
La industria eléctrica debe programar la generación de energía para satisfacer la
amplia variabilidad de la demanda durante el día y a lo largo del año. Debido a la
diversidad de los horarios en los que los clientes usan la electricidad, la carga
varía durante todas las horas del día y todos los días del año. En general, la carga
tiende a ser menor por la noche cuando la mayoría de las personas están
durmiendo, y mayor durante el día cuando la mayoría de los aparatos están en
uso, pero varía también en el curso del día y la noche por la gran diversidad que
existe en los usos de la energía en las actividades productivas, comerciales y de
servicios.
Dependiendo de la zona y temporada del año, el sistema eléctrico enfrenta el pico
de demanda ya sea al inicio de la noche, debido a las necesidades de iluminación,
o bien a mediodía y en la tarde durante los días más calurosos de verano, cuando
los equipos de aire acondicionado trabajan a su máximo.
Esta variabilidad afecta al factor de carga, que representa la demanda promedio
como porcentaje de la demanda máxima. Los grandes clientes industriales pueden
llegar a tener factores de carga de más de 90 por ciento y otros clientes, como los
centros de convenciones, los pueden tener de menos de 10 por ciento. El costo de
la energía eléctrica varía en función inversa del factor de carga. El costo se reduce
cuando el factor de carga aumenta, ya que implica un uso más eficiente de las
instalaciones del sistema, y viceversa.
Así, desde la generación hasta el destino final, la energía eléctrica sufre cambios
significativos en todas las variables que intervienen en el proceso eléctrico, lo que
requiere de un diseño y un manejo experto de los diferentes componentes que
integran el sistema eléctrico para ofrecer al usuario un suministro económico y
confiable de energía.
78
2.1.2. Esquema del Despacho de Carga
De conformidad con lo establecido en la Ley del Servicio Público de Energía
Eléctrica y su Reglamento, las entregas de energía eléctrica a la red de servicio
público están sujetas a las reglas de despacho y operación del sistema eléctrico
nacional que establezca el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) de
la CFE, con el propósito de que la energía se suministre al menor costo y en
condiciones de estabilidad, calidad y seguridad.
Para satisfacer la demanda agregada de todos los clientes, el despacho de carga
decide qué unidades generadores deben funcionar y en qué nivel de potencia.
Esta decisión se realiza de acuerdo a las reglas establecidas por el CENACE,
donde todas las operaciones de generación de energía son coordinadas por el
personal encargado del despacho.
De manera anticipada, las diferentes unidades generadoras son formadas en
orden progresivo en función de sus costos variables de operación, conforme a la
curva de carga pronosticada. Los factores de decisión sobre qué generación
aumentar o disminuir, son: el costo de operación, la capacidad máxima, el
programa de mantenimiento, las emisiones al medio ambiente y la reserva
necesaria requerida en el sistema para mantener la confiabilidad.
La electricidad producida por cada unidad generadora tiene costos fijos y costos
variables. Los costos fijos incluyen el financiamiento de la planta, el arrendamiento
de equipo, la depreciación, los impuestos o aprovechamientos, y los costos de
operación y mantenimiento que no dependen de manera directa de la cantidad de
energía producida. Los costos variables comprenden los combustibles, lubricantes
y aquellos de operación y mantenimiento que son proporcionales a la generación,
y son los que se toman en cuenta para el despacho de carga.
En los extremos del despacho de carga aparecen, normalmente, en primer término
las centrales carboeléctricas, para cubrir el periodo de base, que son las que
tienen los menores costos variables de operación, aunque sus costos fijos de
inversión y operación resultan elevados, y en último término aparecen las
unidades turbogás a ciclo abierto para operar en punta sólo si la demanda lo
requiere, ya que sus costos variables de operación son mayores debido a su baja
eficiencia térmica, no obstante que sus costos fijos de inversión son relativamente
bajos.
Las centrales de ciclo combinado operan normalmente en el periodo de base
debido a su alta eficiencia térmica, pero en ocasiones pueden perder prioridad en
el despacho de carga cuando los precios del gas natural aumentan en relación a
79
otros combustibles. Las centrales termoeléctricas con ciclo de vapor que operan
con combustóleo y gas natural son las que sufren la mayor variabilidad en el
despacho de carga, debido a los constantes cambios en los precios relativos de
dichos combustibles.
Las centrales nucleares y geotérmicas funcionan como máquinas de base, por sus
bajos costos variables de operación y por la conveniencia de operarlas en forma
estable. Las centrales hidroeléctricas operan durante los periodos de mayor
demanda, para optimizar el valor económico del agua.
El despacho de carga está sujeto a la disponibilidad de las unidades generadoras,
la cual es afectada por razones de mantenimiento y fallas imprevistas en los
equipos, así como por degradaciones de capacidad debido a cuestiones
climatológicas e hidrológicas. Estos aspectos son cubiertos mediante el margen de
reserva de capacidad y requieren de un tratamiento cuidadoso a efecto de
optimizar el funcionamiento del parque generador en su conjunto.
Más allá de las reparaciones ocasionales imprevistas, las centrales generadoras
efectúan paros programados generalmente una vez al año para llevar a cabo las
acciones mantenimiento mayor, durante un periodo de 2 a 4 semanas. Por su
parte, las unidades nucleares deben recargarse cada 12 a 18 meses, y las
unidades térmicas convencionales requieren de mantenimiento a las calderas de 3
a 6 semanas de duración aproximadamente cada 12 a 18 meses.
Teniendo en cuenta el gran número de unidades generadoras en el sistema
eléctrico, los trabajos de mantenimiento son programados a lo largo del año,
procurando que coincidan lo menos posible con las temporadas de mayor
demanda, aunque siempre existe el riesgo de que ocurra un incremento de
demanda inesperado durante un período de mantenimiento programado intensivo.
La confiabilidad es también es un tema considerado por el centro de control, ya
que debe planear el despacho en función de la posibilidad de que una o varias
unidades generadores fallen en cualquier momento. Para ello se debe asegurar
que otras unidades estén disponibles de inmediato, pero la mayoría requieren de
un período de 12 a 18 horas para iniciar y estabilizar la generación. Por lo cual,
normalmente se operan diversas unidades a carga parcial en todo momento, para
que llegado el caso, puedan ser levantadas rápidamente a plena carga. Esta
reserva “rodante” es la capacidad adicional que puede ser utilizada en caso de
necesidad.
80
2.1.3. Curvas de Carga y Perfiles de Consumo
La curva de carga de un sistema eléctrico representa la suma de las demandas de
potencia de todos los usuarios conectados al sistema, que se presentan a lo largo
de las 24 horas del día, de manera que es resultado directo de los perfiles de
consumo agregados de los usuarios.
En general, la curva de carga muestra un periodo de menor demanda durante la
noche, cuando la población duerme y las actividades económicas disminuyen,
para después aumentar en el curso del día en la medida que las actividades
retoman su ritmo habitual, y llegar a su máximo nivel en las horas en que la
demanda generada por las actividades económicas confluye con el aumento de la
demanda de los usuarios domésticos y los servicios, lo cual puede ocurrir al inicio
de la noche por efecto de la iluminación, o en el día debido al uso de los aparatos
de aire acondicionado.
La demanda más baja se presenta regularmente entre las 10 de la noche y las 6
de la mañana, en el periodo denominado de base, y en su mayor parte se debe a
las industrias que laboran tres turnos y no suspenden actividades. La demanda
más alta ocurre en el periodo denominado de punta, y su duración varía en las
distintas temporadas del año y regiones del país, toda vez que las diferentes
condiciones de iluminación e irradiación solar a lo largo del año imponen cambios
en los patrones de consumo de los usuarios.
Las curvas de carga de los tres sistemas eléctricos independientes del país
presentan patrones bien definidos, con diferencias significativas por tipo de día
(hábiles, sábados y domingos), y por estación del año.
En el SIN, la curva de carga en todos los días del año presenta un pico de
iluminación en la noche, que se hace más pronunciado en el invierno, como se
puede observar en la Gráfica 16.
81
Gráfica 16. Curvas de carga del SIN, 2007
En el SIN, la demanda resulta, por lo general, más elevada en los meses de
verano, debido al uso de los aparatos de aire acondicionado en las regiones
cálidas, lo cual a su vez acorta la duración del periodo de punta y genera una
curva de carga menos diferenciada a lo largo del día. La demanda se reduce los
fines de semana, en función de la baja que ocurre en las actividades económicas
durante los días de descanso.
En los sistemas independientes de BCN y BCS se pueden observar diferencias
estacionales muy marcadas. En el invierno destaca el pico de iluminación,
mientras que en el verano la demanda aumenta significativamente, sobre todo al
medio día, por el uso intensivo de los sistemas de aire acondicionado, con lo cual
el periodo de demanda alta se prolonga durante muchas horas del día, como se
puede observar en la Gráfica 17 y en la Gráfica 18.
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
0 4 8
12
16
20
24 4 8
12
16
20
24 4 8
12
16
20
24
MW
día hábil sábado domingo
julio diciembre
Fuente: CFE
82
Gráfica 17. Curvas de carga en BCN, 2007
Gráfica 18. Curvas de carga en BCS, 2007
Cabe señalar que, las curvas de carga muestran el efecto de diversas acciones y
medidas que han realizado los usuarios, a lo largo del tiempo, para modificar sus
patrones de consumo y reducir el monto de sus facturas eléctricas.
500
1,000
1,500
2,000
2,500
0 4 8
12
16
20
24 4 8
12
16
20
24 4 8
12
16
20
24
MW
día hábil sábado domingo
julio diciembreFuente: CFE
100
150
200
250
300
350
0 4 8
12
16
20
24 4 8
12
16
20
24 4 8
12
16
20
24
MW
día hábil sábado domingo
julio diciembreFuente: CFE
83
En el caso del sector industrial sobresalen las acciones de un gran número de
usuarios para reducir su demanda en el periodo de punta, sobre todo de aquellos
que pueden administrar su demanda a lo largo del día. En el sector doméstico,
destacan las medidas de ahorro de energía para sustituir aparatos domésticos, de
aire acondicionado y luminarias de baja eficiencia por unidades de mayor
eficiencia. Todo ello, aunado al efecto del horario de verano, se ha reflejado en un
abatimiento de la demanda en el periodo de punta.
Las curvas de carga tienen implicaciones muy precisas para los costos de
suministro de la energía eléctrica en los diferentes periodos del día.
Las centrales de generación de menor costo variable, que operan como
máquinas de base, funcionan las 24 horas del día a plena capacidad, de
manera que se aprovechan al máximo posible para generar la energía de más
bajo costo a lo largo del día.
Las centrales que generan durante el periodo intermedio son de mayor costo y
trabajan en promedio a menor capacidad, ya que disminuyen notablemente su
carga en el periodo de base, lo cual eleva el costo de la energía generada en
este periodo.
Las centrales de más alto costo variable, que cubren el pico de la demanda,
generan durante el tiempo que dura el pico, y el resto del tiempo trabajan a
mínima carga. En virtud de lo cual, se incrementa el costo de la energía
generada en el periodo de punta.
Si a lo anterior se agrega el hecho de que los costos fijos de las centrales
generadoras y de las redes de transmisión y distribución, repercuten en los costos
de suministro, en función de su grado de utilización, se tiene como resultado que
la energía suministrada en el periodo de punta conlleva un costo mayor, por el
impacto de los costos fijos, pues los activos involucrados se aprovechan muy poco
por la corta duración de la punta.
Por consiguiente, para cualquier sistema eléctrico resulta fundamental que las
curvas de carga no muestren variabilidad, a efecto de reducir el impacto del costo
que representa el suministro eléctrico en el periodo de punta. De ahí la
importancia de las diversas señales tarifarias para inducir cambios en los perfiles
de consumo de los usuarios que permitan abatir la magnitud de los picos de la
demanda eléctrica.
Los perfiles de consumo de los usuarios son muy diversos. Para caracterizarlos de
manera simple recurrimos a dos conceptos:
84
Factor de carga: es una medida de la variabilidad de la demanda de un
usuario, y se determina como la relación entre su demanda media y su
demanda máxima. Su valor está entre cero y uno (o entre cero y cien si se
expresa en por ciento).
Factor de diversidad: es una medida de la contribución del usuario a la
demanda máxima del sistema, y se determina como la relación entre su
demanda máxima y su demanda en el momento de la punta del sistema. Su
valor mínimo es uno, para aquellos usuarios que presentan su demanda
máxima en forma coincidente con la del sistema. Un valor alto significa que el
usuario presenta una demanda coincidente relativamente pequeña.
A manera de ejemplo, se presentan los siguientes casos:
Una industria de proceso continuo que opera en tres turnos con una demanda
relativamente constante, que varía poco de una hora a la siguiente, presentará
un factor de carga muy alto, que puede llegar a niveles del 90 por ciento, y un
factor de diversidad de uno. Sin embargo, si esta industria suspende la mitad
de su proceso durante el periodo de punta afectará su factor de carga y
presentará un factor de diversidad de dos.
Una industria que opera dos turnos presentará normalmente un factor de
carga de alrededor de 50 por ciento y un factor de diversidad cercano a uno.
Un taller que funciona exclusivamente durante el día tendrá, por lo general, un
factor de carga menor a 30 por ciento y un factor de diversidad muy alto, ya
que está cerrado durante el periodo de punta.
Un comercio que trabaja durante el día y la tarde - noche presentará un factor
de carga alrededor de 30 por ciento y un factor de diversidad cercano a uno.
Una casa habitación normalmente presenta su demanda máxima durante la
tarde-noche, en forma altamente coincidente con el pico de iluminación, por lo
cual su factor de diversidad será cercano a uno, mientras que su factor de
carga tiende a ser relativamente bajo, de 10 por ciento a 20 por ciento.
En las zonas calurosas, los comercios y las casas habitación utilizan equipos de
aire acondicionado, lo cual se refleja en mayores factores de carga durante el
verano.
Los perfiles de consumo de los usuarios son determinantes para el costo de
suministro de la energía eléctrica, pues los costos disminuyen en la medida que
aumentan tanto el factor de carga como el factor de diversidad, y viceversa.
Es por ello que, una industria que opera con altos factores de carga y reduce su
demanda en punta, conlleva costos de suministro menores a los de una industria
85
que opera en forma inversa, es decir con bajos factores de carga y con su
demanda máxima en coincidencia con la punta.
Lo mismo ocurre con los usuarios domésticos, pues el costo de suministro a un
usuario que habita en una zona cálida y utiliza aparatos de aire acondicionado,
resulta menor que el costo de suministro a un usuario que vive en una zona
templada y que su consumo eléctrico se deriva en gran parte de las necesidades
de iluminación, en virtud de que el primero realiza su consumo con factores de
carga y de diversidad más altos que el segundo.
Por esta misma razón, los usuarios domésticos de alto consumo conllevan costos
de suministro más bajos que los usuarios con menores niveles de consumo.
86
2.2. Aplicación de Costos Marginales
2.2.1. Metodología de Costos Marginales
La metodología de costos marginales es una herramienta basada en principios y
criterios económicos, que permite analizar con profundidad la estructura de los
costos de la energía eléctrica y los aspectos que inciden en dichos costos, que no
pueden ser obtenidos a partir de la información contable y financiera de los
organismos del sector eléctrico.
Los costos marginales tienen connotación tanto de corto como de largo plazo. En
ambos casos, son determinados a partir de los parámetros básicos que inciden en
la operación y el desarrollo de la industria eléctrica.
En el corto plazo, el costo marginal es aquel en que incurre el sistema eléctrico
para producir una unidad adicional de energía en un momento dado, con el parque
generador existente, y se expresa en pesos por kWh. Es común referirse al costo
marginal de corto plazo como el costo de energía.
El componente principal de los costos marginales de corto plazo son los
combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica, y dependen de los
precios de los combustibles primarios, de las eficiencias de las plantas
generadoras y de la estructura del parque generador. Por consiguiente, los costos
marginales de corto plazo son distintos para cada uno de los tres sistemas
eléctricos que tenemos en el país (SIN, BCN y BCS).
Los costos marginales de corto plazo pueden determinarse para las distintas
regiones o zonas que integran cada sistema eléctrico, así como para los diferentes
periodos estacionales y horarios, de manera que se puede calcular el costo que
implica la generación de una unidad adicional de energía en cualquier región para
una determinada temporada, mes del año y hora del día.
Para ello se utilizan modelos de simulación basados en programas de
optimización sujetos a las condiciones del sistema eléctrico. Toman como insumos
la función de costos que contiene, entre otros: los precios de los combustibles
entregados en las centrales generadoras, la eficiencia térmica y el nivel de
disponibilidad de las centrales, los costos variables de operación y mantenimiento
de cada central, las restricciones previstas por causas climatológicas y las
capacidades efectivas de transmisión en la red eléctrica.
Los costos marginales de energía son calculados en función de la demanda que
se presenta en el sistema en el transcurso del año y en las distintas horas del día,
87
y éstos van aumentando progresivamente de acuerdo al incremento de la
demanda.
Estos cálculos no se pueden realizar a partir de la información contable de los
organismos, pues ésta es procesada de manera mensual, y no permite identificar
los costos asociados a la generación en algún día del año y hora del día. Los
costos marginales de corto plazo pueden ser proyectados en el mediano y largo
plazo, mediante una simulación de la operación del parque de generación,
utilizando proyecciones de demanda y de precios de combustibles.
Por consiguiente, los costos marginales de corto plazo constituyen un elemento
fundamental para conocer los costos de energía generada, y realizar proyecciones
que permitan evaluar el comportamiento futuro de los costos de energía en las
distintas regiones del país y en los periodos estacionales y horarios, utilizando
diferentes escenarios de demanda eléctrica y precios de combustibles.
Sin embargo, los costos marginales de corto plazo no expresan la totalidad de los
costos en que incurre un sistema eléctrico para el suministro de una unidad
adicional de energía, ya que representan sólo los costos variables y no incluyen
los costos fijos, de manera que su determinación es insuficiente para conocer el
costo total que implica el suministro de la energía eléctrica, tanto en el corto como
en el largo plazo.
Para satisfacer la demanda creciente de energía eléctrica, los sistemas deben
desarrollar su capacidad de manera gradual, dando origen al concepto del costo
marginal de capacidad, que es el costo en que incurre el sistema en el desarrollo
de su capacidad para cubrir una unidad de demanda adicional, y se expresa en
pesos por kW.
El costo marginal de capacidad toma en cuenta las diversas fases del proceso
para el suministro de la energía eléctrica: generación, transmisión y distribución,
consideran tanto las inversiones necesarias para la expansión del sistema como
las de su operación y mantenimiento. También estos costos son distintos en los
tres sistemas.
El costo marginal de largo plazo considera tanto el costo marginal de energía
como el de capacidad, y es el que se utiliza para evaluar el desarrollo de las
capacidades productivas de la industria eléctrica, la expansión del sistema
eléctrico, así como para el diseño de las tarifas de venta a los usuarios.
El costo marginal de largo plazo, incluyendo los componentes de energía y
capacidad, permite evaluar las distintas alternativas para el crecimiento de las
88
capacidades de generación, a fin de seleccionar las opciones que resulten más
apropiadas para alcanzar el objetivo de producir la energía eléctrica que resulte de
más bajo costo en el largo plazo.
89
2.2.2. Estructura Tarifaria con Costos Marginales
En México, se han utilizado los costos marginales para el diseño de las tarifas
eléctricas horarias de uso general en media y alta tensión, ya que permiten una
identificación de los costos de suministro más precisa de lo que es posible con
base en la información contable de los organismos. Los costos marginales se
distinguen por periodos horario - estacionales, organizados en función de las
variaciones de la demanda. A los periodos se les ha denominado base, intermedio
y punta, los cuales se definen para cada región y temporada del año.
Los usuarios de las tarifas horarias cuentan con medidores que registran la
potencia utilizada y la energía consumida en las diferentes horas del día, de
manera que pueden estar sujetos a tarifas que contengan cargos diferenciados
por demanda y energía en los distintos periodos horarios. En el diseño de las
tarifas horarias, los costos marginales de energía se reflejan de manera directa en
los cargos por la energía consumida, considerando las pérdidas en las redes de
transmisión y distribución.
Los costos marginales de capacidad se reflejan en las tarifas como una fracción
de éstos que se transfieren directamente al cargo por la demanda máxima
mensual (expresado en pesos por kW), y otra fracción se transfiere a los cargos
por la energía consumida en los periodos de punta e intermedio (expresados en
pesos por kWh). De esta segunda fracción, la mayor parte se transfiere al periodo
de punta.
En consecuencia, los cargos por energía de las tarifas en los periodos de punta e
intermedio tienen un componente del costo marginal de energía y otro
componente del costo marginal de capacidad, este último cargado en su mayor
parte al periodo de punta. Ahora bien, como el periodo de punta es de muy corta
duración en relación a los otros dos periodos, los cargos por la energía de punta
resultan relativamente mayores en comparación con los periodos de base e
intermedio.
Las tarifas para el suministro en alta tensión en el nivel transmisión, consideran los
costos marginales de energía y los costos marginales de capacidad de generación
y transmisión. Para el nivel subtransmisión, las tarifas consideran además los
costos marginales de capacidad de subtransmisión, y las pérdidas adicionales de
energía que ocurren en este nivel de tensión. En el caso de las tarifas para el
suministro en media tensión se consideran además de los anteriores, los costos
marginales de capacidad de distribución primaria y las pérdidas de energía
asociadas a la media tensión.
90
La estructura de asignación de los costos marginales de energía y capacidad tiene
por objeto el incorporar en las tarifas una señal definida sobre el costo que
significa el suministro de la energía en el periodo de punta, de manera que el
usuario pueda responder a dicha señal adecuando su patrón de consumo.
La transferencia parcial del costo de capacidad en el cargo por energía permite, a
su vez, aminorar el impacto del cargo por demanda, Lo cual es de gran
importancia debido a los patrones de consumo de un gran número de usuarios
que operan con bajos factores de carga, que, por lo general, corresponden a las
pequeñas industrias y comercios, quienes resultarían afectados si el cargo por
demanda fuese mayor, al incorporar la totalidad del costo de capacidad.
Un mayor cargo de la energía eléctrica en el periodo de punta constituye un
incentivo para que los usuarios trasladen parte de su consumo en punta a los
periodos intermedio y de base, lo cual puede ser aprovechado ventajosamente por
las empresas que operan tres turnos y que tienen elementos para administrar su
demanda.
El incentivo no sólo se deriva del menor impacto del cargo por energía de punta, al
trasladar parte del consumo a los periodos con cargos bajos, sino también por el
menor cargo por demanda que resulta por efecto de los factores de reducción (FRI
y FRB) que se aplican cuando la demanda en punta es menor que la de los
periodos intermedio y de base. Por tal razón, las empresas que han reducido su
demanda de electricidad en el periodo de punta se han visto beneficiadas por la
reducción del costo promedio de su consumo eléctrico.
Cabe señalar que la mayoría de las empresas que operan con las tarifas eléctricas
de larga utilización (H-SL y H-TL) han reducido su consumo en el periodo de punta
ante esta señal tarifaria, lo cual ha sido un factor determinante para reducir los
picos que se presentan en las curvas de carga de los sistemas eléctricos del país.
La metodología de costos marginales es utilizada en el diseño de tarifas eléctricas,
no sólo en México sino en el mundo. En México, el esquema actual de tarifas se
fundamente en un estudio de costos marginales realizado durante 1995. Por lo
que, es necesario actualizar dicho estudio a fin de contar con información
detallada sobre los perfiles de consumo de los usuarios, particularmente en cuanto
a su uso de la energía en las distintas horas del día, la cual actualmente está
disponible para los usuarios en media y alta tensión que cuentan con medidores
horarios.
91
2.3. Composición y Nivel de los Costos de Suministro
2.3.1. Composición de los Costos de Suministro
Los costos de suministro de la energía eléctrica se determinan a partir de la
información contable y financiera de los organismos del sector eléctrico (la CFE y
LFC). Tanto la CFE como LFC llevan el registro contable de sus costos mediante
un sistema de catálogo de cuentas, que permite clasificar e integrar los costos
incurridos por cada concepto de gasto, los cuales a su vez son agrupados en las
diferentes funciones que conforman el proceso de suministro eléctrico, así como
en las distintas regiones, divisiones y zonas en que se dividen los sistemas
eléctricos de cada organismo.
Si bien, existen algunas diferencias en los sistemas de clasificación y registro
contable de la CFE y LFC, es posible realizar una integración homogénea de los
principales conceptos de costos, a efecto de comparar la estructura de
composición y el nivel de los costos de suministro de ambos organismos.
Para tal propósito, se integraron los costos de ambos organismos con base en la
clasificación contable de la CFE, agrupando algunos conceptos de costos con
objeto de homogeneizar la información. Asimismo, se excluyeron algunas partidas
de carácter extraordinario, referentes al programa de regularización fiscal de la
CFE y a los cargos aplicados en la CFE y LFC por concepto de cuentas
incobrables.
En el Cuadro 27 se presentan los resultados de este ejercicio de integración de
costos de la CFE y LFC para el año de 2007, a precios nominales de ese año.
Cuadro 27. Costos totales comparativos entre la CFE y LFC, 2007
92
Se puede observar la diferencia que existe entre los costos de los dos organismos.
Los costos unitarios por kWh de LFC casi duplican los de la CFE y presentan
cambios notables en su composición respecto a la CFE.
La estructura operativa de los dos organismos es muy diferente, puesto que la
CFE realiza la función de generar, transmitir y distribuir la mayor parte de la
energía eléctrica que se utiliza en el país, mientras que LFC está enfocada
principalmente a la distribución de energía eléctrica en la región central, la cual es
suministrada en su mayor parte por la CFE.
En virtud de lo anterior, la composición de los costos en cada organismo refleja su
estructura operativa y responde a las características y particularidades de sus
funciones, de su régimen laboral y del mercado que atienden.
El renglón de mayor importancia de los costos, es el referente a combustibles y
energía comprada, el cual representa el 44.2 por ciento de los costos totales de la
CFE y el 61.1 por ciento en el caso de LFC. En la CFE este renglón comprende el
costo de los combustibles utilizados en la generación eléctrica y la compra de
energía a los productores externos. En el caso de LFC este rubro se refiere
mayoritariamente a la compra de energía a la CFE.
Cabe señalar que, las centrales de la CFE cubren el 65 por ciento de los
requerimientos de generación eléctrica del organismo, en tanto que el 34.3 por
ciento restante proviene de la energía generada bajo contrato por los productores
externos y los excedentes adquiridos de los autoabastecedores. Por su parte, LFC
genera en sus centrales sólo el 5 por ciento de sus requerimientos y adquiere de
la CFE el 95 por ciento restante.
En los costos de LFC sobresalen los conceptos de servicios personales y
obligaciones laborales, que en conjunto representan el 30.7 por ciento del total, los
cuales abarcan el pago de salarios y prestaciones al personal activo, así como el
monto de las pensiones del personal jubilado y las previsiones a futuro por este
concepto. En la CFE estos renglones constituyen una carga menor, al representar
el 16.6 por ciento de los costos totales.
Los rubros de mantenimiento, materiales y servicios generales tienen dentro de la
CFE una participación mayor que en LFC, 5.8 por ciento el primero y 2.4 por
ciento en el segundo, lo cual refleja la diferencia que existe entre la infraestructura
eléctrica de cada organismo. En la CFE su participación en los costos totales
resulta del 9.2 por ciento, en contraste con el 1.9 por ciento que tiene en LFC.
93
En el Cuadro 28 se muestra la evolución de los costos, por concepto, entre 2001 y
2007 para cada uno de los organismos.
Cuadro 28. Evolución de los costos 2001 - 2007, comparativo entre la CFE y
LFC
Entre los crecimientos más importantes, destaca el incremento de los costos de
explotación, 129.7 por ciento en el caso de la CFE y 119.9 por ciento para LFC. El
costo por pensiones y jubilaciones aumentó para la CFE en 144.7 por ciento y en
28.8 por ciento para LFC. Asimismo, el concepto de servicios personales ha
aumentado en promedio, para ambos organismos, aproximadamente 73 por
ciento. Durante el periodo 2001 – 2007, se observa que el costo total de la CFE se
ha incrementado en 96.6 por ciento, y el de LFC ha aumentado un 82.5 por ciento.
Los costos de la CFE incluyen el rubro de aprovechamiento, que representa el
19.5 por ciento del total de los mismos. Este cargo se realiza de acuerdo a lo
establecido en el Artículo 46 de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, y
se determina aplicando una tasa anual del 9 por ciento al valor del activo fijo neto
en operación del ejercicio inmediato anterior. Conforme lo indica el citado precepto
legal, el aprovechamiento se destina para complementar las aportaciones
patrimoniales que efectúa el Gobierno Federal para la inversión en nuevas obras
de infraestructura eléctrica, o bien para cubrir el monto de los subsidios otorgados.
Por todo lo anterior, y aunado al nivel de pérdidas de energía, LFC requiere de
transferencias de recursos del Gobierno Federal para cubrir el 39 por ciento de
sus costos totales, mientras que el 61 por ciento restante proviene de los recursos
propios generados por el organismo a través de la venta de energía eléctrica a los
usuarios. En el caso de la CFE, el 20 por ciento de los costos totales están
Modificado conforme a lo señalado en el Oficio No. 300.173/2008, del 9 de julio de 2008.
94
asociados al manejo del aprovechamiento y el 80 por ciento restante es cubierto
con recursos propios.
En el Cuadro 29, se muestra la estructura de cobertura de los costos totales de la
CFE y LFC, en el ejercicio de 2007, precisando en ambos casos los costos que
fueron cubiertos con recursos propios de los organismos, así como los que fueron
cubiertos con transferencias del Gobierno Federal en el caso de LFC, y con los
recursos provenientes del aprovechamiento en el caso de la CFE.
Cuadro 29. Cobertura de los costos totales de la CFE y LFC, 2007
Para efectos de evaluar la estructura tarifaria vigente, el Gobierno Federal toma
como punto de referencia los costos totales de la CFE. Por consiguiente, la
información sobre costos de suministro que se presenta de aquí en adelante está
referida exclusivamente a la CFE. Los costos de suministro que se consideran en
el análisis de la estructura tarifaria son los siguientes:
Costos de explotación: Comprenden todos los gastos incurridos en la
operación de las instalaciones del organismo, incluyendo combustibles,
gastos de operación y mantenimiento, impuestos y derechos y gastos
diversos, así como la compra de energía a los productores externos y a los
autoabastecedores.
Costos de obligaciones laborales: Incluye el pago de pensiones al personal
jubilado y el incremento anual de la reserva para cubrir las obligaciones
virtuales por este concepto.
Depreciación: Este cargo virtual se determina con base en las tasas de
depreciación establecidas en el marco fiscal y normativo vigente, y permite la
reposición gradual de las inversiones realizadas en la infraestructura y bienes
del organismo.
Indirectos de oficinas nacionales: Comprende todos los gastos realizados
para el desempeño de las funciones del personal en las oficinas centrales del
organismo.
95
Aprovechamiento: Este cargo se aplica conforme a lo establecido en la Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica.
Intereses y gastos financieros: Comprende en forma parcial el pago de
intereses y gastos derivados de los créditos contratados por el organismo
para financiar sus inversiones. Se excluyen el efecto de las fluctuaciones
cambiarias, el resultado por posición monetaria y los productos financieros
considerados en el costo financiero total.
El aprovechamiento se calcula con base en el procedimiento indicado en el
Artículo 46 de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, que a la letra dice:
“El aprovechamiento a que se refiere este artículo se determinará
anualmente en función de la tasa de rentabilidad establecida para el
ejercicio correspondiente a las entidades paraestatales. Dicha tasa se
aplicará al valor del activo fijo neto en operación del ejercicio inmediato
anterior reportado en los estados financieros dictaminados de la entidad y
presentados ante la Secretaría de la Contraloría General de la
Federación. Contra el aprovechamiento a que se refiere este artículo, se
podrán bonificar los subsidios que el Gobierno Federal otorgue a través
de la Comisión Federal de Electricidad, a los usuarios del servicio
eléctrico. (…) Los montos que se deriven del pago del aprovechamiento
mencionado se destinarán para complementar las aportaciones
patrimoniales que efectúa el Gobierno Federal a la Comisión Federal de
Electricidad para inversión en nuevas obras de infraestructura eléctrica
hasta el monto asignado para tal efecto, conforme al Presupuesto de
Egresos de la Federación y se aplicarán de acuerdo con los preceptos y
lineamientos autorizados.”
En virtud de este elemento de rentabilidad, anteriormente se tomó la decisión de
no incluir la totalidad de los intereses y gastos financieros, sino únicamente una
proporción que refleje los intereses y gastos asociados a las obras en proceso de
construcción, de manera que los costos de suministro no incorporen el costo del
financiamiento de los activos en operación que están sujetos al pago del
aprovechamiento. Dicha proporción se ha mantenido fija desde que se adoptó este
criterio, en 25 por ciento y 50 por ciento según el tipo de financiamiento
contratado.
En el Cuadro 30 y en el Cuadro 31 se presentan la composición y la estructura de
los costos totales de suministro por concepto y función correspondientes al
ejercicio 2007.
96
Cuadro 30. Costos de suministro de la CFE por concepto y función, 2007
Cuadro 31. Estructura de los costos de suministro de la CFE por concepto y función, 2007
Los servicios administrativos se dividen más adelante en distribución y proceso
comercial.
97
2.3.2. Evolución de los Costos de Suministro
La evolución de los costos de suministro de la CFE, en los últimos 6 años, se
caracteriza por la participación creciente de la energía adquirida a los productores
externos.
Por tal motivo, y con el propósito de incorporar en forma adecuada y homogénea
los costos de la energía adquirida a los productores externos, se realizó la
agrupación de los diferentes conceptos de costos de suministro en tres categorías,
según se indica a continuación:
Costos de Combustibles: En esta categoría se incluyen los costos de
combustibles de la CFE y los cargos por este concepto pagados a los
productores externos, así como la compra de los excedentes de energía de los
autoabstecedores, que se realiza en función del costo variable de generación
de la CFE asociado a combustibles.
Costos de Operación: Comprenden todos los gastos incurridos en la operación
de las instalaciones de la CFE, exceptuando combustibles, a los que se
agregan los cargos de operación y mantenimiento pagados a los productores
externos, así como los costos de obligaciones laborales y los gastos indirectos
de oficinas nacionales de la CFE.
Costos de Activos: Se incluyen los conceptos de costos asociados a los
activos de la CFE, que abarcan la depreciación, el aprovechamiento y los
intereses y gastos financieros, y se agregan los cargos de capacidad pagados
a los productores externos.
Esta agrupación de conceptos permite integrar en cada categoría de manera
homogénea los costos propios de la operación de la CFE y los costos
asociados a los productores externos.
En el Cuadro 32, se presenta la evolución de los costos de suministro durante el
periodo 2001 – 2007, conforme a la agrupación antes descrita.
98
Cuadro 32. Costos totales de suministro de la CFE por concepto, 2001 - 2007
En términos unitarios, que resultan al dividir los costos entre el volumen de ventas
totales de energía, los costos de suministro de la CFE arrojan los siguientes
valores para dicho periodo, a precios corrientes y a precios constantes de 2007.
Cuadro 33. Costos unitarios de suministro de la CFE, 2001 - 2007
En lo que se refiere a los costos de combustibles, su evolución a lo largo del
periodo refleja directamente el comportamiento que han tenido los precios de los
combustibles utilizados por la CFE y los productores externos, los cuales se
incrementaron notablemente en los últimos 6 años.
En el Cuadro 34 se muestra la evolución de los precios de referencia de los combustibles empleados en la generación eléctrica.
99
Cuadro 34. Precios de referencia de combustibles, 2001 - 2007
En el curso del periodo 2001 – 2006, se produjeron cambios en la estructura de
generación eléctrica, por la incorporación gradual de un gran número de centrales
de ciclo combinado, a cargo de los productores externos y también de la CFE que
operan con gas natural.
La generación eléctrica basada en combustóleo redujo drásticamente su
participación en la generación total al pasar de 45.1 por ciento a 20.3 por ciento en
dicho periodo, mientras que la generación basada en gas natural incrementó
significativamente su participación de 21.6 por ciento a 47.8 por ciento, y la
basada en carbón aumentó en forma moderada de 11.6 por ciento a 13.8 por
ciento.
Lo anterior, permitió disminuir el impacto de los incrementos que registró el precio
del combustóleo y aprovechar el comportamiento favorable de los precios del gas
natural y el carbón, lo cual se vio reflejado en una menor presión sobre los costos
de combustibles a nivel agregado.
Asimismo, se aprovechó la ventaja que ofrecen las centrales de ciclo combinado,
cuya eficiencia térmica es mayor que la de las centrales termoeléctricas que
operan con el tradicional ciclo de vapor. La participación de las centrales de ciclo
combinado en la generación total se incrementó de 11.1 por ciento a 43.8 por
ciento en el periodo de referencia.
Derivado de lo anterior, la composición de la generación muestran el efecto tanto
del crecimiento del parque generador como del proceso de despacho de carga,
toda vez que las centrales generadoras son despachadas permanentemente en
función de sus costos variables de generación, los cuales se derivan básicamente
de los precios de los combustibles y los niveles de eficiencia térmica de las
100
centrales. Bajo este esquema se logra el objetivo de generar en todo momento la
energía al menor costo económico de corto y largo plazo.
En cuanto a los costos de operación, se observan incrementos significativos en
algunos rubros que afectan el comportamiento del resultado agregado,
particularmente los referentes a los costos asociados al mantenimiento y los
derivados de las obligaciones laborales. Los costos asociados al mantenimiento se
incrementaron durante 2002 y 2003, en 61.7 por ciento en total, en términos
nominales, debido a que se llevarán a cabo acciones de mantenimiento en todas
las instalaciones de la CFE, a efecto de superar los rezagos que se venían
presentando en años anteriores. A partir de 2004, los costos de mantenimiento
han evolucionado en forma proporcional al crecimiento de las operaciones del
organismo.
Los costos de obligaciones laborales se determinan con base en estudios
actuariales, en los que se cuantifica el monto de las obligaciones que tiene el
organismo respecto a las pensiones de sus trabajadores conforme al marco
contractual vigente. Dichos costos incluyen el pago de las pensiones al personal
jubilado y las previsiones de jubilación del personal activo de acuerdo a sus años
de servicio. El conjunto de estas obligaciones se incrementaron de 2001 a 2007 en
144.7 por ciento en términos nominales, y en 60.4 por ciento si se expresan en
términos unitarios y a precios constantes.
Los costos de servicios personales y los gastos indirectos de oficinas nacionales
se relacionan directamente con los salarios y prestaciones del personal activo de
la CFE, y han evolucionado en forma acorde al crecimiento de las operaciones del
organismo, y en función de los acuerdos pactados en las respectivas revisiones
del contrato colectivo de trabajo. Los costos por ambos conceptos se
incrementaron en 73.9 por ciento en términos nominales, durante el citado
periodo, reflejando tanto el aumento del número de trabajadores activos como el
de las percepciones promedio por trabajador. En términos unitarios, y a precios
constantes, dichos costos aumentaron en conjunto 14 por ciento en el periodo de
referencia.
A diferencia de los costos de combustibles, que por su naturaleza son costos
variables y están supeditados a los niveles de generación eléctrica, los costos de
operación son casi en su totalidad costos fijos y están asociados a la capacidad
productiva y al tamaño de la infraestructura eléctrica, de manera que se debe
tener en cuenta que la capacidad de generación conjunta de la CFE y de los
productores externos aumentó de 2001 a 2007 en 32.2 por ciento, casi el doble del
crecimiento que registró la generación eléctrica, que fue de 16.9 por ciento.
101
En el Cuadro 35, se presentan los principales indicadores relacionados con las
capacidades productivas y las operaciones de la CFE incluyendo a los productores
externos, que han sido determinantes para el crecimiento de los costos de
operación y de activos.
Cuadro 35. Indicadores de capacidad y operación de la CFE, 2001 y 2007
1_/ Incluye a los productores externos de energía
Fuente: Comisión Federal de Electricidad
En lo que se refiere al costo de los activos, estos han evolucionado en forma más
o menos proporcional al crecimiento de las operaciones de la CFE, de manera que
en el periodo 2001 – 2007 los costos unitarios por este concepto presentan un
incremento de 4.3 por ciento a precios constantes.
Lo anterior, significa que los costos de los activos han crecido en términos reales
en menor proporción que la capacidad productiva, lo cual se debe a que el
crecimiento de la capacidad de generación se ha sustentado en centrales de ciclo
combinado. Estas últimas se caracterizan por tener costos de inversión por kW
instalado más bajos que las centrales termoeléctricas convencionales.
También ha contribuido el hecho de que las inversiones en infraestructura eléctrica
incluyen costos de importación y costos por la fluctuación del tipo de cambio que
ha crecido menos que la inflación nacional. Tal comportamiento ha moderado el
impacto de los incrementos de precios que han tenido los equipos y materiales de
construcción de origen importado.
El cargo del aprovechamiento, expresado en términos unitarios y a precios
constantes, presenta una reducción de 8.2 por ciento en el periodo indicado, lo
cual se atribuye al bajo crecimiento que han registrado los activos de generación
de la CFE, a raíz de la incorporación de las capacidades de generación de los
productores externos.
102
Los costos de intereses y gastos financieros han observado también una
reducción en términos unitarios, y a precios constantes, debido principalmente a la
evolución favorable del tipo de cambio respecto a la inflación nacional y a la
disminución gradual que han experimentado las tasas reales de interés.
103
2.3.3. Costos de Suministro por Función, Nivel de Tensión y Tarifa
El cálculo de los costos de suministro por función, nivel de tensión y tarifa se
realiza mediante un procedimiento de asignación de costos a cada segmento de
los usuarios, a partir de la información contable reportada en los estados
financieros de la CFE. La asignación de costos se realiza de “arriba para abajo”,
esto es, se toman como punto de partida los costos totales de suministro de la
CFE, se separan entre costos de explotación y costos de activos y se desagregan
atribuyendo una fracción a cada segmento de los usuarios.
Los costos de explotación comprenden los costos de combustibles y de operación,
referidos en el punto anterior, y su asignación es directamente proporcional a la
energía involucrada en cada función del proceso eléctrico (producción,
transmisión, distribución y comercialización). Dicha energía se estima a partir de la
energía vendida y los factores de elevación que resultan por las pérdidas de
energía desde las centrales generadoras hasta los puntos de entrega a los
usuarios.
En lo que se refiere a los costos de los activos, que abarcan los conceptos
señalados en el punto anterior, su asignación se realiza en función de la demanda
de potencia, toda vez que las inversiones en la infraestructura eléctrica están
orientadas a satisfacer la demanda máxima que se presenta en el sistema. De
esta manera, el criterio de asignación de costos pretende reflejar el
comportamiento de dicha demanda.
Dado que la demanda de los usuarios varía constantemente en forma
considerable, es necesario recurrir al concepto de demanda coincidente, que es la
demanda con la que contribuye cada segmento de los usuarios en el instante en
que se presenta la demanda máxima en el sistema eléctrico.
Con base en lo anterior, para la asignación de los costos de suministro se
considera el número de usuarios y el consumo de cada segmento de los usuarios,
así como una serie de parámetros técnicos que comprenden el nivel de tensión de
suministro, el factor de carga anual y el factor de diversidad, entre los más
relevantes, los cuales reflejan el perfil de consumo de los usuarios.
El parámetro determinante en la asignación de costos es la tensión de suministro,
que permite considerar el uso que un segmento dado de los usuarios hace de las
instalaciones del sistema en cada una de las funciones del proceso eléctrico. La
asignación de los costos de suministro, tanto de explotación como de activos, se
realiza por separado para cada función eléctrica.
104
La clasificación de las tarifas por nivel de tensión es la siguiente:
Baja tensión:
Domésticas (1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F y DAC)
Uso general en baja tensión (2, 3 y 7)
Alumbrado público (5 y 5A)
Agrícola en baja tensión (9)
Media tensión:
Uso general en media tensión (OM, HM y HMC)
Bombeo de aguas potables o negras (6)
Agrícola en media tensión (9M, 9CU y 9N)
Alta tensión:
Tarifas de uso general en alta tensión (HS, HSL, HT y HTL).
En el Cuadro 36 se presenta la información sobre los costos medios de suministro
por kWh obtenidos para 2007, mostrando los resultados por función y por nivel de
tensión.
Cuadro 36. Costos de suministro por función y nivel de tensión de la CFE, 2007
105
Se observa que el costo medio de suministro en baja tensión es el doble del costo
en alta tensión. Para explicar esta diferencia es necesario analizar cada uno de
sus componentes en cada función eléctrica.
Producción (Generación):
En costos de explotación, la diferencia entre baja y alta tensión se deriva
esencialmente de las pérdidas de transformación y conducción en los
sistemas de distribución. En costos de activos, la diferencia entre dichos
niveles de tensión se atribuye, en primer término, a los distintos patrones de
consumo de los usuarios y en segundo término, a las pérdidas en los sistemas
de distribución.
Los usuarios de alta tensión presentan perfiles de carga relativamente sin
variación, o bien reducen carga durante el periodo de punta en respuesta a la
señal tarifaria, mientras que los usuarios de baja tensión presentan una
demanda que se incrementa durante el periodo de punta. Como el sistema de
generación se dimensiona para satisfacer la demanda en punta, el costo de
suministrar un perfil de carga con alta participación en punta, resulta elevado
al expresarlo en función de la energía total consumida, o sea en pesos por
kWh.
Transmisión:
La diferencia entre baja y alta tensión es resultado también de las razones
señaladas para la función de producción. Se debe considerar que los usuarios
de las tarifas HT y HTL, al ser suministrados directamente por el sistema
troncal en 230 kV, no utilizan redes de subtransmisión y conllevan el menor
costo en esta función.
Distribución:
El costo de esta función repercute en los usuarios en media y baja tensión, ya
que los usuarios en alta tensión no utilizan las redes de distribución y por ello
el costo que se les asigna por este concepto es cero.
Proceso Comercial:
Este costo comprende las actividades de medición, facturación, cobranza y
atención a clientes. El costo por este concepto para un usuario de alta tensión
es, en términos absolutos, mayor que para un usuario de baja tensión, sin
embargo, el consumo promedio de un usuario de alta tensión es mayor que el
106
de un usuario de baja tensión, por lo cual su costo comercial es relativamente
bajo expresado en pesos por kWh vendido.
En cuanto a los costos de suministro en media tensión, éstos se ubican entre los
de baja y alta tensión, y se aproximan al promedio general de los tres niveles de
tensión. Lo anterior, se debe a las diferencias que existen entre los niveles de
pérdidas de transformación y conducción y los patrones de consumo de los
usuarios asociados a cada nivel de tensión. Además, los usuarios en media
tensión no hacen uso de las redes de distribución secundaria que se necesitan
para el suministro en baja tensión.
Para la asignación de los costos de suministro por tarifa se consideran los
segmentos de usuarios dentro de cada tarifa, aunque existen casos donde se
agrupan algunas de ellas, ya que en realidad se trata de distintas versiones de una
misma tarifa. Las tarifas que se agrupan son: a) en alta tensión HS con HSL y HT
con HTL; b) en media tensión HM con HMC, y c) en las tarifas agrícolas 9CU y 9N.
Las ventas en bloque a LFC se consideran como un segmento.
Los costos medios de suministro por tarifa que se presentan en el Cuadro 37,
fueron determinados con base en el esquema de asignación de costos descrito en
los párrafos precedentes, aplicando los parámetros y criterios de asignación
conforme a las características de cada tarifa y el patrón de consumo de los
usuarios.
107
Cuadro 37. Costos medios de suministro por tarifa
Las diferencias en costos medios de suministro que se observan entre diversas
tarifas en un mismo nivel de tensión, reflejan principalmente las diferencias que
existen en los niveles y patrones de consumo de los usuarios. En el caso de las
tarifas domésticas, el costo medio presenta una tendencia decreciente en función
de las temperaturas crecientes asociadas a las tarifas de verano, lo cual se
atribuye, básicamente, al efecto de los mayores niveles de consumo medio por
usuario en dichas tarifas. Lo anterior, por el uso de los aparatos de aire
acondicionado en la temporada de verano, mismos que se presentan en forma
más distribuida a lo largo del día y menos concentrada en el periodo de punta.
La tarifa doméstica de alto consumo tiene el costo medio más bajo de todas las
tarifas domésticas, en virtud de los altos niveles de consumo que se derivan de un
mayor equipamiento. En lo que se refiere a las tarifas comerciales, la tarifa 3
presenta un costo medio más bajo debido a que el consumo medio de los usuarios
es mayor que en la tarifa 2, mientras que el costo de la tarifa 7 refleja el bajo factor
de carga implícito en esta tarifa.
108
Una situación semejante se presenta en las tarifas de alumbrado público, donde
las diferencias en los costos medios se atribuyen principalmente a los niveles
medios de consumo.
En el caso de las tarifas industriales en media y alta tensión, las diferencias en los
costos medios se derivan tanto de los niveles de consumo como de los factores de
carga con que operan los usuarios, además de la magnitud relativa de su
demanda en punta. Por lo que, los menores costos medios son los de las tarifas
HT y HTL que se aplican a las industrias más grandes del país, que operan con
altos factores de carga y tienen capacidad de administrar su demanda en el
periodo de punta.
En el Cuadro 38 se muestran los costos de suministro de la CFE en 2007
agrupados por sector tarifario, así como los correspondientes a LFC, excluyendo
en ambos casos las operaciones de compra - venta de energía entre dichos
organismos.
Cuadro 38. Costos de suministro por sector de la CFE y LFC, 2007
La diferencia que existe entre los costos de suministro de la CFE y LFC permite
identificar los subsidios que recibe LFC del Gobierno Federal para cubrir su déficit
de operación, en forma separada de los subsidios que se otorgan a los usuarios a
través de las tarifas eléctricas, lo cual se presenta de manera transparente en los
recibos que LFC proporciona a sus usuarios.
109
3. Análisis de Aspectos Climáticos
3.1. Procedimiento de Clasificación de Localidades
3.1.1. Normatividad y Criterios de Clasificación
Las tarifas domésticas están estructuradas por nivel de temperatura, a fin de
reflejar la variedad de climas que existen en el país, y para establecer rangos de
consumo para cada tarifa que incorporen el efecto del clima en los niveles de
consumo medio de los usuarios. Su aplicación se realiza a nivel de localidad,
conforme a la normatividad establecida en los respectivos acuerdos emitidos por
la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).
Las tarifas denominadas de verano abarcan de la tarifa 1A a la tarifa 1F y están
definidas para su aplicación en las localidades del país que alcancen los niveles
mínimos de temperatura media mensual en verano establecidos para cada tarifa,
siendo estos los siguientes: 25ºC en la 1A, 28ºC en la 1B, 30ºC en la 1C, 31ºC en
la 1D, 32ºC en la 1E y 33ºC en la 1F.
La temperatura media mensual en verano se refiere al promedio mensual de las
temperaturas medias que se registran en todos los días del mes. La temperatura
media de cada día es registrada por la Comisión Nacional del Agua (CNA) con
base en los instrumentos y equipos que dispone en sus estaciones de medición,
localizadas a lo largo y ancho del territorio nacional.
Según se señala en los acuerdos tarifarios emitidos por la SHCP, se considera
que una localidad registra la temperatura media mínima en verano establecida
para una determinada tarifa, cuando alcance el límite indicado durante tres o más
años de los últimos cinco años de que disponga de la información
correspondiente, para lo cual deberá verificarse que en dichos años los niveles
mínimos de temperatura media mensual se hayan registrado durante dos meses
consecutivos o más, de acuerdo a los reportes elaborados por la Secretaría de
Medio Ambiente y Recursos Naturales a través de la CNA.
Es así que, las localidades del país están clasificadas en las tarifas
correspondientes de acuerdo a dicha normatividad, de manera que cumplen con
los niveles mínimos de temperatura media mensual en verano establecidos para
cada tarifa. La CFE está obligada al cumplimiento de esta normatividad, de
manera que cualquier acción de clasificación debe reunir los elementos de
verificación previa de los registros de temperatura de la CNA.
En las tarifas de verano 1A a 1F se diferencian las temporadas de verano y fuera
de verano, a fin de establecer para cada temporada los rangos de consumo
asociados a los distintos cargos tarifarios (básico, intermedio y excedente). La
110
temporada de verano abarca los seis meses consecutivos más cálidos del año, los
cuales son definidos por la CFE para cada localidad de acuerdo a los registros de
temperatura disponibles. En varias regiones, la temporada de verano inicia el
primer día de mayo y termina el último día de octubre, pero en otras se anticipa
desde uno hasta tres meses el inicio y el término de la temporada, si los registros
históricos de temperatura así lo justifican.
Tal como se señaló en la sección 1 del documento, las tarifas de verano
contemplan, en los 6 meses más cálidos del verano, un mayor rango de consumo
eléctrico dentro de los bloques subsidiados (básico e intermedio), a efecto de
compensar el mayor consumo derivado del uso de aparatos de aire
acondicionado.
En estas circunstancias, los usuarios en las zonas cálidas utilizan sus aparatos de
aire acondicionado desde el inicio de la temporada de verano establecida para la
localidad en que habitan, toda vez que las tarifas de verano les permiten aumentar
su consumo eléctrico y mantenerse aún dentro de los bloques subsidiados, y los
dejan de utilizar al término la temporada de verano anticipando el cambio que
sufren los rangos de consumo.
En algunas localidades, los 6 meses más cálidos del verano ocurren con un
determinado desfasamiento respecto al periodo establecido para la temporada de
verano, lo cual genera inconformidad por parte de los usuarios, ya que se
enfrentan a la necesidad de utilizar sus aparatos de aire acondicionado en la
temporada fuera de verano, con el correspondiente impacto en el monto de sus
facturas eléctricas.
La normatividad establecida en la materia no tiene por objeto adecuarse a los
cambios constantes que ocurren en las condiciones climatológicas en las distintas
regiones del país, sino establecer un esquema predefinido de aplicación general a
nivel nacional. Eso último con el fin de canalizar los apoyos tarifarios a los
usuarios que habitan en las zonas cálidas, y reducir el impacto del costo de la
energía eléctrica que se deriva del uso de los aparatos de aire acondicionado,
durante un periodo fijo de 6 meses en el que se presentan regularmente los
mayores niveles de calor.
No obstante, la normatividad permite incorporar los cambios climatológicos de
carácter más permanente, ya sea por efecto de un aumento en la temperatura
media mensual en el verano, a través del cual se justifique la clasificación de una
determinada localidad en una tarifa de mayor temperatura en verano, o por el
efecto de un cambio sostenido en el periodo en que ocurren los meses más
111
cálidos del año, lo cual puede dar lugar a una modificación de las fechas de inicio
y término de la temporada de verano.
De acuerdo a los criterios antes señalados, el esquema de las tarifas de verano se
basa en los registros de temperatura media mensual en verano que se obtienen
en las estaciones de medición de la CNA, y en su efecto correlativo sobre los
niveles de consumo medio de los usuarios, a fin de definir los rangos de consumo
para cada tarifa en las temporadas de verano y fuera de verano, asociados a los
rangos de consumo básico, intermedio y excedente, a través de los cuales se
canalizan los apoyos tarifarios a los usuarios que habitan en las zonas cálidas del
país.
112
3.1.2. Infraestructura de Medición de Temperaturas
La CNA realiza la medición de temperaturas en todo el país mediante una
infraestructura compuesta por alrededor de 5,300 estaciones climatológicas
convencionales, de las cuales solo 3,750 se encuentran en situación operacional,
y 107 estaciones meteorológicas automáticas con transmisión satelital.
En las estaciones climatológicas convencionales, se realizan mediciones una vez
al día de los niveles de temperatura máxima y mínima, precipitación pluvial,
evaporación e intensidad y dirección del viento, de manera que el equipamiento
que disponen es el apropiado para esta tarea. Las mediciones las realiza un
operador, por lo general, a las 8:00 A.M. y las registra en un reporte diario de
observaciones.
Las estaciones meteorológicas automatizadas son administradas por el Servicio
Meteorológico Nacional (SMN) y cuentan con un equipamiento más avanzado
para monitorear y recabar información cada 10 minutos, y transmitirla en forma
automática vía satélite en intervalos de 1 o 3 horas, de los niveles de temperatura
y humedad relativa, presión atmosférica, precipitación pluvial, radiación solar y
velocidad y dirección del viento.
Adicionalmente, el SMN cuenta con una red de 80 observatorios meteorológicos,
algunos de los cuales trabajan las 24 horas del día los 365 días del año, en los
cuales se recaba la información sobre las condiciones climáticas y se transmite
cada 3 horas al Centro Nacional de Telecomunicaciones Meteorológicas, que a su
vez retransmite la información a diversas instituciones nacionales y organismos
internacionales, la cual es utilizada para la elaboración de pronósticos del tiempo y
la realización de estudios hidrológicos y climatológicos.
En virtud de la infraestructura con se cuenta a nivel nacional, la mayoría de las
localidades están sujetas a las mediciones que se realizan en las estaciones
convencionales, donde se registra la temperatura máxima y mínima durante el día
y se obtiene la temperatura media con el promedio de dichos registros. En las
localidades donde existe una estación climatológica automatizada o un
observatorio meteorológico se dispone de registros en las diferentes horas del día,
lo que permite determinar la temperatura media en forma más precisa, pero esto
sólo ocurre en una pequeña parte del territorio nacional.
Si se considera que existen 2,454 municipios en el país y que muchos de ellos
agrupan un gran número de localidades, resulta evidente que hay muchas más
localidades que estaciones de medición. En algunos casos una localidad coincide
en particular con una estación de medición, pero en otros casos varias localidades
113
son cubiertas por una sola estación de medición. Se da también el caso de
grandes ciudades que son cubiertas por más de una estación de medición.
Existen casos de localidades contiguas o cercanas con condiciones climatológicas
diferentes que son cubiertas con una misma estación de medición, lo cual no
permite registrar dichas diferencias. Se ha procurado minimizar esta situación con
el apoyo técnico de la CNA reubicando algunas localidades a otras estaciones
más representativas, pero aún persisten casos en los que la temperatura de las
localidades no puede recabarse de manera adecuada con la infraestructura
existente.
La información que se recaba diariamente en las estaciones de medición es
procesada a nivel local, para ser enviada y concentrada en las gerencias
regionales de la CNA. Lo anterior, permite que las gerencias de distribución de la
CFE soliciten periódicamente a las gerencias regionales de la CNA información
sobre los registros de temperatura media mensual de las estaciones que le
corresponden a cada zona de distribución, a efecto de revisar los registros y
determinar los casos en que resulta procedente alguna reclasificación.
114
3.1.3. Registros de Temperaturas en Localidades
Conforme a lo señalado anteriormente, las localidades están clasificadas en las
tarifas respectivas de acuerdo a la normatividad establecida, de manera que
cualquier acción de clasificación debe reunir los elementos de verificación previa
de los registros de temperatura de la CNA.
Para ejemplificar lo anterior, en el Cuadro 39 se presentan los registros de
temperatura de una muestra de las 25 localidades de mayor tamaño que formaron
parte del proceso de reclasificación realizado en el periodo 2002 – 2007.
Cuadro 39. Principales localidades reclasificadas entre 2002 - 2007
Las 25 localidades listadas en el cuadro anterior concentran el 72 por ciento de los
usuarios beneficiados por el proceso de reclasificación tarifaria. A continuación se
muestran los registros de temperatura de algunas de estas localidades, que
cubren los diferentes cambios de tarifas.
115
Cuadro 40. Temperaturas medias mensuales en localidades seleccionadas
116
117
Como puede observarse, algunas localidades cumplieron en su momento con los requisitos para su reclasificación, pero
posteriormente han registrado temperaturas menores.
Cabe aclarar que Guadalajara no ha sido reclasificada, pero se incluye en este listado como punto de referencia para
mostrar una localidad clasificada en la tarifa 1.
118
3.2. Proceso de Reclasificación Tarifaria
3.2.1. Acciones de Reclasificación Tarifaria
De 2002 a 2007, se ha llevado a cabo un proceso de reclasificación tarifaria en la
mayoría de las entidades federativas, que ha dado lugar a que alrededor de 4
millones de usuarios obtengan una tarifa eléctrica más favorable.
Este proceso de reclasificación se basa en una revisión de las condiciones y
registros de temperatura en un gran número de localidades. Dicha revisión se
efectúa cada año de manera rutinaria y cubre todas las regiones del país, aunque
en ocasiones se realiza con base en las solicitudes y peticiones que reciben los
organismos del sector eléctrico por parte de las autoridades locales, municipales y
estatales.
Cuando los resultados de la revisión de los registros de temperatura en una
determinada localidad o grupo de localidades, indican que se han alcanzado los
niveles mínimos de temperatura media mensual durante los periodos establecidos
en la normatividad aplicable, la CFE procede a la clasificación de la localidad en la
tarifa correspondiente.
Si existe alguna solicitud de reclasificación y los resultados de la revisión muestran
que no se alcanzan los niveles mínimos de temperatura en los periodos
establecidos, el organismo comunica dichos resultados a los interesados
señalando que no procede la reclasificación solicitada.
En algunos casos específicos, se ha tenido que recurrir al apoyo de centros e
instituciones de educación e investigación, para determinar las condiciones de
temperatura que prevalecen en alguna zona o localidad en particular,
precisamente en aquellas localidades que presentan condiciones especiales que
difieren de las que se tienen en las estaciones de medición más próximas.
En el Cuadro 41 se presenta el resumen de este proceso de reclasificación,
agrupando para cada año el número de usuarios que pasó de una tarifa a otra.
119
Cuadro 41. Autorizaciones de cambios de tarifas, usuarios beneficiados, 2002 - 2007
En la Gráfica 19 se muestra la distribución por tarifa y por año de los cambios de
tarifas efectuados en el periodo 2002 – 2007, en términos del número de usuarios
beneficiados.
Gráfica 19. Distribución de los cambios de tarifas, 2002- 2007
El proceso de reclasificación fue intensivo durante los años 2002 y 2003, en los
que se llevó a cabo el 76 por ciento de los cambios de tarifas, en términos del
número de usuarios beneficiados.
La mayor parte de las reclasificaciones, durante estos dos años, se dieron de la
tarifa 1B a la 1C, concentró casi el 45 por ciento del total, y tuvieron lugar
principalmente en los estados de Nuevo León, Chihuahua, Coahuila, Tamaulipas,
Durango, Veracruz y Quintana Roo.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 a
1A
1A
a 1
B
1B
a 1
C
1C
a 1
D
1D
a 1
E
1E
a 1
F
Otr
as
Distribución por Tarifa(Porciento)
Fuente: SENER con información de la CFE
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2002 2003 2004 2005 2006 2007
Distribución por Año(Porciento)
120
Sobresalen también, en este periodo, las reclasificaciones de la tarifa 1A a la 1B,
que ocurrieron en su mayoría en los estados de Chihuahua, Veracruz, Yucatán y
Oaxaca, de la tarifa 1C a la 1D que se dieron en los estados de Tamaulipas, Baja
California Sur y Coahuila, y de la tarifa 1E a la 1F que tuvieron lugar en Baja
California y Sonora, esto último a raíz de la creación en 2002 de la nueva tarifa 1F.
En conjunto, estas reclasificaciones significaron el 85 por ciento del total en ese
periodo de dos años. En los cuatro años subsecuentes continuó el proceso de
reclasificación, pero en forma cada vez más moderada y abarcando a un mayor
número de entidades federativas, de manera que a lo largo del periodo 2002 –
2007 han cambiado de tarifa un gran número de localidades en 21 de los 32
estados que conforman la nación.
En algunos casos la reclasificación tarifaria se derivó de un pequeño aumento en
los niveles de temperatura, en ocasiones de una o dos décimas de grado
centígrado, pero que fue suficiente para alcanzar el nivel mínimo establecido para
una determinada tarifa. Por tal razón, se puede considerar que la reclasificación
tarifaria constituye un proceso de actualización de las condiciones climáticas que
prevalecen en las distintas regiones del país, las cuales han sufrido cambios a lo
largo del proceso de evolución de las tarifas de verano. Una vez clasificada en una
determinada tarifa, la localidad permanece en ella hasta que se presenten
elementos para su reclasificación a una tarifa más favorable. Hasta el momento no
se han realizado reclasificaciones debido a un descenso de las temperaturas
previamente alcanzadas.
En el Cuadro 42 se presenta la información sobre las 21 entidades federativas en
las que se efectuaron cambios de tarifas durante el periodo 2002 – 2007,
señalando en cada caso el número de usuarios beneficiados. Las entidades están
agrupadas de mayor a menor de acuerdo a la proporción de usuarios beneficiados
respecto a los usuarios totales en cada entidad.
121
Cuadro 42. Proceso de reclasificación tarifaria entre 2002 - 2007
*Usuarios totales en promedio durante el periodo 2001 – 2007.
Fuente: Comisión Federal de Electricidad
122
3.2.2. Implicaciones de la Reclasificación Tarifaria
En la sección 3.2.1 se presentó la información sobre el proceso de reclasificación
tarifaria realizado durante el periodo 2002 – 2007. El número de usuarios
beneficiados que se considera en dicha información, se refiere al número total de
usuarios en cada una de las localidades que fueron objeto de reclasificación, lo
cual implica que todos los usuarios de dichas localidades se consideran
beneficiarios de este proceso.
Lo anterior, resulta válido si se considera que los beneficios de la reclasificación
de una tarifa a otra pueden alcanzar a la totalidad de los usuarios de una
localidad, pero se debe tener en cuenta que los mayores beneficios se concentran,
generalmente, en una determinada proporción de los usuarios, que en su mayor
parte corresponde a aquellos ubicados en los bloques de consumo moderado y
alto.
El cambio de una tarifa a otra más favorable lleva implícito un aumento en los
rangos de consumo básico e intermedio en la temporada de verano, de manera
que un usuario que se ubicaba en el bloque de consumo bajo de la tarifa anterior,
se beneficiará de la nueva tarifa sólo si incrementa su consumo para aprovechar la
ventaja de un mayor rango de consumo subsidiado. Pero, un usuario que se
ubicaba en el bloque de consumo moderado recibirá el beneficio directo en su
factura eléctrica sin tener que incrementar su nivel de consumo, ya que una parte
de su consumo automáticamente pasará del rango excedente al rango intermedio,
y pagará por dicha parte un cargo tarifario más bajo. Cabe señalar que en los
cambios a las tarifas 1A y 1E, este beneficio directo lo obtienen también los
usuarios del bloque de consumo bajo, debido a la reducción que se genera en los
cargos básico e intermedio respecto a las tarifas 1 y 1D.
En el caso de un usuario de alto consumo, sólo se beneficiará del cambio tarifario
si éste le permite salir de la tarifa DAC, gracias al aumento del límite de alto
consumo que conlleva una tarifa con mayor nivel de temperatura.
En el caso de los usuarios que reciben el beneficio de las reclasificaciones en
forma directa e inmediata, la magnitud relativa del mismo varía en función de los
niveles de consumo de los usuarios, pues los usuarios que se ubican al inicio del
bloque moderado son lo que reciben el mayor beneficio relativo, y éste se reduce
gradualmente en la medida en que aumenta el nivel de consumo dentro de dicho
bloque.
Para ejemplificar lo anterior, podría considerarse el caso de una localidad que se
reclasifique de la tarifa 1B a la 1C, donde un usuario con consumo mensual en
123
verano de 200 kWh tendría una reducción de tan sólo 2 por ciento en su factura
eléctrica, mientras que un usuario con consumo mensual de 400 kWh tendría una
reducción de 49 por ciento, y para un usuario con consumo mensual de 800 kWh
la reducción sería de 24 por ciento.
En el Cuadro 43 se presentan los beneficios directos para los usuarios derivados
de la reclasificación tarifaria en función del nivel de consumo medio mensual en la
temporada de verano, los cuales fueron calculados comparando los precios
medios que resultan al pasar de una tarifa a otra de mayor nivel de temperatura.
Cuadro 43. Beneficio directo para los usuarios en el verano por reclasificación de las tarifas domésticas
Los beneficios directos que se muestran en el cuadro anterior fueron calculados
dividiendo el precio medio en una tarifa para un determinado nivel de consumo,
entre el precio medio de la tarifa que le precede para ese mismo nivel de
124
consumo, de manera que representa la reducción del precio medio o de la factura
eléctrica que tendría un usuario por el cambio de tarifa sin modificar su nivel de
consumo.
Los espacios en blanco que aparecen en los tres cambios tarifarios comprendidos
entre las tarifas 1A y 1D y en el cambio de la tarifa 1E a la 1F, corresponden a los
niveles de consumo del bloque bajo que no obtienen beneficio directo alguno por
el cambio tarifario. De igual forma, los espacios en blanco que aparecen en la
sección inferior del cuadro en todos los cambios tarifarios, corresponden a los
niveles altos de consumo de usuarios de la tarifa DAC que tampoco obtienen
beneficios directos.
A efecto de entender con mayor claridad esta situación, se presentan algunos
ejemplos adicionales aplicables al cambio de la tarifa 1B a 1C, donde se concentró
casi la mitad de la reclasificación tarifaria. El cambio entre dichas tarifas significa
que en la temporada de verano el límite del rango de consumo básico pasa de 125
kWh por mes a 150 kWh por mes, el del rango intermedio de 225 kWh por mes a
300 kWh por mes y del rango excedente de 200 kWh por mes a 450 kWh por mes.
Considerando dichos rangos de consumo y teniendo en cuenta que los cargos
aplicables a esos rangos son los mismos en ambas tarifas, los mayores beneficios
se obtienen a partir de un consumo mensual de 225 kWh por mes, ya que se
sustituye el cargo excedente por el intermedio hasta un consumo mensual de 450
kWh por mes. Los beneficios abarcan también a los usuarios que salen de la tarifa
DAC, pues el límite en esta tarifa aumenta de 400 kWh por mes a 850 kWh por
mes en el promedio móvil de doce meses. Lo que en realidad conlleva a un límite
de consumo más alto en el verano respecto al promedio móvil, debido al menor
consumo asociado a la temporada fuera de verano.
125
3.3. Efecto del Clima en los Niveles de Consumo
3.3.1. Equipamiento Doméstico y Niveles de Consumo
El análisis y la información que se presentan en este punto tienen por objeto
mostrar de manera ilustrativa la correlación que existe entre los niveles de
equipamiento doméstico y los niveles de consumo de electricidad en los hogares.
Esta información no representa los casos de usuarios “promedio” o “típicos” en las
distintas regiones del país, toda vez que debido a la gran diversidad que existe en
el equipamiento doméstico y en los patrones de consumo de los usuarios, resulta
complicado establecer dichos casos.
El propósito fundamental es evaluar el nivel de equipamiento doméstico que
puede estar asociado a un determinado consumo mensual de electricidad, tanto
en las regiones de clima templado como en las regiones calurosas.
Para tal efecto, se analizó el efecto en el consumo eléctrico de diversos niveles de
equipamiento doméstico, utilizando valores que podrían representar el caso de
hogares con tres o cuatro personas con equipamiento de mediana antigüedad y
eficiencia, para lo cual se supuso un determinado patrón de uso diario o mensual
de los distintos aparatos domésticos considerados en el análisis.
En el Cuadro 44 se muestra el análisis para zonas templadas, clasificadas en la
Tarifa 1, en tres niveles de equipamiento, precisando en cada caso el tipo y las
características de los aparatos domésticos, así como su demanda de potencia,
periodo típico de uso al mes y consumo mensual de electricidad.
El periodo típico de uso de cada aparato se refiere al tiempo en que funciona el
sistema que consume electricidad a su máxima potencia, como sería el motor de
un refrigerador, que enciende y apaga en intervalos de tiempo, según el nivel de
temperatura que se quiera alcanzar.
126
Cuadro 44. Niveles estimados de consumo eléctrico en la tarifa 1
En los tres niveles analizados, los equipamientos y sus periodos de uso fueron
ajustados para llegar al consumo mensual de energía eléctrica que se estableció
para cada caso, con objeto de mostrar el nivel de equipamiento que puede estar
asociado a un determinado nivel de consumo.
Nivel 1: Cubre el equipamiento básico que podría tener un hogar de bajos
ingresos, lo cual es indicativo del objetivo que se persigue con el rango de
consumo básico de 75 kWh mensuales.
127
Nivel 2: Este nivel es representativo de un usuario cuyo consumo mensual se
ubica en el límite superior del bloque de consumo básico. El equipamiento que
permite dicho nivel de consumo podría corresponder al estrato de la población de
ingresos medios, toda vez que se incluye un equipamiento más amplio, y se
incorporan aparatos que reflejan mejores condiciones de vida para la familia.
Nivel 3: Cubre un equipamiento más amplio y que podría observarse en una
familia de mayores ingresos medios. Este nivel de equipamiento es el que podría
llegar a tener un usuario sin incorporarse a la tarifa DAC, teniendo en cuenta que
en caso necesario dispondría aún de un amplio margen de reducción de su
consumo eléctrico para mantenerse fuera de la tarifa DAC; por ejemplo, mediante
la utilización de medidas de ahorro de energía, tales como la sustitución de focos y
del refrigerador por unidades de mayor eficiencia.
En cuanto a las zonas calurosas clasificadas en las diferentes tarifas de verano, la
correlación entre los niveles de equipamiento doméstico y consumo de electricidad
debe considerar tanto los aspectos que se analizaron para la tarifa 1, como el
efecto de los equipos para acondicionar la temperatura dentro de las viviendas,
que incluyen a los ventiladores y los aparatos de acondicionamiento de aire.
La estructura de las tarifas de verano conlleva un aumento progresivo en los
rangos de consumo básico e intermedio, así como en el límite establecido para la
tarifa DAC, lo cual posibilita un nivel de equipamiento progresivamente mayor en
función de las temperaturas crecientes asociadas a dichas tarifas.
A continuación, se muestra de manera indicativa el equipamiento que podría
considerarse dentro de los tres niveles de consumo que se contemplan para cada
tarifa.
128
Cuadro 45. Niveles estimados de equipamiento en zonas cálidas
Los niveles de equipamiento que se presentan en el Cuadro 45 anterior son
indicativos del tipo y número de aparatos que pueden llegar a tener los usuarios,
de acuerdo a los rangos de consumo de las diferentes tarifas de verano, de
manera que no se derivan de un cálculo preciso con parámetros homogéneos tal
como se efectuó para la tarifa 1, ya que en este caso los niveles de consumo
eléctrico varían de acuerdo al patrón de uso de los aparatos.
Al respecto, el consumo eléctrico de los aparatos y sistemas de acondicionamiento
de aire es variable, pues depende de la temperatura ambiente, las características
de la vivienda, la eficiencia del aparato o sistema, y del grado de confort que se
quiera alcanzar a lo largo del día, lo cual puede implicar patrones de uso muy
diferentes por parte de los usuarios, incluso en una misma localidad.
No obstante, es factible constatar que existen grandes diferencias en los niveles
de equipamiento que se pueden alcanzar dentro de los distintos rangos de
consumo establecidos para las tarifas de verano, la cual resulta congruente con
las diferencias que prevalecen en las condiciones de temperatura asociadas a las
tarifas de verano.
En el caso de la tarifa 1A, el uso de ventiladores podría considerarse suficiente
para mantener el confort en una vivienda, pero para el caso de la tarifa 1F se
requieren aparatos de aire acondicionado e incluso un sistema de
129
acondicionamiento central, dependiendo del tamaño y características de la
vivienda, para lograr un nivel adecuado de confort.
Toda la información que se presenta en este punto fue estimada considerando
aparatos de antigüedad y eficiencia media, de manera que podría suponerse un
mayor nivel de equipamiento si se incluyen aparatos nuevos de alta eficiencia y
menor consumo de energía.
130
3.3.2. Efecto de Medidas de Ahorro de Energía
El consumo de energía eléctrica de un usuario con un determinado nivel de
equipamiento, puede variar de manera significativa dependiendo de la eficiencia
de sus aparatos y sistemas. Son tres las áreas principales en las que las medidas
de ahorro de energía tienen un impacto importante en los niveles de consumo de
energía eléctrica de los usuarios: focos, refrigeradores y aparatos de aire
acondicionado.
En lo que se refiere a focos, existe una amplia variedad de focos ahorradores que
permiten ahorrar entre el 70 por ciento y el 75 por ciento de la energía eléctrica
que consume un foco incandescente con el mismo nivel de iluminación. La
sustitución de focos incandescentes por ahorradores es una medida de bajo costo
que conlleva un beneficio importante para el usuario y para la industria eléctrica,
ya que permite reducir el consumo eléctrico en el periodo de máxima demanda.
En materia de refrigeradores, los aparatos modernos de alta eficiencia llegan a
consumir casi la mitad de la energía eléctrica que consume un aparato antiguo de
baja eficiencia, el cual fue diseñado y fabricado en su momento con base en
normas de eficiencia energética menos estrictas que las actuales.
Lo mismo ocurre con los aparatos de aire acondicionado, en los que el uso de
unidades de alta eficiencia permite ahorros en el consumo de energía que van del
30 por ciento al 45 por ciento respecto a las unidades de baja eficiencia,
dependiendo del tipo y tamaño de unidad.
En el Cuadro 46 se muestran los consumos típicos de electricidad de focos,
refrigeradores y aparatos de aire acondicionado de acuerdo a su nivel de
eficiencia.
Cuadro 46. Consumos de electricidad de aparatos domésticos
131
Para el usuario, los beneficios que obtiene al utilizar aparatos y sistemas de alta
eficiencia son de tal magnitud que, por lo general, cubren el costo que implica la
sustitución de los aparatos ineficientes, en un tiempo menor a la vida útil del
aparato nuevo. El periodo de recuperación del costo de sustitución se acorta para
los usuarios con niveles de consumo medio y alto, pues la energía ahorrada es la
que representa un costo mayor para el usuario al facturarse con el cargo del rango
excedente o con la tarifa DAC, según sea el caso.
Para ilustrar lo anterior, en el Cuadro 47 se presentan, a manera de ejemplo, tres
casos hipotéticos de usuarios de la tarifa 1 con diferentes niveles de equipamiento,
que reducen su consumo eléctrico mediante la sustitución de los focos y el
refrigerador con unidades eficientes.
Cuadro 47. Efectos de medidas de ahorro de energía en la tarifa 1
En el caso de las zonas de clima cálido se presenta una situación semejante, que
se ilustra en el Cuadro 48 para tres casos hipotéticos en la tarifa 1C, en los que se
muestra el efecto adicional de la sustitución de aparatos de aire acondicionado
con unidades eficientes.
132
Cuadro 48. Efectos de medidas de ahorro de energía en la tarifa 1C
Los casos analizados ejemplifican los beneficios que pueden obtener los usuarios
con niveles de consumo bajos, medios y altos. En todos los casos, se logran
reducciones en el consumo de energía en un rango que va de 25 por ciento al 36
por ciento, y se generan ahorros en la factura eléctrica incluso superiores,
particularmente en los casos en que el consumo se ubica en el bloque de
consumo moderado (Caso 2), ya que el ahorro se genera en el rango de consumo
excedente, y cuando el ahorro de energía posibilita la salida de la tarifa DAC
(Caso 3), según se muestra en el Cuadro 49.
133
Cuadro 49. Beneficios para el usuario por efecto de las medidas de ahorro de energía
Con las medidas de ahorro de energía se pueden beneficiar todos los usuarios,
desde un usuario de bajo consumo que mediante la sustitución de varios focos y
del refrigerados obtiene ahorros significativos en su consumo y en su factura
eléctrica, hasta un usuario de alto consumo en las zonas cálidas, que con el uso
de aparatos de aire acondicionado de alta eficiencia puede reducir su factura en
forma considerable e incluso salir de la tarifa DAC.
En adición a lo anterior, las medidas de ahorro de energía benefician también a la
industria eléctrica, toda vez que contribuyen a disminuir la carga del sistema
eléctrico en las horas del día de mayor demanda, ya sea en la noche por el menor
consumo que implican los focos ahorradores, o al mediodía y en la tarde por la
menor carga asociada a los aparatos de aire acondicionado.
En estas circunstancias, la industria eléctrica enfrenta una menor presión en el
crecimiento de la infraestructura de generación, transmisión y distribución, lo cual
conlleva ahorros importantes en materia de inversión y operación, que se pueden
traducir en menores costos de suministro, siempre y cuando las medidas de
ahorro de energía tengan un carácter permanente.
Las medidas de ahorro de energía pueden tener un carácter permanente, si al
término de la vida útil de los aparatos nuevos que adquiere un usuario, éstos son
sustituidos con unidades de mayor eficiencia energética.
Por lo anterior, resulta de gran importancia para el país adopte la cultura de ahorro
de energía en todos los estratos de la población, de manera que cualquier usuario
tome en consideración los beneficios que implica el uso de aparatos de alta
eficiencia y, por ende, el costo que representa para él mismo y para la industria
eléctrica el utilizar aparatos de baja eficiencia.
134
4. Análisis de Tarifas y Costos de Suministro
4.1. Comparativo internacional de tarifas eléctricas
A fin de comparar los precios a que se enfrentan los sectores residencial e
industrial en el ámbito internacional. En la Gráfica 20 y en la Gráfica 21 se muestra
un comparativo internacional de las tarifas eléctricas promedio, aplicadas durante
el primer trimestre del 2007, para el sector industrial y para el sector residencial,
respectivamente.
Gráfica 20. Comparativo internacional de tarifa eléctrica para el Sector Industrial, 2007
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Sud
áfr
ica
Canad
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No
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Neth
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s
Irla
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a
Italia
dó
lare
s p
or
kW
h
Fuente: International Energy Agency, Key World Energy Statistics 2007.
135
Gráfica 21. Comparativo internacional de tarifa eléctrica para el Sector Residencial, 2007
Como puede observarse, en el caso de las tarifas eléctricas para el sector
residencial, la tarifa promedio para México se encuentra dentro del 33 por ciento
más bajo dentro de la muestra de países. La tarifa promedio para el sector
industrial se encuentra dentro del 66% más alto, sin embargo, se espera que con
las modificaciones tarifarias aplicadas en enero y marzo del 2008, el precio de las
tarifas eléctricas para los sectores comercial e industrial se reduzca en este año.
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Ind
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Sud
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Canad
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Din
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dó
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or
kW
h
Fuente: International Energy Agency, Key World Energy Statistics 2007.
136
4.2. Precios y Costos por Sector
4.2.1. Evolución de Precios Medios y Costos Medios
La información sobre precios medios y costos medios de energía eléctrica que se
presenta en este punto corresponde a la de la CFE, y se basa en la información
contenida en las secciones 1 y 2 de este documento.
Los precios medios y costos medios están expresados en pesos por kWh a
precios corrientes de cada año y fueron calculados para los diferentes sectores
tarifarios dividiendo los productos por venta de electricidad y los costos de
suministro entre el volumen de ventas de energía eléctrica. Se excluyen las ventas
de la CFE a LFC y las exportaciones de energía eléctrica.
Asimismo, se muestra la relación precio / costo para los diferentes sectores
tarifarios, la cual se obtiene dividiendo los precios medios entre los costos medios.
Los sectores tarifarios están agrupados de acuerdo a la clasificación siguiente:
Sector Doméstico: Tarifas 1 a 1F y Tarifa DAC
Sector Comercial: Tarifas 2, 3 y 7
Sector Servicios: Tarifas 5, 5A y 6
Sector Agrícola: Tarifas 9, 9M, 9-CU y 9-N
Sector Empresa Mediana: Tarifas O-M, H-M y H-MC
Sector Gran Industria: Tarifas H-S, H-SL, H-T y H-TL
En el Cuadro 50 y en el Cuadro 51 se muestra la evolución de los precios medios
y los costos medios de la CFE durante el periodo 2001 – 2007, a precios
corrientes de cada año, para los sectores tarifarios indicados anteriormente.
137
Cuadro 50. Precio medio de energía eléctrica de la CFE por sector, 2001 - 2007
Cuadro 51. Costo medio de energía eléctrica de la CFE por sector, 2001 - 2007
Los costos medios por sector fueron calculados conforme a la metodología que se
describe en la sección 2 de este documento, promediando los costos de
suministro de la CFE de las tarifas agrupadas en cada sector tarifario, en forma
ponderada con base en el volumen de ventas de cada tarifa.
138
Las relaciones precio / costo para cada sector tarifario se muestran a continuación.
Cuadro 52. Relación precio / costo de la CFE por sector, 2001 - 2007
De la Gráfica 22 a la Gráfica 27 se presentan, para cada sector tarifario, la
evolución de los precios medios y de los costos medios de la CFE durante el
periodo 2001 – 2007, así como su la relación precio / costo a lo largo del periodo.
Gráfica 22. Precio medio y costo medio del sector doméstico, 2001 - 2007
0.42
0.500.45 0.44 0.42
0.45 0.46
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
0
0.5
1
1.5
2
2.5
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rela
ció
n P
recio
/ Co
sto
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Relación Precio / Costo
Fuente: CFE
139
Gráfica 23. Precio medio y costo medio del sector comercial, 2001 - 2007
Gráfica 24. Precio medio y costo medio del sector servicios, 2001 - 2007
1.07 1.041.01
1.09 1.09
1.22 1.23
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1.80
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rela
ció
n P
recio
/ Co
sto
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Relación Precio / Costo
Fuente: CFE
0.900.96
0.86 0.840.81
0.85 0.87
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rela
ció
n P
recio
/ Co
sto
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Relación Precio / Costo
Fuente: CFE
140
Gráfica 25. Precio medio y costo medio del sector agrícola, 2001 - 2007
Gráfica 26. Precio medio y costo medio del sector empresa mediana, 2001 - 2007
0.29 0.310.28 0.27 0.29
0.31 0.32
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
0
0.5
1
1.5
2
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rela
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n P
recio
/ Co
sto
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Relación Precio / Costo
Fuente: CFE
0.870.91
0.880.93 0.94 0.94 0.94
0.50
0.75
1.00
1.25
1.50
0
0.5
1
1.5
2
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rela
ció
n P
recio
/ Co
sto
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Relación Precio / Costo
Fuente: CFE
141
Gráfica 27. Precio medio y costo medio del sector gran industria, 2001 - 2007
La información presentada en los cuadros y gráficas anteriores amerita los
siguientes comentarios.
La relación precio / costo de la CFE aumentó en 2002 al pasar de 0.67 a 0.72,
debido a los ajustes extraordinarios aplicados en enero de ese año a las
tarifas industriales y en febrero a las tarifas domésticas, además del efecto
que tuvo la creación en ese último mes de la tarifa DAC y de la tarifa GF
aplicable al Gobierno Federal.
En los tres años subsecuentes, la relación precio / costo observó variaciones
moderadas, tanto a la baja como al alza, dado el comportamiento mixto que
caracterizó a los diferentes sectores tarifarios, alcanzando en 2005 un nivel
ligeramente inferior al de 2002, en virtud de los rezagos que se generaron en
las tarifas domésticas, agrícolas y de servicios que están sujetas a ajustes
mensuales fijos.
La relación precio / costo de la CFE aumentó de nuevo entre 2006 y 2007,
esta vez debido a los ajustes que sufrieron algunas tarifas por efecto de la
aplicación de la Fórmula de Ajuste Automático.
0.830.89
0.860.92 0.93
1.02 1.02
0.50
0.75
1.00
1.25
1.50
0
0.5
1
1.5
2
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Rela
ció
n P
recio
/ Co
sto
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Relación Precio / Costo
Fuente: CFE
142
En estos dos últimos años, las tarifas industriales, comerciales y doméstica de alto
consumo registraron incrementos superiores a los que tuvieron los costos de
suministro, en virtud de que la estructura de la Fórmula de Ajuste Automático
quedó rezagada frente a los grandes cambios que ocurrieron en la estructura de
generación y en los precios relativos de los principales combustibles (combustóleo
y gas natural), de manera que no reflejó en forma precisa las variaciones que
registraron los precios de los combustibles y la inflación nacional.
En estas circunstancias, el Gobierno Federal aplicó en enero y marzo de 2008 las
siguientes medidas de ajuste tarifario.
Rediseño de la Fórmula de Ajuste Automático, incorporando los cambios
ocurridos en la estructura de generación y redefiniendo los ponderadores y
factores de ajuste, a fin de reflejar con mayor precisión las variaciones en los
precios de los combustibles y la inflación nacional en los distintos cargos
tarifarios.
Reducción de 14.5 por ciento en todos los cargos de las tarifas comerciales (2,
3 y 7) y de 5 por ciento en todos los cargos de la tarifa ordinaria en media
tensión (O-M).
Reducción diferenciada de los cargos de las tarifas horarias en alta tensión en
las regiones del SIN, para homologarlos con los cargos más bajos que tiene la
región Noreste.
Reducción de 44 por ciento en los cargos de energía del periodo de punta de
las tarifas horarias en media y alta tensión (H-M, H-MC, H-S, H-SL, H-T y H-
TL).
Reducción adicional de 50 por ciento sobre la demanda incremental y de 30
por ciento sobre la energía incremental consumida en el periodo de punta,
para los usuarios de las tarifas horarias en media y alta tensión que
incrementen su demanda y consumo de energía eléctrica en dicho periodo.
Esta medida es de carácter temporal y se aplicará durante 2008 y 2009.
Reducción de 2.5 a 2 del factor multiplicativo de la tarifa GF que se destina a
la producción de bienes y servicios de la Administración Pública Federal, el
cual disminuirá a 1.5 en 2009 y a 1.0 en 2010.
En virtud de estos ajustes tarifarios, se prevé que las relaciones precio / costo de
los sectores comercial e industrial sufrirán una fuerte caída, al pasar de 1.23 a
143
1.05 en el sector comercial, de 0.94 a 0.86 en las empresas medianas y de 1.02 a
0.94 en las grandes industrias.
Por consiguiente, los sectores comercial e industrial presentarán al cierre de 2008
una situación muy cercana a la que tenían entre 2003 y 2004, y esto provocará
que la relación precio / costo total de la CFE retroceda al nivel que registró en ese
último año, de 0.71, en el mejor de los casos.
Los sectores doméstico y agrícola presentan actualmente un menor rezago frente
a los costos de suministro que en 2001, pero esta situación incluye los efectos de
la tarifa DAC y del deslizamiento que han tenido las tarifas 9 y 9M. Al separar
dichos efectos, en el Cuadro 53, se observa que las tarifas domésticas 1 a 1F
alcanzaron en 2007 una relación precio / costo más baja que la observada en
2001 y las tarifas agrícolas 9CU y 9N han mantenido el nivel de rezago.
Cuadro 53. Evolución de la relación precio / costo en sector doméstico y agrícola 2001 - 2007
144
4.2.2. Precios, Costos y Subsidios por Sector
En el Cuadro 54 se presenta la información para la CFE agrupada por sector
tarifario sobre los productos por la venta de energía eléctrica, los costos de
suministro y los subsidios otorgados a los usuarios a través de las tarifas eléctricas
durante el ejercicio de 2007.
Cuadro 54. Productos, costos y subsidio por sector, 2007
Los sectores doméstico y agrícola presentan relaciones precio / costo de 0.46 y
0.32 respectivamente, y por ende generan productos por debajo de sus
respectivos costos de suministro, lo cual se traduce en un mayor monto de
subsidios. Estos dos sectores concentran el 87.6 por ciento de los subsidios
otorgados a los usuarios de la CFE a través de las tarifas eléctricas.
El 22.4 por ciento restante de los subsidios se otorga a los sectores de servicios y
a empresas medianas, que presentan relaciones precio / costo de 0.87 y 0.94
respectivamente, y por lo tanto generan productos inferiores a los costos de
suministro.
Los sectores comercial y de gran industria presentan relaciones precio / costo de
1.23 y 1.02 respectivamente, lo que significa que estos dos sectores generan
productos superiores a sus respectivos costos de suministro.
Los subsidios otorgados a los usuarios, a través de las tarifas eléctricas, se
calculan directamente a partir de la diferencia entre los costos de suministro y los
productos por la venta de energía eléctrica, y se determinan únicamente para los
casos en que los costos son superiores a los productos, puesto que no existen
subsidios cuando los productos rebasan los costos. Cabe aclarar que, los ingresos
que obtiene la CFE cuando las tarifas son mayores a los costos de suministro, no
se restan del monto total de subsidios otorgados. Por consiguiente, los subsidios
145
se calculan primero a nivel de tarifa y se agrupan después por sector conforme al
criterio antes señalado.
Los productos y costos en algunas tarifas incluyen las ventas a las entidades de la
Administración Pública Federal, las cuales están afectadas por el factor
multiplicativo de 2.5 de la tarifa GF, de manera que el cálculo de los subsidios se
realiza excluyendo las ventas asociadas a la tarifa GF.
En el Cuadro 55 se muestra el procedimiento para el cálculo de los subsidios en el
ejercicio 2007, diferenciando en cada sector las tarifas deficitarias de las
superavitarias y separando los productos y costos derivados de la tarifa GF.
Cuadro 55. Productos, costos y subsidios por tarifa por sector, 2007
146
En el Cuadro 56 se presentan los valores en términos unitarios (pesos por kWh)
de los precios, costos y subsidios en 2007 para los diferentes sectores tarifarios de
la CFE, separando también los valores que resultan con y sin la tarifa GF.
Cuadro 56. Precios, costos y subsidios unitarios, 2007
Según se desprende de los cuadros anteriores, dentro de los sectores doméstico,
de servicios e industrial existen tarifas con subsidios y otras sin subsidios, en
virtud de lo cual es conveniente agrupar por sector las tarifas que son deficitarias y
las tarifas que son superavitarias, lo cual se muestra en el Cuadro 57. Cabe
señalar que la magnitud del superávit agregado es de 8 por ciento en relación a
los subsidios (sin incluir las ventas a LFC ni la exportación de energía eléctrica), y
se abatirá en buena medida durante el 2008 por las medidas de ajuste tarifario
aplicadas a principios del año.
147
Cuadro 57. Tarifas clasificadas por su relación precio / costo, 2007
148
4.3. Precios y Costos en Tarifas Domésticas
4.3.1. Precios, Costos y Subsidios en Tarifas Domésticas
En el Cuadro 58 se presenta la información para la CFE sobre los precios medios
de venta, los costos medios de suministro y los subsidios otorgados a los usuarios
de las tarifas domésticas durante el ejercicio 2007.
Cuadro 58. Precios, costos y subsidios en tarifas domésticas, 2007
La información que se presenta en el cuadro anterior puede ser apreciada con
mayor claridad en la Gráfica 28, en la cual se muestran las tendencias de los
precios, costos y subsidios medios (en eje izquierdo) en función del consumo
medio creciente asociado a las tarifas domésticas de verano (en eje derecho).
Gráfica 28. Precios, costos y subsidios en tarifas domésticas, 2007
0
100
200
300
400
500
600
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0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F
kW
h / u
su
ario
/ mes
Peso
s p
or
kW
h
Precio Medio Costo Medio Subsidio Medio Consumo por Usuario
Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro
149
Se observa una trayectoria descendente en los niveles de precios, costos y
subsidios medios de la tarifa 1 a la tarifa 1F, en dirección contraria a la trayectoria
ascendente de los niveles de consumo medio.
Las tarifas domésticas que presentan los mayores niveles de subsidio medio son
la 1 y 1A, debido a que sus niveles de consumo medio por usuarios son
relativamente bajos y, por ende, sus costos medios de suministro tienden a ser
más altos respecto a las demás tarifas.
La tarifa doméstica con menor nivel de subsidio medio es la 1C, lo cual se debe al
perfil de consumo de los usuarios en esta tarifa, observándose un ligero ascenso
en la tendencia del consumo medio respecto a las demás tarifas, lo cual genera un
aumento en la tendencia del precio medio, y una caída en la tendencia del costo
medio, dando como resultado un menor nivel de subsidio medio en esta tarifa.
La tarifa 1C es la única en la que se ha registrado un ligero aumento en sus
niveles de consumo medio en los últimos seis años, mientras que en las demás
tarifas se han observado descensos en este indicador, lo cual ha propiciado la
situación señalada en el párrafo anterior.
Las tarifas 1E y 1F presentan los niveles de consumo medio más elevados y, por
consiguiente, son las que registran los niveles de precios medios y costos medios
más bajos en las tarifas domésticas normales.
Por su parte, la tarifa doméstica de alto consumo (DAC) conlleva el nivel de
consumo medio más alto y el costo medio más bajo de todas las tarifas
domésticas. Esta tarifa es superavitaria.
La información presentada en la gráfica anterior puede ser expresada también en
términos de la factura, el costo y el subsidio mensual por usuario en cada tarifa
doméstica, cuyos valores promedio para 2007 se muestran en la Gráfica 29.
150
Gráfica 29. Factura, costo y subsidio por usuario en tarifas domésticas, 2007
La trayectoria ascendente de la tarifa 1 a la tarifa 1F es resultado directo del
aumento en los niveles de consumo medio, lo que se traduce en un monto
creciente del subsidio mensual que se otorga de manera creciente a los usuarios
en las tarifas de verano.
0
100
200
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400
500
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700
800
900
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F
Peso
s
Factura Mensual Costo Mensual Subsidio Mensual
151
4.3.2. Precios, Costos y Subsidios por Nivel de Consumo
En este punto se presenta el análisis de la información sobre precios, costos y
subsidios por nivel de consumo en las tarifas domésticas, el cual permite
identificar la magnitud absoluta y relativa de los subsidios otorgados a los
usuarios, en función de su nivel de consumo. El análisis excluye los apoyos
adicionales a las tarifas eléctricas que otorgan los gobiernos estatales o
municipales.
La información sobre la facturación mensual y los precios medios de venta al
usuario se calculó con base en las tarifas domésticas vigentes en el mes de junio
de 2007.
Por su parte, los costos fueron determinados a partir del procedimiento de
asignación de costos detallado en la Sección 2 de este documento, y cuyo
promedio anual para 2007 se presenta en la sección 4.2.1 anterior. Dichos costos
se separaron en dos componentes, uno de ellos fijo que corresponde al costo del
proceso comercial, y se expresa en pesos mensuales por usuario, y el otro
variable que comprende los demás costos de suministro y está expresado en
pesos por kWh.
Lo anterior resulta relevante para evaluar el nivel de los costos que implica el
suministro a usuarios con diferentes niveles de consumo, toda vez que el costo del
proceso comercial es el mismo para cualquier usuario independientemente de su
nivel de consumo. Los subsidios se determinaron mediante la diferencia entre los
costos de suministro y los precios de venta al usuario, según se mencionó
anteriormente.
De la Gráfica 30 a la Gráfica 36 se muestran, para cada tarifa doméstica, los
precios, costos y subsidios por kWh en diferentes niveles de consumo mensual
durante la temporada de verano en 2007. Las tarifas del mes de junio se
consideran consistentes con los costos promedio del año.
152
Gráfica 30. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo en la Tarifa 1, 2007
Gráfica 31. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1A-Verano, 2007
0.0
0.5
1.0
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- 100 200 300 400 500
Peso
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or
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h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifasvigentes en junio de 2007 y costos mediosde 2007Fuente: CFE
0.0
0.5
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- 100 200 300 400 500
Peso
s p
or
kW
h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifasvigentes en junio de 2007 y costos medios de 2007Fuente: CFE
153
Gráfica 32. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1B-Verano, 2007
Gráfica 33. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1C-Verano, 2007
0.0
0.5
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1.5
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3.5
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- 100 200 300 400 500 600
Peso
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or
kW
h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifasvigentes en junio de 2007 y costos medios de 2007Fuente: CFE
0.0
0.5
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- 250 500 750 1,000 1,250 1,500
Peso
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or
kW
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Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifas vigentes en junio de 2007 y costos medios de 2007Fuente: CFE
154
Gráfica 34. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1D-Verano, 2007
Gráfica 35. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1E-Verano, 2007
0.0
0.5
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3.0
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4.0
- 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750 2,000
Peso
s p
or
kW
h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifas vigentes en junio de 2007 y costos medios de 2007Fuente: CFE
0.0
0.5
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- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
Peso
s p
or
kW
h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifas vigentes en junio de 2007 y costos medios de 2007Fuente: CFE
155
Gráfica 36. Precio, costo y subsidio por nivel de consumo dentro de la tarifa 1F-Verano, 2007
En las gráficas anteriores se observa que todas las tarifas domésticas presentan
un perfil similar en cuanto al comportamiento de los precios, costos y subsidios
frente a diferentes niveles de consumo, de manera que la principal diferencia
radica en los rangos de consumo mensual considerados para cada tarifa en el eje
horizontal, que varían en 8 veces entre la tarifa 1 y la tarifa 1F al pasar de 500
kWh a 4,000 kWh.
Los precios medios presentan una trayectoria ascendente hasta llegar a un punto
límite en el que se pasa a la tarifa DAC, con un traslape entre la tarifa normal y la
tarifa DAC. En virtud de que, el límite de consumo de esta última está referido al
promedio móvil de doce meses, lo cual implica, por lo general, un consumo mayor
en el verano y menor en el invierno.
Los costos medios registran una trayectoria descendente, muy pronunciada al
inicio y casi imperceptible al final del rango de consumo, lo cual es resultado del
cargo fijo asociado al proceso comercial cuyo impacto es significativo en los
niveles bajos de consumo.
Como resultado de lo anterior, los subsidios medios registran una trayectoria
descendente a lo largo del rango de consumo hasta el punto límite en el que se
0.0
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- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
Peso
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Consumo Mensual en kWh
Precio Unitario Costo Unitario Subsidio Unitario Tarifa DAC
* Calculos con tarifasvigentes en junio de 2007 y costos medios de 2007Fuente: CFE
156
pasa a la tarifa DAC, lo que significa que en todas las tarifas domésticas el
subsidio medio por kWh decrece al aumentar el nivel de consumo mensual.
Sin embargo, el monto del subsidio mensual que reciben los usuarios tiene una
trayectoria diferente, pues aumenta gradualmente dentro del bloque de consumo
bajo hasta alcanzar un nivel máximo y después desciende gradualmente dentro
del bloque de consumo moderado hasta llegar al límite en el que se pasa a la
tarifa DAC.
En la Gráfica 37 y Gráfica 38 se puede apreciar el comportamiento de los
subsidios unitarios y los subsidios mensuales por usuario en las diferentes tarifas
en la temporada de verano.
Gráfica 37. Subsidio unitario por nivel de consumo en tarifas domésticas en verano, 2007
0.0
0.5
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- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
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Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F
Fuente: SENER con información de la CFE
157
Gráfica 38. Subsidio mensual por nivel de consumo en tarifas domésticas en verano, 2007
En las tarifas 1, 1A y 1B, el monto máximo del subsidio mensual por usuario se
obtiene en el límite superior del bloque de consumo bajo, pero en las tarifas 1C,
1D y 1E el monto máximo se presenta después de dicho límite, ya dentro del
bloque de consumo moderado. En el caso de la tarifa 1F el monto máximo se
obtiene en el límite superior del bloque de consumo moderado.
La trayectoria del subsidio mensual en la tarifa 1F es diferente a las demás tarifas
debido a que es la única en la que el rango de consumo intermedio se divide en
bajo y alto, lo que permite un mayor consumo antes de que se aplique el cargo del
rango excedente, lo cual se refleja en los dos picos presentes en la trayectoria del
subsidio mensual.
De los resultados anteriores se desprende que, en todas las tarifas domésticas,
los usuarios con niveles bajos de consumo son los que se benefician del mayor
nivel de subsidio en términos unitarios (pesos por kWh), pero los usuarios con
niveles medios de consumo son los que reciben el mayor monto de subsidio
mensual (pesos).
Se observa también que los niveles de subsidio, tanto en términos unitarios como
mensuales, aumentan progresivamente de la tarifa 1 a la tarifa 1F, en cada nivel
de consumo mensual, de manera tal que un usuario de la tarifa 1F llega a recibir
0
500
1,000
1,500
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2,500
3,000
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Peso
s
Consumo Mensual en kWh
(Pesos)
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F
Fuente: SENER con información de la CFE
158
en el verano un subsidio mensual hasta nueve veces superior al que recibe como
máximo un usuario de la tarifa 1.
En los meses fuera de verano los resultados son menos contrastantes, ya que
todas las tarifas presentan trayectorias muy parecidas a las que registran las
tarifas 1, 1A y 1B en la temporada de verano. En la Gráfica 39 y Gráfica 40 se
muestra el comportamiento de los subsidios por nivel de consumo en las
diferentes tarifas domésticas en la temporada fuera de verano.
Gráfica 39. Subsidio unitario por nivel de consumo en tarifas domésticas fuera de verano, 2007
0.0
0.5
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- 100 200 300 400 500 600 700
Peso
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kW
h
Consumo Mensual en kWh
(Pesos por kWh)
1 1A 1B 1C 1D 1E 1FFuente: SENER con información de la CFE
159
Gráfica 40. Subsidio mensual por nivel de consumo en tarifas domésticas fuera de verano, 2007
A partir de la información sobre el subsidio mensual otorgado a los usuarios en las
temporadas de verano y fuera de verano, se realizó un cálculo aproximado de la
distribución de los subsidios en 2007 a efecto de identificar su destino, utilizando
para ello la información sobre la distribución de usuarios de la CFE por nivel de
consumo.
Para tal efecto, se definieron tres grupos de usuarios de acuerdo a su participación
en los rangos de consumo básico, intermedio y excedente. El primer grupo está
compuesto por los usuarios de muy bajo consumo a los que se les aplica
únicamente el cargo básico, que es el que contiene el mayor nivel de subsidio. El
segundo grupo lo integran los usuarios de consumo bajo a quienes se les aplica el
cargo básico y el cargo intermedio, de manera que reciben un nivel de subsidio
menor al de los usuarios del primer grupo. El tercer grupo comprende a los
usuarios de consumo moderado a los que se les aplican los tres cargos (básico,
intermedio y excedente), por lo que obtienen un nivel de subsidio menor respecto
a los usuarios del segundo grupo.
Los resultados de este ejercicio de cálculo muestran que los usuarios del primer
grupo, que representan en promedio el 38 por ciento del total, reciben el 25 por
ciento del monto total de subsidios, mientras que los usuarios del segundo grupo,
que en promedio equivalen al 40 por ciento del total, se benefician del 50 por
0
100
200
300
400
500
- 100 200 300 400 500 600 700
Peso
s
Consumo Mensual en kWh
( Pesos )
1 1A 1B 1C 1D 1E 1F
Fuente: SENER con información de la CFE
160
ciento de los subsidios. Por su parte, los usuarios del tercer grupo que representan
el 22 por ciento restante, reciben el 25 por ciento de los subsidios.
Por consiguiente, la distribución de los subsidios tiende a beneficiar más a los
usuarios de mayor nivel de consumo dentro del bloque de consumo bajo, que son
los que comprende el segundo grupo de usuarios, y menos a los usuarios de muy
bajo consumo del primer grupo.
En el Cuadro 59 y el Cuadro 60 se presentan los resultados de este análisis para
las diferentes tarifas domésticas en las temporadas de verano y fuera de verano.
En el primer cuadro se muestra la distribución porcentual de los subsidios en los 3
grupos de usuarios ya señalados, de los cuales los dos primeros forman parte del
bloque de consumo bajo y el tercero constituye el bloque de consumo moderado.
Cuadro 59. Distribución de los subsidios por rangos de consumo, 2007
En el segundo cuadro de muestra la distribución porcentual de los usuarios de la
CFE en los mismos tres grupos de usuarios, de manera que resulta comparable
con la distribución de los subsidios que se presenta en el cuadro anterior.
Cuadro 60. Distribución de usuarios por rangos de consumo, 2007
161
4.4. Análisis de Consumos y Facturas en Localidades
4.4.1. Temperaturas Medias, Consumos y Facturas Mensuales
En este punto se presenta el análisis de la información sobre temperaturas
medias, consumos de electricidad y facturas mensuales por usuario en diversas
ciudades del país, con base en las estadísticas comerciales por zona de
distribución de la CFE del ejercicio 2007.
Para este propósito, se seleccionaron 16 ciudades ubicadas en igual número de
entidades federativas del país, en su mayoría capitales de estados, las cuales se
sitúan a lo largo y ancho del territorio nacional cubriendo el norte, el centro y el
sur, así como las costas del golfo y el pacífico. La información estadística se
refiere, en cada caso, a la zona de distribución donde se ubica la ciudad, la cual
puede abarcar varias localidades, por lo que se consideran sólo las localidades
clasificadas en la tarifa que corresponde a la ciudad seleccionada.
De las 16 ciudades seleccionadas, 3 de ellas se clasifican en la tarifa 1, otras 3 en
la tarifa 1C y las 10 restantes en las demás tarifas, a razón de 2 ciudades por
tarifa, de manera que se cubren todas las tarifas domésticas con localidades
representativas.
Para cada ciudad se presenta de manera gráfica (Gráfica 41 a Gráfica 56) la
información mensual de los registros de temperatura media y las ventas de
electricidad por usuario, así como los precios medios y las facturas mensuales por
usuario, a efecto de mostrar la correlación que existe entre estos cuatro factores a
nivel de localidad.
En el Cuadro 61 se muestran los principales indicadores comerciales para las 16
ciudades seleccionadas, y en seguida se presentan las gráficas de cada localidad
en el orden en el que aparecen en el cuadro, el cual es progresivo por tarifa y nivel
de consumo.
162
Cuadro 61. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas, promedio anual 2007
Gráfica 41. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Oaxaca, Oaxaca (Tarifa 1), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Ventas por Usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Temperatura media (grados centígrados en eje derecho)
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os
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Ventas por Usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Factura por Usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
163
Gráfica 42. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Zacatecas, Zacatecas (Tarifa 1), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 43. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Guadalajara, Jalisco (Tarifa 1), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Ventas por Usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Temperatura media (grados centígrados en eje derecho)
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Ventas por usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Factura por usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
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Ventas por Usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Temperatura media (grados centígrados en eje derecho)
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Ventas por Usuarios (kWh/mes en eje izquierdo)
Factura por Usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
164
Gráfica 44. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Frontera, Chiapas (Tarifa 1A), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 45. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Tepic, Nayarit (Tarifa 1A), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Ventas por usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
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Ventas por usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
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Ventas por usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Factura por usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
165
Gráfica 46. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Acapulco, Guerrero (Tarifa 1B), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 47. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Chihuahua, Chihuahua (Tarifa 1B), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Ventas por usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
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Ventas por Usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Temperatura media (grados centígrados en eje derecho)
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mes
Ventas por Usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Factura por Usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
166
Gráfica 48. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Mérida, Yucatán (Tarifa 1C), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 49. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Veracruz, Veracruz (Tarifa 1C), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Ventas por usuario (kWh/mes en eje izquierdo)
Factura por usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
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Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
167
Gráfica 50. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Monterrey, Nuevo León (Tarifa 1C), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 51. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Apatzingán, Michoacán (Tarifa 1D), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Factura por usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
168
Gráfica 52. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en La Paz, Baja California Sur (Tarifa 1D), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 53. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Reynosa, Tamaulipas (Tarifa 1E), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
169
Gráfica 54. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Culiacán, Sinaloa (Tarifa 1E), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Gráfica 55. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Hermosillo, Sonora (Tarifa 1F), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
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Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
170
Gráfica 56. Temperatura, Ventas y Factura por Usuario en Mexicali, Baja California (Tarifa 1F), 2007
Fuente: SENER con información de la CFE
Se debe tener en cuenta, en primer término, que existe un desfasamiento entre
uno y dos meses en los registros de temperatura y la información comercial, toda
vez que esta última está referida al proceso de facturación que se realiza uno o
dos meses después de que ocurre el consumo real de la electricidad.
Las ciudades de clima templado en las tarifas 1 y 1A presentan un
comportamiento más o menos estable a lo largo del año en los indicadores de
ventas y factura mensual por usuario. Si bien los niveles de temperatura aumentan
en los meses de verano, este hecho no incide sobre las ventas, dado que en estas
ciudades, en general, no es común el uso de sistemas de aire acondicionado.
A partir de la tarifa 1B, se observa que las ventas por usuario tienden a
incrementarse durante la temporada de verano de acuerdo a los niveles de
temperatura, lo cual indica que desde la tarifa 1B los usuarios empiezan a
depender de los sistemas de aire acondicionado para mejorar el confort en las
viviendas.
En la medida en que los niveles de temperatura aumentan al empezar la
temporada de verano, las ventas por usuario se incrementan gradualmente hasta
alcanzar un nivel máximo, para disminuir después en forma gradual una vez que
los niveles de temperatura descienden. Este fenómeno resulta cada vez más
pronunciado al pasar de la tarifa 1B a las tarifas de verano subsecuentes.
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Factura por Usuario (Pesos/mes en eje izquierdo)
Precio medio (Pesos/kWh en eje derecho)
171
Sin embargo, esta situación no presenta un patrón de comportamiento homogéneo
ya que se observan diferencias notables entre distintas localidades dentro de una
misma tarifa, lo cual significa que los usuarios tienen patrones de uso de la
energía eléctrica muy diferentes en las distintas regiones del país.
Un aspecto que se observa con claridad en las localidades con tarifas de verano
es la reducción que registra el precio medio durante la temporada de verano, lo
cual permite aminorar el efecto del aumento del consumo sobre la factura
eléctrica. Por consiguiente, desde la tarifa 1A hasta la tarifa 1F las facturas de los
usuarios se incrementan en el verano en menor proporción que el consumo
eléctrico.
Es así que, los usuarios pueden incrementar sus consumos de electricidad a
través del uso de sistemas de acondicionamiento de aire, pero con un impacto
más moderado en el monto de sus facturas, mediante la reducción que sufre el
precio medio durante la temporada de verano, con lo cual se cumple el propósito
de las tarifas de verano.
De acuerdo a lo anterior, y teniendo en cuenta el perfil de los subsidios por nivel
de consumo, los usuarios con tarifas de verano ven incrementadas sus facturas en
dicha temporada. Sin embargo, éstas se incrementan en menor proporción que los
costos de suministro, de manera que en los meses de verano el monto de los
subsidios que reciben los usuarios aumenta proporcionalmente más que el
incremento que sufren las facturas.
172
4.4.2. Consumos y Facturas por Temporada
En el punto anterior se mostraron las variaciones que sufren los niveles promedio
de consumo de electricidad y las facturas mensuales a lo largo del año en las 16
ciudades seleccionadas. En este punto se presenta el análisis comparativo de
dichos indicadores para las temporadas de verano y fuera de verano, a efecto de
mostrar las diferencias que existen entre dichas temporadas a nivel de tarifa y
localidad.
Para este propósito se tomó en cuenta el desfasamiento que existe entre los
registros de temperatura y los indicadores comerciales, de manera que la
información sobre los niveles promedio de temperatura agrupa los seis meses más
cálidos del año en la temporada de verano, y el resto de los meses en la
temporada fuera de verano. En el caso de los indicadores comerciales, estos
fueron agrupados de acuerdo a las temporadas establecidas para cada localidad.
De esta manera, la información sobre temperaturas e indicadores comerciales
para cada temporada y localidad resulta homogénea y comparable.
En el Cuadro 62 y Cuadro 63, y en la Gráfica 57 y Gráfica 58 se muestra la
información sobre temperaturas, consumos de electricidad, y facturas por usuario
para las temporadas de verano y fuera de verano del ejercicio 2007, en las 16
ciudades seleccionadas. Las gráficas contienen las mismas escalas para ambas
temporadas, a efecto de facilitar la comparación visual de los indicadores entre
dichas temporadas.
Las ciudades aparecen ordenadas de la misma manera que en el punto anterior,
es decir en forma progresiva por tarifa y nivel de consumo por usuario.
173
Cuadro 62. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas en temporada de verano, 2007
Gráfica 57. Ventas y facturas por usuario en ciudades seleccionadas en temporada de verano, 2007
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Fuente: CFE
174
Cuadro 63. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas en temporada fuera de verano, 2007
Gráfica 58. Ventas y facturas por usuario en ciudades seleccionadas en temporada fuera de verano, 2007
En la temporada de verano, se observa la trayectoria creciente que registran las
ventas por usuario y la trayectoria decreciente que sufren los precios medios, al
pasar progresivamente de la tarifa 1 a la tarifa 1F. Como resultado, las facturas
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Ventas por Usuario (kWh / mes) Factura por Usuario (Pesos / mes) Precio Medio (Pesos / kWh)
Fuente: CFE
175
por usuario presentan una trayectoria ascendente más moderada que la de los
niveles de consumo.
Se observa también que, dentro de una misma tarifa los precios medios tienden a
aumentar en función del nivel de consumo, lo cual incide sobre el nivel de la
factura. Esto se refleja en el hecho de que en algunos casos, una localidad con
tarifa menos cálida puede tener consumos y facturas por usuario en promedio más
altos que otra localidad con tarifa más cálida.
En la temporada de verano se presentan trayectorias un tanto diferentes, las
ventas por usuarios muestran una trayectoria creciente al pasar progresivamente
de la tarifa 1 a la tarifa 1F, lo mismo ocurre con los precios medios, lo cual se
traduce en este caso en una trayectoria ascendente de las facturas por usuario
más pronunciada que la de los niveles de consumo.
La trayectoria creciente de las ventas por usuario en la temporada de verano se
debe, en su mayor parte, a la incidencia de los aparatos de aire acondicionado,
pero es resultado también de otros factores diferentes al clima, que se aprecian en
forma más clara en la temporada fuera de verano.
Se considera relevante analizar las diferencias a nivel de localidad que existen
entre los indicadores comerciales de la temporada de verano y los de la
temporada fuera de verano, lo cual se presenta en el Cuadro 64.
176
Cuadro 64. Indicadores comerciales de ciudades seleccionadas en 2007, diferencias porcentuales entre temporada de verano y fuera de verano
Como puede observarse, varias ciudades en la temporada de verano presentan
facturas por usuario más bajas que en la temporada fuera de verano, pero con
ventas por usuario en situación inversa, lo cual se debe a que en estos casos, la
reducción que sufren los precios medios en la temporada de verano compensa el
crecimiento de las ventas por usuario.
En las localidades de clima muy caluroso donde el uso de los aparatos de aire
acondicionado es intensivo, se observa que en la temporada de verano las ventas
por usuario registran incrementos superiores a la reducción de los precios medios,
lo cual se refleja en los aumentos que sufren las facturas por usuario respecto a la
temporada fuera de verano.
Por consiguiente, las diferencias que se presentan en los indicadores comerciales
entre las temporadas de verano y fuera de verano en las ciudades seleccionadas
son muy contrastantes.
177
5. Conclusiones y Recomendaciones
5.1. Conclusiones
Las conclusiones que se derivan del análisis presentado en este documento son
las siguientes.
I. La estructura de las tarifas eléctricas es compleja por la cantidad y
variedad de tarifas que contiene, y está dirigida a atender diversos
retos.
La estructura de las tarifas eléctricas es compleja porque contiene una gran
variedad de tarifas muy distintas entre sí: (i) 17 tarifas de uso específico que
se aplican a los sectores doméstico, agrícola y de servicios públicos
(alumbrado, agua y drenaje); (ii) 11 tarifas de uso general que cubren las
actividades industriales, comerciales y de servicios, y (iii) 9 tarifas de
respaldo.
La estructura tarifaria atiende diversos necesidades y retos en materia de
políticas públicas, ya que toma en cuenta las particularidades que
caracterizan a los sectores de usuarios y la gran diversidad económica,
social y geográfica que existe en el país. Asimismo, la estructura refleja los
niveles y los patrones de consumo de los usuarios dentro de cada sector
tarifario y en las distintas regiones del territorio nacional.
Cada tarifa está diseñada de forma particular y con base en las
características y patrones de consumo de los usuarios. De la misma manera,
la estructura tarifaria contiene elementos de la política económica y social del
Gobierno Federal, que se traducen en los apoyos que se otorgan a través de
algunas tarifas a determinados grupos de usuarios y actividades económicas.
Los criterios de diseño son heterogéneos; por ejemplo, las tarifas horarias en
media y alta tensión consideran elementos técnicos y económicos, mientras
que las tarifas domésticas y agrícolas responden a decisiones relacionadas
con la política económica y social del Gobierno Federal.
La evaluación de la efectividad con que se atienden los diversos retos no es
materia de este estudio, y requiere además de la discusión y evaluación
profunda de objetivos e instrumentos idóneos con otras dependencias del
Ejecutivo Federal.
178
II. Los mecanismos de ajuste de las tarifas eléctricas han generado
resultados heterogéneos: las tarifas de uso específico, que se ajustan
con criterios macroeconómicos, han aumentado menos que las tarifas
de uso general que están sujetas a las variaciones en los precios de los
combustibles y la inflación nacional.
Las tarifas eléctricas se ajustan en forma mensual con base en dos
procedimientos distintos que generan resultados diferentes.
Las tarifas de uso específico (doméstico, agrícola y servicios públicos) se
ajustan con factores fijos acumulativos que son establecidos en función de
criterios y objetivos de carácter macroeconómico, en los cuales se considera
de manera relevante la inflación al consumidor.
Las tarifas de uso general (comercial e industrial) y la tarifa doméstica de alto
consumo (DAC) se ajustan con base en un procedimiento denominado
Fórmula de Ajuste Automático, que toma en consideración las variaciones en
los precios de los combustibles y los índices de inflación en precios
productor.
Estos procedimientos han generados resultados distintos, ya que las tarifas
de uso específico han sufrido ajustes por debajo de las tarifas sujetas a la
fórmula de ajuste automático, lo que significa que las tarifas domésticas,
agrícolas y de servicios públicos han aumentado en menor proporción que
las variaciones que han tenido los precios de los combustibles y la inflación
nacional.
No obstante lo anterior, con las modificaciones tarifarias de enero y marzo de
2008 se prevé que las relaciones precio / costo de los sectores comercial e
industrial disminuyan durante el 2008.
179
III. Los costos de suministro se basan en la contabilidad anual de los
organismos, con los cuales se determinan los subsidios, que se
otorgan a los usuarios a través de las tarifas eléctricas.
Los costos de suministro de la energía eléctrica son determinados a partir de
la información contable y financiera de los organismos, de manera que
incluyen todos los costos directos e indirectos en que éstos incurren para la
prestación del servicio público de energía eléctrica.
En el caso de la CFE, los costos de suministro incluyen el pago del
aprovechamiento al Gobierno Federal, de acuerdo a la Ley del Servicio
Público de Energía Eléctrica. El aprovechamiento constituye un rendimiento
sobre los activos destinados a la prestación del servicio. De acuerdo con la
Ley señalada, el cargo del aprovechamiento se destina para complementar
las aportaciones patrimoniales que efectúa el Gobierno Federal a la CFE
para inversión en nueva obra de infraestructura.
Los subsidios a los usuarios son determinados a partir de la diferencia entre
los costos de suministro y los ingresos por venta de la energía eléctrica, para
lo cual se consideran aquellas tarifas en que los costos de suministro son
superiores a los ingresos.
En el caso de LFC, los costos de suministros resultan superiores a los de la
CFE debido a los problemas de eficiencia y productividad que padece este
organismo, que se traducen en un déficit de operación que es cubierto
mediante transferencias de recursos fiscales del Gobierno Federal.
180
IV. Los costos de suministro en cada tarifa y nivel de tensión son
determinados mediante un procedimiento de asignación de costos
basado en criterios y parámetros técnicos y en el perfil de consumo de
los distintos grupos de usuarios.
Los costos de suministro de la energía eléctrica para cada nivel de tensión
(alta, media y baja) y para cada grupo tarifario son calculados de manera
anual, a partir de la información contable y financiera de los organismos. Por
consiguiente, dichos costos comprenden las operaciones de los organismos
sobre base anual y nacional, de manera que no contienen resultados a nivel
mensual y regional.
Los costos de suministro en cada tarifa son determinados mediante un
procedimiento de asignación de costos, en el cual se considera el número de
usuarios y sus niveles de consumo, así como una serie de parámetros
técnicos que reflejan el perfil de consumo de los usuarios, en los cuales
interviene el nivel de tensión del suministro eléctrico. Los costos de
suministro aumentan conforme se reduce el nivel de tensión, en virtud de que
en cada etapa del proceso eléctrico (generación, transmisión, transformación
y distribución) se agrupa una mayor cantidad de infraestructura, recursos
humanos y materiales, y un mayor nivel de pérdidas de energía que ocurren
por el paso de la electricidad a través de conductores y transformadores.
Por consiguiente, los costos de suministro en media tensión resultan
mayores que en alta tensión. A su vez los costos de suministro en baja
tensión son superiores a los de media tensión, ya que incorporan el proceso
de distribución primaria y secundaria.
181
V. Las tarifas domésticas, agrícolas, de servicios públicos e industriales
en media tensión se ubican por debajo de los costos de suministro y
contienen subsidios, las demás tarifas superan los costos de
suministro.
Las tarifas domésticas (exceptuando la DAC), agrícolas, de servicios públicos
(exceptuando la 5) y de uso general en media tensión generan ingresos por
ventas inferiores a los costos de suministro, por lo que contienen un
determinado nivel de subsidio.
Los subsidios se concentran en su mayor parte (88 por ciento) en los
sectores doméstico y agrícola, cuyas relaciones precio / costo son 0.46 y
0.32 respectivamente, y en menor proporción (12 por ciento) en los sectores
de servicios y empresa mediana, que presentan relaciones precio / costo de
0.87 y 0.94 respectivamente.
Los sectores comercial y de gran industria presentan relaciones precio /
costo de 1.23 y 1.02, respectivamente, lo que significa que estos dos
sectores generan productos superiores a sus respectivos costos de
suministro. Lo mismo ocurre con la tarifa doméstica de alto consumo (DAC) y
la tarifa 5, cuya relación precio / costo se ubica en 1.29 y 1.16
respectivamente. La tarifa DAC se aplica al 2 por ciento de los usuarios
domésticos, que por lo general pertenecen al sector de la población de altos
ingresos.
La situación que presentaron las tarifas comerciales e industriales en alta
tensión, al cierre de 2007, está cambiando en el curso del presente año, a
raíz de las medidas de reducción tarifaria que se aplicaron a partir de enero y
marzo, se prevé que las tarifas industriales en alta tensión reducirán su
relación precio / costo al igual las tarifas comerciales.
182
VI. Las tarifas domésticas están estructuradas en rangos de consumo y
temperaturas con objeto de canalizar los subsidios a los usuarios, en
función del nivel de consumo y de las condiciones climáticas de la
región donde habitan.
La estructura de las tarifas domésticas contiene rangos de consumo básico,
intermedio y excedente, con objeto de aplicar un mayor subsidio unitario al
rango básico y menor al rango intermedio, de manera que se otorgue el
mayor nivel de subsidio unitario (pesos por kWh) a los usuarios de bajo
consumo. Asimismo, se pretende que disminuya gradualmente en la medida
en que aumenta el nivel de consumo, hasta alcanzar el nivel que se
considera de alto consumo (tarifa DAC), eliminando así los subsidios.
La tarifa 1 se aplica en zonas templadas y no varía a lo largo del año. En las
otras tarifas (1A a 1F) se hace una diferencia estacional de verano e invierno.
En dichas tarifas se incrementa el límite superior de los rangos de consumo
subsidiados (básico e intermedio) durante la temporada de verano, con el
propósito de incorporar el efecto de los aparatos de acondicionamiento de
aire en los niveles de consumo de los usuarios.
La estructura de las tarifas hace posible que un usuario de bajos ingresos en
una zona cálida pague cargos tarifarios menores y reciba proporcionalmente
un nivel de subsidio unitario mayor al que recibe un usuario de bajos
ingresos en una zona templada. Lo anterior, permite compensar el aumento
del consumo por efecto del uso de los sistemas de acondicionamiento de
aire.
No obstante lo anterior, como se detalla en la conclusión VIII, para una
misma tarifa y una misma temporada del año - verano o fuera de verano -, el
subsidio unitario a los usuarios de consumo bajo es mayor. Sin embargo, el
monto de los subsidios usuarios aumenta conforme se incrementa el
consumo en los rangos de consumo intermedio. Por último, el nivel de
subsidio por usuario decrece a medida que el consumo aumenta en el rango
excedente. De esta manera, no siempre los usuarios de menor consumo
reciben un mayor subsidio por usuario-mes.
183
VII. La clasificación de los usuarios domésticos por bloques de consumo
permite identificar con precisión su ubicación respecto a los rangos de
consumo dentro de cada tarifa, en las distintas temporadas del año y
las diferentes regiones del país.
La clasificación de los usuarios por bloques de consumo, establecida en
2002, identifica como usuarios de consumo bajo a quienes cubren la
totalidad de su consumo dentro de los rangos básico e intermedio. Los
usuarios de consumo moderado son aquellos que exceden dichos rangos sin
llegar a la tarifa DAC, y como usuarios de consumo alto a los clasificados en
esa tarifa DAC.
A nivel nacional, y en promedio, para las temporadas de verano y fuera de
verano, el 76 por ciento de los usuarios se encuentra clasificados en el
bloque de consumo bajo, el 22 por ciento se ubica en el bloque moderado y
solo el 2 por ciento de los usuarios se encuentra incorporados a la tarifa
DAC.
En las tarifas de verano, la proporción de usuarios en el bloque de consumo
bajo tiende a aumentar durante la temporada de verano y a disminuir durante
la temporada fuera de verano, pero en promedio se ubica cerca del
porcentaje arriba señalado. El bloque moderado se comporta en forma
inversa.
La participación de usuarios en el bloque de consumo bajo tiende a aumentar
en los estados del sur respecto a los del norte, así como en las zonas cálidas
respecto a las zonas templadas. En general, se puede afirmar que la mayor
proporción de usuarios en el bloque de consumo bajo se concentra en las
regiones del país que padecen clima caluroso en el verano. Por otro lado, los
usuarios de la tarifa DAC se concentran en las regiones del país con
localidades de clima templado.
184
VIII. Los subsidios domésticos están directamente asociados a los niveles
de consumo de los usuarios, decrecen en términos unitarios pero
crecen en términos absolutos al aumentar los niveles de consumo.
La estructura de las tarifas domésticas por rangos de consumo trae como
resultado que los subsidios en términos unitarios (pesos por kWh) sean
decrecientes en función del nivel de consumo de los usuarios. Los costos de
suministro tienden a reducirse al aumentar el consumo, pero los subsidios
decrecen más que los costos debido al aumento que sufren los precios
medios a partir de que se rebasa el rango de consumo básico.
Los subsidios presentan una trayectoria diferente cuando se miden en
términos absolutos (pesos por mes), pues estos aumentan gradualmente
dentro del bloque de consumo bajo, que cubre los rangos de consumo básico
e intermedio, y disminuyen gradualmente dentro del bloque de consumo
moderado por efecto del cargo que se aplica al rango excedente, hasta
eliminarse en el punto en el que se pasa a la tarifa DAC.
Por lo tanto, los usuarios con niveles bajos de consumo son los que se
benefician del mayor nivel de subsidio en términos unitarios, pero los
usuarios con niveles medios de consumo son los que reciben el mayor monto
de subsidio mensual. Esta situación se magnifica en la temporada de verano,
ya que el usuario aumenta su consumo. A su vez en la temporada fuera de
verano la diferencia es menor.
185
IX. Las tarifas de verano moderan el impacto en las facturas de los
usuarios por el aumento del consumo eléctrico en la temporada de
verano, debido a la reducción que sufre el precio medio en dicha
temporada.
El propósito fundamental de las tarifas de verano es que los usuarios puedan
incrementar sus consumos de electricidad, a través del uso de sistemas de
acondicionamiento de aire, pero con un impacto moderado en el monto de
sus facturas. Lo anterior se refleja en la reducción que sufre el precio medio
durante la temporada de verano.
Debido a la estructura de los costos de suministro, el monto de los subsidios
que reciben los usuarios en la temporada de verano aumenta
proporcionalmente más que el incremento que sufren las facturas. En
algunos casos, la reducción del precio medio permite que las facturas
mensuales de los usuarios, en la temporada de verano, sean menores que
en la temporada fuera de verano.
186
X. El proceso de reclasificación tarifaria, de los últimos seis años, ha
benefició a más de 4 millones de usuarios en 21 de las 31 entidades
federativas del país y del Distrito Federal.
La clasificación de las localidades en las distintas tarifas domésticas se
realiza de acuerdo a la normatividad establecida en la materia, en la cual se
señalan los niveles de temperatura media mensual aplicables a cada tarifa,
los requisitos mínimos de temporalidad y el procedimiento para su
verificación. Los organismos están obligados al cumplimiento de esta
normatividad, de manera que cualquier acción de clasificación debe reunir
los elementos de verificación previa de los registros de temperatura de la
Comisión Nacional del Agua.
En los últimos seis años se llevó a cabo un proceso de reclasificación tarifaria
en apego a la normatividad establecida, que abarcó localidades en 21 de las
32 entidades federativas del país y benefició a alrededor de 4 millones de
usuarios. Por lo tanto, el proceso de reclasificación ha permitido actualizar la
clasificación tarifaria de las localidades con base en las condiciones
climáticas que prevalecen en las distintas regiones del país, las cuales han
sufrido cambios en el tiempo.
Una vez clasificada en una determinada tarifa, la localidad permanece en ella
hasta que se presenten elementos para su reclasificación a una tarifa más
favorable, lo cual no ha ocurrido en sentido contrario.
187
XI. Las medidas de ahorro de energía generan beneficios tanto a los
usuarios como al sector eléctrico, lo cual magnifica los efectos de la
reclasificación tarifaria.
Los beneficios de la reclasificación tarifaria de una localidad se concentran
en los usuarios con niveles medios y de alto consumo. Estos últimos se
benefician por el aumento que sufre el límite para pasar a la tarifa DAC. Sin
embargo, los usuarios de bajo consumo permanecen dentro de los mismos
rangos de consumo que tenían antes de la reclasificación, por lo cual no se
ven beneficiados por ésta.
La reclasificación tarifaria de una localidad puede dar lugar a que algunos
usuarios incrementen sus niveles de consumo eléctrico, sin resentir el efecto
en el monto de sus facturas. Los beneficios de la reclasificación tarifaria
pueden aumentarse mediante la aplicación de medidas de ahorro de energía,
pues en este caso los beneficios se extienden a los usuarios de niveles de
consumo bajo y alto.
Las medidas de ahorro de energía consisten en la sustitución de lámparas
incandescentes, refrigeradores y aparatos de aire acondicionado por
unidades de mayor eficiencia. Estas medidas se traducen invariablemente en
una reducción en el consumo de energía eléctrica de los usuarios y en el
monto de sus facturas.
El sector eléctrico se beneficia del ahorro de energía, al enfrentar una menor
presión de crecimiento de la infraestructura eléctrica, lo cual se traduce en
ahorros en materia de inversión y operación que se pueden reflejar a través
de menores costos de suministro.
188
XII. Se observa que la relación de las tarifas eléctricas con respecto a los
costos de suministro incluye implícitamente los apoyos del Gobierno
Federal otorgados a actividades económicas específicas y a ciertas
clases de usuarios.
Se concluye que algunas tarifas eléctricas son similares a los costos de
suministro, pero otras están determinadas por los objetivos y criterios de
política económica y social del Gobierno Federal. Por lo que su relación
respecto a los costos de suministro está asociada a la política de otorgar
apoyos a determinados grupos de usuarios y actividades económicas.
Existen tres aspectos del esquema tarifario vigente que requieren un análisis
profundo, ya que difieren de los objetivos de política económica y social del
Gobierno Federal:
i. Los subsidios domésticos se concentran en usuarios con niveles
medios de consumo,
ii. La tarifa doméstica de alto consumo (DAC) se aplica al 2 por ciento de
los usuarios del sector, y
iii. Las tarifas agrícolas de estímulo no cubren el costo de los
combustibles.
Sin embargo, los resultados de este estudio no permiten recomendar o
proponer alguna medida específica respecto a los tres aspectos antes
mencionados, toda vez que se requiere estudiar a fondo el esquema de
subsidios a los usuarios de las tarifas eléctricas. Lo anterior, implica la
participación de otras dependencias del Gobierno Federal que tienen
responsabilidad directa en esta materia.
Resulta conveniente revisar también en qué medida el nivel de los subsidios
otorgados puede reducirse mediante acciones de ahorro de energía, así
como con prácticas operativas que reduzcan los costos de los organismos
que tienen a su cargo la prestación del servicio público de energía eléctrica
La Secretaría de Energía en su programa sectorial ha asumido el
compromiso de fomentar niveles tarifarios que permitan cubrir costos
relacionados con una operación eficiente de los organismos públicos del
sector eléctrico.
Se considera que el esquema tarifario vigente debe perfeccionarse de
manera que se adapte a la innovación y a la tecnología de la información, y
189
ofrezca mejores alternativas para los cambios y circunstancias que permitan
responder a los retos y exigencias que el país necesita.
Las medidas de modificación tarifaria que el Gobierno Federal decidió aplicar
a partir de enero y marzo del presente año responden a estos propósitos.
En virtud de lo anterior, se recomienda profundizar en el análisis de los
parámetros y factores que inciden de manera relevante en los costos de
suministro, y se plantean una serie de recomendaciones que permitirán
aportar elementos para adecuar y mejorar el esquema vigente de tarifas
eléctricas.
190
5.2. Recomendaciones
Es fundamental profundizar en el análisis de aspectos determinantes que inciden
en los costos de suministro de la energía eléctrica y en la generación de recursos
de los organismos, de manera que permita aportar elementos para evaluar y
proponer, en su caso, cambios y modificaciones del esquema tarifario vigente.
A. Realización de un estudio que permita actualizar los costos marginales
de largo plazo considerando los programas de desarrollo del sector
eléctrico.
El análisis de los costos marginales de largo plazo permite disponer de
información que no se obtiene de la contabilidad de los organismos, ya que los
costos marginales permiten calcular los requerimientos de infraestructura
futura y eficiencia económica. Éstos son calculados para los diferentes
periodos horarios del día y para cada día, mes y temporada del año que se
trate, así como para cada una de las regiones del país.
Las tarifas horarias en media y alta tensión, que se aplican al sector industrial,
están estructuradas con base en los resultados que arrojaron los estudios de
costos marginales de largo plazo realizados con anterioridad, los cuales
respondieron a las condiciones y perspectivas que se tenían en su momento
(hace más de 10 años).
Debido a los cambios que han ocurrido en el sector eléctrico y otros sectores
se hace necesaria la realización de un nuevo estudio de costos marginales de
largo plazo que sea congruente con los escenarios de planeación del sector
eléctrico. El objeto de dicho estudio será obtener información actualizada para
evaluar la estructura de las tarifas eléctricas y proponer las adecuaciones y
modificaciones que mejor reflejen las condiciones vigentes del sector.
B. Definición de objetivos y metas de eficiencia, productividad y calidad de
los organismos del sector eléctrico en un horizonte de corto, mediano y
largo plazo.
El Programa Sectorial de Energía 2007 - 2012 contempla, entre sus objetivos
en materia de electricidad, el lograr que las mejoras en eficiencia de los
organismos del sector se reflejen en las tarifas eléctricas, de manera que
permita impulsar un esquema tarifario basado en costos económicos y
financieros eficientes, que coadyuve al desarrollo económico del país y al
impulso de la competitividad nacional.
191
Para alcanzar este objetivo se requiere realizar un diagnóstico sobre los
niveles de eficiencia, productividad y calidad con que operan la CFE y LFC, y
concertar metas específicas en estos aspectos que permitan mejorar el
desempeño de los organismos. Se considera que las acciones en estas
materias deben abarcar de manera relevante los siguientes aspectos:
Pérdidas de energía técnicas y no técnicas en las redes de transmisión y
distribución
Disponibilidad y eficiencia térmica de las centrales generadoras
Costos de operación, mantenimiento y administración
Indicadores de calidad del servicio y de atención al usuario
Indicadores de calidad de suministro de energía eléctrica
Los resultados de estas acciones permitirán estimar los costos de suministro
relacionados con una operación eficiente de los organismos del sector, de
manera que se puedan adoptar decisiones en materia de tarifas eléctricas de
acuerdo al objetivo planteado.
C. Caracterización del perfil de consumo horario de los usuarios
domésticos y otros usuarios de tarifas que no tienen expresión horaria.
Hoy en día, no se cuenta con información actualizada sobre los patrones de
consumo de la energía eléctrica en las diferentes horas del día por parte de
los usuarios domésticos y otros usuarios de tarifas que no tienen expresión
horaria. Esta información resulta fundamental para evaluar con mayor
precisión los costos de suministro y los costos marginales del suministro de
energía eléctrica a dichos usuarios y proponer esquemas tarifarios
alternativos.
Por consiguiente, se recomienda la realización de un estudio que permita
caracterizar el perfil de consumo horario de los usuarios domésticos y de los
demás usuarios de tarifas no horarias, apoyado en acciones selectivas de
medición en diversas localidades del país, de manera que se puedan
establecer patrones típicos de consumo de acuerdo a las características de los
usuarios.
192
D. Análisis de los resultados de la Encuesta Nacional de Ingreso - Gasto de
los Hogares en materia de consumo y gasto en energía eléctrica.
El estudio analizó la información disponible de los organismos del sector sobre
la clasificación y distribución de los usuarios domésticos conforme a sus
niveles de consumo, lo cual permitió identificar a los grupos de usuarios que
se ubican en los respectivos rangos y bloques de consumo establecidos en las
tarifas domésticas.
Sin embargo, este análisis no es suficiente para evaluar de manera precisa, y
desde una perspectiva de políticas públicas globales, el impacto de las tarifas
eléctricas en los diferentes grupos de usuarios y en las distintas regiones del
país. Para este propósito, se requiere analizar los resultados de la Encuesta
Nacional de Ingreso – Gasto de los Hogares realizada por el Instituto Nacional
de Estadística, Geografía e Informática durante el periodo 2000 a 2006. Lo
anterior, a fin de disponer de información sobre el ingreso y el gasto en
energía eléctrica de los hogares, de manera que se pueda correlacionar con la
información sobre los niveles de consumo y facturación eléctrica que disponen
los organismos del sector.
Lo anterior permitirá evaluar el grado de correlación que existe entre los
niveles de ingresos de los hogares, el equipamiento en electrodomésticos, el
gasto en electricidad y los niveles de consumo de los usuarios.
E. Análisis de la participación de la electricidad en los costos de
producción agropecuarios con base en los resultados del Censo
Agropecuario.
Las tarifas agrícolas se destinan a los usuarios del sector agrícola que
emplean sistemas de bombeo de agua para riego agrícola. Estas tarifas son
las más bajas y contienen el mayor nivel de subsidio, pero se desconocen sus
efectos e implicaciones sobre la estructura de costos de las actividades
agropecuarias en las distintas regiones del país.
En este sentido, se recomienda la realización de un estudio que permita
evaluar la participación de la energía eléctrica en los costos de producción de
los principales cultivos agrícolas, el cual tendría que basarse en los resultados
del Censo Agropecuario levantado por el Instituto Nacional de Estadística,
Geografía e Informática en 2007 y en las estadística comerciales de los
organismos.
193
F. Regular la separación contable entre los servicios de generación,
transmisión y distribución, y determinar qué cuentas y en qué términos,
se utilizarán para el cálculo el costo de suministro.
Tanto la CFE como LFC llevan el registro contable de sus costos mediante un
sistema de catálogo de cuentas. Sin embargo, no existe un marco definido por
una autoridad reguladora que establezca qué cuentas y en qué términos se
asignarán los costos de suministro de los servicios que forman parte de la
prestación del servicio público de energía eléctrica.
Por lo que, a efecto de comparar la composición y el nivel de los costos de
suministro de ambos organismos, será necesaria la realización de un estudio
que analice y provea los lineamientos para el registro contable que deberán
observar la CFE y LFC. Dicho estudio permitirá clasificar e integrar los costos
incurridos por cada concepto de gasto en los diferentes procesos de
suministro eléctrico, así como en las distintas regiones, divisiones y zonas en
que se dividen los sistemas eléctricos de cada organismo.
G. Profundizar las acciones en materia de eficiencia en el uso de la energía
eléctrica.
Se considera que las acciones tendientes al uso eficiente la energía eléctrica
son determinantes para disminuir el monto de las facturas eléctricas en
beneficio de los usuarios y, a su vez, para reducir los costos de suministro de
los organismos del sector eléctrico. Lo anterior puede reflejarse en las tarifas
también en beneficio de los usuarios, si las medidas de ahorro de energía son
de carácter permanente.
Resulta de gran importancia que se profundice en dichas acciones para
abarcar a un mayor número de usuarios y ampliar su cobertura territorial,
mediante la aplicación de programas adaptados a las características de las
distintas regiones del país.