El Director de CFE, Enrique Ochoa Reza, anunció la futura licitación de cinco gasoductos: Ojinaga-El Encino; Sásabe-Guaymas, Guaymas-El Oro, El Oro-Mazatlán, Ramal-Tula y el Encino-Topolobampo. Paralelamente, CFE publicó la licitación de la central hidroeléctrica Chicoasen II
En abril de 2014, tres meses después de aprobada la reforma energética en su ámbito constitucional y aún sin que el Congreso de la Unión hubiera liberado las leyes secundarias que transformarán profundamente las industrias de hidrocarburos y eléctrica a partir de su separación en áreas independientes, lo que permitirá la participación de la inversión privada en prácticamente todas las fases de ambos procesos productivos, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) dio a conocer una serie de medidas para fortalecer una actividad productiva que queda fuera de lo que la reforma define como áreas estratégicas en materia eléctrica: la generación.
En su nuevo carácter de área prioritaria, ésta —junto con las de transmisión, distribución y comercialización— se abre plenamente a la inversión, quedando sujeta a lo establecido en la Ley de Energía Eléctrica. El Estado opta por reservar para la Nación únicamente cuatro ámbitos: servicio público de transmisión y servicio público de distribución, a cargo de CFE; planeación, a cargo de la Secretaría de Energía (Sener), y control, a cargo del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).
En este marco, el Director de CFE, Enrique Ochoa Reza, anunció en el mes señalado la futura licitación de cinco gasoductos. Sobre esa base, a mediados de junio de 2014 se dio a conocer la apertura de propuestas para el gasoducto Ojinaga-El Encino, en el estado de Chihuahua, con un trazo de 254 kilómetros, una capacidad de transporte de 1,350 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas y una inversión aproximada de 400 millones de dólares. La inversión total de los cinco gasoductos se estima será de 1,250 millones de dólares, de los que los cuatro restantes son: Sásabe-Guaymas, Guaymas-El Oro, El Oro-Mazatlán y Ramal-Tula. Fuera del paquete se había informado sobre un quinto gasoducto, el Encino-Topolobampo, y por supuesto hay otros en puerta.
Paralelamente, CFE publicó la licitación de la central hidroeléctrica Chicoasen II, con una capacidad instalada de 240 megawatts (MW), una altura de 30 metros, un embalse de 176 hectáreas de tierras y una inversión estimada de 5,569 millones de pesos. Dicha central hidroeléctrica, la primera de cinco que la nueva empresa productiva del Estado pondrá a licitación en el futuro cercano y que se suma a una serie de plantas de ciclo combinado que se anunciaron en 2013, se situará a la mitad de cuatro hidroeléctricas existentes en el estado de Chiapas: dos aguas arriba, Chicoasén I y La Angostura, y dos aguas abajo, Malpaso y Peñitas. Con el nuevo proyecto, la producción media anual de energía hidroeléctrica del estado aumentará 5.2%, al pasar de 11,457 a 12,048 gigawatts (GW).
Claramente los cinco gasoductos se requieren para transportar gas importado de Estados Unidos (EU), el cual es indispensable para operar a menores costos y con bajas emisiones de gases de efecto invernadero algunas termoeléctricas a ciclo combinado de CFE que siguen funcionando con combustóleo o diésel. En conjunto, las plantas que usan estos dos insumos son responsables de 20% de la oferta eléctrica del país (24% cuando se incluyen las dos carboeléctricas ubicadas en Nava, Coahuila). La medida se inscribe en los objetivos de la reforma energética de disminuir los costos del fluido eléctrico para situar a las empresas mexicanas, sobre todo las que se localizan en los estados cercanos a la frontera norte, en un plano de igualdad frente a las estadounidenses, las cuales pagan la electricidad a precios hasta 25% más bajos que en México. Además, permitirá que se eliminen los paros técnicos en que tuvieron que incurrir muchas empresas durante 2012-2013, debido a que, al dar preferencia a la CFE, las compañías distribuidoras no les surtían gas oportunamente.
La idea parece buena a todas luces, pero sólo como solución de corto plazo. En un horizonte más amplio, lo ideal es que se desarrolle una industria gasífera en el norte de México lo suficientemente fuerte como para compensar y superar el declive observado en los últimos años en el Golfo de Sabinas (la producción de la región norte en su conjunto disminuyó de 2,537 MMPCD promedio en 2009 a 1,898 MMPCD en el lapso enero-mayo de 2014) mediante el desarrollo de nuevos proyectos. Particularmente se busca impulsar los depósitos de gas de lutitas, o shale, en los estados de Tamaulipas, Nuevo León, Coahuila y parte de Chihuahua y Veracruz, que constituyen la extensión de lo que en EU se conoce como Formación Eagle-Ford o Shale Eagle-Ford, a los que con tanta insistencia se refirió el dictamen de la reforma de los artículos 25, 27 y 28 constitucionales, y que retoma la exposición de motivos de la Ley de Hidrocarburos.
En relación con el proyecto de la hidroeléctrica Chicoasen II, establezcamos las bases que lo sustentan. La capacidad instalada de energía hidroeléctrica del país bajó de 31% respecto al total nacional en 1986 a 18% en 2012, algo que parece contradictorio con cualquier política energética que, en primer lugar, se enfoca a sustituir el uso de combustibles fósiles en la industria eléctrica por fuentes que sean al mismo tiempo renovables y poco contaminantes. En 1986 las fuentes convencionales representaban en conjunto 93% de la generación de electricidad, de las que 62% recaía en petróleo, gas y carbón, 31% en hidroelectricidad, y el restante 7% en fuentes no convencionales. En 2012, la capacidad efectiva de generación (63.7 mil MW en 2012) se distribuye así: plantas termoeléctricas, 71%; hidroeléctricas, 18%; de carbón, 5%; nucleoeléctricas, 2%, y fuentes auténticamente renovables (geotérmica, eólica, biomasa, microelectricidad y biogás), 4%. Es decir, en 26 años las plantas renovables bajaron su participación en tres puntos porcentuales y las hidroeléctricas en 13. El aumento de las termoeléctricas se explica sobre todo porque se privilegió a las de nueva creación –encargadas a productores privados− diseñadas para consumir gas (tecnología dual) en detrimento de las de combustóleo, diésel y carbón que aún siguen operando y representan 28% del consumo nacional.
Es decir, la única transformación estructural de la industria eléctrica se dio al interior de los combustibles fósiles, después de los buenos propósitos de los años ochenta, cuando por primera vez se creó conciencia respecto al futuro energético y ecológico de México y el mundo, traducida en planes y programas. Por tanto, se priorizó el consumo de gas, que es menos contaminante pero, desafortunadamente, cada vez más escaso (de la autosuficiencia hasta principios del siglo XXI el consumo nacional ha pasado a depender en una cuarta parte del gas importado). Sobre esto, CFE hace renovados planes para importar mayores cantidades de dicho energético a través de un nuevo ramal de gasoductos interconectados desde Mazatlán, Sinaloa, para enlazarse a la red de gas que pasa por el sur del estado de Arizona, EU. Por supuesto a éste se suman otros proyectos de interconexión, particularmente provenientes del Estado de Texas, EU, hacia el norte y centro-norte del país, como muestra el diagrama de gasoductos que se adjunta (los proyectos de expansión se muestran con líneas discontinuas).
Por lo que respecta a la construcción de la hidroeléctrica Chicoasen II, la capacidad instalada anunciada representará apenas 0.38% de la capacidad efectiva instalada en el país. Tomando en cuenta las experiencias de CFE con estos proyectos, surgen varias preguntas: ¿vale la pena agregar una hidroeléctrica más a las cuatro existentes en la Cuenca del Río Grijalva, a sabiendas de los efectos ecológicos esperados y del descontento que se generará entre los ejidatarios? ¿No convendría aprender de la experiencia más reciente de un proyecto de este tipo, La Yesca, en Río Grande de Santiago, entre los estados de Jalisco y Morelos, donde también existen las hidroeléctricas Aguamilpa y El Cajón, y que tanto descontento generó entre agricultores y ejidatarios, lo que llevó a retrasos y negociaciones muy costosas?
Seguramente CFE parte de la base de que para Chicoasen II ya estará en posibilidades de aplicar los principios de expropiación que garantiza la Ley de la Industria Eléctrica, en virtud de que «las actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización y control operativo del Sistema Eléctrico Nacional son de utilidad pública”. Debe además tomarse en cuenta que, aunque efectivamente el Río Grijalva es el segundo más caudaloso del país y su potencial debe aprovecharse, se sitúa en el estado con menor consumo per cápita de energía eléctrica de México, por lo que evidentemente los flujos del energético deberán destinarse a la red eléctrica del país, con las consecuentes pérdidas (a mayor distancia recorrida, mayores pérdidas de transportación).
Tal vez antes de pensar en erigir Chicoasen II sería más redituable, social y económicamente, regresar a la vida productiva la central hidroeléctrica de Necaxa, en la sierra norte del estado de Puebla, evidentemente cercana a los principales centros de consumo, cuya capacidad instalada, junto con las centrales Tezcapa, Tepejic y Patla, asciende a 209 MW. Ésta dejó de operar en octubre de 2009 debido al decreto presidencial que dio por extinguida Luz y Fuerza del Centro, sin que CFE tuviera personal especializado para mantener activo el sistema. Al no desahogarse como de costumbre el sistema de presas, evidentemente aumentaron los riesgos de inundaciones (debe recordarse la experiencia de Peñitas, en el Río Grijalva, en 2007) y se tuvieron que hacer maniobras que implican el uso alternativo y subutilización de millones de metros cúbicos de agua (de acuerdo con el Plan Tecolutla-Necaxa, el gobierno federal proyecta trasladar esa agua para complementar la demanda del Distrito Federal).
Aunque las cifras de la CFE indican que el consumo promedio anual efectivo (sin desperdicios) de energía eléctrica del país creció sólo 2% entre 2000 y 2010, los documentos oficiales de planeación, desde la Prospectiva del Sector Eléctrico 2013-2027 de Sener hasta el proyecto de Ley de la Industria Eléctrica, se refieren a tasas de crecimiento esperado que oscilan entre 4.2% y 4.8. Esto es contradictorio en relación con la tasa de crecimiento de la economía, la eficiencia en materia de generación y distribución, los factores de carga y el uso de la capacidad instalada a que hace referencia el primer documento (discusión aparte merece el punto de subutilización de las hidroeléctricas y termoeléctricas de CFE para dar prioridad a la energía generada por los productores independientes, la cual representa una tercera parte de la capacidad instalada pero la mitad del consumo nacional).
Dado el estado de endeudamiento de CFE, es pertinente que dicha entidad manifieste cómo contempla financiar sus proyectos. Asimismo, el gobierno federal debe hacer ante la ciudadanía el compromiso de que, una vez aprobadas las leyes secundarias de la reforma energética, no se repetirá la experiencia de 2008, cuando el Congreso de la Unión autorizó la transferencia de los Proyectos de Inversión con Impacto Diferido en el Gasto (Pidiregas) a deuda pública de Petróleos Mexicanos (pemex), sin explicar a la ciudadanía a cuánto ascendía el compromiso (se estima que en 2008 era de más de un billón de pesos, alrededor de 7% del PIB). Ya antes había habido experiencias similares, notablemente la del Fondo Bancario de Protección al Ahorro (Fobaproa) que al convertirse en Instituto para la Protección del Ahorro Bancario (IPAB), en 1998, absorbió la deuda vencida de la banca comercial, principal incubadora de la crisis financiera de 1994-1995, equivalente a 12% del PIB. No es socialmente deseable que se repita este expediente con CFE ni siquiera con el argumento de que se hace eco a la planeación de la industria en el sentido de que «ha aumentado la obsolescencia de muchas plantas hidroeléctricas y se requiere transitar hacia fuentes menos contaminantes”.
La reforma energética es tan poco precisa en este campo que incluso las inversiones que hoy día emprenda CFE pueden pasar a formar parte del acervo de la iniciativa privada si se tiene en cuenta la complejidad con que se habrá de fragmentar la industria. Por una parte, se crean tres tipos de oferentes: servicio público de energía eléctrica, para cubrir a pequeños consumidores, el único en que queda involucrada CFE; productores calificados, para surtir la demanda de grandes consumidores; y productores de último recurso, para asegurar que en fases de alta demanda ningún consumidor calificado se quede sin suministro. Por otra parte, se limita al sector público a intervenir en la planeación (Sener), el control (CENACE) y la transmisión y distribución de energía eléctrica (CFE), pudiendo en los casos que se juzgue necesario contratar los servicios de empresas privadas, y se garantiza a los particulares la participación en las áreas de generación, transmisión, distribución y comercialización, sin que entren en contradicción con el mandato de CFE. Finalmente, CFE será sujeta de separación contable, financiera, operativa y legal de sus actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de acuerdo con lo que dispongan Sener y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), contando con la evaluación que lleve a cabo el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes (SAE).
En otros términos, la fragmentación de la industria eléctrica será tan pormenorizada, las exigencias a los pedazos en que quede conformada CFE tan altas y las facilidades de intervención e incluso de suplantación del capital privado tan evidentes, que no se observa ninguna seguridad jurídica en la reforma en relación con la preservación de lo que posee CFE. La fragmentación y las inversiones en puerta podrían ser el antecedente de su rescate financiero por parte del gobierno federal y su posterior liquidación en fracciones, a partir de su insolvencia.
