La nueva administración encabezada por el presidente Andrés Manuel López Obrador empieza a definir el nuevo modelo de negocios del sector energético en casi todas sus áreas: electricidad, energías renovables, gas natural, gas LP, hidrocarburos y refinación.
Especialistas, empresarios y analistas consultados ponen en la mesa los costos y los riesgos intrínsecos de un cambio de ruta, en un proceso de implementación de reforma energética, pero a su vez señalan las posibilidades y oportunidades que ofrece la propuesta del nuevo gobierno.
Aquí las opiniones de los expertos:
Sector hidrocarburos y Pemex, un cambio con costos y riesgos
México tiene un gran potencial por explorar para determinar el volumen de hidrocarburos que podría explotar. Una muestra son los recientes descubrimientos petroleros que, de acuerdo con cálculos de Pemex, no sólo bastarían para alcanzar las metas de producción, sino incluso para canalizar al respaldo de reservas para generar una seguridad energética.
Para Nymia Almeida, senior vice president de la calificadora Moody’s, los recursos naturales están ahí, obviamente hay que probar su existencia. Por ejemplo, en el norte México en la parte sur del golfo y Tamaulipas, Veracruz, podría haber condiciones similares a las de Texas, donde se ubica el mayor yacimiento de Estados Unidos.
Asumiendo que los recursos puedan ser similares, se necesita capital para invertir, recursos que han faltado desde hace varias décadas y seguirá faltando ante la cancelación de las rondas petroleras, señala a ENERGÍA HOY.
De ahí que los recursos naturales se quedarán bajo el suelo por más tiempo, básicamente porque no hay recursos públicos, “además Pemex está muy endeudada, por lo que el motor de la industria de los próximos años es un motor débil en la parte financiera, y también en materia tecnología porque no tiene propia para aguas profundas donde está hoy por hoy la mayor parte de los recursos”.
Si bien la tecnología se puede comprar o contratar servicios, no es lo mismo a desarrollar la propia y quedarte con esas ganancias, estás pagando, porque “los recursos económicos son escasos y limitados entre pagar impuestos e intereses muy altos por la cantidad de deuda que hay, es una limitante”.
De manera que “es una industria que va a desacelerar su desarrollo en los próximos años, toda vez que el plan petrolero de la nueva administración está muy enfocado en refinación, con lo que los recursos económicos para exploración y producción serán limitados, y de los 3.7 millones de dólares adicionales de inversión anunciados para 2019 cerca del 68 por ciento serán para refinación”.
“Esto significa que los recursos naturales de petróleo y gas no serán explorados ni explotados, por tanto, la industria estará impulsada por un agente débil y sin desarrollarse rápidamente”.
Contratos de rondas petroleras impulsarán la exploración y explotación
Se tienen compromisos de inversión por 165 mil millones de dólares en los próximos 10 años de las empresas de la iniciativa privada ganadoras de las rondas petroleras, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Y ante la suspensión de las rondas petroleras, el potencial de recursos naturales se quedaría perdido, “con lo que el crecimiento petrolero será básicamente de esos compromisos derivados de la Reforma Energética, y el crecimiento que se tendrá será generado por el gobierno anterior”.
En ese punto, aclaró que “los resultados de esos contratos no serán en el corto plazo, sino que empezarán de manera incipiente en los próximos 5 a 7 años, por lo que quizá ni siquiera se vean en la actual administración, 85% las subastas fueron en aguas profundas donde el ciclo de inversión es muy lento y lo resultados no se verán en tres años”.
La ejecutiva de Moody’s considera que retrasar las subastas de petróleo y gas suma incertidumbre en torno a si Pemex puede continuar aprovechando los precios favorables del petróleo y el sólido apetito de inversión de las compañías extranjeras, ante la apertura del sector en 2014 y el cierre de su primer contrato de ‘farmout’ en 2016.
También destaca que el sector petrolero es una industria de largo plazo 30 a 50 años, donde las empresas se comprometen a invertir y firman contratos sin importarles tanto la política energética, pero siempre que haya condiciones regulatorias y reguladores que vean por el desarrollo del sector y no tanto por lo que necesite el gobierno.
“Lo ideal para la estabilidad de las inversiones es que el regulador sea independiente del gobierno como uno de los elementos más sensibles para esta industria”.
Los riesgos
La nueva agenda energética del nuevo gobierno (A3 estable) presenta riesgos crediticios para la petrolera paraestatal Petróleos Mexicanos (PEMEX, Baa3/Aa3.mx estable), debido al nuevo énfasis en la auto suficiencia de combustible, señala la analista de Moody’s.
Los riesgos se centran en el plan de controlar los precios del combustible, en dirigir inversiones a la construcción o mejora de refinerías, y en potencialmente detener las rondas petroleras, que ha representado inversiones para el desarrollo del sector y la reducción de riesgos para Pemex, además de ganancias.
Otro riesgo es para las finanzas de la empresa, surge de si la nueva administración controlará los precios del combustible. Los precios del crudo han incrementado y el debilitamiento del peso ha encarecido la producción del combustible. Pemex paga el crudo en dólares americanos, sin importar si lo produce o lo importa.
Actualmente, destalla, los impuestos representan alrededor de 30% de los precios del combustible puesto en las bombas despachadoras. La nueva administración pudiera ajustar los impuestos para mantener la estabilidad de precios, pero ajustar los precios del combustible en línea con la inflación provoca incertidumbre sobre la generación de efectivo para Pemex.
Detener exportaciones, otro riesgo
La propuesta del gobierno entrante de dejar de exportar petróleo traerá riesgos significativos para las finanzas de Pemex y la calidad crediticia de México, advierte Nymia Almeida, ya que quedaría expuesta a mayor volatilidad de tipo de cambio, debido a que los ingresos de la empresa por la venta de gasolinas serían en pesos mexicanos, mientras que su deuda está denominada en dólares estadunidenses y otras monedas duras.
“Este nuevo plan también pudiera forzar a Pemex a importar crudo, situación que sumaría todavía más a los riesgos cambiarios y de flujo de efectivo”, y la calidad crediticia de la petrolera se debilitaría, dependiendo de cuánto crudo necesitará importar para alimentar su capacidad de refinación.
Además, se prevé que la posibilidad de que Pemex registre un menor flujo de efectivo operativo en los próximos tres años sea aún mayor si se toman en cuentan los altos precios del crudo y la intención del nuevo gobierno de no aumentar los precios de la gasolina.
Sobre la nota soberana, aunque el gobierno federal ha disminuido la dependencia de los ingresos petroleros a partir de la reforma fiscal, la pérdida de los ingresos petroleros podría ampliar considerablemente el déficit fiscal de México, pues los planes de parar las exportaciones de petróleo privarían al gobierno de ingresos por casi 2 por ciento del Producto Interno Bruto (PIB).
La deuda de Pemex
A marzo de 2018, Pemex tenía una deuda por más de 106,000 millones de dólares y pasivos de pensiones por 64,000 millones. Es el deudor más grande de todas las petroleras calificadas en el mundo. Adicionalmente, tiene una carga fiscal elevada, de alrededor de 70% de su EBITDA, lo cual limita su capacidad de inversión.
Destalla que “casi 90 % de la deuda de Pemex está en monedas fuertes, por otro lado, tiene a su disposición productos que pudieran tener control de precios o no subir de acuerdo con sus costos, los precios de mercado de gasolinas en México, en ese sentido está el riesgo de que sus ingresos no solo sean más bajos de lo que deberían de ser sino incluso más bajos que el costo”.
Además, la empresa tiene recursos en pesos, pero su deuda está en dólares, “estamos hablando de un riesgo” y de hecho el gobierno no exportará porque esos hidrocarburos los canalizarán para fortalecer la parte de la refinación, con lo cual dejará de percibir ingresos que compensarían sus desbalances cambiarios en sus deudas.
A esto se agrega que “la empresa está preocupada en cobrar los precios justos por gasolina y diésel, en términos de ingresos fiscales es que la empresa siga teniendo utilidad. Si te vas a dedicar más a producir gasolina y diésel pues vas a producir una cantidad menor de petróleo y gas, con lo que el gobierno estaría recibiendo menos ingresos”.
Aquí, el tema de los subsidios también es importante, si llegara Pemex a tener un subsidio, el problema sería la forma de pago, estaría el gobierno reembolsado a la empresa por política pública de que los precios tendría que estar más controlados. “El gobierno también necesita esos dólares para la balanza de pagos, México importa muchísimo y necesita balancear la exposición de importación con exportaciones, es preocupante”, insiste.
Orden en sus finanzas de corto plazo, fortaleza de Pemex
La administración anterior logró poner orden en sus finanzas de corto plazo. Ha sido un cambio positivo para fortalecer la liquidez la empresa, afirma la analista de Moody’s. En 2016 Pemex no tenía para pagar a sus proveedores, muchos de ellos quebraron porque no se les pagó a tiempo, eso fue una realidad.
Actualmente, a septiembre pasado tenía 4.6 mil millones de dólares de efectivo, inversiones y caja; tenía 8 mil millones de dólares de líneas comprometidas; y emitió, además 2 mil millones de dólares en bonos en octubre en mercados internacionales, detalla Nymia Almeida.
Esto, comparado con lo que tenía que pagar de refinanciación de más o menos 4.5 millones de dólares “pues se ve bien, con lo que técnicamente no debería de dejar de pagar a nadie, esto es muy positivo porque se ha dedicado a poner un poquito más de orden en sus finanzas de corto plazo”.
Sin embargo, no hay que considerar, alerta Almeida, que para “2020 son otros 7 millones de dólares que debe, en 2021 son otros 10 millones de dólares, entonces cómo le vas a hacer en los próximos años, esa caja y esas líneas comprometidas no alcanzan. Eso es positivo, pero no suficiente”.
RECUADRO 1
Plan Nacional de Exploración y Producción de Pemex 2018-2024
El planteamiento en esta nueva administración para lograr la soberanía energética del país es el rescate de Petróleos Mexicanos (Pemex) con la intervención del Gobierno Federal, a través del Plan de Producción de Aceite y Gas 2019 -2024:
-Se implementará un plan de negocios que asegure el incremento de la producción de hidrocarburos con una meta de 2 millones 624 mil barriles de petróleo diarios al 31 diciembre de 2024. Dicho plan está sustentado en 5 objetivos estratégicos con 16 líneas de acción, entre las cuales destacan:
– Asegurar el incremento de reservas, enfocando la inversión donde siempre hemos sido exitosos: las cuencas del sureste, de aguas someras y tierra, así como las cuencas del norte convencionales.
– Desarrollar de manera acelerada los campos descubiertos, cuidando y garantizando siempre el máximo factor de recuperación.
– Reducir sistemáticamente los costos, implementando nuevos procesos y nuevos modelos de contrato. Así como incrementar el factor de recuperación de los campos maduros.
– La incorporación de reservas será de aproximadamente mil 500 millones de barriles por año, logrando un factor de reposición de casi 2.
– Incremento de las inversiones en exploración en aproximadamente un 10 por ciento anual.
– Incremento en la actividad en perforación y reparación de pozos en los campos en explotación con reservas 2P.
– Reducir la declinación de los yacimientos en explotación, aplicando tecnología y sistematizando las mejores prácticas de administración integrada de yacimientos.
– Desarrollo oportuno de nuevos campos descubiertos con la nueva estrategia de exploración.
– Eliminación de sobrerregulaciones de la CRE y la ASEA para que Pemex pueda desarrollar sus campos, al pasar de 115 días a sólo 50 días, lo cual se logró durante el periodo de transición.
– Se contará con dos nuevos modelos de contrato en este proyecto: para infraestructura marina y perforación de 107 pozos. En enero próximo se firmarán los contratos.
-La producción de gas se incrementará a en mil 200 millones de pies cúbicos diarios en su totalidad, como gas asociado a la producción de aceite, un 50 por ciento más.
– En 2019 se estabilizará la producción con repunte a finales de año para incrementarla en 2024 y alcanzar un promedio de 2 millones 480 mil barriles de petróleo diarios.
La refinación es negocio: si es eficiente y se vende a precios de mercado
El principal riesgo financiero para Petróleos Mexicano (Pemex) es el cambio de modelo de negocio a la refinación, con la construcción de una nueva refinería, suponiendo que la paraestatal petrolera fuera responsable de su construcción, propiedad y por su supuesto con recursos propios, advierte para ENERGÍA HOY, Nymia Almeida, senior vice president de la calificadora Moody’s.
Sin embargo, la experiencia internacional nos dice que los sobrecostos son comunes y nuevas refinerías pueden terminar costando múltiples veces el monto original presupuestado. “Los indicadores crediticios de Pemex se debilitarían por el financiamiento de una inversión de este tipo con deuda, al mismo tiempo que se distraerían recursos que la compañía necesita dedicar de manera primordial a la producción de petróleo y gas”.
El mayor peligro “de la empresa hoy es justo el cambio hacia refinación en lugar de exploración y producción, por el impacto económico y los ingresos de la empresa, que podría darse en el mediano y largo plazo hacia un modelo de negocio más frágil, con ingresos menores y un crecimiento de deuda, más los pasivos laborales que suman 65 mil millones de dólares”.
La experta puntualiza que, a septiembre pasado, “la deuda de Pemex era de 106 mil millones de dólares por pagar, deuda exclusivamente que contrató con bonistas de todo el mundo y con bancos. Ambas deudas suman una deuda monstruosa”.
Si a eso le sumas que “tus ingresos quedarán más volubles, más en riesgo de que no entre la misma cantidad -ya vimos el tema de riesgo de commodity, ese es un riesgo intrínseco aceptado-, pero además de dedicarse a vender gasolina y diésel con precios controlados, sin libertad de cobrar lo que se debe es un riesgo grande, es el mayor riesgo para mí, ese cambio de modelo de negocio”, subraya.
En un escenario que Pemex aumente la generación de efectivo con las exportaciones de crudo, sin embargo, todavía se encuentra presionada para aumentar las inversiones de capital en exploración y producción debido a que su producción de petróleo y gas ha bajado desde 2004.
“Los mayores precios del petróleo han soportado los ingresos, pero la utilidad de su unidad de Exploración y Producción después de considerar los costos de fondeo, continúa por debajo del nivel de punto de equilibrio”.
La especialista de la calificadora Moody’s, destaca que, en los últimos años, Pemex gana dinero en exploración y producción, le deja utilidad y refinación tiene pérdidas operacionales, por lo que entonces habría que canalizar recursos en el negocio que da más ganancias.
La refinación, podría ser buen negocio
Si bien centrarse en la refinación representa un riesgo para Pemex, “esto tampoco significa que no pueda tener un parque de refinación productivo, eficiente y lucrativo, de hecho, hay ejemplos como Brasil donde Petrobras vive de vender gasolina y diésel, 95 por ciento del petróleo que producen es para refinación, pero cobra con precio de mercado, con lo cual gana dinero porque cobra un margen”.
Además, Petrobras determina bajar o no la producción si el precio no le conviene y luego importa. Entonces si el costo de producir internamente es muy alto opta por importar y prefiere perder mercado que producir con pérdidas.
Este es un modelo de negocio que Pemex estaba tomando por ser Empresa Productiva del Estado después de la Reforma Energética, lo que significativa que tenía autonomía para la toma de decisiones.
Además, “Petrobras gana dinero y está bajando su deuda 25 millones de dólares en tres años, esta ahorrando y vendiendo a precios de mercado y vendió muchos activos también para reducir su deuda, tenía activos en muchas partes del mundo”.
Petrobras, siendo una empresa de gobierno tiene un plan de negocios con características de empresa privada. Y aclara, “no estamos peleados con el negocio de refinación, pero aquí en refinación debes probar que puedes ser eficiente y que ganas dinero, mientras eso no ocurra los números dirán que no puede”.
No obstante, reconoció que el presidente Andrés Manuel López Obrador, como jefe de gobierno del Distrito Federal en su momento, “hizo muy buen trabajo ahorrando costos, él sabe y quizá haga la magia de que Pemex sea un ejemplo de eficiencia y de control de costos, productividad y lucro, no es imposible, es difícil, pero compites con un país altamente eficiente y productivo como es Estados Unidos”.
Cuando compramos gasolina en Estados Unidos “no es porque no haya en México, sino porque la nuestra es más cara, producirla en nuestro país cuesta más dinero, porque no estamos haciendo un control de costo eficiente, más rígido”.
RECUADRO 1
Plan Nacional de Refinación
El Plan Nacional de Refinación del gobierno de Andrés Manuel López Obrador, buscará rescatar a Petróleos Mexicanos (Pemex) y la industria petrolera. La política energética se centrará en la refinación, para lograr la soberanía en combustibles y reducir la dependencia de las importaciones.
– Pemex tendrá una inversión adicional de 75 mil millones de pesos, adicionales a lo autorizado en 2018.
– Toda la actividad petrolera se financiará con el plan de austeridad republicana.
– En tres años tendremos la autosuficiencia en gasolinas, para poder bajar el precio de los combustibles.
– Para 2022, las siete refinerías (incluida la de Dos Bocas) procesarán 1 millón 863 mil barriles de petróleo por día, de los cuales se obtendrán 781 mil barriles de gasolina y 560 mil barriles de diésel.
– El Plan de Producción de Combustibles contempla: rehabilitar las seis refinerías existentes, con mantenimiento exhaustivo en las plantas de proceso, para aumentar la producción de gasolinas y combustibles.
– Se llevará a la práctica contratos integrados, que faciliten la extracción del petróleo, tanto en tierra, como en las aguas someras.
– El director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, tendrá las responsabilidades y facultades para autorizar la extracción de petróleo, refinarlo y producir energía eléctrica. También la secretaria de Energía, Rocío Nahle será la responsable en la rehabilitación de las seis refinerías y la construcción de la vas. Mientras que Manuel Bartlett, director de la CFE para producir energía eléctrica.
– Todo el petróleo crudo que llega a la terminal de Tabasco, ya no se va a ir al extranjero.
REACUADRO 2
Construcción de la refinería Dos Bocas
La construcción de la refinería de Dos Bocas, en Tabasco, contempla una inversión de 8 mil millones de dólares. Además de propiciar una importante derrama económica en la zona, la refinería contará con 17 plantas de proceso, 93 tanques y esferas, y un sistema de generación de energía autosuficiente.
-En el pico de su construcción, se crearán 23 mil empleos directos y 112 mil indirectos, para un total de 135 mil.
– Se construirá en un terreno de 566 hectáreas de terreno, propiedad federal. Ya se tienen los proyectos y se empezará a licitar, a más tardar en marzo.
– Ya se realizaron estudios topográficos, geotécnicos, hidrológicos, ambientales y sociales.
– Tendrá cuatro ejes: La seguridad energética; el acceso equitativo de la población al uso de la energía; la responsabilidad ambiental; un precio justo de los combustibles en el mercado.
– Procesará 340 mil barriles de crudo al día para obtener 170 mil barriles de gasolina y 120 mil de diésel de ultra bajo azufre diarios, pues producirá el equivalente a casi el 30% de las gasolinas que actualmente importamos.
– Cuenta con una importante infraestructura para abastecer de crudo, que permitirá la cobertura de envío a la zona Centro-Occidente, la Península de Yucatán y el Pacífico Sur.
-La nueva refinería contará con tecnología de punta en todas sus plantas para procesar con eficiencia los crudos de la región y lograr altos rendimientos de refinados, lo cual mejorará su disponibilidad y precio.
– La ubicación de la refinería tiene varias ventajas: disponibilidad de crudo, arribo de ductos marinos, infraestructura para el almacenamiento y transporte de productos, instalaciones de cabotaje para la salida de productos.
– Su localización es la ideal porque aquí llega la materia prima proveniente del litoral de Tabasco y la sonda de Campeche, donde se extrae el 80% de los hidrocarburos del país.
Precios del Gas LP, un reto para la nueva administración
Shaila Rosagel
Aunque para los distribuidores del Gas Licuado de Petróleo (Gas LP) la Reforma Energética ha sido exitosa, para los consumidores de este energético en el país la nueva legislación impulsada por la administración pasada, no se reflejó en la disminución de precios, sino al contrario, en un alza constante del costo.
De acuerdo con el Centro de Investigación para el Desarrollo, A.C, los cambios principales en la legislación secundaria de la reforma en materia de Gas LP fueron: la apertura del mercado a partir del 1 de enero de 2016; la liberación de precios, a partir del 1 de enero de 2017; y la capacidad de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para expedir los permisos de regulación.
Sin embargo, durante los últimos años–luego de la entrada en vigor de las leyes secundarias–el precio para el consumidor final del Gas LP, utilizado por siete de cada 10 hogares mexicanos, ha sido el más golpeado por la eliminación del subsidio y el traslado del costo logístico.
A partir de 2017, junto con la liberalización de precios, el Gas LP presentó incrementos de hasta 40% para el consumidor final, de acuerdo con datos que publicó la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Ese año Banco de México (Banxico) estimó que el precio del energético acumuló un alza de 41% lo que para la Junta de Gobierno de ese organismo significó un “un problema muy significativo de falta de competencia en este mercado”.
La producción de petróleo también cayó durante el año de la liberalización hasta en un 40% con 145 mil 800 barriles producidos diarios.
Aunque el gas LP representa el 8% del consumo total de energéticos en el país, es el principal combustible utilizado por los hogares mexicanos para cocinar alimentos y calentar agua. De acuerdo con la Encuesta Nacional de Ingresos y Gastos de los Hogares (ENIGH) en 2016 75.7 por ciento de los hogares mexicanos lo utilizaban.
Ramsés Pech, analista de Caraiva y Asociados, dice en entrevista con Energía Hoy que el principal reto para el Gas Lp sigue siendo la inversión en infraestructura.
“El 97% del consumo a nivel nacional usa Gas Lp y solo hay un ducto. Todo se mueve en el país por medio de ruedas, falta infraestructura de Gas LP, la logística sale cara. Pemex (Petróleos Mexicanos) era el encargado de hacer toda la parte de logística, al salirse Pemex, ya no lo fuerzan a que lleve Gas Lp”, explica.
De acuerdo con la CRE en el país se invirtieron entre 2016 y 2017 alrededor de 107 millones de dólares para distribución, expendio y transporte de Gas LP.
La Ciudad de México y Nuevo León son las entidades que concentran la mayor parte de esa inversión, aunque en el resto de los estados existe inyección de capital.
En México el sistema de ductos para transportar gas LP es limitado y el transporte se realiza principalmente a través de buque tanque– que es dos veces más costoso que por ducto–y por pipa que eleva el costo logístico 14 veces más.
EL INCREMENTO DEL PRECIO DE GAS LP
La Reforma Energética generó grandes expectativas en los empresarios del Gas LP, quienes en 2015 hablaban de crecimiento e inversiones que llevarían a la disminución del precio en un corto plazo para el consumidor.
Para los empresarios del sector había en puerta inversiones en el desarrollo de infraestructura, sobre todo en terminales de importación y ductos para el transporte. Una industria distinta con competencia, calidad y precio.
Hoy, en un balance de lo que ha representado la reforma para el sector, se puede advertir que la apertura del mercado sí trajo distintas calidades en el Gas LP, gracias a que los distribuidores pueden comprar a distintos proveedores, entre ellos extranjeros; hay competencia, aunque se han denunciado prácticas monopólicas, y en el precio un incremento constante en lugar de la disminución que se previó.
Ramsés Pech explica que el incremento del precio se dio principalmente por el costo logístico y la falta de producción nacional en las refinerías, pues un 34 por ciento de gas que se consume en México se importa de Estados Unidos.
“No hay mucha infraestructura para gas propano. Para llevarlo a las ciudades es por carro tanque y el problema es que les metieron una regulación a los camiones, que tienen que cumplir con ciertas normas, ciertos modelos y todo eso implica costos. Esos costos las compañías las trasladan a nosotros”, dice.
Entre los retos para el sector en un corto plazo está la revisión de las autoridades de la existencia de un monopolio y la inversión en infraestructura.
En febrero de 2018 la Comisión Federal de Competencia (Cofece) inició una investigación por la posible realización de prácticas monopólicas en la comercialización y distribución del Gas LP.
Víctor Figueroa Aeyón, director de la Asociación de Distribuidores de Gas LP del Interior (Adigas), reconoce en entrevista con Energía Hoy el incremento del precio del Gas LP, atribuido principalmente a la liberación del precio del gas y la eliminación del subsidio.
“Teníamos más de 20 años con precios controlados. [La liberación del precio] nos ha permitido reflejar de forma más directa los costos de logística. Antes nos decían ‘el gas se vende en 10 pesos el kilo en todo el país’, cuando el gas lo sacas de una refinería y lo vendes ahí junto, es distinto a si yo saco gas y me lo tengo que llevar 500 kilómetros a donde lo voy a vender. Ese gas tiene un costo superior, porque tuve que transportarlo y eso no se podía reflejar antes”, dice.
El subsidio del Gas LP que se aplicó en el pasado consintió en que el precio que pagaba el usuario final estaba por debajo de los precios internacionales y se otorgaba de manera indirecta a través de Pemex Gas y Petroquímica Básica.
El precio actual, explica Figueroa Aeyón, es un reflejo más puntual de lo que cuesta transportar el energético hasta su punto de venta final.
Además a la ecuación se le suman los precios internacionales y el costo del barril de petróleo.
Víctor Figueroa explica que para los distribuidores la Reforma Energética trajo mejores oportunidades para comprar Gas LP, pues antes sólo podían adquirirlo directamente de Pemex.
“Ahora existen varias opciones de compra, con distintos precios y calidad. Ahora se pueden comprar productos que tienen calidades para usos específicos, como los productos de alimentos que cuando forman parte de un proceso industrial es importante que el gas no les transmita ni el olor ni el sabor. Hay un caso de los chocolates, que cuando los procesan se les queda un poco el sabor; ahora podemos ofrecer a nuestros clientes gas que puede eliminar esos inconvenientes”, dice.
El director de Adigas añade que, además, a raíz de la reforma, los distribuidores pueden planear mejor y conseguir contratos con mejores precios.
“Ya Pemex nos ofrece contratos de lardo plazo, que son de dos años, si nosotros nos comprometemos a comprarle en esos plazos, nos dan mejores precios. Los proveedores americanos también nos pueden ofrecer mejores precios si nos comprometemos a periodos más largos. Ellos pueden planear las compras y los productores nos pueden ofrecer mejores lotes, que eso se refleja en nuestros usuarios, para vender bien y comprar bien”, precisa.
El directivo señala como uno de los retos principales para el sector la revisión de la sobrerregulación a la que están expuestos los distribuidores, la cual representa un peso 42 centavos del total del precio por kilo.
“La Reforma Energética se transformó en una sobrerregulación: nosotros ya teníamos una serie de normas reglamentarias, con la reforma quedamos al doble de la regulación. Ese es uno de los retos que tenemos como industria, cómo hacer la nueva regulación de la reforma, para tener una reforma eficiente que no nos cueste tanto”, dice.
Figueroa Aeyón prosigue: “antes de la reforma nuestro costo regulatorio nos significaba 22 centavos por cada kilo que se vendía. Cumplir con todos los requisitos nos costaba 22 centavos. El día de hoy es un peso con 42 centavos, una cosa impresionante”.
El director de Adigas destaca la necesidad de que las autoridades reguladoras revisen el tema, pues esos “gastos tan altos, repercuten a nuestros clientes”.
“Que la regulación sea eficiente, hay reportes que se presentan todos los días, tenemos que contratar servicios de terceros, pero además lo mismo se lo reportamos a la autoridad, les llegan por dos vías lo mismo, están duplicadas”, explica.
Otra de las metas de acuerdo con el distribuidor es ampliar las ventas del sector a la carburación, pues el Gas LP contamina 40% menos que la gasolina. “Que los vehículos salgan de planta con equipo de Gas Lp en lugar de gasolina”, finaliza.
Gas natural: alta dependencia del exterior y falta de rutas de distribución
Shaila Rosagel
Aunque la Reforma Energética trajo consigo la construcción de nuevos ductos y un plan para acrecentar la infraestructura para la importación de gas natural, aún se requieren más esfuerzos para poder cubrir la demanda creciente, principalmente en el sector industrial.
La reforma buscó como prioridad la seguridad en el abasto de gas. Actualmente Sistrangas cuenta con un sistema de 18 gasoductos interconectados entre México y Estados Unidos, el principal proveedor de gas natural en México.
La Prospectiva de Gas Natural 2017-2031 elaborada por la Secretaría de Energía (Sener) durante el sexenio de Enrique Peña Nieto establece que entre diciembre de 2012 y agosto de 2017 se añadieron 3,392 kilómetros a la red nacional de gasoductos, lo cual significa un incremento de 29%.
“Las entidades han hecho un esfuerzo importante, principalmente en El Bajío, por tener seguro el abastecimiento de gas, pero tendrá que haber más inversión privada en gasoductos porque aún hace falta infraestructura para distribuir más gas natural para el crecimiento industrial que hasta ahorita ha sido muy baja, pero si hay un crecimiento industrial arriba del 3 por ciento, no habrá capacidad de distribución y de importación”, dice en entrevista con Energía Hoy Raymundo Tenorio Aguilar, director de las carreras de Economía de la Escuela de Negocios del Tecnológico de Monterrey, Campus Santa Fe.
México importa el 81% de su consumo de gas natural. Solo en 2017 importó 6,165 millones de dólares. Desde 2016 el gas natural importado es mayor al que se produce en México.
Durante el primer trimestre de 2017 la producción de las principales cuencas de gas natural no asociado cayó 57% respecto al nivel alcanzado la década anterior y se ubicó en el punto más bajo de los años, caída relacionada al desplome de su precio el cual perdió 55% de su valor en 10 años, indica un análisis de PwC.
El documento establece que en 2018 aumentaron las reservas de gas natural, pero siguen abajo de lo necesario.
Javier Estrada Estrada, director Oil & Gas de PwC, explicó durante la Primer Cátedra de Energía Gas Natural Fenosa 2018 que el modelo port-reforma ha propiciado el desarrollo de un mercado del gas natural, pero existen algunos riesgos ligados a la producción, rutas de transporte y entorno regulatorio.
Petróleos Mexicanos (Pemex); por ejemplo, no ha logrado incrementar la producción de gas, mientras que la red de transporte ha crecido, pero no la de almacenamiento.
Hay varios riesgos, como el que en la mayoría de los casos las plantas de generación sólo cuentan con un gasoducto de suministro y las redes puedes llegar a saturarse en diversos tramos.
De acuerdo con Estrada el sector eléctrico presenta una demanda creciente que representará más del 50% del consumo nacional y el casi total de las importaciones en un futuro.
Ramsés Pech, analista de Caraiva y Asociados, dice que uno de los mayores aciertos de la Reforma Energética en materia de gas natural fue la construcción de nuevos ductos, la creación de Cenagas (Centro Nacional del Control de Gas Natural) y dotarlo de un mayor presupuesto para para la inversión en la construcción de infraestructura.
Para Pech, el sector industrial representa un nicho de negocio importante para el sector del gas natural, pues “está ávida” de este energético.
“En Estados Unidos se inventen entre ocho y 10 mil millones de dólares, en México invertimos no más de mil millones de dólares. Es importantísimo que se construyan más ductos, la industria está ávida de gas natural, porque es una fuente primordial para la creación de electricidad y calor”, dice.
El experto argumenta que otro de los principales aciertos de la reforma fue el abrir el mercado de gas natural y establecer un Plan Quinquenal.
El Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural 2015-2019 se presentó el 14 de octubre de 2015 con la finalidad de cubrir las necesidades de infraestructura de transporte de gas natural para garantizar el desarrollo eficiente de Sistrangas.
De acuerdo con el documento, el Plan constituye una herramienta de planeación que permite evaluar con “con mayor precisión la disponibilidad y la demanda de gas natural en el mediano plazo, brindando certeza sobre los proyectos de infraestructura de transporte de gas natural en el país, así como elementos para la toma de decisiones de inversión por parte del sector privado”.
“El plan que se estableció es bueno, pero hay que ver si se va a cumplir”, dice Pech.
LA PROSPECTIVA DE LA SENER Y EL PROYECTO DE NACIÓN 2018-2024
La Prospectiva e Gas Natural 2017-2031 plantea que el principal usuario de gas natural en México es la generación de energía eléctrica, pues en 2016 la participación del energético fue de 70% debido a la estrategia de sustitución de combustibles caros y contaminantes como el combustóleo y el diésel por fuentes menos costosas y más amigables con el medio ambiente como el gas natural.
Al cierre de 2016 la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tenía vigentes 57 permisos de transporte de acceso abierto de gas natural por medio de ductos, de los cuales 34 estaban en operación y 23 en construcción, éstos permisos representaban una longitud total de 18,994.4 kilómetros, dice la Prospectiva.
En cuanto a los permisos de distribución de gas natural, al cierre de 2016 la CRE contabilizó 23 con una longitud acumulada de 67,918 kilómetros y una cobertura de 3.3 millones de usuarios distribuidos a lo largo del país.
La Prospectiva indica que en 2031 la demanda de gas natural será 26.8% mayor respecto a 2016, con un volumen de 9,656.9 mmpcd (mil millones de pies cúbicos por día), “la demanda se incrementará en la mayoría de los sectores, a excepción del sector petrolero, la cual disminuirá 24% respecto a 2016, por el contrario el sector eléctrico tendrá la mayor participación con 61.6% de la demanda total”.
En el sector eléctrico el gas natural tendrá un porcentaje de participación de 82% del consumo total de combustibles “resultado de la implementación al desarrollo de la infraestructura de gas natural y de la estrategia de CFE (Comisión Federal de Electricidad) para sustituir combustibles caros y contaminantes por combustibles más eficientes y sustentables como lo es el gas natural, aunado a la conversión de las centrales eléctricas a combustión dual”, dice la Prospectiva.
El sector industrial, estima la Prospectiva, disminuirá 3.3% su consumo de gas natural en 2031 respecto a 2016, año en el que se realizó el documento.
Pero el Proyecto de Nación 2018-2024 que presentó Andrés Manuel López Obrador, cuando aún era candidato a la Presidencia de la República, si bien establece como una de sus metas aumentar el “esfuerzo de exploración y producción de gas natural”, y “ampliar las redes de gasoductos a las regiones que aún no tienen acceso al energético”, plantea sustituir al gas natural por energías renovables en la producción de energía eléctrica durante el sexenio.
“El objetivo del Proyecto de Nación en materia de energía eléctrica es aumentar la generación hidroeléctrica, para reducir el uso del gas natural y, por medio de esta generación económica, reducir las tarifas eléctricas de los usuarios domésticos de bajo consumo o de zonas preferenciales como la frontera norte y el Istmo de Tehuantepec”, dice el documento.
Y en las conclusiones resume: “Con el ahorro económico de sustituir gas natural por energías renovables en el periodo 2018-2024 se paga el 100% de las erogaciones requeridas para instalar la infraestructura planteada en todos los programas, así como los capitales semilla y las inversiones financieras necesarias. Representa una economía de conocimiento para fabricar, proveer, calcular, instalar y mantener un promedio de 55,000,000 de paneles solares, 275,000 generadores eólicos y 54,000 generadores hidroeléctricos de diversas capacidades agrupados en alrededor de un millón 150 mil instalaciones de tecnologías solas o combinadas”, dice el Proyecto.
Con estos cambios el Proyecto de Nación plantea alcanzar un 23% adicional de generación de energía limpia al 2024.
Gobierno debe poner política energética; CFE y privados garantizar servicio eléctrico
El sistema el eléctrico mexicano es grande, complejo y en crecimiento, un sistema que de alguna forma tiene una repercusión muy importante en el desempeño económico del país y en la calidad de vida de sus habitantes, donde todos deben estar comprometidos con la visión de largo plazo y que funcione correctamente el sector, comenta a ENERGÍA HOY, Enrique Alba Carcelén presidente de la Asociación Mexicana de Energía (AME).
En México 2014 se aprobó una Reforma Energética que en el sector eléctrico se planteó muy ambiciosa y con un cambio muy profundo, con la creación de un mercado eléctrico mayorista, con medidas para potenciar la generación a través de fuentes renovables como fueron las subastas de largo plazo.
Los objetivos trazados son claros: generación de energía confiable desde el punto de vista que se garantice el suministro, segundo que sea más competitiva económicamente, y por último que sea amigable con el medio ambiente.
Para alcanzar estos objetivos se necesitan inversiones importantes, de acuerdo de la Secretaría de Energía (Sener) y con base en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen 2018-2032), los recursos requeridos ascienden a más de 100 mil millones de dólares en los siguientes 15 años, esto implicaría inversiones de 7 mil millones de dólares al año para poder modernizar el sistema eléctrico nacional en generación, transmisión y distribución.
Un sector con pendientes
Para Alba Carcelén, quedan tareas por hacer, por ejemplo, la transmisión ya que en la Reforma Energética fue uno de los temas donde no se avanzó y la construcción no ha sido exitosa.
“Si no hay líneas de transmisión el país tiene una disfuncionalidad para poder llevar energía de un lado a otro, y ese es un desafío importante mallar mucho más el país y podamos conectar las grandes zonas de producción donde hay viento, donde hay sol, donde hay gas natural competitivo, con las grandes zonas de consumo como el Valle de México, El Bajío, Nuevo León, entre otros”.
Otro es cubrir el propio incremento de la demanda eléctrica de 3 por ciento anual, es verdad que las subastas de largo plazo han sido muy exitosas para las energías renovables, pero no son constantes, y tampoco se han conseguido incentivar la inversión en generación de base, fundamentalmente con ciclos combinados a gas que sería la más eficiente para México por la abundancia y el precio estable de gas natural.
Un pendiente más, es el mercado eléctrico mayorista en sí, es una nueva forma a partir de 2014 de poder conectar a suministradores, es decir, a comercializadores con usuarios consumidores. Aun no hay suficientes participantes, “no hay actores y al final no resulta ágil, no resulta líquido, no resulta un entorno donde se puedan realizar las transacciones”.
Venimos de la venta de energía en la modalidad de autoabastecimiento, y lógicamente hay una reacción al cambio, “porque cuando estás acostumbrado hacer las cosas durante 25 años de una manera, pues siempre el cambio da un poco de vértigo, da un poco de miedo y hay cierta falta de interés por parte de los usuarios para pasarse a mercado”.
También hay un tema de tarifa, explica, “la tarifa de mercado al día de hoy se sigue desarrollando, no está bien definida, falta que se consolide, porque cuando te van a aplicar una tarifa que no conoces es otra barrera para pasarse al mercado, porque no sabes muy bien cómo se conforma el precio, y cómo le van a cobrar la electricidad”.
El presidente de la AME profundiza: “la tarifa ha sufrido mucha oscilación en 2018, lo cual no le da una certeza de predicibilidad, tanto del punto de vista del consumidor como del inversor. Una tarifa que tiene mucha volatilidad y es difícil de predecir en el largo plazo”.
Y otro pendiente, son los trámites administrativos para pasarse al mercado, son bastantes farragosos, se debería buscar que sea mucho más ágil; que un usuario, un consumidor que está en el régimen de autoabastecimiento pudiera pasar de manera simple, fácil, como ocurre en otros países, pero es un proceso de muchos meses que dificultan la agilidad”.
“Yo diría que son el temor al cambio, el tema de la tarifa y los trámites administrativos”. Y aunque nosotros como participantes hemos solicitado directamente atender este asunto con las autoridades correspondientes, es un tema que está en curso, pero no resuelto.
Gobierno y sector privado de la mano
Sería bastante razonable que la nueva administración, tras casi cinco años que se aprobó la Reforma Energética en la parte eléctrica, haga una revisión de manera proactiva de qué ha funcionado correctamente y se puedan dejar, como está, qué ha funcionado aceptablemente, pero requiere modificaciones, y qué no ha funcionado y requiere una revisión muy profunda.
Es decir, que la propia complejidad del proceso haría conveniente una reingeniería del mismo para mejorarlo y de alguna forma las cosas que no han salido tan bien cambiarlas, considera Alba Carcelén. “Debemos entender que diseñar un mercado eléctrico no es algo sencillo, no es fácil ni algo que vaya a salir todo bien a la primera”.
La electricidad hoy en día está muy ligada al crecimiento económico de un país y a la calidad de vida, porque la usamos para todo y toda la industria, la seguridad, la iluminación pública, es muy importante para el desarrollo de una nación.
El nuevo gobierno debe centrarse en tres objetivos: que la energía sea confiable, que no haya desabasto, apagones, interrupciones; que sea competitiva lo más económicamente posible; y que sea amigable con el medioambiente. Pero esto que parece muy sencillo lleva detrás mucho trabajo, mucha inversión.
De manera que el gobierno haciendo política energética, legislando debe buscar la alianza entre la CFE y las empresas privadas para que las dos inviertan y aporten a la modernización del sistema mexicano con la infraestructura de generación, transmisión y distribución, porque es la única forma de conseguir esos objetivos irrenunciables.
“Evidentemente es de sentido común que haya una complementariedad con la iniciativa privada para que afrontar este reto de inversión, hoy en día en todos los países del mundo se entiende que debe haber en casi todos los sectores de la sociedad, en la industria, una alianza entre la iniciativa privada y el gobierno para poder afrontar los retos”.
Y aunque el Programa Nacional de Electricidad presentado por la nueva administración, es razonable al buscar maximizar sus activos e invertir para que tengan una disponibilidad alta para poder aportar toda su capacidad y en aquellos sitios donde pueda repotenciar centrales eléctricas, e intentar de aprovechar al máximo la infraestructura existente, al final es insuficiente.
México debe cubrir una demanda de 3 por ciento en los siguientes 15 años, que es muy conservador porque está ligada a un crecimiento de 2 por ciento de la economía, pero si el país crece 4-5 por ciento, la demanda eléctrica será del 5 al 6 por ciento.
“En un escenario muy conservador México necesita 60 mil MV (megavatios) nuevos de potencia instalada en los siguientes 15 años, sin duda lo que dice el gobierno ayudará, pero a todas luces parece insuficiente, es mucho más la potencia a necesitar que la que pueda obtener de mantener bien los activos y de repotenciar las centrales existentes, es decir, nos va a quedar un gap entre lo que puede conseguir con las medidas que se han anunciado y las necesidades reales”.
En ese sentido, la AME cuenta con “una serie de empresas con visión de largo plazo, para ayudar al sistema eléctrico mexicano a las industrias y a México y que están dispuestas a invertir de manera confiable y transparente”.
Subastas u otras opciones
Los tiempos los marca el gobierno, dice el presidente de la AME, determinó suspender temporalmente la subasta de largo plazo, lo cual me parece razonable, porque se trata de una decisión importante que involucra muchos millones y con repercusión a largo plazo como es la compra de productos a 15-20 años.
“Si no es obligatorio tomar la decisión en el momento y hay la posibilidad de posponerlo para informarme, para conocer el proyecto y ajustarlo en el objetivo, en alcances para tomar una decisión mucho más razonada”.
“Las subastas han sido exitosas para incentivar las energías limpias en volumen y en tiempo a precios muy competitivos, creo que le toca al gobierno analizar los resultados, analizar sus necesidades y decidir si considera que deben mantenerse”.
No obstante, “si no hay subastas habrá otras formas de colaboración no podemos cerrarnos a que solamente haya una vía para colaborar con el sistema eléctrico, a los mejor no hay subastas, pero hay licitaciones de líneas o concursos para hacer plantas de ciclo combinado”.
Los retos del sistema eléctrico
Tenemos retos con transmisión, con plantas de generación competitiva, tenemos retos con el mercado, con la distribución, las pérdidas son altas en el país en relación con los estándares internacionales, se pierde energía a la hora de distribuirla, señala Alba Carcelén.
El sistema eléctrico mexicano tiene posibles mejoras, por supuesto, pero debemos descartar que es un sistema con un nivel importante, de hecho, no tiene interrupciones de suministro, estamos hablando de un país muy grande donde crece mucho la demanda y en sí eso es un gran reto.
Es un mercado de 130 millones de habitantes, es un país potencia industrial con una demanda de 330 TV (teravatios) al año, un mercado muy grande y con crecimiento, los retos para el sector eléctrico son importantes: inversión en infraestructura.
El presidente de la AME, insiste en la necesidad de los recursos, para los tres principales elementos de desarrollo del sector: generación, transmisión y distribución. En la primera hay que instalar como 60 mil TV nuevos en los siguientes 15 años, aproximadamente 80 por ciento de los 100 mil millones de dólares, referidos; y luego más líneas de transmisión troncales para conectar mejor el país, con otro 10 por ciento.
Y el resto es ya la última milla con el cliente, la distribución, los medidores, los sistemas finales, pues ahí intentar reducir las pérdidas, poner medidores inteligentes, poner una distribución más capilar que llegue a toda la gente, es decir, “hay que trabajar en todos los rubros, desde que generas, transportas y distribuyes”.
En el sistema eléctrico lo más importante es atender la demanda, no hay energía más cara que la que no existe, sin suministro eléctrico la fábrica se para, no se produce, a los empleados se les manda a casa, entonces el gobierno debe centrarse en garantizar el suministro y analizar bien cuál es la demanda máxima, cuál es la capacidad de generación y ver qué plantas van a entrar.
A partir de ahí, de que eso esté garantizado, tendríamos que mirar cómo es posible hacer más competitivas las tarifas eléctricas, es decir, buscar incentivar la competencia, que entren plantas más eficientes para complementar las existen, para eso hay que establecer el marco regulatorio adecuado.
“Pero vale, el incentivar no es un tema que se haga de un día para otro, una planta se tarda 3 años en hacer, una carboeléctrica, una termoeléctrica más 4-5 años, es decir, nos tienen que poner el marco regulatorio para que las empresas, la pública y la privada, las dos, quieran invertir y hacer más plantas”.
Y tercero, si el gobierno tiene como prioridad como otros países el tema ambiental, tendrá que ver cómo las energías renovables van ganado peso, se han hecho con las últimas subastas, pero todavía no es suficiente en México, como tampoco lo será que el gobierno pueda explotar mejor el recurso hidroeléctrico e incrementar su capacidad hasta 16 por ciento, porque llega un momento donde ya no se puede aprovechar más, porque la propia orografía del terreno ya no lo permite.
El gobierno debe incentivar todos estos recursos que hay en el país: hidroeléctricos, eólico, fotovoltaico, la abundancia de gas al estar en una de las regiones del mundo con gas más barato y más abundante. En México, el gas está a 3 dólares por un millón de BTU, en Europa está a 10 y en Japón a 15, pues el gas hoy en día como combustible fósil más limpio y más eficiente deberíamos aprovecharlo.
“Si en un futuro dentro de 15-20 años, se pueda almacenar masivamente la energía y no hace falta utilizar combustibles fósiles, pues podríamos ir a una generación 100 por ciento de energía renovable, es verdad que esa situación no se vislumbra de aquí a 10-15 años, con lo cual le va a hacer falta una fuente de generación de energía de base, porque no hay una capacidad de almacenamiento masivo”, finaliza.
RECUADRO1:
Programa Nacional de Electricidad 2018-2024
La nueva administración presentó el Programa Nacional de Electricidad que tiene como objetivo impulsar la capacidad de generación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), superar el deterioro de sus plantas e instalaciones y poner orden para ir hacia la autosuficiencia.
El director general de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, asegura que actualmente se cuenta con 107 mil kilómetros en líneas de transmisión, 750 mil kilómetros de líneas de distribución, y una capacidad instalada de sus plantas generadoras de 56 mil megawatts, un 27 por ciento son renovables: hidráulica, geotérmica y nuclear. Y se dispone además de 11 mil megawatts de plantas generadoras con vapor.
La situación financiera de la CFE es crítica, los niveles de deuda documentada, Pidiregas, productores externos y obra pública financiada, y obligaciones financieras por los contratos de transporte de gasoductos, implican una pesada carga anual. Pero en este 2018, la CFE se apresta a superar la situación de abandono y falta de dinamismo en la que se encuentra.
El fortalecimiento de la CFE es la garantía que tienen los 43 millones de hogares mexicanos, en las empresas e industrias nacionales de recibir electricidad como derecho humano, no como negocio, como derecho humano. Recuperaremos el sentido de su misión social que nos dará congruencia y fortaleza.
Para contrarrestar esta situación, el director general de la CFE delineó las principales acciones del Programa Nacional de Electricidad:
– Incremento en la capacidad de generación de las plantas de la CFE; invertir para el aprovechamiento pleno del parque de generación, con énfasis en el mantenimiento preventivo y correctivo; aumentando el índice de disponibilidad de las unidades generadoras.
– Prioridad al potencial hidroeléctrico. Actualmente se dispone de 12 mil 642 megawatts y el total de energía hidroeléctrica generada es de 30 terawatts; de manera que se incrementará la capacidad en 3 mil 300 megawatts, un 26 por ciento. Además, se contempla un potencial para minigeneración de 484 megawatts.
– No más cierre ni desmantelamiento de plantas generadores de electricidad de la CFE. Se les dará mantenimiento constante.
– Se establecerá una política inteligente en el uso de combustibles, a través de la utilización estratégica de todas fuentes primarias de gas natural de PEMEX, gas licuado de variados orígenes.
– Se instrumentará plan anticorrupción. Se realizará una auditoría técnica-administrativa a la CFE, se revisarán las concesiones y se auditará el proyecto de gasoductos que no ha aportado una sola molécula, está detenido y ya se pagó en su totalidad.
– Compromiso de mantener en todo lo posible una electricidad sustentable. Impulso de energías renovables para mitigar la dependencia del gas importado.
– El incremento de tarifas eléctricas no será superior al de la inflación.
– Capacitación y desarrollo tecnológico al más alto nivel del personal de la CFE. Se utilizará la universidad y los centros de capacitación que se tienen en las diferentes regiones del país de la CFE.
– Para fincar el fortalecimiento de la CFE integramos un grupo de profesionistas, con la amplia experiencia en el manejo de la empresa, técnicos formados en la CFE, que se suman personal de ingenieros, técnicos y trabajadores formados en esta escuela.
Energías renovables, el compromiso con la COP 21
Shaila Rosagel
La Reforma Energética para las energías limpias y renovables resultó, quizás, uno de los rubros más exitosos. El reto para la nueva administración será continuar por el mismo camino y alentar inversiones a las que los gobiernos más modernos del mundo entero han virado en los últimos años.
Analistas del sector, autoridades y empresarios coinciden en que la nueva legislación, específicamente la aprobada en 2015 con las leyes secundarias, abrió el apetito a jugadores internacionales, pero también nacionales que aprovecharon las subastas para entrar al mercado nacional de las energías renovables.
“A las energías limpias les ha ido muy bien. Es más, como sabes ha habido inversiones importantes en estados de la costa del pacífico como Colima, la parte baja de Oaxaca, en la Ventosa. Sí definitivamente en renovables le ha ido bien, sobre todo porque son proyectos en los cuales la inversión extranjera se ha podido asociar de manera positiva con inversionistas nacionales”, dice en entrevista con Energía Hoy Raymundo Tenorio Aguilar, director de las carreras de Economía de la Escuela de Negocios del Tecnológico de Monterrey Campus Santa Fe.
El economista explica que la apertura que se dio con la reforma a la inversión en energía renovable permitió el aprovechamiento de los recursos naturales en los que México es rico.
“No sólo el sol, el viento, sino también a desarrollar innovaciones en el desarrollo de productos y servicios para la industria. La derrama que tiene la energía renovable es que empresas privadas pueden venderle a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) parte de esta energía y esto tiene futuro. El vender empresas privadas a la CFE fue el punto clave para que se detonara la inversión”, dice.
A raíz de la reforma se han dado tres subastas eléctricas a largo plazo con una inversión de 8 mil 600 millones de dólares. La Cuarta Subasta Eléctrica de Largo Plazo –que permitirá suscribir contratos de entre 15 y 20 años– se anunció su cancelación recientemente por la nueva administración de Andrés Manuel López Obrador.
El Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) prevé que el 66 por ciento de las ofertas provengan de la CFE y el 34 por ciento restante de empresas privadas, para incrementar en un cinco por ciento la capacidad actual de generación en el país con 3.8 gigawatts adicionales.
De las tres anteriores, los contratos adjudicados corresponden a 19,800 gigawatts hora de energía renovable, cantidad que es equivalente al consumo eléctrico de 6.5 millones de hogares mexicanos.
Los precios que se obtuvieron en esas subastas se cuentan entre los más bajos a nivel mundial, con ofertas de hasta los 17.7 dólares por MW/h para la eólica y 19.7 dólares por MW/h para la fotovoltaica.
Los números de la administración pasada corresponden a proyectos ya contratados en las subastas que ascienden a una capacidad instalada de 7,000 MW, equivalente al 10 por ciento de todo el sistema eléctrico nacional en un total de 40 centrales solares y 20 eólicas a cargo de 35 empresas de 12 países, ubicadas en 17 estados del país. De acuerdo con el plan, para 2021 se pretende inyectar al país 13,000 MW adicionales de generación y 38 TW/h de energía limpia.
Gracias a la reforma también se lograron adjudicar contratos en las subastadas a Mediano Plazo con cobertura de uno, dos o tres años para vender potencia en horas pico de demanda para consumidores de suministro básico y grandes consumidores.
México lanzó la primera en agosto de 2017 en donde se recibieron 41 ofertas de compra con precio definitivo para Energía y 10 ofertas con precio definitivo por Potencia o capacidad, así como tres ofertas de venta para el producto de Energía y tres para el de Potencia. En total se adjudicaron 50MW-año a un precio del mercado de 746,072.0019 pesos en el Sistema Interconectado Nacional para el año 2018. El producto de Potencia para el 2019 o 2020 no fue adjudicado y tampoco el de Energía para ninguno de los años de la subasta.
Capacidad instalada y metas Prodesen
Datos de la Secretaría de Energía (Sener) indican que al cierre de 2017 la capacidad total instalada fue de 75,685 MW, de los cuales el 29.5% (22,327.40 MW) correspondió a energías limpias (25.68% energías renovables y 3.82% otras limpias).
Del total de energías limpias la participación de las hidroeléctricas es de 16.70%, la eólica 5.55%, la geotermia 1.22%, bagazo 1.09%, la solar 0.89% y el biogás 0.22%.
En cuanto a la generación ese año cerró con 329,162 GWh, de las cuales el 21.08% corresponde a las energías limpias (69,396.16 GWh), con un incremento de 6.98% respecto a 2016.
De ese total el 15.66% corresponde a energías renovables y 5.42% a otras limpias, con una participación de las hidroeléctricas de 9.68%, la eólica de 3.23%, la geotérmica de 1.84%, la de bagazo de 0.46%, la solar de 0.35% y biogás de 0.11%.
La Prospectiva de Energías Renovables 2017-2031 de la Secretaría de Energía indica que el crecimiento promedio anual de la generación eléctrica para el conjunto de las energías renovables en la década de 2006-2016 fue de 2.8%, destacando la generación Eolo eléctrica con un crecimiento de 72.5%.
La expectativa es que entre 2017 y 2031 las energías renovables crezcan a una tasa media anual de 7.4%, para ubicarse al final del período en 135, 027 GW/h, según lo reportado por el Programa de. Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2018-2032. (PRODESEN 2017-2031). La Prospectiva indica que la generación hidroeléctrica sigue siendo una de las mejores alternativas para la generación limpia base dentro del total de generación.
Para el período 2017-2031 se prevé adicionar 1,681.2 MW de nueva capacidad de centrales hidroeléctricas, de las cuales poco más del 61.2% se clasifican como proyectos autorizados, nuevos o con permiso de generación en trámite.
El documento destaca que la energía solar fotovoltaica tendrá una mayor participación dentro de la matriz energética y crecerá aproximadamente 3,543%, pasando de 368 GWh1 en 2017 a 13,396 GWh en 2031.
En la prospectiva se realiza una evaluación del potencial probable de las energías renovables en México, que toma en consideración factores técnicos, como la disponibilidad del recurso, temperatura, latitud, altitud, entre otros, así como restricciones territoriales relacionadas con el uso del suelo.
En materia de energía solar fotovoltaica, la Sener reconoce que es la fuente “con mayor crecimiento a nivel mundial y en México ha tenido una creciente participación”.
En la última década la capacidad instalada con tecnología solar creció anualmente en promedio 36.3%, pasando de 17.6 MW en 2006 a 388.6 MW en 2016. La generación de energía eléctrica con energía solar creció a un ritmo de 27.1%,
Entre 2017 y 203 se prevé un crecimiento promedio anual de 21.1% de la capacidad de generación a instalar, pasando de 539 MW en 2017 a 7,830 MW en 2031. Entre 2017 y 2020 se estima se instalen 5,820 MW de capacidad.
De acuerdo con datos de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) hay 30 proyectos de gran escala operando y se estima que en 10 años más operarán 60 proyectos adicionales. La inversión en el sector suma los 5.2 millones de dólares con la generación de 5 mil empleos directos e indirectos.
La capacidad instalada de los parques fotovoltaicos es de 1,572 MW en once estados del país. Cinco de ellos son resultado de la primera y segunda subasta.
La CFE cuenta además con un registro de 82 mil 823 contratos para generación distribuida a nivel nacional, una capacidad instalada de 496 MW en techos solares, con ahorros de hasta 95% para usuarios residenciales, comerciales e industriales.
En cuanto a la energía eólica, dice la Prospectiva, la capacidad de generación con esta tecnología se incrementó a una tasa media anual de 72.5%, para ubicarse en 2016 en 10,462.6 MW.
Para el periodo prospectivo, indica, se estima una adición de capacidad de 13,498 MW de energía eólica, de la cual el 39.4% (5,313 MW), son proyectos que están en construcción o por iniciar obras. Como resultado de los proyectos ganadores de la tercera subasta se adicionarán 2,040,029 MWh.
La energía geotérmica también crecerá en los próximos años de acuerdo con la Sener. Para el ejercicio de planeación 2017-2031, indica la Prospectiva, se tiene contemplado la instalación de 1,298 MW de capacidad de generación nueva, de la cual 84% son proyectos por desarrollar.
En materia de Bioenergía el documento explica que en México los residuos orgánicos, y en general la biomasa, tienen un importante potencial de generación de biogás para producir energía eléctrica para uso vehicular o para la red de gas natural.
Entre 2017 y 2031 la Sener prevé un incremento de capacidad de 1,348 MW con 36 nuevas plantas, de las cuales el 79.1% son proyectos aún por desarrollar y el 15% ya están en construcción o por iniciar obras.
Los retos del nuevo gobierno
Rubén Cruz, socio líder de Energía y Recursos Naturales de la consultora KPMG, explica en materia de energías renovables, “el balance” de la reforma energética es “muy bueno”, pues se ha detonado la inversión en el sector.
“Digamos que reto estará en la continuidad que se le dé a las subastas de largo plazo para que el mercado eléctrico mayorista pueda alcanzar su desarrollo, porque todavía está en una etapa muy temprana y no hay concurrencia de un volumen considerable de compradores y oferentes y ese es el objetivo final.”, dice.
El consultor añade que otro de los retos para la administración que inicia, será el cómo se implemente la política energética y el PRODESEN.
“Como recordarás hay un plan a largo plazo que contemplaba casi duplicar la capacidad de generación actual y retirar del mercado entre 15 mil y 16 mil Megas de generación con tecnología antigua, esas plantas operan a base de combustóleo. Lo que ha expresado nueva administración es de mantenerlas y fomentar la generación a través de hidroeléctricas. No retirar esas plantas del mercado, pero al mismo tiempo seguir fomentando la generaron de renovables. Entonces vamos a tener ese periodo de transición en lo que se da a conocer el nuevo PRODESEN y que refleje la visión de la política energética”, indica.
Cruz explica que el PRODESEN de la administración de Peña Nieto contemplaba inversiones por 83 mil millones de dólares sólo en generación. En transmisión y distribución las inversiones que se esperaban detonar ascendían a los 15 mil millones de dólares.
“Si eso se confirma es una buena noticia para el sector y acercarlo al cumplimiento de las metas de descarbonizar la economía y cumplir con los compromisos adquiridos en el Acuerdo de París y que están en la Ley de Transición Energética”, dice.
México se comprometió en la COP21 a reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero a un 22% para 2030. Esa reducción se dará a través de la adicción de 36.7 GW de energías limpias y renovables, Reconversión de Centrales Térmicas a duales, la Implementación de tecnologías de punta y la mejora de la eficiencia de las centrales eléctricas.
En la Ley de Transición Energética aprobada en 2015 hay distintos documentos que mandatan alcanzar las metas en instalación de energías renovables y limpias. Para 2025 el país debe llegar al 35% de la generación eléctrica a través de tecnología de generación limpia. Como meta aspiracional para 2050 se debe llegar al 50% de la generación de electricidad a través de energías renovables.
De acuerdo con Rubén Cruz el nuevo gobierno hará una revisión por cambio de administración. Las metas de México, precisa, son los suficientemente ambiciosas como para querer acrecentarlas.
“Lo que han reflejado las subastas son precios y costos más competitivos. La verdad (las metas) ya son lo suficientemente ambiciosas como para querer acelerarlas, cumplirlas como están planteadas, ya es un reto”, dice.
El Proyecto de Nación 2018-2024 de Andrés Manuel López Obrador plantea la “necesidad de declarar la utilidad pública de las fuentes de energía renovables, para proyectar una estrategia soberana y de seguridad energética”.
El documento indica que una transición ordenada, pero “acelerada” hacia las renovables, traerá consigo la “reindustrialización del país en un sector de vanguardia a nivel global”, así como oportunidades de inversión y creación de empleos.
Para lograrlo, indica, propone varios programas y líneas de acción:
*Programa Fortalecimiento Comunitario que brinde acceso total de Energías Renovables a 45,000 comunidades marginadas de hasta 300 habitantes cada una, aisladas del Sistema Eléctrico Nacional.
* Programa de Centros de Desarrollo Técnico en Energías Renovables (CDTERs) al interior de 500 Instituciones del Sistema Educativo Tecnológico a nivel medio y superior, equipados con sistemas de generación de energías renovables.
* Programa de 1,000,000 de instalaciones de Energías Renovables de pequeña capacidad para usuarios del sector residencial y de servicios.
* Programa de Sostenibilidad Energética para Dependencias del Gobierno Federal.
* Programa de Red Nacional de 1000 Solineras. (Se incorporarán al menos a 100,000 autos eléctricos urbanos).
* Programa de Industria Estratégica de Energías Renovables e Industrias Verdes. (Desarrollo con rectoría del Estado de la Industria Eléctrica Nacional de partes, insumos y dispositivos utilizados en las plantas de generación hidroeléctrica fotovoltaica, eólica y de autos eléctricos y sus autopartes. Estímulos fiscales, crédito y simplificaciones administrativas a los empresarios que se inserten en dicho programa estratégico. Esquemas de fomento a empresas que instalen generadores de energías renovables.
- Programa de Energía Eólica Pequeña, Mini y Micro. (Brindará estímulos para corporativos industriales y conglomerados comerciales y de servicios fundamentalmente).
- Programa de Ejidos sostenibles. (Dirigido a 6,400 núcleos agrarios de hasta 400 ejidatarios, comuneros y/o posesionarios cada uno, cuyo giro esencial sea el de actividades agropecuarias para que puedan acceder a un Régimen Especial de Generación y Consumo de Energías Renovables por autoabastecimiento y venta de excedentes energéticos al Sistema Eléctrico Nacional).
- Programas de Transculturación Ambiental. (Difusión en medios masivos del nuevo modelo cultural medioambiental. Basado en un modelo que, con raíces en los pueblos originales, se vincule a las nuevas tecnologías sustentables y se articule en el paradigma de afirmar la vida y constituirla como el valor primero, redescubriendo la identidad y orgullo nacionales, rescatando los valores morales que forman parte de las raíces de nuestro mexicanismo en el cultivo del sol, del viento y del agua).
El total de los programas propuestos en el Proyecto de Nación de López Obrador representará la generación de 60,596 GWh (15.6%), representaría casi 20% del volumen de generación eléctrica país al 2018 y menos del 16% al 2024, dice.
