private investment in the mexican electric sector ...logra un cubrimiento del servicio para el 95%...

Investigaciones Geográficas, Boletín del Instituto de Geografía, UNAMISSN 0811-4611, Núm. 54, 2004, pp. 67-92

La inversión privada en el sector eléctrico en México:marco institucional y estructura territorial

María Teresa Sánchez Salazar* Recibido: 16 de marzo de 2004José María Casado Izquierdo* Aceptado en versión final: 14 de septiembre de 2004Eva Saavedra Silva*

Resumen. El objetivo de este trabajo es analizar el proceso de apertura del sector eléctrico a la inversión privadanacional y extranjera, hecho acontecido durante las administraciones de los presidentes Salinas de Gortari, Zedillo yFox, en el marco de los cambios estructurales internos acordados con el FMI y del proceso de globalización. Se señalanlas distintas modalidades de inversión privada permitidas por la ley (producción independiente, pequeña producción,cogeneración, autoabastecimiento, importación y exportación), su importancia dentro de la industria eléctrica nacionaly su desigual dinámica de crecimiento, centrando también la atención en su diferente distribución geográfica dentrodel país. Se discuten, asimismo, otros aspectos de la inversión privada como son la tecnología de generación eléctricaempleada, los sectores económicos en que inciden y el origen del capital externo.

Palabras clave: Sector eléctrico mexicano/inversión privada nacional y extranjera, distribución geográfica.

Private investment in the Mexican Electric Sector:institutional framework and geographical distribution

Abstract. This article analyzes the opening process to prívate investment (national and foreign) in the Mexican electricsector, a process that has been taking place during the last three administrations (Salinas de Gortari, Zedillo and Fox)within the structural changes agreed with IMF and in the context of globalization. We describe existing forms ofprívate investment allowed by law (independent production, small-scale production, co-generation, self-supply,importation and exportation) and discuss their relative importance within the national electric industry and theiruneven growth and territorial expansion. Other issues discussed are the technology of generation of electricity, theeconomic sectors involved and the nationality of foreign capital.

Key words: Mexican electric sector, national and foreign prívate investment, geographical distribution.

INTRODUCCIÓN sector eléctrico mexicano ha enfrentado cam-bios estructurales muy notorios que han

En los últimos veinte años, el desarrollo del desembocado en una participación cada vez

* Instituto de Geografía, Cd. Universitaria, Circuito Exterior, 04510, Coyoacán, México, D. F. E-mail: [email protected]; [email protected]; [email protected]

María Teresa Sánchez Salazar, José María Casado Izquierdo y Eva Saavedra Silva

mayor de la inversión privada nacional yextranjera bajo diferentes esquemas y en lamodificación del papel que desempeñan lasempresas eléctricas estatales, la Comisión Fe-deral de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerzadel Centro (LFC) en el desarrollo de dichosector. Estos cambios se han reflejado en di-versos aspectos relacionados con la estructu-ra de la industria eléctrica y su organización,así como también en la geografía de la pro-ducción de electricidad. Asimismo, ha estadovinculado a la crisis económica y a la enormedeuda externa acumulada a principios de losaños ochenta, que a su vez derivaron en unendeudamiento de las empresas eléctricasestatales y en la exigencia de apertura delsector, y a los cambios en la política econó-mica interna, resultado de los acuerdos conel Fondo Monetario Internacional, así comotambién a la firma del Tratado de LibreComercio de América del Norte y a la inser-ción del país en el proceso de globalizacióneconómica mundial.

El objetivo de este trabajo es analizar, des-de sus antecedentes, el proceso de aperturadel sector eléctrico a la inversión privadanacional y extranjera que ha venido ocurrien-do a lo largo de las administraciones de lospresidentes Salinas de Gortari, Zedillo y Fox,en el marco de los cambios estructuralesinternos acordados con el FMI y del procesode globalización. Asimismo, se destaca suimportancia actual en las distintas modali-dades permitidas por la ley, y se analiza suexpresión territorial.

IMPORTANCIA ESTRATÉGICA DE LAINDUSTRIA ELÉCTRICA

La producción y distribución de la energíatienen una importancia estratégica para eldesarrollo de un país. El sector energético

constituye el sustento y el motor de la econo-mía; los flujos suficientes y oportunos deenergía de los lugares de producción a losde consumo en los países, equivalen a lacirculación de la sangre, que es indispensablepara mantener vivo y en buen funcionamien-to a un organismo humano. Es por ello que elconsumo per capita de energía constituye unindicador del grado de desarrollo económicode un país (George, 1982).

Por otra parte, como señala Viqueira (enCampos y Quintanilla, 1997), el sector eléc-trico puede convertirse en el detonador de laeconomía, al apoyar el surgimiento y de-sarrollo de una industria nacional de fabri-cación de equipo y material para ser utili-zado en las instalaciones de generación,transmisión y transformación de la electrici-dad; asimismo, puede contribuir de manerarelevante en la formación de personal técnicoaltamente capacitado y competente paradesarrollar las diversas actividades vincula-das con el sector, como son las de "... planea-ción, proyecto y construcción de nuevasinstalaciones y la operación y mantenimientode las existentes" (Viqueira, 1997:29).

Además, como señala el mismo autor, eldiseño de las tarifas eléctricas se ha utilizadocomo un instrumento para redistribuir elingreso, a través de subsidiar el consumo deenergía eléctrica de los grupos más desfavo-recidos, y para apoyar a la industria nacionala fin de acelerar su desarrollo y aumentar sucompetitividad, o bien como un mecanismopara evitar la inflación y, con ello, regular elcomportamiento de las variables macroeco-nómicas. Finalmente, a través de la industriaeléctrica se puede dirigir una política energé-tica y ambiental a nivel nacional.

La producción y el consumo de energíaeléctrica están dominados por dos caracteres

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La inversión privada en el sector eléctrico en México: marco institucional y estructura territorial

específicos derivados de su propia natura-leza: el primero consiste en la imposibilidadde su almacenamiento en cantidades signifi-cativas, por lo que debe ser generada y dis-tribuida en el momento en que se produce sudemanda, de ahí que las capacidades degeneración y de transmisión de este sectorestén obligadas a crecer a ritmos superioresal aumento de aquélla; el segundo es el in-cremento de precio que experimenta en tantoque sea mayor la distancia a recorrer entrelas centrales generadoras y los centros deconsumo (George, 1982; Viqueira, en Cam-pos y Quintanilla, 1997). Un tercer aspectofundamental a considerar, derivado tambiénde su propia naturaleza, es que para vinculargeográficamente los sitios donde se producela electricidad con aquéllos en donde se con-sume, se requiere que la generación, trans-misión y distribución estén integradas hori-zontalmente y funcionen como un verdaderosistema interconectado, de manera continuay coordinada, con una regulación del voltajedentro de límites aceptables, sin que existaninterrupciones o sobrecargas, de ahí que laindustria eléctrica, por el carácter sistémicode su estructura y funcionamiento deba serconcebido y operado en forma integral yconstituya un monopolio natural (Ibid.). Estohace que las industrias eléctricas seanintensivas en capital, requieran de una pla-neación previa que considere el desarrolloindustrial y social del país, y sus inversionestengan que ser anticipadas y amortizadasa largo plazo, con ingresos brutos anualesque, en muchas ocasiones, representan tansólo una fracción reducida de sus inversiones(Campos, 2003).

Por lo señalado, el papel del Estado comorector y controlador de las distintas activida-des inherentes al sector eléctrico, ha sido

fundamental en su desarrollo y funciona-miento en muchos países, entre ellos el deMéxico.

LA INVERSIÓN PRIVADA EN ELSECTOR ELÉCTRICO

La historia de la industria eléctrica se puederesumir en cuatro etapas: la primera, que vade fines del siglo XIX a 1910, se caracterizapor la inversión de capital mexicano prin-cipalmente, complementado por el capitalextranjero. En la segunda, de 1910 a 1937, elcapital mexicano se retira de la industriaeléctrica y ésta queda bajo el control de dosempresas extranjeras: la Mexican Light andPower Company de Canadá y la Americanand Foreign Power Company de Estados Uni-dos, que sólo daban cobertura al 50% de lapoblación. La tercera, de 1937 a 1960 se carac-teriza por la creación de la empresa pa-raestatal denominada Comisión Federal deElectricidad (CFE) para organizar y dirigirun sistema nacional de generación, transmi-sión y distribución de energía eléctrica y sucoexistencia con las dos empresas extranjerashasta que se decreta la nacionalización de laindustria eléctrica en 1960. En la cuarta, de1960 a 1992, la CFE obtiene la transferenciade las dos empresas extranjeras a su control,con lo que pasó a ejercer el monopoliointegral del sector a partir de 1975; asimismo,en este período, la CFE logra la expansiónterritorial de la infraestructura eléctrica degeneración, transmisión y distribución, y laintegración de un sistema interconectado apartir de la integración de todos los sistemasaislados que incluye a todo el país, salvo lapenínsula de Baja California, en donde semantienen dos sistemas independientes;igualmente, se unifican los ciclos y las fre-cuencias eléctricas de todos los sistemas y se

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logra un cubrimiento del servicio para el 95%de la población total. Todo esto se consiguiógracias a una política expansiva de gasto einversión para satisfacer el crecimiento de lademanda de electricidad (Viqueira, en Cam-pos y Quintanilla, 1997; Breceda-Lapeyre,2002).

Sin embargo, la década de los noventaconstituyó un parteaguas para la industriaeléctrica a nivel mundial. En primer lugar, eldesarrollo de la tecnología permitió incor-porar el proceso de ciclo combinado, queemplea gas natural como combustible y que,además de constituir un proceso más limpio,ambientalmente hablando, en comparacióncon el uso de combustóleo o del carbón, vaasociado a una alta eficiencia en la genera-ción de energía eléctrica (SENER, 2002a).

En el caso de México, hubo un primerperíodo que duró hasta 1971 en que la capa-cidad de generación de origen termoeléctricocomenzó a aumentar su participación, la cualvarió entre 27 y 51% (años 1937 y 1971, res-pectivamente; CFEb); un segundo períodosiguió a partir del auge petrolero iniciado amediados de los setenta, cuando dicha capa-cidad se incrementó a un ritmo acelerado, através de centrales termoeléctricas cons-truidas en las áreas urbano-industriales demayor consumo y dinamismo económico.De los distintos tipos de centrales termo-eléctricas, cobraron mayor relevancia enaquel momento las convencionales de vapor,que utilizan combustóleo como combustible,pero que son altamente contaminantes. Estetipo de centrales se mantuvieron como lastermoeléctricas más importantes desde prin-cipios de los sesenta hasta finales de lossetenta. Sin embargo, a partir del decenio delos noventa comenzaron a incrementar suparticipación en la generación de termoelec-

tricidad las centrales de ciclo combinado, queemplean gas natural como combustible, co-mo resultado de la tendencia mundial a usartecnologías más limpias y más eficientes.1 Deesta forma, en el período 1982-2002 el ritmomedio anual de crecimiento de la capacidadde generación en plantas termoeléctricas, hasido de 5.7% en comparación con el 2.6% enhidroeléctricas, debido a que las segundasrequieren de mayores inversiones iniciales,y en el caso de las primeras, las tasas decrecimiento más altas correspondieron a lascentrales carboeléctricas, de ciclo combinadoy geotermoeléctricas, las cuales fueron de11.4, 9.6 y 8.5%, respectivamente (Ibid.).

A los cambios tecnológicos anteriores sesumaron las transformaciones económicas ypolíticas mundiales asociadas al proceso deglobalización, que propiciaron un movimien-to surgido desde los países desarrollados através de sus consorcios trasnacionales y losorganismos financieros internacionales,2 diri-gido a presionar a los países en desarrolloque poseían una industria eléctrica vertical-mente integrada y monopolizada por el Esta-do, y que arrastraban enormes deudas exter-nas que los mantenían sumidos en la crisis yles impedían conseguir financiamiento parala expansión de dicha industria, para quepermitieran la participación del capital priva-do en algunas o todas las fases de su indus-tria eléctrica (Viqueira, en Campos y Quinta-nilla, 1997). De esta forma, en muchos paíseslos monopolios verticalmente integrados hansido o están siendo sustituidos por mercadosestructurados sobre principios de competen-cia (SENER, 2002a).

En este contexto, México no ha quedadoal margen de dicha tendencia. Como conse-cuencia de la baja de los precios del petróleoen el mercado mundial a principios del dece-

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nio de los ochenta, y del consiguiente au-mento de las tasas de interés, la deuda exter-na del país tuvo un aumento sin prece-dentes,3 por lo que el entonces presidenteMiguel de la Madrid decidió firmar unacuerdo con el Fondo Monetario Internacio-nal con el fin de renegociar la deuda externay reducir las tasas de interés, lo que dio comoresultado la adopción de una política econó-mica basada en medidas de corte neoliberaldirigidas, en forma prioritaria, a la reduccióndel gasto público y, con ello, a limitar la ca-pacidad de inversión del Estado en infra-estructura para el desarrollo. Esta políticaeconómica ha sido aplicada en México desdeentonces, y para el sector eléctrico, ello hasignificado seguir creciendo a costa de re-currir al mercado internacional de capitaly al financiamiento privado (Campos yQuintanilla, 1997),4 pues a la situación ante-rior hay que sumar las pesadas cargas fisca-les a que han estado sujetas las empresasparaestatales del sector energético por partedel gobierno federal,5 así como su papel desoporte y apoyo al control de la inflación pormedio de tarifas eléctricas subsidiadas, todoello a costa del incremento de la deudaexterna del sector. Lo anterior trajo comoconsecuencia que a partir del gobierno delpresidente Carlos Salinas de Gortari (1988-1994) se limitaran las inversiones para pro-yectos del sector eléctrico encaminadas alincremento y modernización de la infraes-tructura para generación, transmisión y dis-tribución con recursos propios y, con ello, sedieran las condiciones para iniciar una aper-tura "silenciosa" a la inversión privada na-cional y extranjera del sector, favorecida,además, por la firma del Tratado de LibreComercio de América del Norte.

De acuerdo con la Constitución Política de

los Estados Unidos Mexicanos en sus artícu-los 27 y 28, el Estado, a través de sus dos en-tidades, Comisión Federal de Electricidad yLuz y Fuerza del Centro, es el único respon-sable de proporcionar el servicio público deenergía eléctrica en el país, el cual incluye lageneración, la transmisión y la distribuciónde la misma. No obstante, durante las admi-nistraciones de Salinas de Gortari (1988-1994)y Ernesto Zedillo (1994-2000), se impulsó lareforma del sector eléctrico convirtiendo enpolítica de Estado el fomento a la participa-ción de la inversión privada en dicho sector.Asimismo, el Plan Nacional de Desarrollo2001-2006, elaborado al inicio de la admi-nistración del presidente Vicente Fox (2000-2006), considera la intervención de la inver-sión privada, como complemento de la in-versión pública en el suministro de insumosbásicos para el desarrollo de la economía y elbienestar de la población. Entre estos insu-mos básicos se encuentran la electricidad y,muy íntimamente ligada a ella, por ser elcombustible más empleado en su moder-nización tecnológica, el gas natural.6 Lareforma eléctrica es una de las principalesmetas a alcanzar en el gobierno del presi-dente Fox, en virtud de que dicha reforma esparte de un plan global geoestratégico de losEstados Unidos, para consolidar su dominioen la región mesoamericana mediante elSistema de Interconexión Eléctrica para losPaíses de América Central (SIEPAC). Asi-mismo, el Grupo de Trabajo de Energía paraAmérica del Norte (GTEAN), creado en 2001y presidido por los secretarios de energía delos tres países, ha manifestado su interés porincrementar y consolidar las interconexionestransfronterizas de energía eléctrica y gascon México.7

Para facilitar el proceso de apertura de

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este sector a la inversión privada nacionale internacional, los tres gobiernos señaladosrealizaron algunas reformas y adecuacionesal marco regulatorio existente y también secrearon y desarrollaron las instituciones quelas instrumentarían y las harían operativas.En el Cuadro 1 se sintetizan los principaleseventos y medidas adoptadas por el Estadoen materia de reforma eléctrica.

Como se observa en la Figura 3, la CFE yLFC mantienen, en forma exclusiva, las acti-vidades de generación, transmisión, distri-bución y venta de energía eléctrica cuyoobjeto es la prestación del servicio público,conforme a lo señalado en la Constitución, lacual aún no ha sido modificada en estesentido. Sin embargo, de acuerdo con las re-formas realizadas y el marco normativovigente, el sector privado puede interveniren las siguientes actividades que anterior-mente estaban reservadas al Estado y queactualmente no están consideradas comoservicio público (Figura 3):

1. Generación de electricidad. En esta actividadse contemplan las siguientes modalidades:

a) Producción independiente: genera-ción de electricidad en plantas propiascon capacidad mayor a 30 MW. Suventa se destina exclusivamente a laCFE o a la exportación. Para la insta-lación de la planta se requiere de unalicitación convocada por la CFE.b) Pequeña producción: generación de

electricidad en plantas propias con ca-pacidad menor a 30 MW. Su ventatambién se destina exclusivamente a laCFE. Para instalar la planta no serequiere de la convocatoria de la CFE.c) Cogeneración: producción de elec-tricidad simultáneamente con vapor u

otro tipo de energía térmica secun-daria para ser usada en un procesoindustrial, o a partir de calor residualproducto de los procesos industriales.Los establecimientos asociados a unainstalación de cogeneración puedenbeneficiarse de la electricidad que ge-nere ésta.d) Autoabastecimiento: electricidad ge-nerada en plantas propiedad de uno ovarios copropietarios o socios, cuyodestino es ser utilizada para satisfacerlas necesidades propias.e) Importación: electricidad provenien-te de fuentes ubicadas en el extranjero,destinada a cubrir las necesidades pro-pias del permisionario. Esta modali-dad puede ser atractiva para consumi-dores ubicados en las áreas próximas alas fronteras.f) Exportación: energía generada porpermisionarios de cogeneración, pe-queña producción y producción inde-pendiente, destinada para su venta enel extranjero.

Dado que el Estado mantiene la exclusividaden la generación de electricidad para el ser-vicio público, el sector privado, bajo este es-quema, no puede vender electricidad a losusuarios en el mercado libre; este candado seelimina en las nuevas propuestas de reformaeléctrica que se han elaborado y que no hansido aprobadas por el congreso.

2. Transmisión de electricidad. En esta activi-dad se permite el tendido de líneas de trans-misión para usos propios (SENER, 2001).

De acuerdo con lo señalado por la Comi-sión Reguladora de Energía (CRE, 1997-2002.; CRE, 2003), desde los inicios de sus


Año1992

19931994

1994

1995

1996

1998

1999

2001

2002

Eventos y medidasDurante el gobierno del presidente Salinas (1988-1994) se reforma la Ley del Servicio Público de Ener-gía Eléctrica (LSPEE), para incorporar a la inversión privada como complemento de los recursos pú-blicos destinados al crecimiento del sector eléctrico. Se incluyen cinco modalidades de participación.Se decreta la creación de la Comisión Reguladora de Energía y se reforma el Reglamento de la LSPEE.Se firma el Tratado de Libre Comercio de América del Norte, con lo que se incrementa la presión deEstados Unidos sobre México para continuar la reforma eléctrica.Durante el gobierno del presidente Zedillo (1994-2000), la deuda de la CFE experimentó un gran au-mento con la devaluación cambiaría del peso. Se reforma la Ley Orgánica de la Administración Públi-ca Federal y se amplían las funciones de la SEMIP (Secretaría de Energía, Minas e Industria Para-estatal) hoy Secretaría de Energía (SENER), incorporando la de promover la participación de losparticulares en la generación y aprovechamiento de la energía. Se constituye la empresa Luz y Fuerzadel Centro, S.A. como empresa pública descentralizada, luego de consumarse su nacionalización. Suscentrales se transfirieron al control de CFE y a partir de entonces se ocupa solamente de distribuir yvender la electricidad que compra a esta empresa a la capital de la república y zona conurbada, ade-más de algunas áreas de los estados de Morelos, Puebla, México e Hidalgo.Por primera vez en la historia, la capacidad de generación eléctrica comenzó a crecer a ritmos inferio-res a la demanda de manera sostenida, como resultado de la reducción de la inversión federal (Figu-ras 1 y 2).8 Se incrementan las presiones del FMI y del gobierno de Estados Unidos para profundizarlas reformas del sector eléctrico, teniendo como meta su desestatización. Se reforma la Ley de la Co-misión Reguladora de Energía y se otorga a este órgano desconcentrado autonomía de gestión, asícomo capacidad técnica y administrativa en materia de gas natural y electricidad.Se crea la Unidad de Promoción de Inversiones (UPI), con la función de brindar atención al sector pri-vado para gestionar sus iniciativas y proyectos de generación de electricidad, transporte distribucióny almacenamiento de gas natural, así como proyectos en la industria petroquímica no básica. A partirde este año se crean mecanismos de financiamiento para inversión en nueva infraestructura para elsector energético denominado Proyectos de Infraestructura Productiva de Impacto Diferido en el Re-gistro del Gasto Público (PIDIREGAS) el cual se convertiría en la base de gran parte de las obras deinfraestructura del sector energético a partir de entonces.9

Se publica el Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en Materia de Aporta-ciones, el cual amplía la participación privada en obra civil e instalación eléctrica para parques indus-triales, centros comerciales y desarrollos turísticos.Se inicia la reestructuración interna de la CFE, mediante el Programa de Transformación Corporativade la CFE, con el cual se forman 20 divisiones de negocios virtuales, en las divisiones de generación,transmisión y distribución, además del centro corporativo, la unidad de servicios especializados yel Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) Asimismo, se elabora un proyecto de reformadel sector eléctrico mexicano, que incluye la modificación de los artículos 27 y 28 constitucionales queno fue aceptado por el Congreso.Presentación de dos proyectos de reforma eléctrica por los partidos Verde Ecologista de México yAcción Nacional a las comisiones senatoriales dictaminadoras, que no fueron aprobados. El pre-sidente Vicente Fox (2000-2006) decreta unas adiciones al Reglamento de la LSPEE que declaróinválidas la Suprema Corte de Justicia.Presentación de un proyecto de reforma eléctrica por el presidente Fox ante el senado, que hastaahora no ha sido aprobado.

Fuentes: Viqueira, en Campos y Quintanilla, 1997; SENER, 2001; Breceda-Lapeyre, 2002; Zarco, 2003; CFEc;Montes, en Campos y Quintanilla, 1997.



Fuente: CFE (1989-2002a).

Figura 1. Evolución de la capacidad efectiva de generación y de la demanda máximade energía eléctrica, 1985-2001 (MW).

Fuente: CFE (1989-2002a).

Figura 2. Evolución de las tasas de crecimiento de la capacidad efectiva de generación y de la demandamáxima de energía eléctrica, 1985-2001 (porcentaje).



Fuente: Tomado de SENER, 2001:11

Figura 3. Áreas permitidas a la participación privada.

funciones hasta septiembre de 2003 se habían los que corresponden a la empresa públicaotorgado 234 permisos que permanecen Petróleos Mexicanos (PEMEX), y a las empre-vigentes, para desarrollar proyectos de inver- sas del ramo azucarero; a Altos Hornos desión en cinco modalidades de participación México, Ispat Mexicana e Hylsa, en el ramode la inversión privada en el sector eléctrico; siderúrgico; así como a algunas empresasde ellos, casi las tres cuartas partes corres- cementeras, químicas y del ramo manufac-ponden a proyectos de autoabastecimiento turero, cuya gran capacidad productiva y la(72.2%), 14.1% son permisos para cogenera- naturaleza de sus procesos industriales lasción, 7.3% corresponden a permisos para obligan a asegurarse un abastecimiento deproductores independientes y 3.8 y 2.6% son energía eléctrica continuo y sin problemaspara importación y exportación, respectiva- de suspensión del servicio; y, finalmente,mente. Cabe destacar que de los 234 per- incluye también a algunas empresas minerasmisos vigentes, 87 de ellos (37.2% del total) caracterizadas por su aislamiento geográfico,corresponden a permisos para generación de para las que es imposible abastecerse deelectricidad para usos propios otorgados electricidad interconectándose al sistema na-antes de 1992, destacando por su importancia cional. Todas ellas optaron por la alternativa



del autoabastecimiento para asegurar susnecesidades de consumo eléctrico y solici-taron autorizaciones para operar en estascondiciones desde hace más de diez años(CRE, 2003).

Estos permisos representan, hasta sep-tiembre de 2003, una capacidad de genera-ción autorizada de 19 681 MW, lo que equi-valdría al 53.1% de la capacidad de genera-ción conjunta de la CFE y LFC.10 De dichototal, 8 151.3 MW (41.4%) corresponden alas modalidades de autoabastecimiento ycogeneración, e incluye la participación dePEMEX en ambas modalidades y queequivale a 24.5% de dicha capacidad; 9 277.1MW (47.1%) concierne a productores inde-pendientes, y 2 206.4 MW y 45.9 MW (11.2%en conjunto) a permisionarios para exporta-ción e importación, respectivamente.11

La dinámica de crecimiento de la energíaeléctrica autorizada en estas modalidades hasido desigual desde el inicio de las funcionesde la Comisión Reguladora de Energía. Elaumento más notable ha sido el experimen-tado por la energía generada por los produc-tores independientes, el cual ha tenido lugara partir del 2000, cuando inició su funcio-namiento la primera planta construida bajoeste esquema, y el incremento más notorio seregistra en 2002 y 2003 (Cuadro 2). Asimis-mo, la energía autorizada con fines deexportación también tuvo un aumento noto-rio en 2003. En contraste, la energía eléctricaautorizada aportada por los permisionariosen proyectos de cogeneración y autoabasteci-miento ha aumentado muy lentamente, ysólo en los dos últimos años experimentó uncrecimiento a un ritmo más rápido. Por últi-mo, la energía autorizada con fines de impor-tación ha tenido un aumento poco significa-tivo (Cuadro 2).

Aparentemente, lo que explicaría el creci-miento lento experimentado en las modalida-des de autoabastecimiento y cogeneración esel monopolio que mantiene el Estado enmateria de electricidad y las limitaciones delmarco jurídico vigente sobre el tema de laventa de la producción de excedentes deelectricidad directamente al mercado de con-sumo; ambos factores hacen poco atractiva lainversión en proyectos que sólo pueden serrentables cuando el productor aprovechatoda su capacidad de generación para usospropios.

En relación con la inversión autorizadatotal amparada por los permisos vigenteshasta diciembre de 2001,12 ésta es de 12 206millones de dólares, de la cual el 47.1%corresponde a proyectos de autoabasteci-miento y cogeneración, 41.8% a los de pro-ductores independientes y 11.1% a los deproyectos para exportación e importaciónde energía (CRE, 2003).

Si se considera el giro de las empresas quehan recibido autorizaciones para proyectosde autoabastecimiento y cogeneración desta-can, en primer lugar, la industria de transfor-mación, con 47.5% de la capacidad total au-torizada en estas modalidades, en particularen los ramos maquilador y azucarero; en se-gundo lugar se encuentra la industria petro-lera, química y petroquímica, en donde parti-cipan PEMEX y los inversionistas privados,con 36.7% de dicha capacidad y, finalmente,el sector servicios, la minería y la industriasiderúrgica, con 6, 5.3 y 4.5%, de la capa-cidad, respectivamente (Ibid.).

En las Figuras 4 y 5 se señala la distri-bución geográfica de la capacidad de genera-ción eléctrica autorizada a permisionariosprivados y públicos en las modalidades deautoabastecimiento, cogeneración, importa-



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Moría Teresa Sánchez Salazar, ¡osé María Casado Izquierdo y Eva Saavedra Silva



Cuadro 2. Evolución de la energía eléctrica autorizada a permisionarios (valores acumulados por año).Período: antes de 1992 a 2003 (GWh)

Año

Antes de19921993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Autoabasteci-miento

8745

8745

8758

8758

8971

8971

8976

9020

9114

9454

15 007

15125

Cogeneración

1922

1922

2 074

2 209

2 244

2 244

3 091

3 352

5 464

5 559

5 559

7 882

Productoresindependien-

tes0

0

0

0

0

0

0

0

3 400

10 557

25 973

36 706

Exportación

0

0

0

0

18

25

25

53

53

53

59

66

Importación

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

39

8 299

Totalenergía

autorizada10 667

10 667

10 833

10 967

11 233

11 239

12 092

12 424

18 031

25 714

46 636

68 078

Nota: para la elaboración de este cuadro, únicamente se consideraron las instalaciones que están enoperación.Fuente: CRE (2003).

ción y exportación y, de ella, la que corres-ponde a permisos anteriores a 1992 y a per-misos posteriores a este año, además dedestacar la capacidad correspondiente a lasplantas en construcción. Como puede obser-varse, tres entidades federativas, Baja Cali-fornia, Veracruz y Nuevo León, concentranmás de la mitad de la capacidad de genera-ción total de energía en estas modalidades(58.5%). En el caso de Baja California, lacapacidad corresponde casi exclusivamente ala modalidad de permisos para exportaciónhacia California,13 pertenecientes a cinco em-presas eléctricas; las dos que están en opera-ción son plantas de ciclo combinado y perte-necen a los consorcios Sempra e Intergen, deEstados Unidos, y de las tres que están enconstrucción, dos serán de ciclo combinado yuna aprovechará la fuerza del viento (Figura

5). En el caso de Veracruz y Nuevo León setrata de capacidad exclusivamente para elautoabastecimiento y la cogeneración. EnVeracruz destaca la capacidad de generacióncorrespondiente a permisos anteriores a1992, correspondientes a PEMEX, ingeniosazucareros, empresas textiles, papeleras ycerveceras, que utilizan turbinas de vapory gas, y plantas de combustión interna. Asi-mismo, cuenta con dos plantas en construc-ción, de ciclo combinado.

En Nuevo León, las plantas instaladasantes de 1992 son de turbinas de gas y vapory de combustión interna, y corresponden alramo siderúrgico, petrolero y químico, y losnuevos permisos corresponden a industriasde transformación, químicas y de servicios.En el área de cogeneración destaca la indus-tria papelera y, sobre todo, la puesta en mar-



cha de la planta de ciclo combinado del utilizarán coque de petróleo abastecido porconsorcio franco-belga Tractebel, inaugurada PEMEX y que proveerán a las plantas deeste año, y en la modalidad de autoabaste- Cementos Mexicanos y a los complejos meta-cimiento, la planta de la empresa española de lúrgicos de Industrias Peñoles. Hidalgo yIberdrola, que abastecerá a las empresas del Guanajuato, en el centro del país, cuentanGrupo Alfa en la región. con instalaciones de las ramas petrolera, mi-

Otros dos estados, Sonora y Campeche, ñera, cementera y papelera; en ambos sonparticipan con el 11.7% de la capacidad de importantes las capacidades correspondien-generación; en el primer caso predomina la tes a permisos anteriores a 1992. En Tabascomodalidad de cogeneración, cuya capacidad, y Oaxaca en el sur-sureste, predominan lasactualmente está en construcción; le sigue en instalaciones de PEMEX y los ingenios azu-importancia la capacidad de autoabasteci- careros, con permisos anteriores a 1992; enmiento en el ramo minero-metalúrgico y es la Oaxaca cabe subrayar la construcción de tresúnica entidad en que la importación de ener- plantas para el aprovechamiento de la ener-gía tiene una importancia significativa para gía eólica en la región del istmo de Tehuan-el ramo maquilador. En el caso de Campeche tepec. Es importante señalar que, salvo ense trata de capacidad de cogeneración y auto- Tamaulipas y San Luis Potosí, donde laabastecimiento para el funcionamiento de cogeneración es la modalidad más impor-los complejos de plataformas marinas tante, en los demás estados señalados predo-de PEMEX ubicadas en la Sonda de Cam- mina parcial o totalmente la energía genera-peche y de la planta productora de nitrógeno da para el autoabastecimiento,para el complejo Cantarell ubicada en Atasta. Finalmente, las demás entidades federati-

A continuación, siete estados concentran vas, en conjunto, concentran el 8.2% de la ge-el 21.5% de la capacidad de generación de neración de energía por parte de permisio-permisionarios: Tamaulipas y Coahuila en la narios. Sobresalen los casos de Zacatecas,frontera norte; el primero exclusivamente Aguascalientes y Colima, los cuales no tienenpara las industrias del ramo petrolero, petro- registradas solicitudes de permisos de gene-químico y químico, tanto de PEMEX como ración de electricidad, y el de Yucatán, cuyadel sector privado ubicadas en Ciudad generación de energía se destina exclusiva-Madero, Reynosa y Altamira, sobresaliendo mente a la exportación hacia Belice, país conen la modalidad de cogeneración las em- el que existe una interconexión (CRE, 2003).presas Enertek y Primex; por su parte, en La modalidad de producción indepen-Coahuila participan instalaciones de la in- diente de energía (PIE), por su parte, ha per-dustria minero-metalúrgica, de alimentos y mitido la construcción de nueva capacidadcementera; en ambos casos, la capacidad de generación a través de plantas de cicloautorizada corresponde en gran medida a combinado mediante financiamiento priva-permisos anteriores a 1992. Por su parte, San do. El inversionista privado diseña, financia,Luis Potosí en el centro-norte, destaca en el construye y opera la planta, y entrega laramo de ingenios azucareros y minero- energía generada a la CFE, y también existemetalúrgico, y sobresale la construcción de la opción de destinar una parte de la capa-dos plantas gemelas de lecho fluidizado, que cidad excedente para generar energía para

cha de la planta de ciclo combinado delconsorcio franco-belga Tractebel, inauguradaeste año, y en la modalidad de autoabaste-cimiento, la planta de la empresa española deIberdrola, que abastecerá a las empresas delGrupo Alfa en la región.

Otros dos estados, Sonora y Campeche,participan con el 11.7% de la capacidad degeneración; en el primer caso predomina lamodalidad de cogeneración, cuya capacidad,actualmente está en construcción; le sigue enimportancia la capacidad de autoabasteci-miento en el ramo minero-metalúrgico y es laúnica entidad en que la importación de ener-gía tiene una importancia significativa parael ramo maquilador. En el caso de Campechese trata de capacidad de cogeneración y auto-abastecimiento para el funcionamiento delos complejos de plataformas marinasde PEMEX ubicadas en la Sonda de Cam-peche y de la planta productora de nitrógenopara el complejo Cantarell ubicada en Atasta.

A continuación, siete estados concentranel 21.5% de la capacidad de generación depermisionarios: Tamaulipas y Coahuila en lafrontera norte; el primero exclusivamentepara las industrias del ramo petrolero, petro-químico y químico, tanto de PEMEX comodel sector privado ubicadas en CiudadMadero, Reynosa y Altamira, sobresaliendoen la modalidad de cogeneración las em-presas Enertek y Primex; por su parte, enCoahuila participan instalaciones de la in-dustria minero-metalúrgica, de alimentos ycementera; en ambos casos, la capacidadautorizada corresponde en gran medida apermisos anteriores a 1992. Por su parte, SanLuis Potosí en el centro-norte, destaca en elramo de ingenios azucareros y minero-metalúrgico, y sobresale la construcción dedos plantas gemelas de lecho fluidizado, que


la exportación. La capacidad asociada y laenergía las compra la CFE por un período de25 años mediante un proceso de licitación.Ello permite a los productores externos recu-perar su inversión (costos fijos y variables)en tanto que el Estado asume los riesgos dedicha inversión, además de tener que garan-tizar el abastecimiento del gas natural nece-sario para la operación de las centrales, yasea a partir de la producción de PEMEX omediante la importación del combustible.14

De acuerdo con este esquema, la planta per-manece como propiedad de los inversio-nistas privados.

Hasta septiembre de 2003, la capacidadinstalada autorizada para los PIE era de8 328.6 MW, la cual incluye a las centralesde ciclo combinado en operación (6 033.6MW) y en construcción (2295 MW). En elCuadro 3 y la Figura 6 se aprecia la distribu-ción geográfica de dichas centrales y el paísde origen del capital invertido en su cons-trucción. En total se trata de 17 instalaciones,las cuales se ubican principalmente hacia eloriente, noreste y noroeste del país, y lapenínsula de Yucatán. Las trece centrales quese encuentran operando son la de Hermo-sillo, al noroeste, de la empresa españolaUnión Fenosa, para apoyar la demanda cre-ciente que ha tenido el desarrollo industriallocal en los últimos años; también en elnoroeste, pero en el corredor fronterizo, seubican la de Rosarito IV de la empresaestadounidense Intergen, y Naco-Nogales dela española Unión Fenosa, las cuales abaste-cerán a la industria maquiladora y la primeraexportará la mitad de su producción almercado de California. Al norte se localizanlas de Saltillo y Monterrey III, construidaspor la empresa Electricité de Frunce (EdF) eIberdrola de España, respectivamente, con la

finalidad de abastecer de electricidad almercado urbano-industrial regional, que hasido el más dinámico en su crecimiento; alnoreste se ubican las centrales de Río BravoII y III, de la empresa Electricité de France(EdF), que sirven de soporte al desarrollomaquilador fronterizo y una parte de su pro-ducción se destinaría a la exportación; aloriente se localizan las plantas de Tuxpan II,Tuxpan III y IV y Altamira II, la primera dela empresa japonesa Mitsubishi; la segunda esla central de productores independientes demayor capacidad operando, y pertenece a laempresa española Unión Venosa, y la terceraes una coinversión de Mitsubishi y EdF, lascuales sirven como soporte al desarrolloindustrial químico y petroquímico secun-dario de la región de Tampico-Altamira y ala demanda del oriente y centro del país; enla península de Yucatán se encuentra la cen-tral Mérida III, de la empresa Applied EnergyServices (AES), de Estados Unidos, y la cen-tral Campeche, de la empresa canadienseTransalta, cuya finalidad es abastecer a laindustria local y en el primer caso, tambiénexportar parte de su producción hacia elmercado centroamericano; y, finalmente, enel centro del país la única central construidaes la de Bajío (El Sauz) de la empresa esta-dounidense Ínter gen, para apoyar el desarro-llo industrial de la región del mismo nombre.Todas estas centrales tienen capacidades quevan de 245 MW a cerca de 1 000 MW.

En diferentes etapas de construcción seencuentran otras cuatro centrales: al nortese ubican dos de ellas, Chihuahua III(Samalayuca III) y La Laguna II, construidaspor las empresas Transalta de Canadá eIberdrola de España, para soportar el de-sarrollo industrial fronterizo de Chihuahua yregional en la zona conurbada de Torreón-




Cuadro 3. Centrales eléctricas promovidas por CFE con inversión privada, en la modalidad de PIEy mediante los esquemas de financiamiento CAT y OPF (en operación y construcción)

Central

Mérida IIIHermosillo

SaltilloTuxpan IIBajío (El Sauz)Río Bravo IIMonterrey IIIAltamira II

Naco-Nogales (AguaPrieta I)CampecheTuxpan III y IV

Rosarito IVRío Bravo IIIChihuahua III(Samalayuca III)Altamira III y IVRío Bravo IVLa Laguna IISamalayuca IICerro Prieto IVMonterrey II

Chihuahua II (El Encino)Tres Vírgenes

Rosarito III

Pto. San Carlos II

M. Moreno Torres IILos Azufres IIGuerrero Negro II

El Sauz

El SauzEl Cajón

TOTAL

Tipo

CCCC

CCCCCCCCCCCC

CC

CCCC

CCCCCC

CCCCCCCCGTCC

CCGT

CC

D

HEGTD

TGaCC

V a C CHE

Empresa/País de origen

AES - EUAUnión Fenosa -

EspañaEdF - Francia

Mitsubishi - JapónIntergen - EUAEdF - Francia

Iberdrola - EspañaEdF/Mitsubishi -

Francia/JapónUnión Fenosa -

EspañaTransalta (Canadá)

Unión Fenosa -España

Intergen - EUAEdF - Francia

Canadá (Transalta)

iberdrola - EspañaEdF - Francia

Iberdrola - EspañaIntergen/GE -EUAMitsubishi - Japón

ABB EnergyVenture/Nissho Iwai

- EU A/JapónMitsubishi - JapónAlstom - Francia

ABB EnergyVenture/Nissho Iwai

- EUA/JapónAbengoa/ Endesa -

EspañaAlstom - FranciaAlstom - FranciaHyundai/Heavy

Industries - CoreaSiemmens/

Westinghouse -Alemania/EUA

*

ICA/EnergoMachexport-Power

Machines

Modalidad/Esquema de

financiamientoPIEPIE

PIEPIEPIEPIEPIEPIE

PIE

PIEPIE

PIEPIEPIE

PIEPIEPIE

CATCATCAT

CATCAT

CAT

CAT

OPFOPFOPF

OPF

OPFOPF

Entidadfederativa

YucatánSonora

CoahuilaVeracruzGuanajuatoTamaulipasNuevo LeónVeracruz

Sonora

CampecheVeracruz

Baja CaliforniaTamaulipasChihuahua

VeracruzTamaulipasDurangoChihuahuaBaja CaliforniaNuevo León

ChihuahuaBaja CaliforniaSurBaja California

Baja CaliforniaSurGuapasMichoacánBaja CaliforniaSurQuerétaro

QuerétaroNayarit

Capacidad

484250

247.5495

591.7495488495

258

252.4983

499495259

1036500500522100450

44510

497

39

93010010.7

133

139750

12454.3

Estatus

OperaciónOperación

OperaciónOperaciónOperaciónOperaciónOperaciónOperación

Operación


OperaciónOperaciónConstrucción

ConstrucciónConstrucciónConstrucciónOperaciónOperaciónOperación


Operación

Operación

ConstrucciónConstrucciónConstrucción

Construcción

ConstrucciónConstrucción

CC = ciclo combinado; GT = geotérmica; D = diesel; TG = turbogas; HE = hidroeléctrica; V = termoeléctrica convencio-nal. * = Sin datos de empresa y país de origen. Fuente: SENER, 2002a y SENER, 2002b; http://www.ciepac.org/analysis/luzinvex.htm; sistematización de Gustavo Castro, tomado por el autor de CFE, SENER, CRE, periódicos LaJornada, Milenio, Crónica, Reforma, El Economista, Excélsior, Novedades, El Financiero, El Heraldo, Uno más Uno, El Sol deMéxico, El Universal, Ovaciones y La Prensa; las respectivas páginas web de estas empresas.

Investigaciones Geográficas, Boletín 54, 200482


Gómez Palacio; al noreste se construye unamás cerca de la frontera, Río Bravo IV, porEdF, la cual también apoyará la demandalocal del ramo maquilador y seguramenteexportará parte de su producción; y al orien-te se construye la central Altamira III y IVpor la empresa española Iberdrola, para pro-veer de electricidad a la zona centro y orientedel país. En todos los casos se trata de ins-talaciones con capacidades entre 500 MWy 1 000 MW (CRE, 2003; SENER, 2002a). Ensíntesis, la capacidad total de generación dePIE la concentran siete empresas de cincopaíses; destacan España, Francia y EstadosUnidos con 42.9, 21 y 17.9% de la capacidadtotal, respectivamente, en tanto que Canadáy Japón en inversión individual y mixta conFrancia, cuentan con el 6.2%, con 6 y 6%de la capacidad autorizada total (Figura 6;SENER, 2002a; CRE, 2003).

Cabe señalar que todos los consorciosextranjeros que construyen y operan centra-les eléctricas bajo este esquema, sobresalen anivel internacional, además de invertir enMéxico. A manera de ejemplo, Electricité deFrance es la empresa líder a nivel mundialpor su capacidad instalada (SENER, 2002a),con intereses en Francia y otros siete paíseseuropeos, además de invertir en EstadosUnidos, Brasil, Argentina, Costa de Marfil,Egipto y China. Iberdrola tiene intereses enEspaña y Brasil; Transalta opera en Canadá,Estados Unidos y Australia; e Intergen hainvertido en Estados Unidos, varios paíseseuropeos, Egipto, China, Singapur, Filipinas,Australia, Turquía, Colombia y Brasil (pági-nas web de las empresas mencionadas).

Además de estas 17 centrales, se encuen-tran actualmente en proceso de licitación seismás: Tuxpan V, Altamira V y TamazunchaleI y II en el oriente; Mexicali II (Baja California

I) y Agua Prieta II en el noroeste, yValladolid III en la península de Yucatán,cuyas capacidades suman 3 501.3 MW, y enlas que nuevamente compiten empresas deotros países como Iberdrola, Transalta y lajaponesa Mitsui (El Financiero, 28 de agostode 2003).

Para poder responder al crecimiento pro-yectado de consumo eléctrico para los próxi-mos diez años, que es de 5.4% anual, segúnel estudio denominado "Desarrollo del Merca-do Eléctrico, 1997-2011" (CFE, 2002a), por locual se requiere adicionar capacidad degeneración para el servicio público por28 862 MW al Sistema Eléctrico Nacional du-rante el período 2002-2011 (SENER, 2002a), elgobierno federal ha tenido que recurrir aotros esquemas para financiar infraestructuraeléctrica, además del de los PIE: los deConstrucción-Arrendamiento-Transferencia(CAT) y los de Obra Pública Financiada(OPF).

En el primer caso, el diseño, financia-miento y construcción de la planta se realizacon recursos de inversionistas privados, con-forme las especificaciones técnicas y me-diante un proceso de licitación de la CFE.Una vez en funcionamiento, la planta serenta a CFE por un período de 25 años, altérmino del cual la propiedad se transfiere adicha empresa. Durante el período que dureel alquiler, la CFE es responsable de laoperación y mantenimiento de la planta. Enel segundo caso, el proyectista realiza todaslas inversiones requeridas por el proyecto, ycuando las respectivas instalaciones estánlistas, la CFE debe liquidar el monto totalinvertido, mediante la obtención de un finan-ciamiento de largo plazo. Ambos esquemasse aplican no sólo para la generación de ener-gía, sino también para proyectos de trans-



misión o distribución. Al igual que en el casode los PIE, el Estado asume la totalidad delos riesgos de estas inversiones, las cualesforman parte de los Proyectos de Infraestruc-tura de Largo Plazo con Impacto Diferido en elRegistro del Gasto (PIDIREGAS). Una vez queentran en operación, estos proyectos generanobligaciones de pago para el gobierno quedeben preverse en el Presupuesto de Egresosde la Federación para cada año, y por lotanto, se registran como deuda pública.15 Porlo anterior, si bien los PIDIREGAS se con-vierten en paliativos que resuelven las ne-cesidades inmediatas de inversión, no consti-tuyen una solución permanente a las necesi-dades de expansión de la infraestructuraeléctrica en el mediano y largo plazo; por elcontrario, representan un alto riesgo finan-ciero para el país, la infraestructura se en-carece mucho por esta vía, existe una falta detransparencia, se pierden las capacidadestecnológicas e industriales del país, ademásde que la deuda pública se acumula a unritmo acelerado (Montes, en Campos, 2003).

Las centrales financiadas mediante losesquemas CAT y OPF, sus características ysu distribución geográfica, se resumen en elCuadro 3 y la Figura 7. Existen siete centralesen operación financiadas mediante el esque-ma CAT, que suman una capacidad total de2 063 MW. De ellas, cuatro son de ciclocombinado, dos son geotérmicas y una esdiesel. Las cuatro de combustión interna seubican en los estados de la franja fronteriza;dos de ellas están precisamente en la fronterade los estados de Baja California y Chihua-hua, y las otras dos están en las ciudades deChihuahua y Monterrey. Por su parte, lasdos centrales geotérmicas y la central dieselse localizan en la península de Baja Califor-nia. En estas centrales existe inversión de

empresas norteamericanas (Intergen y ABBEnergy Venture), japonesas (Mitsubishi yNissho Iwai), francesas (Alstom) y españolas(Abengoa y Endesa).

De acuerdo con el esquema de Obra Pú-blica Financiada, se encuentran actualmenteen construcción seis centrales, de las cualesdos son hidroeléctricas, una es geotermo-eléctrica, una es diesel y en las otras dos sedesarrollan obras de reconversión de tur-bogas y vapor a ciclo combinado. En total, lacapacidad de las centrales que se construyenbajo este esquema es de 2 062.7 MW, y lasempresas extranjeras involucradas en losproyectos son Alstom de Francia, HyundaylHeavy Industries de Corea, Siemmens de Ale-mania, Westinghouse de Estados Unidos yEnergo Machesport-Power Machines, de Rusia.Asimismo, se encuentran en proceso delicitación tres centrales: la central diesel BajaCalifornia Sur I, la de Hermosillo, para suconversión de turbogas a ciclo combinadoy la carboeléctrica Petacalco II, con una capa-cidad conjunta de 821 MW.

En conjunto, bajo la modalidad de PIE ylos esquemas CAT y OPF, se han construidoo están en construcción 30 centrales eléc-tricas, en cuyo financiamiento ha participadola inversión extranjera, que representan untotal de 12 454.3 MW, equivalentes a 33.5%de la capacidad total de la CFE y LFC juntas.

En síntesis, la capacidad efectiva de ge-neración en México en 2001, considerandotanto la del sector público como la del pri-vado, era de 42 411 MW, de la cual CFE yLFC sumaban 87.4% y los PIE, junto con losgeneradores para autoabastecimiento, coge-neradores y otros, concentraban una capaci-dad de 5 348 MW que representa 12.6% de latotal16 (SENER, 2002a). Sin embargo, estaproporción se ha modificado sustancialmen-



te para el momento presente, pues la capa-cidad en operación con inversiones privadases de 14 024.04 MW, y la total para el SistemaEléctrico Nacional se calculaba, a fines de2002, en 45 369 MW, según datos de la Se-cretaría de Energía (página web), por lo quese considera que la inversión privada encapacidad de generación se ha incrementadoa un 25-30% de la total. A lo anterior, hayque añadir que el sector privado está aten-diendo a las grandes empresas consumidorasde electricidad, antes abastecidas por la CFE,con lo cual la paraestatal se va enfocandoprincipalmente hacia el suministro de losusuarios domésticos y los pequeños consu-midores de los otros sectores económicos.

Finalmente, para cubrir la capacidad adi-cional de 28 862 MW que se necesitará parael año 2010 para satisfacer la demanda deenergía eléctrica, y en el supuesto de quetodos los proyectos de PIE o CAT que estánen construcción culminen, que procesos delicitación propuestos para el período se re-suelvan exitosamente como PIE, y que losproyectos de autoabastecedores y cogenera-dores se desarrollen según lo previsto, afinales del decenio, se calcula que el sectorprivado estaría participando con una capa-cidad de 32 000 MW aproximadamente, loque representaría casi la mitad de la capa-cidad instalada del país (Breceda-Lapeyre,2002).

CONCLUSIONES

En los últimos veinte años, la demanda glo-bal de energía eléctrica ha aumentado a unritmo más rápido que el crecimiento econó-mico y el de la población en México (5.4, 2.4y 2.2%, respectivamente; CFE, 2002a, 1989-2002). Sin embargo, la capacidad de genera-ción ha crecido a un ritmo más lento (4.5%) y

eso se ha manifestado, sobre todo, a partir definales del decenio de los ochenta, comoconsecuencia de la crisis económica y el en-deudamiento externo en que se sumió el paísen esa década, y de las negociaciones reali-zadas con los organismos financieros inter-nacionales, que limitaron el gasto público eninfraestructura para el desarrollo. Paralela-mente, a nivel mundial ocurrían cambios tec-nológicos en la industria eléctrica dirigidos ala instalación de centrales de ciclo combi-nado que emplean gas natural como ener-gético y que hacen más eficiente y limpia laoperación de dicha industria, pero cuyainstalación en aquellos países con limitacio-nes en la producción y abastecimiento de gasnatural, como es el caso de México, implica lanecesidad de realizar inversiones impor-tantes, ya sea para incrementar la produccióno para importar el volumen suficiente, a finde garantizar el abasto interno.

Ante la necesidad de dar respuesta opor-tuna al incremento de la demanda eléctrica através de un aumento en la capacidad degeneración, transmisión y distribución, yde la necesaria modernización tecnológicay mantenimiento continuo de las instala-ciones existentes, y en virtud de las limita-ciones en materia presupuestal, resultado dela deuda externa, de las negociaciones conlos organismos financieros internacionales yde las cargas fiscales a que el Estado hatenido sujetas a las empresas paraestatalesdel sector energético, comenzó a darse un re-traso en los proyectos de expansión delsector, que motivó que el gobierno federal,ante las presiones internacionales, decidierainiciar la apertura del sector a la inversiónprivada a fin de obtener nuevas fuentes definanciamiento. Para ello se promovió unareforma que involucró cambios instituciona-



les y del marco regulatorio, estableciéndosecinco modalidades en que el sector privadopuede participar en la industria eléctrica,más otros esquemas de financiamiento, parala construcción de infraestructura de genera-ción, transmisión y transformación eléctri-ca.17 De ellas, destacan tres por su partici-pación en la capacidad autorizada global: elautoabastecimiento, la cogeneración y losproductores independientes. De ellos, el últi-mo es el que ha tenido un crecimiento másdinámico con la participación de las inver-siones extranjeras, preferentemente españo-las, norteamericanas, francesas, canadiensesy japonesas,18 en tanto que los dos primeroshan crecido a un ritmo más lento, en virtudde que se considera que el marco jurídicovigente, al impedir la venta de excedentes almercado de consumo, constituye una limi-tante importante a dicho crecimiento. Asi-mismo, los esquemas de Construcción-Arrendamiento-Transferencia y Obra PúblicaFinanciada, han constituido una alternativamuy utilizada para fortalecer el sistemaeléctrico nacional, al grado de que actual-mente se cuenta con 30 centrales en opera-ción o en construcción bajo estos esquemas,que representan entre la tercera y la cuartaparte del total de la capacidad. Sin embargo,el mayor riesgo de la inversión lo sigueasumiendo el Estado, a través de losPIDIREGAS, los cuales no constituyen unasolución a largo plazo para asegurar la capa-cidad de generación necesaria para satisfacerla demanda eléctrica y sí implican un in-cremento importante en el endeudamientoexterno del sector.

La distribución geográfica de las inver-siones correspondientes a las tres modali-dades señaladas, muestran que las nuevasplantas se han establecido preferentemente

en las zonas urbano-industriales de creci-miento económico más dinámico, como re-sultado de su inserción en el proceso deglobalización, que son fundamentalmente lafranja fronteriza norte y el noreste del país,aunque en el caso de las inversiones de pro-ductores independientes, también refuerzanla capacidad de generación para el abaste-cimiento de las áreas urbano-industrialestradicionalmente importantes del centro,centro occidente y oriente del país, así comola zona turística e industrial de la RivieraMaya y de Yucatán. Sin embargo, la ten-dencia observada es que la inversión privadacontribuya a cumplir con los objetivos de losEstados Unidos y las corporaciones trasna-cionales, de invertir y ejercer un control cre-ciente sobre un sector vital y estratégico parala economía nacional, a costa de una pérdidade soberanía de dimensiones históricas, co-mo ya otros autores lo han señalado.

En contraste, a la embestida del capitaltrasnacional, el gobierno federal cada vezbrinda menos apoyo presupuestal a lasempresas paraestatales del sector eléctrico; laCFE, a pesar de ser considerada la sextaempresa mundial por su capacidad de gene-ración eléctrica, y de ser la cuarta empresanacional por sus ingresos por ventas deelectricidad,19 en 2003 fue la más castigadapor el Estado en cuanto a asignación presu-puestal para operar. Por su parte, LFC tam-bién recibió la mitad del presupuesto solicita-do para realizar adecuadamente sus laboresde distribución y mantenimiento del sistemaque controla. La consecuencia de todo ello esque no sólo se está recurriendo a la inversiónprivada, principalmente transnacional, a cos-ta de un crecimiento exponencial del en-deudamiento, para construir y rehabilitar lainfraestructura de generación, transforma-



ción y distribución, sino también se está acu-diendo a ella para labores de mantenimientodel sistema que en forma cotidiana se hacíancon recursos propios del sector; ello es unreflejo del nivel mayúsculo de descapitali-zación irresponsable y premeditada, al queha llevado el Estado a este sector.

El gobierno federal ha declarado enincontables ocasiones que no va a privatizarlas empresas paraestatales del sector eléc-trico, pero lo que sí está haciendo es margi-narlas paulatinamente a fin de crear las con-diciones para que la reforma eléctrica tanesperada y añorada por los grandes consor-cios trasnacionales que codician su dominio,pueda concretarse a la brevedad posible, acosta de la pérdida del control estatal de unsector estratégico para la nación, que ha sidopuntal para su desarrollo, y de comprometersu soberanía en un nivel sin precedente,eliminando las posibilidades de desarrollo delas futuras generaciones de este país.

NOTAS:

1 En el caso de México, el incremento en la cons-trucción de centrales de ciclo combinado, estambién el resultado de la adopción de las reco-mendaciones contempladas como parte de laapertura del sector eléctrico y del correspondienteal gas natural (actividades de almacenamiento,transporte y distribución en el mercado libre) a lainversión privada nacional y extranjera, por partedel Fondo Monetario Internacional y del BancoMundial.

2 Viqueira (en Campos y Quintanilla, 1997:40)señala que:

... desde principios de los ochenta, bajo la in-fluencia de las políticas económicas neolibera-les, el Banco Mundial ha promovido la de-sintegración y privatización de la industriaeléctrica de los países en desarrollo y la aper-

tura a la competencia, con la justificación deutilizar los mecanismos de la economíade mercado para aumentar la eficiencia, bajarlos costos de producción y suministro de laenergía eléctrica y facilitar el financiamiento delos futuros desarrollos...,

con lo cual se ha pretendido modificar la estruc-tura misma del sector eléctrico de los países endesarrollo.

3 En el período 1976-1982, correspondiente al go-bierno del presidente López Portillo, la deuda ex-terna se incrementó de 19 349 a 80 000 millones dedólares (Ortiz, 1995).

4 Hasta 1988, el financiamiento del sector eléctricose hizo con recursos del gobierno federal, créditosbilaterales, préstamos de la banca internacional dedesarrollo (Banco Mundial y Banco Interame-ricano de Desarrollo) y créditos de los provee-dores; a partir de 1989 el financiamiento se obtuvoa costa de incrementar la deuda externa (Viqueira,en Campos y Quintanilla, 1997). .

5 En 1980, las empresas paraestatales PetróleosMexicanos, Comisión Federal de Electricidady Luz y Fuerza del Centro, aportaban 41.2, 2.7 y1.3%, respectivamente, de los ingresos del go-bierno federal, procedentes de entidades de con-trol presupuestario directo; en contraste, para2002, estas aportaciones eran de 37.3, 28.1 y 1%,respectivamente (Fuente: Fox, 2003). El incremen-to en la carga presupuestaria de la Secretaría deHacienda y Crédito Público sobre la CFE se debeal llamado "impuesto de aprovechamiento",equivalente al 9% sobre el valor de sus activos, locual le impide reinvertir en la construcción denuevas centrales o en labores de mantenimiento(Zarco, 2003).

6 En virtud de que el gas natural es el combustibleempleado en las centrales de ciclo combinado,también ha estado sujeto a un proceso de aperturaa la inversión privada, principalmente extranjera,en forma paralela al que se ha dado en la industriaeléctrica, en las actividades relacionadas con el



transporte, la distribución y la venta al consu-midor. Esto va aparejado al hecho de que Méxiconunca ha sido un importante productor de gasnatural y, como resultado del incremento de lademanda interna, y ante la imposibilidad de in-crementar la producción de gas en el corto plazo,ha tenido que impulsar esta otra reforma para-lelamente a la del sector eléctrico. La producciónde gas natural ha sufrido una ligera reducción apartir de 1999, en tanto que las importaciones hanido en aumento (PEMEX, 2003a y b).

7 Actualmente existen nueve puntos de intercone-xión eléctrica a lo largo de la frontera norte conEstados Unidos: dos en Baja California (Tijuana yMexicali), uno en Chihuahua (Ciudad Juárez),uno en Coahuila (Piedras Negras) y cuatro enTamaulipas (Nuevo Laredo, la presa Falcón yMatamoros -dos-; GTEAN, 2002, en la página webde SENER).

8 Este fenómeno también lo señala Campos (2003).

9 Las características, ventajas y cuestionamientos aeste instrumento de financiamiento se analizaránposteriormente.

10 Para realizar este cálculo, la capacidad conjuntade CFE y LFC no incluye la correspondiente a lamodalidad de productores independientes, sinoexclusivamente a aquella financiada con recursospropios. En las estadísticas oficiales la capacidadde los productores independientes se contabilizacomo parte de la infraestructura del sector públi-co, en este caso, de la CFE, en virtud de que laelectricidad es vendida a esta empresa, no obs-tante que la propiedad de las empresas la man-tienen los inversionistas privados.

11 Estos datos incluyen la capacidad de generaciónacumulada registrada por la Comisión Regula-dora de Energía desde el inicio de sus funciones yconsidera plantas en construcción e inactivas.Asimismo, los datos estadísticos manejan enforma integrada la capacidad de autoabasteci-miento y cogeneración de empresas públicas(PEMEX) y privadas registradas antes de 1992

(CRE, 2003).

12 Los datos incluyen la inversión acumulada re-gistrada por la Comisión Reguladora de Energíadesde el inicio de sus funciones; la inversiónrealizada en autoabastecimiento y cogeneraciónde PEMEX la estadística la engloba en los apar-tados correspondientes.

13 Con California existen dos líneas de interco-nexión eléctrica.

14 A la fecha, se han otorgado cuatro permisos ainversionistas privados extranjeros para la cons-trucción de plantas de almacenamiento y regasi-ficación de gas natural líquido de importación, afin de garantizar el suministro de gas natural a lascentrales de los productores independientes. Loscuatro permisos otorgados son para las empresasShell, Sempra y Chevron, para la construcción determinales en Baja California y otro de Shell paraconstruir una terminal en Altamira. En BajaCalifornia, la tasa de crecimiento del consumo degas natural ha sido de 20% anual, en tanto que ladel país es de 8.9% (El Financiero, 25 de agosto de2003, p. 23).

15 Al 30 de junio de 2003, la deuda comprometidapor concepto de los PIDIREGAS en los esquemasCAT y OPF era de 3 287 millones de dólaresequivalentes, lo que representaba el 48% de ladeuda total de la CFE para la misma fecha.(Fuente: CFE, Dirección de Finanzas). De 1997 a2002 se habían aprobado 131 PIDIREGAS en elsector eléctrico, por un monto total de $185 153.4millones de pesos y para el Presupuesto deEgresos de la Federación 2003, se habían consi-derado 26 nuevos proyectos (SENER, 2002c).Hasta junio de 2004 el monto ejercido mediantePIDIREGAS sumó una deuda de $360 300 millo-nes de pesos en todo el sector energético, de lacual, $31 111 millones se destinaron a proyectosde la CFE (El Financiero, 15 de septiembre de 2004,con base en datos de la SHCP).

16 A nivel mundial, México ocupó en 2000 el cuar-to lugar en el continente americano, por su capa-



cidad instalada para la generación de electricidad,después de Estados Unidos, Canadá y Brasil, deacuerdo con datos proporcionados por el Sistemade Información Económica Energética (OLADE &IEA, 2002), y la CFE se ubicó dentro de las seisprincipales empresas más grandes del mundo pordicha capacidad (SENER, 2002a, con base en infor-mación de la CFE tomada de EE Energy Informer yFortune Magazine).

17 Por falta de espacio, el tema referente a la in-versión privada en la construcción y rehabilitaciónde infraestructura de transmisión y transforma-ción eléctrica, no se trató en este trabajo.

18 En virtud de que los registros de permisos de laComisión Reguladora de Energía, no cuentan conla información referente al país de origen de lasempresas solicitantes, no se pudo realizar un aná-lisis de la participación de la inversión extranjeraen los proyectos de autoabastecimiento y cogene-ración de electricidad.

19 Revista Expansión, 25 de junio-9 de julio de 2003,p.264.

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