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Visión y estrategias del sector eléctrico

La industria eléctrica nacional enfrenta nuevas realidades y nuevos retos en la planeación de la infraestructura y en la política de combustibles. Seis dirigentes del sector expresaron sus opiniones al respecto.

MESA DE DISCUSIÓN EN COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

Participaron: Ing. Eugenio Laris Alanís, director de Proyectos de Inversión Financiada de CFE; Dr. Florencio Aboytes García, subdirector de Programación de CFE; Ing. Gustavo A. Salvador Torres, subdirector del Centro Nacional de Control de Energía de CFE; Ing. Alberto Ramos Elorduy W., subdirector de Proyectos de Inversión Financiada de CFE; Dr. Francisco Barnés de Castro, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía; Ing. Eduardo Andrade Iturribarría, presidente de la Asociación Mexicana de Energía.

¿Existe algún riesgo de desabasto de electricidad por falta de capacidad de generación?

EUGENIO LARIS ALANÍS: Hablando de los próximos 10 años, no se ve ningún problema para abastecer la electricidad que necesita el país. En el Programa de Obras del Sector Eléctrico (POISE), que actualiza CFE cada año, están identificadas todas las centrales eléctricas que deberán construirse de aquí al año 2014, el tipo de energético que se va a usar en cada nueva central y de dónde se va a obtener el energético. En el caso del gas natural, esto considera todas las fuentes de gas, incluyendo la producción de la Cuenca de Burgos, el gas natural licuado (GNL), la gasificación del carbón y los residuos de vacío de las refinerías. La planeación también incluye las hidroeléctricas y algunas eólicas que ya se empiezan a construir. Se conocen muchas tecnologías de generación, desde las más antiguas, como el motor de combustión interna, las hidroeléctricas y las turbinas de vapor. Entre las más modernas figuran los esquemas de ciclo combinado y la energía renovable. En un horizonte de 10 años, se seguirán construyendo las tecnologías probadas, es decir, la hidráulica, las turbinas de vapor, las de combustión interna, los ciclos combinados y, en forma muy incipiente, las eólicas.

El futuro a más largo plazo es el que presenta mayores dudas. Los próximos 25 años tal vez los libremos con las tecnologías que hoy tenemos, siguiendo las tendencias actuales. Sin embargo, el petróleo se va a acabar en algún momento, los depósitos se empezarán a agotar y los precios podrían aumentar considerablemente. De aquí a 25 ó 50 años puede haber un cambio importante en las tecnologías de generación eléctrica. La energía nuclear es una opción que está ahí y se tendrá que hallar la manera de utilizarla. También habrá que encontrar transportes más eficientes, ya que los actuales consumen indebidamente una gran cantidad de energéticos fósiles.

¿Cómo estamos en cuanto al margen de reserva?

FLORENCIO ABOYTES GARCÍA: Nuestra planeación se basa en modelos técnicos y económicos que usan los indicadores que recibimos anualmente de la Sener. Los resultados dependen mucho del escenario macroeconómico por lo que cada año hacemos un ajuste a los planes de expansión.

En los últimos cuatro años, el crecimiento económico de México no ha sido el esperado. No ha correspondido al propuesto por el gobierno en sus escenarios. Esto hace que en este momento la capacidad de generación disponible sea superior a la que establecen los criterios de planificación. Dado que el crecimiento del consumo tampoco ha sido el esperado, el margen de reserva es más que suficiente, siendo actualmente de alrededor del 40%. Para controlar el margen de reserva CFE tiene que ajustar todo su programa de construcción de centrales, difiriendo la construcción de algunas de ellas. Sin embargo, lo que ya tenemos contratado, no lo podemos parar, pero lo que aún no está licitado, lo podemos mover. Es decir, las plantas que iban a entrar en operación en el 2009, las podemos diferir hasta más adelante. No hay riesgo de desabasto por falta de capacidad, por lo menos para los próximos cinco años.

LARIS: La dirección a cargo de Florencio maneja modelos muy sofisticados que prevén la demanda futura con base el crecimiento poblacional, patrones de consumo y expectativas de crecimiento económico. El sistema eléctrico se prepara para esa futura demanda. Esa proyección de largo plazo se ajusta hacia arriba o hacia abajo, según vayan variando los parámetros de crecimiento. Esa planeación está hecha para que no falte energía y define el tipo de energético a usar con base en tres factores: accesibilidad, disponibilidad y precio.

La infraestructura de generación, entonces, está garantizada. ¿Cuáles son los retos en cuanto a otros tipos de infraestructura?

ALBERTO RAMOS ELORDUY: En el POISE contemplamos cómo cubrir las necesidades de generación y transmisión a 10 años. Antes no nos preocupábamos por desarrollar nueva infraestructura de ductos, porque la existente era suficiente y nos daba la libertad para ubicar las centrales en las regiones donde indicaba la programación. Sin embargo, de algunos años para acá, los gasoductos están saturados. Entonces, se vuelve importante, al construir ciclos combinados con gas, desarrollar infraestructura para transportar ese gas. Hace algunos años, desarrollamos el gasoducto Mayakán, Ahora, acabamos de contratar el ducto para abastecer la central de Tamazunchale. Ese ducto después se ampliará hasta Palmillas en la zona central del país.

En el Pacífico esperamos iniciar el proyecto de Manzanillo, que implica un ducto de capacidad considerable desde Manzanillo hasta Guadalajara para instalar la capacidad que demanda el POISE en esta región. Para el proyecto de importar GNL en Topolobampo, que actualmente está en estudio, nuestra visión es promover nuevos ductos y llevar gas al norte del país, en particular a los estados de Chihuahua y Durango, ya que es conveniente ubicar generación eléctrica en la zona de La Laguna. Las opciones que tenemos para llevar otro tipo de combustible son muy limitadas. Sería muy caro tratar de importar y llevar carbón o combustóleo a esa zona. La opción es llevar gas para construir entre 2,000 y 2,500 MW en la zona.

¿El parque de generación continuará basándose en el uso del gas natural?

ABOYTES: En el área de planeación consideramos que debe haber un limite para la dependencia del gas natural. En reuniones con la Secretaría de Energía (Sener) se ha insistido en la importancia de elaborar una política que fije un tope para el gas natural y permita diversificar la composición del parque de generación. Aún no hay una política expresa en ese sentido. Sin embargo, CFE ha tenido que diversificar en el POISE. Así, en el programa de expansión a 10 años, consideramos centrales hidráulicas, como El Cajón y La Parota, y también eólicas. Así, CFE está limitando el crecimiento de la dependencia del ciclo combinado con gas natural. Pensamos que, aun cuando se ponga un tope a ese tipo de centrales, puede haber ciclos combinados que usen tecnologías de gasificación. Hay pocas plantas de gasificación integradas tipo ciclo combinado en otras partes del mundo. Sin embargo, pensamos que la gasificación de los residuos de refinación podría ser una parte pequeña, quizás 2 ó 3 por ciento, de la composición del parque de generación. Es una alternativa que tendrá creciente importancia en el largo plazo, una vez que esta tecnología aumente su eficiencia, porque actualmente anda en alrededor del 40% y queremos verla llegar a valores del 45 ó 50%.

¿Qué es lo que pondrá un límite al uso del gas natural?

ABOYTES: El temor al riesgo en que se incurre por la volatilidad del precio del gas natural. En la medida en que dependamos más del gas natural, el precio de la electricidad será más afectado por su volatilidad. Si tenemos 60 ó 70% de dependencia del gas, un aumento en su precio pegaría mucho más fuerte que si tenemos 40%.

¿Hasta qué punto la disponibilidad futura de crudo extrapesado en el sureste de México va a determinar su uso en la generación eléctrica?

FRANCISCO BARNÉS DE CASTRO: Creo que vamos a vernos forzados a tomar decisiones más bien geográficas por dos razones. Primero, por la disponibilidad de combustibles nacionales, o sea, estos crudos superpesados del complejo Ku-Zaap-Maloob que no tienen fácilmente mercado de exportación, y si los metes tal cual a refinerías mexicanas como están diseñadas hoy día, es un verdadero problema. Ya se está empezando a producir ese crudo y vamos a tener 500,000 barriles diarios en poco tiempo. Eso nos debe obligar a repensar cómo le damos valor agregado, aprovechándolo en la generación eléctrica. Además estamos muy limitados en cuanto a gas natural en el Golfo de México. Su precio es alto, el gas que produce Pemex está comprometido, nos falta gas y los ductos están saturados. Tenemos que ver cómo hacerle para que, a finales de esta década, tengamos plantas que no dependan de si Pemex tiene recursos o no para cogeneración. La CFE deberá tener en mente la necesidad de basar la generación eléctrica en el Golfo en las nuevas tecnologías de ciclo combinado con gasificación.

Por otra parte, habría una estrategia contraria en el Pacífico, basándola en gas por las siguientes razones. Cada vez resulta más evidente que el continente americano no tiene gas suficiente para las próximas décadas. Hay insuficiencia en el abasto a nivel regional y el gas faltante va a tener que llegar como gas licuado a las costas. Hay mucho gas disponible en el Pacífico, quizás más que en el Atlántico, y la única opción para traer GNL e incidir en el balance energético regional de América del Norte en los próximos 10 ó 15 años es que México lo haga, porque la costa del Pacífico de Estados Unidos está cerrada al GNL, no oficialmente, pero por la oposición local. Esto claramente le da una ventaja estratégica a nuestro país.

A México le conviene estratégicamente inyectar gas al Pacífico. Conviene traer gas a un precio inferior al que rige en el mercado regional, mientras nos falte y aun si nos sobra: Podríamos comprar gas barato en el Pacífico y revender nuestros excedentes de la Cuenca de Burgos a Estados Unidos a un precio más alto al que estamos comprando en el Pacífico. Otra razón estratégica: en el Pacífico no tenemos más combustible alterno que los residuales que quedan en Salina Cruz y nos urge económicamente transformar esa región, para que no dependa sólo del turismo, sino que tenga una actividad crecientemente industrial volcada hacia los mercados de exportación del Pacífico. Cuando se lleve a cabo la reconversión de la refinería de Salina Cruz, habrá menos combustible mexicano disponible en el Pacífico, así que la única alternativa para abastecer de combustibles industriales a la región es importar GNL de Asia o América del Sur. Además, tenemos una serie de plantas termoeléctricas en el Pacífico. O suspendemos la reconfiguración de la refinería de Salina Cruz para seguirlas abasteciendo, o las convertimos a gas natural o se tendría que recurrir a combustóleo importado, lo cual elevaría mucho sus costos de operación. Si se quiere una mayor actividad económica en los puertos del Pacífico, se requiere contar con combustibles industriales y básicamente la opción es gas natural. Al importar gas, bajan los costos de la energía en el centro del país, bajan los costos para la CFE de manera importante, se promueve la industrialización en la costa del Pacífico y se libera de la dependencia del combustóleo, cuya disponibilidad difícilmente va a crecer, aunque Pemex incremente su capacidad de refinación.

Al margen de otras prioridades, como la necesidad de promover las energías renovables y alargar la vida de nuestras centrales eléctricas, los ciclos combinados con gas natural todavía son económicos. El reto es ubicar las nuevas plantas de ciclo combinado en la costa para atraer gas, en vez de quedarnos sin gas o con gas más caro proveniente de Estados Unidos o de la Costa del Golfo. En el Pacífico, se puede otorgar contratos ancla para atraer gas y repotenciar las centrales eléctricas que ahí se encuentran, como lo propone CFE en Manzanillo, y así multiplicar los puntos de inyección de gas al país. En el Golfo, hay que usar más el residual, que es un combustible que no tiene otra salida.

El gas es la única y mejor opción para la generación eléctrica en el Pacífico o hay otras alternativas?

EDUARDO ANDRADE ITURRIBARRÍA: Coincido en que los precios de los energéticos van a determinar las tecnologías a usar. En gran parte, la costa del Pacífico irá sustituyendo al Atlántico como el origen de los combustibles, por desgracia no domésticos, sino importados. Yo le daría más énfasis al carbón como combustible para la generación en los próximos 15 años a nivel regional, es decir, en América del Norte. Los norteamericanos tienen 250 años de consumo de carbón y les va a faltar tiempo para acabarse el carbón, aun con las nuevas tecnologías para transformar el carbón en nuevos combustibles.

Podríamos encontrar mecanismos para usar más carbón en la costa del Pacífico. El carbón sirve básicamente sólo para generar electricidad y podemos usar el gas en otros procesos industriales. Hemos propuesto desde tiempo atrás que el sector eléctrico actúe como ancla del desarrollo industrial regional. No necesariamente se generaría energía eléctrica con gas en las costas, sino adentro del país, porque así puedes ayudar a que haya un transporte de gas hacia el interior del país, donde también impulsaría el desarrollo industrial de las regiones.

Pongamos el ejemplo de los planes de CFE para Manzanillo. En el momento en que Manzanillo sea ancla para la entrada de gas natural, se abre la oportunidad de que llevar gas a Guadalajara. De ser así, toda la zona de Ciudad Guzmán y sus alrededores va a tener un beneficio que de otra forma jamás va a tener. Lo mismo en Topolobampo. No habrá forma económica de llevar gas allí, si la CFE no ancla un proyecto de GNL. Esto va a tener un costo extra para CFE, o para el proyecto, que debiera ser compartido por otras instancias debido al impulso que se le dará al crecimiento industrial de la región; es decir, la función de la CFE es generar electricidad, en tanto actúe como catalizador del desarrollo económico general y esto le represente un sobrecosto, este costo de más le debería ser resarcido. Habría que encontrar el mecanismo para resarcirle ese sobrecosto a CFE.

En la parte de generación con residuos y con carbón, debemos empezar quemando el carbón y los residuos como hasta ahora, porque es la tecnología comercialmente disponible que hay. Con el tiempo, habrá nuevas tecnologías exitosas, pero es cuestión de tiempo. Creo que tendrá que ver con que los aumentos de precio de otros combustibles para que encontremos ventajas en la gasificación. En todo caso, el concepto de ciclo combinado se mantendrá en lo térmico porque es más eficiente. Es cuestión de ver cómo hacemos que los residuos del carbón sean ciclocombinables. Creo que vamos a ir por el lado de los hidrocarburos tipo carbón dentro de un ámbito regional, que es Norteamérica, una región rica en hidrocarburos pesados, como carbón, arenas bituminosas y los nuevos crudos mexicanos. Debemos generar electricidad con los combustibles pesados y empleemos los ligeros en industrias de proceso, petroquímicas o de refinación.

¿La planeación eléctrica se guía más por las tecnologías o por los costos y la disponibilidad de los combustibles?

RAMOS: A través de toda la historia, la tecnología busca ser más eficiente y tratar de bajar los costos, tanto de inversión como operativos. Esto ha dado lugar a que las plantas de vapor de ciclo ranking hayan evolucionado de plantas subcríticas a supercríticas y ahora a hipercríticas. Las plantas de ciclo ranking que aún tenemos en el país, tienen eficiencias de 36 a 38%. De este mismo ciclo, pero para plantas hipercríticas en el mundo se manejan eficiencias de 43 a 44%. Éstas han ido evolucionando, tanto en proceso como en metalurgia, en busca de una mejora en eficiencia.

Con miras a asegurar el abasto de la energía, creo que no vale la pena casarse con una sola opción de combustible, porque los combustibles van a tener que acabarse algún día. Podemos dejar de usar un combustible por dos razones: porque no existe físicamente o porque no existe por precio. Si el gas llega a subir a tal precio, lo vamos a tratar de usar lo menos posible. En el caso de la gasificación, se trata de dos plantas unidas, una planta petroquímica y una planta eléctrica. La razón por la cual no se usan extensivamente en el mundo es que requieren fuertes cantidades de inversión y porque el proceso de gasificación de combustible hace que la eficiencia global disminuya y se pierda un 11 ó 12% de combustible. Pero en la medida en que los precios del gas o del combustóleo suban, en esa medida vamos a ir usando plantas que requieren combustibles más difíciles de manejar. Entonces, el cambio tecnológico en el consumo de los combustibles fósiles se da muy paulatinamente. La otra opción que tenemos que manejar es el uso de las energías renovables. Para nosotros, es incipiente aquí en México, pero en Alemania tienen 10,000 MW o más de generación eólica y en España lo mismo. Nosotros vamos a tener que ir evolucionando en ese campo también.

ANDRADE: Los combustibles son el elemento que mueve al generador. Hay una preocupación real sobre la política de combustibles. Éstos serán el meollo del asunto en la generación en los próximos años, sobre todo en México, porque seguimos con la idea de que somos el cuerno de la abundancia en energéticos. Pero no somos tan ricos. El futuro no es el combustóleo, no tenemos carbón –porque lo que tenemos en Coahuila es muy pobre y bituminoso– y en gas los pronósticos de reservas y producción realizados a mediados de los 90 no se están alcanzando. La preocupación respecto de los combustibles debe ser el objetivo fundamental de las grandes reformas estructurales del sector.

¿Existen planes para importar o intercambiar más electricidad a través de interconexiones transfronterizas?

GUSTAVO SALVADOR TORRES: El único punto donde tenemos una interconexión sólida y permanente es en Baja California, con el sistema del oeste de Estados Unidos. Sólo ahí hacemos transacciones diarias, semanales y mensuales para comprar y vender, en todo momento, la energía al más bajo precio. Actualmente, estamos planeando interconexiones en la parte del sistema ERCOT, en Texas. El problema es que ahí no se pueden hacer interconexiones síncronas. Hay dispositivos que permiten hacer la interconexión asíncrona, que es lo que ahora estamos explorando. Hay un prototipo en Piedras Negras, que ya permite transferencias de potencia en un sentido y en otro mediante un esquema de este tipo. El plan es empezar en forma conservadora con equipos que pueden transportar 350 y 300 MW en ambos sentidos en Laredo y en Reynosa. Se pretende aprovechar las diversidades en los horarios de uso de la energía, los excedentes, las diferencias en los precios de los combustibles allá y acá. Por ejemplo, si hubiera interconexión, ahora que tenemos un margen de reserva en el noreste, podríamos vender energía a Texas a buen precio y no tener reserva fría. Desde ese punto de vista, la interconexión luce atractiva para tener acceso a otro mercado, mientras crece la demanda al lado mexicano.

En el sur, estamos en el proceso de realizar una interconexión con el istmo centroamericano. El sistema centroamericano es muy débil. Es un solo circuito de 230 kilovolts (kV) que puede interconectar desde Guatemala hasta Panamá. El proyecto es construir un segundo circuito, que brindaría una interconexión más segura. CFE está construyendo su parte hasta la frontera, también Guatemala tendrá que construir su pedazo, están un poco atrasados,pero ésta es la perspectiva.

ABOYTES: En 2003 se realizaron estudios muy detallados con Texas para hacer interconexiones. Se ha querido atacar el problema en dos fases. La primera fase es desarrollar interconexiones para emergencias y la segunda pretende tener interconexiones para hacer intercambios comerciales de electricidad. El estudio correspondiente a la primera fase se terminó y se publicó a finales del 2003. Como resultado, se han propuesto los dos primeros proyectos de interconexión, uno en Laredo, de 100 MW, y el otro en el área de McAllen, Reynosa, que podría ser de 150 MW. Los dos atienden el tema de la confiabilidad.

BARNÉS: Si tuviéramos interconexiones robustas, ya estaríamos intercambiando energía, aunque no estuviéramos comprando en firme. Se tiene el problema de cómo financiar la primera interconexión, porque lo que querían nuestros vecinos originalmente es que México anclara las inteconexiones comprando energía eléctrica a Estados Unidos, frenando nuestro programa de productores independientes de energía para tener la justificación económica que hubiera financiado las líneas de alta tensión. En ausencia de esa opción, como dijo Florencio, hay que definir primero las interconexiones que convienen a ambos países para poder contar con una opción de respaldo en situaciones de emergencia. Una vez concretado ese enlace, se puede a usar para intercambios de energía temporales, aprovechando excedentes y faltantes, y así se empieza a desarrollar un mercado que justifique multiplicar las conexiones y eso es lo que esperamos que ocurra.

ABOYTES: Al hablar de confiabilidad, nos referimos a apoyos mutuos en la frontera entre Texas y el noreste de México. Si hablamos de transacciones comerciales, tenemos que ver no sólo la interconexión, sino también el desarrollo de corredores de transmisión para el transporte de la energía, ya que de nada sirve tener una buena interconexión en la frontera, si la energía no puede fluir a ciudades como Monterrey o San Antonio. La fase dos requiere que la planificación de los dos sistemas, CFE y ERCOT, se modifique para poder intercambiar electricidad en forma económica. Considero que vamos a avanzar mucho en los próximos años. También vamos a desarrollar la fase uno de interconexiones para apoyos en emergencias no sólo en Texas, sino en Arizona y Nuevo México. Después, creo que CFE debe destinar recursos para desarrollar interconexiones para tener acceso a energía eléctrica en Estados Unidos que se produce con combustibles cuyo precio no es volátil, como la generada con carbón, combustible nuclear o viento. Ésta es una opción de diversificación y considero que CFE debe ir en esa dirección.

Se habla mucho de los proyectos de terminales de gasificación de GNL en el noroeste de México. ¿Cuáles son sus perspectivas?

RAMOS: Podemos llevar gas desde la terminal de regasificación en Ensenada, que construyen Shell y Sempra; éste último tiene un contrato de venta de gas a CFE para plantas en la región de Baja California. También tenemos la opción de llevar gas a través de los ductos existentes de la compañía El Paso hasta Hueco, y de ahí se podría construir un ducto nuevo hasta Chihuahua, o puede ser gas continental de las cuencas Permian, Rockies o San Juan.

Otra opción que vemos como muy viable es la construcción de un ducto desde Topolobampo a la interconexión con el ducto de gas de Chihuahua, Durango y Reynosa. Esa opción de suministro ofrece la expectativa de un buen precio, y es una alternativa a la fuente continental y al gas de Pemex que vendría desde la Cuenca de Burgos. El requerimiento de gas sería de 200 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) inicialmente, elevándose a 500 MMpcd en el 2013.

Es viable y conveniente reconvertir plantas en la costa que usan combustóleo. Son plantas que tienen 20 ó 25 años en operación. En 5 años más habrá que ver qué se va a hacer con ellas, y en el largo plazo, si bien las alzas en el precio del petróleo no han repercutido en el precio del combustóleo mexicano, son plantas ineficientes y contaminantes. Una muy buena oportunidad de modernización es la repotenciación mediante la conversión a ciclo combinado, ya que se aprovecha la infraestructura existente. Sería muy difícil construir nueva infraestructura, por los permisos, compra de predios, estudios de impacto ambiental, derechos de vía para líneas de transmisión, etc., que se requieren. El aspecto ambiental es clave. Las centrales que usan combustóleo las podemos operar todavía porque no hay una norma ambiental muy exigente. Meter gas a esas centrales significa crecer en generación con un menor impacto al ambiente. En cambio, el uso de lavadores de gases no sería económico por la inversión y por el costo de operación que significa.

¿No hay un riesgo geopolítico al importar gas, sobre todo en forma de GNL? ¿Cómo encaja esta opción en la estrategia energética regional?

RAMOS: El riesgo depende de la fuente de suministro. Habría que evaluarlo en cada caso. En mi opinión, la fuente natural para los primeros 500 MMpcd de gas importado por el Pacífico debería ser América del Sur. Y debiera ser una fuente más segura que algunos países de Medio Oriente.

BARNÉS: No lo considero tan riesgoso, sobre todo porque el GNL se obtiene a través de contratos con empresas que tienen alternativas de suministro con diversos países. El riesgo geopolítico al importar gas de Estados Unidos es en términos de la disponibilidad local en ese país y sus prioridades de suministro. Hubo un problema de disponibilidad de ese tipo cuando echamos a andar la planta de ciclo combinado de Rosarito durante la crisis eléctrica en California. Simplemente nos cerraron la válvula y hubo que echar mano de toda la maquinaria del gobierno mexicano para abrirla y su capacidad de negociación con las autoridades estadounidenses para abrirla de nuevo.

LARIS: Cada país usa el energético al que tiene mayor acceso. Estados Unidos ha desarrollado la generación a base de carbón, porque tiene mucho carbón. Canadá, Brasil y Chile han sido eminentemente hidráulicos. México ha usado hidrocarburos, combustóleo en una primera etapa, y ahora gas hasta donde tenga posibilidades de hacerlo. El mundo moderno usa mucho el petróleo, sobre todo para transporte, pero también como combustible para la industria y la generación eléctrica. El país que no tiene suficiente producción local tiene que importarlo. En materia de gas, primero se desarrollaron mercados locales, luego México se ha ido integrando con Estados Unidos, y ahora se tiene la opción de acceder a suministros lejanos con las nuevas tecnologías de GNL. El GNL hace que los mercados se globalicen. Ahora, un país no tiene que depender del gas regional, sino puede tener acceso a gas de otras latitudes. Hoy día, son accesibles para nosotros las reservas de Sudamérica, Australia, Indonesia, Rusia y Medio Oriente.

BARNÉS: En la medida en que Estados Unidos, o más bien el mercado integrado de Estados Unidos y Canadá, tenía importantes excedentes de producción de gas, la mejor opción para que México tuviera seguridad de abasto y buen precio para nuestros faltantes de gas era la vinculación fronteriza con ese mercado muy líquido, con precios muy estables. Hoy día, se ha invertido esa situación. El mercado integrado de Estados Unidos y Canadá tiene faltantes importantes y crecientes. Si le quitas a México de las matemáticas de la ecuación, Estados Unidos tiene que importar volúmenes importantes de GNL para complementar el faltante de la producción regional. Depender sólo de ese suministro conlleva todo el riesgo encadenado de los posibles desabastos en los propios centros de producción, o incrementos en la demanda o en el suministro internacional a las costas norteamericanas. Por eso, desarrollar un suministro alternativo en ambas costas de México, sobre todo en el Pacífico, a través del GNL le permite a México diversificar y reducir riesgos al sistema, en vez de incrementarlos. Además, contribuimos a reducir el riesgo de desabasto en todo la región de América del Norte.

¿Cuáles son las perspectivas para la construcción de nuevas hidroeléctricas?

LARIS: Las hidroeléctricas están en el origen de la producción de energía eléctrica en México y el continente americano. Su ventaja es que es una energía limpia y un recurso renovable: Sus limitaciones son los ciclos hidrológicos y los costos sociales. Es la energía que se puede despachar en forma más efectiva para cubrir la demanda en horas pico. México tiene un gran potencial hidroeléctrico, pero hay que verlo en términos de la evolución del país. Con el aumento de la población más dispersa en el territorio nacional y la existencia de una más variada e importante infraestructura, los costos sociales aumentan considerablemente.

En los años 1930 y 1940, cuando se hicieron muchas presas, no había nadie en los lugares donde éstas se construían. El país tenía 20 millones de habitantes y nadie señalaba los impactos ambientales. Ahora, tenemos más de 100 millones de habitantes. Toda la República Mexicana está poblada. En cualquier llano, hay un poblado y hay mucha infraestructura desarrollada. Entonces, al hacer una presa, formando un lago e inundando una zona, se originan costos. CFE tiene un programa de alrededor de 20 presas que todavía se pueden hacer, pero el costo de la construcción y también se elevan los costos sociales que representan en algunos casos hasta el 20 por ciento de la inversión. La enorme ventaja de las hidroeléctricas es su flexibilidad de operación en el despacho, ya que se arrancan y se paran rápidamente. Sin embargo, cada vez va a ser más difícil su construcción; algunos proyectos incluso han sido cancelados. En el período de 10 años que contempla el POISE 2004-2013, tenemos 62 centrales a construir y nada más 5 son proyectos hidroeléctricos; la gran mayoría son de combustibles fósiles.

ABOYTES: Ojalá la participación hidroeléctrica se mantenga en un valor de alrededor de 20% de la capacidad instalada. Un 20% hidráulico nos daría diversificación. En el 2014 vamos a tener alrededor de 70,000 MW de capacidad instalados en el país, así que un 20% hidráulico correspondería a 14,000 MW. Eso quiere decir que tendríamos que construir de aquí al 2014 poco más de 3,000 MW de hidráulicas, lo cual equivaldría a 4 grandes presas.

RAMOS: Otro factor que hace factibles a las hidroeléctricas es el precio de las otras opciones. Ahora se está proyectando construir la hidroeléctrica La Parota y el gas está en 6 dólares por millón de Btus. Si el gas llegara a estar a 8 dólares, las hidros se volverían una mucho mejor opción económica. En función del precio de las otras opciones está la justificación de construir las hidros. Si los precios de los energéticos bajaran muchísimo, a lo mejor no se haría ninguna hidro. En la medida en que vayan subiendo los precios de los otros energéticos, va a ser conveniente ir resolviendo los problemas sociales y construir más hidros.

¿Cuál es la perspectiva para los productores independientes en la generación de electricidad?

LARIS: El esquema de productor independiente, o IPP, seguirá siendo en el futuro una opción conveniente para el sistema eléctrico nacional. La CFE lo seguirá promoviendo dentro de la normatividad jurídica actual. Si más adelante hay una mayor apertura energética, los IPPs tendrán aún mayor cabida, ya que las grandes empresas, o “usuarios calificados”, podrán celebrar contratos de compra de energía directamente con los IPPs. Es decir, los industriales podrán comprar energía eléctrica a los productores independientes sin pasar por la CFE.

ANDRADE: La iniciativa privada sigue muy dispuesta a invertir en México y el esquema de los IPPs ha sido muy exitoso. Sin embargo, no es tan relevante manejar la discusión en términos de participación privada o pública. Al fin y al cabo, el país, con el mecanismo de financiamiento que se logre encontrar y resulte más conveniente, va a seguir una tendencia tecnológica. El modelo de productor independiente es tan válido para una planta eólica, carbón o cualquier otro tipo de central. El rol de la iniciativa privada será seguir con la tecnología o mezcla de tecnologías que convenga en apoyo a CFE y al país. Los problemas mayores de la industria eléctrica en los próximos años no tienen que ver con el origen de la inversión, ya que el mecanismo para atraerla está vigente y probado y con ajustes menores se le puede augurar larga vida. El verdadero problema tendrá más que ver con el suministro de combustibles.