5. Impactos económicos del Covid-19 y la crisis energética

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Las trampas de la soberanía energética

 
Isidro Morales

Afiliado externo al Centro de Estudios de Energía. Instituto Baker. Universidad Rice

 

 

 

Con todo y que el gobierno actual ha hecho de la soberanía energética el sinónimo de la autosuficiencia, tanto en hidrocarburos como en electricidad, en manos de sus dos compañías estatales -PEMEX y CFE- a la fecha no ha logrado revertir la dependencia de las importaciones de gas provenientes de Texas, y por tanto su vulnerabilidad en materia de generación de electricidad. Como se puede ver en el gráfico 1, las importaciones netas de gas seco crecieron desde el principio del presente siglo, pero se dispararon a partir de la última década. A septiembre del año pasado, México importaba 73% de su consumo total de los Estados Unidos, cifra inédita en toda la historia energética del país.

Fuente: Elaboración propia con datos de SENER/ Sistema de Información Energética.

La caída de la producción nacional, en manos de PEMEX, desde 2010, y la sustitución acelerada de combustóleo y carbón por gas natural -combustible menos contaminante- en la generación eléctrica, han sido las razones del crecimiento de las importaciones. A pesar de que el gobierno actual ha mandatado a PEMEX a elevar la producción nacional a 7,000 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) en 2024, es poco probable que lo logre. Entre 2009 y 2019 (los datos globales para 2020 aún no está disponibles[1]) la producción cayó de 7,030.6 a 4,894.1 MPCD. De esta última cifra casi 80% es de gas asociado al petróleo, lo que significa que su producción queda ligada al derrotero de la extracción de crudo, que no ha logrado remontar a pesar de la prioridad financiera que le ha dado PEMEX. Además, en 2019 la producción de gas natural incluía un alto contenido de nitrógeno (23% de la producción total), lo que dificulta y hace más costoso su procesamiento. Irónicamente, la caída en la extracción gasera contrasta con las vastas reservas de gas con las que el país cuenta: 9.258 billones de pies cúbicos (BPC) de reservas probadas, 76.4 BPC de reservas convencionales y 141.5 BPC de gas de esquisto.

La demanda de gas natural ha sido liderada por el sector eléctrico, que consume 50% del total, siendo el mayor consumidor la CFE. Ante la caída de la producción interna, y las expectativas en el crecimiento del consumo eléctrico, durante la administración Peña se apostó a asegurar el abastecimiento del combustible, importándolo de Estados Unidos. Desde la década pasada la oferta más barata a nivel mundial proviene de Texas, debido al auge en la explotación de los yacimientos de lutitas. Los precios que han prevalecido en el cabezal de Henry (“Henry hub,” en Luisiana) durante los últimos años, y que constituyen el precio de importación para México, han estado por debajo de los 3 dólares por millón de Unidad Térmica Británica (MBTU, por sus siglas en inglés), mientras que en Europa han estado por arriba de los 5 dólares y en Japón, que depende de las importaciones de gas natural licuado (GNL), entre los 9 y 10 dólares (BP, 2020).  El gobierno apostó por consiguiente a ampliar la capacidad de importación, que creció 2,758 MPCD en 2012 a 11,000 MPCD a finales de 2019, gracias a la entrada en operación de siete interconexiones adicionales. La mayoría de los nuevos gasoductos, construidos por empresas privadas, abastecen de gas a las termoeléctricas de la CFE, por lo que la capacidad de importación supera el total del consumo nacional, que fue de 8,169 MPCD en 2020.

Lo anterior ha impactado de manera significativa tanto la industria gasera como la eléctrica del país. Dado que los contratos de importación son de largo plazo (25-30 años), a fin de poder amortizar la inversión hecha por particulares en la construcción de los ductos, la CFE y los generadores privados están comprometidos a consumir gas importado sobre el producido por PEMEX, no solo por lo atractivo del precio, sino por la incertidumbre que se cierne sobre el futuro de la producción nacional. Sin embargo, esta apuesta vulneró no sólo la producción futura de PEMEX, sino la oferta misma de electricidad, como lo demostró el apagón sufrido el 15 de febrero pasado y que afectó a localidades de 29 estados, debido a la suspensión que impuso el gobernador de Texas a sus exportaciones por al colapso de su producción provocado por razones climáticas.

El reciente apagón, exhibe la gran vulnerabilidad en la que se encuentra tanto el sistema de producción y distribución de gas del país, como el de la red eléctrica nacional. Tanto en México, como en Estados Unidos y a nivel global, se considera hoy al gas natural como un combustible de transición, al igual que las energías renovables, cuya meta es facilitar la descarbonización de las economías mundiales por razones de seguridad ambiental (mitigación del cambio climático), de salud humana (reducir las muertes prematuras por emisiones tóxicas) y energética (diversificar la matriz de generación y consumo, así como la infraestructura de almacenamiento y distribución).

En México, desde la década pasada se ha entendido a la seguridad energética no como el simple acceso a una oferta energética a precios costeables, sino que se la ha hecho compatible con los compromisos ambientales para reducir el calentamiento global y preservar el medio ambiente y la salud humana. La Ley General de Cambio Climático (LGCC) de octubre de 2012, fijó como meta para la generación de energía eléctrica utilizar al menos 35% de energías limpias para el año 2024. La Ley de Transición Energética (LTE) de diciembre de 2015 confirmaría dicha proporción y fecha; posteriormente, la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios 2014-2018, elevó a 50% la participación de las fuentes limpias para 2050 (Sener, 2018, p. 24). Semejantes metas hicieron de México el primer país de economía emergente en alinear sus políticas de descarbonización, conforme a las metas y principios del Acuerdo de París.

La administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) ha planteado también que “…los retos de la seguridad energética tienen que ser ubicados en conjunción con temas como el acceso universal a formas de energía modernas, la transición energética para reducir la contaminación y la emisión de gases de efecto invernadero, y el avance de la política científica, tecnológica e industrial”. Asimismo, ha establecido como metas a alcanzar en 2050, “…Una oferta de energéticos de acceso universal, diversificada, suficiente, de alta calidad y a precios competitivos.” (SENER, 2020). Al inicio de la presente administración, el 23.2% se la generación eléctrica se hacía ya con energías limpias, siendo la hidroeléctrica la más importante, tal y como se aprecia el en Gráfico 2. Si México quería cumplir con sus metas ya pactadas y legisladas, tendría que incrementar en 12 puntos adicionales el uso de dichas fuentes, lo que significaba reducir la participación de las carboeléctricas y de las termoeléctricas convencionales que todavía utilizan combustóleo. La mayoría de ellas están todavía en manos de la CFE. Si desde hace dos décadas el gobierno mexicano ha tratado de impulsar el uso del gas en la generación eléctrica, lo ha hecho para desplazar a las centrales que usan combustibles más contaminantes.

 

Gráfico 2. DISTRIBUCIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA POR TIPO DE TECNOLOGÍA, 2018

(Porcentaje)

Fuente: Elaboración propia con datos SENER, 2018.

Dado que en la actualidad la generación eléctrica del país depende en 60% de la quema de gas, cualquier alerta crítica en la producción, acceso y distribución de este combustible, pone en jaque a todo el sistema eléctrico. Algunas termoeléctricas pueden sustituir el gas por otro combustible fósil, como el combustóleo, el diésel y el carbón, pero el ajuste exige adaptaciones técnicas y costos, además de mayores emisiones de dióxido de carbono. Esto es justamente lo que sucedió en el apagón del 15 de febrero, cuando la CFE dejó de adquirir el gas de Texas, ya sea porque los precios se elevaron hasta los 200 dólares por MBTU, o porque simplemente los proveedores dejaron de exportar gas por mandato de su gobernador. Como sea, ni la oferta nacional de gas natural, ni la generación eléctrica proveniente de otras fuentes, fueron suficientes para paliar la caída súbita de las importaciones. Para hacer frente a la emergencia, el gobierno impuso restricciones al consumo residencial e industrial -afectando sobre todo al sector automotriz-, realizó compras de emergencia de GNL (el más caro que hay en el mercado) y la CFE elevó la producción del fluido eléctrico con combustóleo, diésel y carbón.

Las medidas de emergencia tomadas, no significan que el problema esté resuelto, ya que los factores que han comprometido la seguridad energética del país en materia de gas y electricidad no se han modificado. Y muy probablemente persistirán en el mediano y largo plazos, si no se visualiza e instrumenta una política pública de largo alcance, que tenga como objetivo no tanto la autosuficiencia energética en manos de las compañías públicas como lo pretende hoy el gobierno, sino la resiliencia de ambas industrias. Es decir, la capacidad de hacer frente a choques de oferta de cualquier tipo -climático, de mercado, de acceso y transmisión, geológico, geopolítico, etc.- sin comprometer la sustentabilidad de los sistemas energéticos vitales del país y su impacto en el medio ambiente y la salud humana.

Afortunadamente, la caída de la producción texana no duró más de una semana, ya que para el 24 de febrero se había prácticamente recuperado (USEIA, 2021). Es muy probable que las exportaciones hacia México ya se hayan reanudado, aunque aún no están claros ni los montos ni los precios. Un choque de este tipo, hay que reconocer, raramente sucede, aunque hay que recordar que los productores texanos y los ubicados a lo largo de la costa del Golfo de México, están también expuestos a severos ciclones que han afectado sus instalaciones, sobre todo las refinerías. También es cierto que la infraestructura de gas natural de la Unión Americana es bastante resiliente ante choques de este tipo, ya que cuenta con una amplia red de almacenamiento del combustible a lo largo y ancho del país,  sobre todo en viejas cavernas de sal. Ante la crisis, el uso de dichos depósitos se disparó (EIA, 2021ª). No es así el caso de México, ya que a la fecha no cuenta prácticamente con centros de almacenamiento de gas, una de las razones, entre otras, por las que PEMEX lo sigue venteando y quemando en sus propios campos.

Como sea, la crisis de mediados de febrero pone en claro que el ciclo barato de gas natural liderado por el cabezal Henry, podría estar llegando a su fin. Aparte de los factores climáticos, que son impredecibles, la industria gasera estadounidense se está preparando para elevar sus exportaciones por barco, es decir, de GNL, cuyo valor es más alto y que podría llegar a mercados muchos más promisorios que el mexicano, como lo son los europeos y los asiáticos, sobre todo el chino. Para ello, las viejas plantas de importación de GNL se han reconvertido para la exportación, y se están construyendo nuevas plantas de licuefacción. Si Estados Unidos se convierte en un exportador global de gas, esto podría afectar los precios de exportación por ducto. Otra razón por la que los precios del gas texano podrían elevarse, es la agenda verde que la nueva administración de Biden intenta impulsar y que busca eliminar la huella de carbón en la generación de electricidad para 2035. Una meta tan ambiciosa se podría alcanzar imponiendo un costo al uso de fósiles, lo que podría afectar también los precios de exportación de gas. Existen también riesgos geológicos y tecnológicos que podrían afectar la productividad de los pozos de lutitas, tal y como siempre lo suponen los escenarios anuales publicados por el Departamento de Energía de los Estados Unidos. La posibilidad, en fin, de hacer de las exportaciones de gas un arma de negociación frente a México tampoco debe descartarse, tal y como los países de la Unión Europea lo han experimentado frente al gas proveniente de Rusia. En otras palabras, seguir dependiendo del gas estadounidense no es una alternativa económica, política, ni de seguridad energética para el país. Y la estrategia de soberanía energética seguida hasta ahora por la administración AMLO, difícilmente revertirá dicha situación.

Como ya se ha dicho, desde el decenio pasado el gobierno mexicano había dado los primeros pasos para apuntalar una nueva política de seguridad y sustentabilidad, que apostaba a una descarbonización progresiva de la matriz energética sin comprometer la soberanía de los recursos del subsuelo, que siguen siendo patrimonio de la nación. Al romper el monopolio estatal tanto en electricidad como en hidrocarburos, introdujo reglas de mercado para estimular la entrada de empresas privadas -tanto mexicanas como internacionales- en cadenas clave de la industria en las que se necesitaba inyección de dinero fresco, como en la generación de energía renovable y en la construcción de infraestructura. E incluso en capital de riesgo -como la exploración en aguas profundas- y hacer que las empresas públicas, lejos de ser privatizadas, se especializaran en explotar de manera más eficiente los activos con los que ya contaban. Esa fue la idea de asignar la mayoría de las reservas 3P (probadas, probables y posibles) a PEMEX bajo la Ronda Cero, y abrir a la exploración de alto riesgo, mediante licitaciones competitivas, a las empresas privadas que, además, también podían participar en consorcio o asociación con PEMEX. El impulso a la energía renovable se logró con el lanzamiento de los Certificados de Energía Limpias (CELs) y las tres licitaciones para adquirir, a precios competitivos, energía solar y eólica.

Sin embargo, desde el inicio de la administración actual todos estos avances se frenaron, bajo el supuesto de que la nueva política energética se había hecho bajo actos de corrupción y que comprometía además la soberanía energética del país. En los más de dos años de la administración actual, se ha querido reapuntalar tanto la industria eléctrica como de hidrocarburos, bajo el liderazgo de las dos empresas públicas. De acuerdo con el discurso oficial, se busca así recuperar la autosuficiencia energética del país, similar a lo que sucedió a principios de los 1970s, cuando el país empezó a importar crudo y se destinaron recursos públicos cuantiosos para desarrollar el potencial de los campos petrolíferos Reforma y Campeche, que apuntalaron lo que entonces se llamó el “auge petrolero” de principios de los 1980s.  A 50 años de distancia, y con la lección que dejó la política energética estatista de esos años, llevada a cabo sin contrapesos como se pretende también ahora, el regreso a dicha fórmula resulta sumamente temerario.

A pesar de los recursos frescos que el gobierno ha canalizado a ambas empresas, sin duda escasos debido a la depresión del mercado petrolero y a los estragos hechos por la pandemia del COVID 19, hasta ahora PEMEX no ha podido elevar ni la producción de crudo ni de gas y sus refinerías siguen trabajando por debajo de su capacidad, elaborando en exceso combustóleo -combustible cada vez más castigado en los mercados por su alto contenido en azufre- y poca gasolina. Similar a lo que sucede con el gas, el 75% del consumo de gasolina es importado. Independientemente de los plazos y costos con los que Dos Bocas entre en operación, no logrará asegurar la autosuficiencia en lo que resta del sexenio. En todo caso, el país reducirá sus importaciones de gasolinas en el mediano plazo, a medida que los automóviles y el transporte eléctrico cobren auge como producto de la transición tecnológica que se ha iniciado ya en los Estados Unidos, y a la que la administración Biden promete darle un impulso definitivo. El apagón del 15 de febrero, mostró también la vulnerabilidad en la que ha caído la industria eléctrica del país.

Ante la imposibilidad de lograr la autosuficiencia energética, mediante una expansión de la oferta interna por parte de las empresas públicas, el gobierno debería reconsiderar el papel que se le había asignado a las empresas privadas en el desarrollo no sólo de los recursos energéticos, sino de la infraestructura de almacenamiento y transmisión. Las reservas de gas no asociado que se encuentran en las cuencas de Picacho y Burgos, podrían explotarse con el concurso del capital privado, tal y como se había estado haciendo en el pasado. Desarrollar infraestructura de almacenamiento y transmisión, no sólo en materia de gas sino de petrolíferos, resulta crucial si se quiere reducir la vulnerabilidad ante choques externos. Expandir la red de transmisión eléctrica, resulta crucial si el país quiere entrar de lleno a la 5G, en la que el fluido eléctrico será el insumo estratégico para que todo el orden social y económico funcione. La poca capacidad crediticia de las empresas públicas, así como los recursos escasos con los que cuentan, no dan para cubrir todas esas necesidades que, de no ser atendidas, fragilizarán aún más la seguridad energética del país.

Otra de las estrategias cruciales para atemperar el consumo de gas, y por tanto, de reducir la dependencia de las importaciones, es acelerar la entrada de energías renovables en la generación eléctrica, tal y como la LTE lo había establecido. Empero, la política del gobierno ha tomado el rumbo contrario, al estigmatizarlas como caras y no confiables. En efecto, ante la caída del consumo eléctrico provocado por la pandemia del COVID 19, en abril del año pasado el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), órgano encargado de asegurar la distribución nacional del fluido eléctrico, publicó un acuerdo mediante el cual se daría preferencia a las centrales que utilizaran energías “no despachables” (es decir, cuya producción no se puede frenar), lo que puso en aprietos a las generadoras que utilizaban energías limpias, por ser consideradas como intermitentes y por tanto despachables (CENACE, 2020).  Esto significó dar preferencia a la CFE, ya que posee el grueso de las fuentes no despachables de electricidad, incluyendo las que operan con carbón y combustóleo, en una coyuntura en la que PEMEX, como se ha dicho, cuenta con un alto superávit de dicho producto, difícil de colocar en los mercados internacionales. El acuerdo además significaba dar preferencia a plantas ya viejas, incluso de generación hidráulica, cuyos costos de generación son más altos que los de las privadas[2].

Aunque el Acuerdo del CENACE se anunció como una medida temporal, es decir, mientras se resintieran los efectos de la pandemia, poco después la SENER publicó su política de confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico nacional, que hacía permanente el trato preferencial a la CFE en detrimento de los generadores privados (SENER, 2020a). Estas medidas desencadenaron una cascada de amparos promovida por las empresas privadas; posteriormente la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) invalidó la política de SENER, por considerar que las disposiciones para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico no tenían que invadir las facultades de la primera, que son precisamente garantizar la competencia equilibrada entre los mercados. La COFECE promovió incluso una controversia constitucional ante la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN), que fue aceptada y cuyo laudo final invalidó las disposiciones de la SENER. Con el fin de librar la decisión de la Corte, AMLO sometió a la Cámara de Diputados, el 28 de enero de este año, una modificación a la Ley de Industria Eléctrica (LIE), en donde se estipula la suspensión de las subastas y se establece que la CFE dará preferencia a sus propias plantas, independientemente de los costos, para la generación y distribución de electricidad, mientras que los remanentes provendrán de los generadores privados ya sea de renovables o de ciclo combinado[3]. Lo que provocaron estas medidas, con sus respectivos litigios, laudos e iniciativas legislativas, ha sido generar un clima de incertidumbre sobre el presente y futuro de las inversiones en energías renovables en el país, a pesar de contar con un gran potencial, lo que acentúa la carbonización de la matriz energética y la dependencia de las importaciones de gas.

Ante la encrucijada en que se encuentra el sector energético mexicano, la política energética del país no puede quedar solamente en manos del Ejecutivo y de los pocos actores gubernamentales que pueden influir en sus decisiones. El futuro energético del país es un asunto público que concierne a toda la ciudadanía, independientemente del papel que jueguen en su entramado complejo, ya sea como inversionistas -públicos o privados-, como proveedores de servicios, como generadores o consumidores. La importancia de dicho sector es tal, y su evolución futura encierra trascendentales consecuencias para toda la sociedad y para el reposicionamiento geopolítico del país, que el debate sobre las opciones a seguir no puede quedar monopolizado por la autoridad y el discurso oficiales. Tanto más, si estos se limitan a estigmatizar cualquier análisis crítico como favorable a la privatización y a la enajenación de la “soberanía energética”.  Urge, por tanto, impulsar un debate mejor informado y menos contaminado con posicionamientos ideológicos, tanto al nivel de la prensa no especializada como en los foros públicos. Para ello, es nodal mantener una estrategia de información y diseminación del estado del arte en que se encuentran no solo las industrias energéticas de México, sino también las de América del Norte, con las que el país se encuentra estrechamente interrelacionado.

Referencias

British Petroleum (BP). 2020. Statistical Review of World Energy (Junio).

Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), 2020, Acuerdo para garantizar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional, con motivo del reconocimiento de la epidemia de enfermedad por el Virus SARS-CoV2 (COVID-19), CDMX, 29 de abril.

Gante, Diana, 2021 “Incumplirá CFE en dar energía limpia”, Reforma, CDMX, enero 13.

 

Gante, Diana, 2019, Pegan a CFE viejos contratos, Reforma, CDMX, noviembre 19

 

Gante, Diana, 2019ª, Arrastra CFE contratos eólicos caros, Reforma, CDMX, diciembre 2.

 

Secretaría de Energía (2020). Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, en términos de la Ley de Transición Energética. Diario Oficial, CDMX, 2020.

Notas

 

[1] Todas las cifras de hidrocarburos provienen de la base de datos de SENER, Sistema de Información Energética, a no ser que se indique lo contrario).

[2] De acuerdo al periódico Reforma, la generación de energía por las hidroeléctricas de la CFE es 1,219 pesos por Mw/hora (en noviembre de 2020), mientras que la de las plantas solares y eólicas es 381 pesos para ambas (Gante, 2021). Sin embargo, existe todo un debate entre la CFE y los especialistas del sector sobre la mejor manera de estimar dichos costos, ya que la compañía pública a veces los calcula tomando en cuenta los costos de las plantas renovables más viejas, lo que provoca que sean más altos que los de las centrales de ciclo combinado (Gante, 2019 y 2019ª).

[3] En el momento de escribir estas líneas, la iniciativa presidencial ya fue aceptada por la Cámara de Diputados, pero aún se discute en el Senado.

Secretaría de Energía (SENER), 2020a, Acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional, CDMX, Diario Oficial, 15 de mayo.

Secretaría de Energía (SENER), 2018, Prospectiva del Sector Eléctrico, 2008-2031, México, SENER

Secretaría Nacional de Energía (SENER). Sin fecha. Sistema de Información Energética (SIE).

http://sie.energia.gob.mx/.

United States Energy Information Administration (USEIA), 2021, “Texas natural gas production fell by almost half during recent cold snap”, febrero 25. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=46896

 

United States Energy Information Administration (USEIA), 2021a, “Cold weather results in near-record withdrawals from underground natural gas storage”, febrero 26, https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=46916

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BRÚJULA CIUDADANA. Es una publicación electrónica mensual editada por Iniciativa Ciudadana para la Promoción de la Cultura del Diálogo, A.C., Tel. (55) 55141072, 

Editor responsable: Elio Villaseñor Gómez.

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