Decálogo de acción para mejorar el desempeño de la CFE en el mercado eléctrico

En el proceso de apertura del mercado se limitó la participación de la CFE, elevando los costos de generación y poniendo en riesgo la confiabilidad, suministro y estabilidad del sistema.

EMMANUEL GÓMEZ*

Condiciones de la Empresa y retos que enfrenta después de la Reforma Energética.

Como resultado de la Reforma Energética impulsada por la pasada administración (Poder Ejecutivo, Secretaría de Gobernación, 2013), se modificó la estructura del Sistema Eléctrico Nacional, pasando de ser una actividad desarrollada prácticamente por el Estado de manera vertical, a través de la CFE, a ser un mercado abierto y segmentado en sus procesos, en el que la CFE se convirtió en un participante más del mercado que deberá competir como una empresa privada contra el resto de las empresas del mercado.

Durante los cinco años que lleva de implementación la Reforma Energética, no se ha logrado adicionar capacidad nueva al parque de generación de la CFE, debido principalmente a que el marco regulatorio y normativo del mercado eléctrico en el que actualmente opera la CFE (Presidencia de República, 2014), (Secretaría de Energía, 2015), (Secretaría de Energía, 2016), (Presidencia de República, 2014), (Consejo de Administración de la CFE, 2017), representa un obstáculo para su libre participación en el mercado. Como consecuencia, el Margen de Reserva Operativo del SEN en el último semestre del 2018 ha llegado a sus valores más bajos, menor al 5%, lo que significa un riesgo de desabasto de energía ante cualquier falla.

Al cierre del 2017 la edad promedio del parque de generación de la CFE era de 39 años (KPMG, 2017), siendo el promedio de vida útil de 35 años (Secretaría de Energía, 2018); por su parte, el factor de planta de operación de las centrales de CFE fue de 41%, en contraste, un factor de planta competitivo es de 72%; con respecto a la composición del parque de generación, tan solo el 14% de la generación provino de fuentes renovables, distando aún de la meta establecida del 35% para el 2024 (Secretaría de Energía, 2014).

La CFE se segmentó tanto horizontalmente en sus actividades de planeación, construcción, generación, transmisión y distribución, cobro y suministro de combustibles en empresas productivas y corporativos, así como horizontalmente en sus procesos de generación en 6 empresas productivas subsidiarias (EPS). Esta segmentación, realizada en teoría bajo una metodología que le permitiera participar a cada una de las EPS de manera eficiente en el Mercado Eléctrico y sin que representase por sí misma una fuerza en el mercado que pudiese propiciar distorsiones, en la práctica, ha significado ineficiencias en la operación del sistema eléctrico, pérdidas a la empresa, retraso en el desarrollo de nueva infraestructura, y en consecuencia, incremento en los costos de las tarifas eléctricas, como se ha observado en los últimos meses.

Por su parte, con la separación del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), (Presidencia de República 2014), antes parte de la estructura de la CFE, se han generado algunas problemáticas, tanto para CFE como para todos los participantes del mercado, en las que destacan, sobrecostos para las empresas generadoras para cubrir las cuotas de participación en el mercado impuestas por el CENACE, retraso en la expansión de las líneas de transmisión y distribución, saturación y congestión de las líneas y su impacto en las tarifas y pérdida de capital humano en la CFE.

Con respecto a la participación de la iniciativa privada en la generación de energía, ésta se ha visto beneficiada a partir de los diferentes instrumentos que se crearon para la libre competencia, en los que destacan:

• • Subastas de contratos de energía a largo plazo, mecanismo bajo el cual los Suministradores de Servicios Básicos y otras entidades responsables de carga podrán celebrar contratos de cobertura con Generadores para Potencia, Energía Eléctrica Acumulable y Certificados de Energías Limpias con vigencia de 15 y 20 años. (Secretaría de Energía, 2015). Bajo estos mecanismos, la iniciativa privada obtiene el financiamiento del proyecto a partir de la firma de Contrato de Cobertura de Energía Eléctrica (PPA, por sus siglas en inglés), esquema conocido como de Project Finance, o financiamiento fuera de balance, similar a lo que ocurre en otros mercados eléctricos.
• • Respaldo a las fuentes intermitentes de energía de la iniciativa privada a costo de las centrales de CFE que operan bajo la figura de contratos legados, las cuales tienen la obligación de generar acorde a las instrucciones del CENACE. Poco más de 18,000 MW del parque de generación de la CFE no puede participar libremente en el mercado, incluyendo 9,760 MW de centrales hidroeléctricas (80% de la capacidad instalada).

De mantenerse las condiciones actuales, en el corto plazo la CFE dejará de tener una participación relevante en el mercado eléctrico, dependiendo entonces de las inversiones y decisiones por parte de la iniciativa privada. La capacidad de generación instalada al cierre del primer trimestre del 2018 fue de 56,086 MW, con una producción de energía de 255,603 GWh al año (Comisión Federal de Electricidad).

Con respecto a las tecnologías con que se cuenta para la generación de energía eléctrica, cerca del 75% se integra por centrales térmicas (ciclo combinado, vapor convencional, carbón, turbogas y móviles) a base de combustibles fósiles, gas natural, carbón, combustóleo y diésel; el resto del parque de generación se integra por fuentes renovables, principalmente hidroelectricidad, geotermia, eólica y de manera incipiente solar fotovoltaica. Las centrales térmicas de ciclo combinado a base de gas natural proporcionan el 55% de la generación, seguida de las centrales de vapor convencional a base de combustóleo con el 26%; cabe destacar que estas tecnologías entregan la generación base del sistema, en tanto que las centrales hidroeléctricas proporcionan el 11% de la generación utilizándose como soporte al sistema para mantener su confiabilidad, mitigar variaciones en precios de combustibles y las salidas de generadores, así como la intermitencia de las fuentes renovables como la solar y eólica (Comisión Federal de Electricidad).

Con respecto a la edad de las centrales, en promedio es de 39 años; cabe señalar que la vida útil financiera de las centrales de generación en promedio es de 30 años, esto significa que CFE deberá incrementar su capacidad de generación con nuevas centrales con el fin de reducir sus costos operativos y mantenerse vigentes y competitivas en el Mercado Eléctrico. Como consecuencia del tipo de tecnología, la edad de las plantas y las restricciones del Mercado Eléctrico, el factor de planta promedio de las centrales de CFE es de 41%. Finalmente, con la creación de las Empresas Subsidiarias de Generación, los costos operativos de la CFE se incrementaron al menos en un 15% y se originaron duplicidades de funciones administrativas en cada empresa.

PLAN ESTRATÉGICO DE ACCIÓN

Con el fin de reforzar la capacidad financiera y de generación eléctrica se propone el siguiente plan de acción:

1. Incremento del factor de planta del parque de generación.
Actualmente el factor de planta de la CFE en promedio es de 41%, en tanto que un factor de planta competitivo sería de 72%. Con el fin de incrementar este parámetro, se propone reducir y eliminar las restricciones existentes a la operación de las centrales de CFE, a partir de las siguientes acciones:

• • Revisión de las condiciones de los Contratos Legados.
  De acuerdo con lo establecido por la SENER las centrales del parque de generación de la CFE en operación antes del agosto de 2014, se asignaron como centrales legadas (Contratos Legados), con el objetivo de “minimizar los costos del Suministro Básico” a través de “precios basados en los costos” de cada central y contrato, obligando a las Centrales Legadas a operar como el CENACE lo requería, a fin de mantener la confiabilidad del Sistema. Como resultado, bajo ese esquema la libre participación de las centrales de generación en el Mercado Eléctrico está limitada, favoreciendo indirectamente la participación de empresas privadas, para superar esta limitante se deberá revisar las condiciones y asignación de unidades en los Contratos Legados.

  • Reducción de la edad de las plantas de generación.
  La edad del parque de generación térmica de la CFE es de 30 años, cuando la vida útil promedio de estas centrales es de 33 años; por su parte, las centrales hidroeléctricas llevan en operación en promedio 50 años, siendo la vida útil de estas tecnologías de 60 años, así pues el parque de generación de la CFE se encuentra en el límite de su vida útil, teniendo como resultado, centrales con tecnologías obsoletas e ineficientes. Para revertir esta situación se deberá implementar un programa agresivo de mantenimiento, modernización y sustitución del parque de generación.

  • Abasto de combustibles.
  Los cambios en la política energética del país, particularmente la modernización de refinerías para conversión de combustóleo en gasolina y la expansión de centrales de ciclo combinado a base de gas natural, han afectado la disponibilidad de combustibles baratos y accesibles para la generación de energía eléctrica en las centrales de CFE. Con el fin de mitigar estos efectos se propone revisar los contratos de suministro de gas natural para las centrales de CFE; revisar las condiciones y restricciones operativas en los estados de “alertas críticas de gas” y convertir las centrales térmicas de CFE hacia centrales de gasificación de coque (combustible que se tendrá a partir de las inversiones previstas en refinerías).

  • Optimizar el despacho de centrales hidroeléctricas.
  La operación de la mayoría de las centrales hidroeléctricas de la CFE está restringida por condiciones del mercado (CENACE) y aspectos ambientales y de seguridad establecidos por la CONAGUA, para revertir estas condiciones se propone: revisar con el CENACE las necesidades de almacenamiento de energía requeridas para mantener la confiabilidad y estabilidad del sistema y proponer una estrategia de inversiones. Adicionalmente, establecer con CONAGUA un grupo de trabajo para revisar los criterios y restricciones en la operación de centrales hidroeléctricas.

2. Reducción de los costos operativos de las centrales de generación.

Los costos de generación de las centrales de la CFE en el 2017 fueron de $250,710 millones de pesos, siendo el principal componente el de combustibles (50%, $124,202 millones de pesos). Considerando esto, se deberán revisar las condiciones de los contratos de suministro de combustibles, identificar nuevos proveedores y establecer nuevos contratos de suministro de combustibles; así mismo, se deberá hacer una sustitución del parque de generación termoeléctrica (vapor convencional, ciclo combinado, turbogas) con tecnologías de ciclo combinado de gasificación integrada IGCC.

3. Reducción en pérdidas por subsidios.

Del 2009 al 2015, el 53% del consumo de energía agrícola se realizó subsidiada; en tanto no se modifique la Ley de Energía para el Campo, serán necesarias partidas especiales en el Presupuesto Federal para cubrir el diferencial de tarifas, en promedio se han requerido $18 mil millones de pesos al año. Una estrategia para reducir este golpe a las finanzas de la CFE es capitalizar el subsidio en sistemas de generación fotovoltaica.

4. Revisión y ajuste en el personal, condicio nes laborales y nueva estructura.

Como resultado de la creación de las diferentes empresas subsidiarias y filiales y la nueva estructura corporativa de la CFE, se incrementó el número de plazas tanto de base como de confianza, se recomienda revisar los perfiles y funciones, con el fin de evitar duplicidades de funciones, así como asegurar que el personal que está ocupando nuevas plazas cumpla con los perfiles necesarios.

Por otra parte, la homologación de horarios de trabajo en el Contrato Colectivo de Trabajo, con una jornada unificada en aquellos centros de trabajo que no requieran jornadas de 24 horas, con un horario de 8 horas continuas con horarios escalonados, reducirá en al menos un 20% los costos asociados a pago de horas extras (injustificadas en su mayoría) así como de alimentos, tanto a personal de base como de confianza, adicionalmente, esta política de horarios escalonados coadyuvará a reducir el tránsito en las grandes ciudades.

5. Capacitación y optimización de los procesos internos de elaboración de los Programas y Proyectos de Inversión de la CFE.

Actualmente la CFE cuenta con una serie de lineamientos para el desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura, incluidas nuevas centrales de generación en el entorno del Mercado Eléctrico. No obstante, es necesario divulgar estos procesos a partir de talleres de capacitación interactivos para todas las áreas involucradas en los procesos de nueva infraestructura, así como optimizar los procesos de aprobación de inversiones de tal forma que se agilice la toma de decisiones.

6. Fortalecimiento de las direcciones encargadas de los servicios de ingeniería para participar en la venta de servicios en el mercado nacional, incluidas ofertas en el MEM.

La CFE cuenta con Direcciones Corporativas que concentran el capital humano de la empresa con las capacidades técnicas necesarias para la estructuración de proyectos de nueva infraestructura en el Mercado Eléctrico. Sin embargo, se deben revisar los organigramas, perfiles y funciones de los directivos y el personal con el fin de facilitar la participación de la empresa en el mercado.

7. Alianzas estratégicas con fabricantes de tecnologías.

Un punto clave de las empresas que están participando con éxito en el Mercado Eléctrico es la alianza con fabricantes de tecnología, en particular fotovoltaica, garantizando así precios bajos que les permiten realizar ofertas de venta de energía con valores bajos.

8. Alianzas estratégicas con fondos de inversión internacionales.

Otro elemento de éxito de las empresas ganadoras de las subastas de energía eléctrica son las bajas tasas de financiamiento que cuentan (menores al 4%) provenientes, entre otras fuentes, de fondos de pensiones, de tal forma que pueden participar con proyectos con una expectativa de tasa interna de retorno en el orden del 7%; en este sentido la CFE deberá buscar fondos internacionales que estén interesados en invertir en el Mercado Eléctrico Mexicano con una expectativa del retorno de la inversión en un periodo de no menos de 10 años y con una TIR menor al 20%.

9. Reemplazo del parque de generación con nuevas tecnologías sustentables y eficientes.

Como ya se mencionó, el parque de generación de la CFE tiene una edad cercana al tiempo de vida útil, por tal motivo, con el fin de mantener la competitividad de la empresa en el mercado, deberá sustituir su parque de generación con nuevas centrales diversificando con diferentes tecnologías de generación, una mezcla óptima sería la siguiente:

• • 50% de la capacidad a partir de fuentes renovables intermitentes: eólica y solar.
  • 20% de la capacidad a partir de fuentes renovables despachables: hidroelectricidad de mediana escala (hasta 50 MW), geotérmica y biomasa.
  • 20% en sistemas de almacenamiento de energía, incluidos proyectos hidroeléctricos de rebombeo.
  • 10% centrales térmicas de ciclo combinado con gasificación integrada (IGCC).

10. Incremento de la capacidad y generación a partir de centrales hidroeléctricas, incluidos sistemas de almacenamiento de energía por rebombeo.

La generación hidroeléctrica es clave para mantener la confiabilidad del sistema eléctrico, así como hacer frente a fluctuaciones en los precios de combustibles. No obstante, dadas las condiciones del Mercado Eléctrico, la adición de nuevas centrales hidroeléctricas al Sistema ha estado limitado por la falta de instrumentos que reconozcan y midan el beneficio que generan, más allá de la energía eléctrica. Por lo anterior, la CFE deberá establecer mesas de trabajo con la SENER, CENACE y CRE con el fin de definir mecanismos específicos de participación de la hidroelectricidad, de manera similar al tratamiento que se dio a la energía nuclear.

3. BIBLIOGRAFÍA
Comisión Federal de Electricidad. (s.f.). Estados financieros consolidados 2017.

Consejo de Administración de la CFE. (13 de Julio de 2017).

Lineamientos para la Planeación, Evaluación, Aprobación, Financiamiento y Seguimiento de los Proyectos y Programas de Inversión de la Comisión Federal de Electricidad, sus Empresas Productivas Subsidirarias y, en su caso, Empresas Filiales.

KPMG. (31 de Diciembre de 2017). Estados Financieros Consolidados.

Poder Ejecutivo, Secretaria de Gobernación. (20 de Diciembre de 2013). Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía.

Presidencia de la República. (28 de Agosto de 2014). Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía. Presidencia de la República. (11 de Agosto de 2014). Ley de la Comisión Federal de Electricidad.

Presidencia de República. (11 de Agosto de 2014). Ley de la Industria Eléctrica.

Secretaría de Energía. (13 de Mayo de 2016). Acuerdo por el que se emite el Manual de Contratos de Interconexión Legados.

Secretaría de Energía. (19 de Diciembre de 2014). Acuerdo por el que se Expide la Estrategia para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, como parte  integrante del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2014-2018.

Secretaría de Energía. (8 de Septiembre de 2015). Acuerdo por el que la Secreataría de Energía emite las Bases del Mercado Eléctrico.

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Secretaría de Energía. (11 de Enero de 2016). Términos para la estricta separación legal de la Comisión Federal de Electricidad.

Secretaría de Energía. (1 de Junio de 2018). Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.

* Líder de inteligencia de mercado y desarrollo de nuevos negocios de la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos, de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Experto en nuevo mercado eléctrico y análisis económico-financiero de proyectos de generación.