5.3.4.2 Desarrollo y reestructuración del sector de la energía

En el pasado, la oferta de energéticos había sido suficiente para satisfacer las necesidades de la producción nacional ante una demanda creciente de bienes y servicios. Sin embargo, el suministro de combustibles industriales y de energía eléctrica no siempre se efectuó en condiciones satisfactorias de calidad, oportunidad, y a precios y tarifas competitivos respecto de los referentes internacionales. Para superar estas deficiencias cualitativas y aprovechar el potencial de recursos energéticos con que cuenta el país, desde 1995, el sector energético ha evolucionado de una etapa en la que el propósito fue la autosuficiencia en el abasto, a otra en la que se otorga prioridad al mejoramiento de la eficiencia técnica y económica de las actividades de la industria petrolera y eléctrica.

Durante el trienio 1995-1997 el Sector de la Energía continuó erigiéndose como uno de los pilares de la economía nacional, apuntalado principalmente por Petróleos Mexicanos (PEMEX) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Para mantener ese posicionamiento, la Secretaría de Energía en su calidad de coordinadora sectorial y en cumplimiento con lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo 1995-2000 (PND), ha fijado como objetivo central avanzar en el proceso de reestructuración del sector, como medio para ampliar su contribución a un crecimiento económico vigoroso y sustentable, que fortalezca la soberanía nacional y redunde en favor del bienestar social, a través de la provisión oportuna y suficiente de insumos y servicios de alta calidad a precios competitivos para la planta productiva y los usuarios en general.

El PND establece como uno de sus objetivos fundamentales que el crecimiento económico debe ser, además de sostenido, sustentable. En congruencia con esto último, en 1996 se publicó el Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía que define sus estrategias y acciones anteponiendo el principio de mejorar las condiciones ambientales y un uso racional de los recursos naturales. Éste es un compromiso que condiciona y norma el quehacer sectorial.

Asimismo, ambos instrumentos plantean la importancia de crear condiciones de certidumbre y estabilidad que estimulen la inversión privada, a fin de coadyuvar a la modernización tecnológica y a incrementar los factores de la producción.

Industria petrolera

Con apego a las políticas y lineamientos establecidos en los planes y programas de alcance nacional y sectorial, y a los Criterios de Política Económica emitidos por el Ejecutivo Federal, PEMEX definió como su objetivo central la maximización del valor económico de sus recursos energéticos a largo plazo, en un entorno más abierto y competitivo. Para ello, durante el periodo 1995-1997 dirigió su proceso de transformación al logro de una empresa mejor integrada, moderna, competitiva y administrada de manera más eficiente, con nuevos fundamentos jurídicos y bases económicas que permitan el aprovechamiento integral de los recursos naturales propiedad de la Nación.

Las principales líneas de acción en las que PEMEX ha fundamentado su estrategia de desarrollo son: elevar y sostener los niveles de reservas de hidrocarburos; incrementar la plataforma de producción de petróleo crudo y gas natural; garantizar el abasto interno de hidrocarburos con productos en condiciones óptimas de calidad y precio, y fortalecer el cuidado del ambiente y la seguridad industrial.

Durante la presente Administración se ha fomentado la participación de la iniciativa privada en los ámbitos que no forman parte de las actividades reservadas al Estado. Mediante una adecuada regulación se han definido las áreas de complementación de los sectores público y privado.

Entre los principales resultados del proceso de apertura del mercado de gas natural en 1997, se otorgaron cuatro permisos de distribución mediante licitación en las zonas geográficas de Chihuahua (Distribuidora de Gas Natural de Chihuahua), Hermosillo (Gas Natural del Noroeste), Toluca (REPSOL) y Río Pánuco (NORAM-GUTSA). Al quinto año de operación se invertirán 115 millones de dólares para atender a 149 mil usuarios. En ese mismo año se otorgaron permisos de distribución sin licitación a cuatro distribuidores ya existentes antes de la reforma jurídica en las zonas: Saltillo (REPSOL), Monterrey (Compañía Mexicana de Gas), Nuevo Laredo (REPSOL), y Piedras Negras (Compañía Nacional de Gas). Al quinto año de operación se invertirán en conjunto 61 millones de dólares para cubrir los requerimientos de 140 mil usuarios.

La Comisión Reguladora de Energía inició en 1997 la regulación del servicio de transporte del gas licuado, y en 1998 procederá a reglamentar su comercialización. Los cambios estructurales que en materia de gas licuado se han estudiado y en algunos casos efectuado, fueron básicamente: liberalización del transporte terrestre; precios de venta de primera mano; posible mercado abierto en las importaciones y exportaciones; precios de producto y servicio al público de acuerdo a las condiciones del mercado en cada zona, desplazamiento de carbón y leña por gas licuado en áreas rurales; un mejor servicio por parte de los distribuidores; y mayor competencia en la industria.

Al respecto, destacan las acciones realizadas para ampliar la red de ductos con el fin de llevar gas licuado a ciudades y regiones donde la demanda de gas está insatisfecha, o se tienen expectativas de que crecerá con rapidez por ser polos de desarrollo.

CUADRO 5.27 Proyectos de logística de distribución e infraestructura de gas licuado



Fuente: PEMEX.

La expansión y adecuación tecnológica de los activos petroleros ha sido punto nodal para sustentar una adecuada producción. Durante 1995-1997, PEMEX destinó un monto importante de recursos al gasto de inversión, el cual se ejerció con estricta disciplina presupuestal y se orientó a expandir la capacidad de producción de petróleo crudo y gas natural, mejorar la eficiencia del sistema nacional de refinación, modernizar los sistemas de procesamiento y distribución de gas natural y aumentar la oferta de productos de alta calidad ecológica. En el trienio señalado, la inversión física acumulada ascendió a 71 654.5 millones de pesos, lo que significa una tasa media de crecimiento anual de 51.5 por ciento en términos nominales y de 19 por ciento en términos reales./

CUADRO 5.28 Orientación del programa de inversión, 1995-1997


PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

PEMEX-REFINACIÓN

PEMEX-GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

PEMEX-PETROQUÍMICA

PEMEX-CORPORATIVO


Fuente: PEMEX.

La inversión física en flujo de efectivo ejercida en 1997, considerando los Proyectos de Inversión en Infraestructura Productiva con Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), ascendió a 33 504.3 millones de pesos, equivalente a 4 249.6 millones de dólares. Este monto representó un aumento de 37.2 por ciento con relación al de 1996, el cual ascendió a 3 098.3 millones de dólares.

Como parte de los PIDIREGAS, en 1997 se autorizó a PEMEX la ejecución de tres proyectos: Cantarell, Cuenca de Burgos y Cadereyta, ejerciéndose al cierre del año 4 830.5 millones de pesos, monto que representó el 56.8 por ciento de la asignación modificada para los proyectos de Cantarell y Cuenca de Burgos, que fueron los únicos en ejercer recursos.

La distribución de los 33 504.3 millones de pesos de inversión física ejercida en 1997 fue la siguiente:

Petróleos Mexicanos ha basado la estrategia de financiamiento en la diversificación de sus fuentes, en la reducción de los costos totales de sus operaciones de mercado y en la promoción de la participación del ahorro privado en el financiamiento de proyectos de inversión. Durante el periodo 1995-1997, las operaciones de financiamiento determinaron un endeudamiento neto de 2 270.2 millones de dólares, producto de captaciones nuevas por 12 503.6 millones de dólares y amortizaciones por 10 233.4 millones. Para 1997 el endeudamiento neto ascendió a 1 391.5 millones de dólares.

En dicho periodo sobresalen las líneas de crédito al comercio exterior, la emisión de bonos y la colocación de papel comercial que en conjunto captaron recursos por 8 266.4 millones de dólares, lo que representó el 66.1 por ciento del total de las captaciones nuevas. En líneas al comercio exterior se negociaron plazos y costos más favorables, obteniéndose 3 583 millones de dólares, para financiar la importación de gasolinas, otros petrolíferos, gas natural y productos petroquímicos. La emisión de bonos por 3 108.4 millones de dólares y la colocación de papel comercial por 1 575 millones de dólares, han sido de especial trascendencia, ya que demuestra la confianza de los mercados financieros internacionales más importantes en Petróleos Mexicanos.

Como resultado de las actividades de exploración, en el periodo que se informa se descubrieron dos campos de aceite: el Bolontikú en 1995 y el Manik en 1996. En el primero se localizaron dos yacimientos de hidrocarburos en rocas mesozoicas; y en el segundo campo se localizaron tres yacimientos, de los cuales uno resultó económicamente incosteable para su explotación. En 1997, se terminó el pozo Ixtal DL-1 en Campeche, que forma parte del campo Taratunich, ya en producción, el cual permitió establecer la existencia de cinco bloques y abre buenas perspectivas para ampliar las dimensiones del campo. Asimismo, con la reactivación de la Cuenca de Burgos para incrementar la capacidad de producción de gas en el norte del país, se identificaron nuevas estructuras en el campo Monterrey y se extendieron los límites del campo Arcos.

Durante el trienio 1995-1997 las reservas de hidrocarburos totales han disminuido a una tasa promedio anual de 1.5 por ciento, para ubicarse al 31 de diciembre de 1997 en 60 160 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de este volumen el 68.8 por ciento corresponde a petróleo crudo, el 20.5 por ciento a gas seco y el 10.7 por ciento a líquidos del gas. Las regiones marinas concentran el 45.4 por ciento del total de reservas; la Región Norte el 35.7 por ciento y la Región Sur el 18.9 por ciento. La vida media de las reservas de hidrocarburos, a los ritmos actuales de producción, es de 40 años.

A partir de 1996 se intensificaron los trabajos para la cuantificación de las reservas petroleras, aplicando definiciones, métodos y procedimientos aceptados por la industria petrolera internacional. En ese año se concluyeron los estudios realizados en las regiones marinas de la Sonda de Campeche y en 1997 se terminaron los de la Región Sur, además se actualizaron los de la Sonda de Campeche; en 1999 estarán disponibles los de la Región Norte. Con esta nueva metodología se determinó que las reservas probadas en las regiones marinas ascienden a 16.1 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y las correspondientes a la Región Sur a 7.1 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La producción de petróleo crudo registró una tasa promedio anual de crecimiento en los últimos tres años de 7.5 por ciento, al pasar de 2 617.2 miles de barriles diarios (MBD) en 1995 a 3 022.2 MBD en 1997. La dinámica de crecimiento ha sido superior en 3.4 puntos porcentuales al promedio anual estimado en el Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000, que es de 4.1 por ciento para el periodo 1995-1997. En el último año, la producción de petróleo se integró por 51.9 por ciento de crudo pesado, 29.2 por ciento de crudo ligero y 18.9 por ciento de superligero. Con respecto a la meta original establecida en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de 1997, la producción de petróleo crudo registró un cumplimiento de 98 por ciento.

La producción de gas natural se incrementó en una tasa promedio anual de 9 por ciento durante el trienio 1995-1997, mayor a la tasa de 5.6 por ciento establecida en el Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000. En 1997 se logró una producción de 4 467.2  millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), volumen que representó un cumplimiento del 98.3 por ciento de la meta programada en el PEF. La participación de las regiones marinas en la producción total ha permanecido constante en alrededor del 37 por ciento durante el periodo; en tanto la Región Sur ha mostrado una disminución de su participación, mientras que en la Región Norte se ha incrementado debido al desarrollo de la Cuenca de Burgos, principalmente.

Durante el periodo 1995-1997 el proceso de producción de petrolíferos se ha orientado a mejorar los rendimientos de productos destilados y aumentar la producción de gasolinas sin plomo y diesel de bajo azufre, que en este lapso lo hicieron a una tasa anual de 21.2 y 26.8 por ciento respectivamente. La producción de petrolíferos disminuyó a una tasa media anual de 2.6 por ciento, al pasar de 1 530.5 MBD a 1 452.1 MBD, comportamiento que se explica por condiciones desfavorables del mercado interno prevalecientes en 1995 y parte de 1996, que obligaron a un menor proceso, y en 1997, a la salida de operación no programada de plantas para mantenimiento, al retraso en la terminación de plantas nuevas, y periodos de mantenimiento mayores a los estimados.

La producción de petroquímicos durante el trienio de 1995-1997 disminuyó a una tasa media anual de 8  por ciento, para ubicarse en 1997 en un volumen de 19 267.8 miles de toneladas, cantidad inferior en 10.2 por ciento a la obtenida en el año previo. Ello se explica por la menor producción de amoniaco, acrilonitrilo, paraxileno y metanol, que se vio afectada por la disminución de la demanda interna y el crecimiento de las importaciones como consecuencia de la baja de los precios internacionales. Lo que obligó a que algunas plantas de Cosoleacaque y Salamanca salieran de operación, y la de Camargo adelantara su programa de mantenimiento.

El proceso de desincorporación de las plantas procesadoras de productos de la petroquímica secundaria propiedad de PEMEX, se circunscribió al programa de desincorporación de activos no estratégicos que se encuentran fuera del ámbito exclusivo reservado constitucionalmente al Estado. La estrategia planteada al inicio del proceso en 1992, registró cambios importantes principalmente por aspectos económicos cíclicos de la industria petroquímica nacional e internacional.

El 13 de octubre de 1996, el Gobierno Federal dio a conocer la nueva estrategia para la desincorporación de la industria petroquímica, cuyo objetivo básico consiste en expandir la capacidad de producción. En la nueva estrategia se revisó el proceso de desincorporación de los activos públicos de la petroquímica secundaria, y se acordó que el proceso se realizara en tres etapas: modificaciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y la expedición de los decretos de desincorporación correspondientes; la constitución de las empresas filiales, y la colocación del 49 por ciento del capital social de las mismas.

Al cierre de 1997 se concluyó la primera etapa y con respecto a la segunda se habían creado siete filiales como sociedades anónimas de capital variable: Cangrejera, Morelos, Cosoleacaque, Escolín, Tula, Camargo y Pajaritos. Con respecto a la tercera etapa, se iniciaron los trabajos para definir el esquema y las modalidades más efectivas para colocar hasta el 49 por ciento del capital social de cada empresa, bajo el criterio de que los recursos provenientes de dicha colocación representen un incremento de capital y consecuentemente, se destinen a eliminar cuellos de botella, actualizar tecnológicamente las plantas existentes y expandir su capacidad productiva.

Uno de los objetivos de PEMEX es hacer de la industria petrolera una unidad económica eficiente y competitiva, elevando sus niveles de productividad y eficiencia operativa a través de la utilización óptima de sus recursos humanos y financieros. Durante el periodo 1995-1997 se avanzó en forma significativa en los procesos para mejorar los procedimientos y tecnologías empleadas en la exploración y perforación de pozos.

En materia de productividad y eficiencia operativa la industria petrolera presentó resultados mixtos; aumentó el éxito en la terminación de pozos de exploración y se mantuvo en altos niveles este índice en los pozos de desarrollo, al tiempo que las plantas endulzadoras de gas amargo y la recuperación de líquidos en plantas criogénicas mejoraron su operación. Sin embargo, algunos eventos asociados a la situación económica del país, otros de tipo climático, así como accidentes lamentables, impactaron temporalmente diversos procesos productivos, propiciando que algunos índices de productividad mostraran descensos con respecto a los obtenidos en años previos.

 

CUADRO 5.30 Principales resultados de productividad y eficiencia, 1995-1997



Fuente: PEMEX.

 

La política de precios aplicada por PEMEX en el periodo 1995-1997, se apegó a los lineamientos económicos emitidos por el Gobierno Federal y respondió a los acuerdos adoptados por los sectores privado, público y social para hacer frente en 1995 a la crisis económica del país, apoyar la recuperación de la actividad productiva en 1996, y consolidar esta tendencia en 1997. En términos generales, la evolución de los precios de los productos de la industria petrolera fue paralela al comportamiento de la inflación nacional.

CUADRO 5.31 Principales ajustes a los precios de los productos petrolíferos, 1995-1997


Gasolinas y diesel automotrices

Gas licuado

Otros


Fuente: SE.

En materia de comercio interno durante el periodo 1995-1997, PEMEX ha logrado importantes avances en la expansión del mercado de productos de mejor calidad y en la prestación de un mejor servicio a clientes, satisfaciendo eficientemente el suministro de hidrocarburos y sus derivados a la industria nacional. En ese lapso, las ventas internas de petrolíferos y gas natural crecieron a una tasa anual de 4.7 y 5.2  por ciento, respectivamente, como resultado de la política integral de combustibles instrumentada por el sector y por la preferencia de la industria por el consumo de combustibles más limpios, y por una mejor situación de la economía nacional durante 1997.

La comercialización interna de petrolíferos pasó de 1 432.8 MBD en 1995 a 1 569.2 MBD en 1997. Los productos que mostraron una mayor dinámica de crecimiento durante el periodo de referencia fueron el combustóleo y diesel, al reportar una tasa promedio anual de 7.8 y 7.3 por ciento, respectivamente. El volumen comercializado de petrolíferos en 1997 se compara positivamente con las ventas de 1996 y con los 1 523.9 MBD programados, al registrar incrementos de 6 y 3 por ciento, respectivamente. Las ventas de gas natural ascendieron en 1997 a 1 717 MMPCD, volumen 5.1 por ciento superior al del año anterior y muy similar al programado en el PEF.

Durante el trienio reportado, la comercialización interna de productos petroquímicos tuvo un comportamiento irregular. En 1996 las ventas se incrementaron en 3.6 por ciento, y para 1997, se observó una disminución de 13.8 por ciento; a este resultado contribuyeron de forma importante el amoniaco, acrilonitrilo, paraxileno y metanol, las cuales en conjunto registraron reducciones de 18.7 por ciento con relación al año anterior. Ello significó una tasa promedio anual negativa del 5.5 por ciento durante el periodo 1995-1997, como consecuencia de la inestabilidad observada en los precios internacionales de algunos productos, lo que afectó al mercado interno.

En el programa de modernización de estaciones de servicio franquicia PEMEX se registraron avances significativos. Durante el trienio se incorporaron al sistema de franquicias 857 nuevas estaciones de servicio, al pasar de 2 999 en 1995 a 3 856 en 1997, lo que representa un 95.2 por ciento del total de 4 050 estaciones de servicio de gasolinerías en 1997.

En materia de comercio exterior, entre 1995 y 1996 el mercado petrolero internacional mostró un comportamiento favorable. Se incrementaron las cotizaciones de los crudos marcadores, especialmente en 1996, en el cual se obtuvieron los precios más altos, desde el conflicto del Golfo Pérsico, debido al periodo prolongado del invierno en el hemisferio norte, bajos niveles de inventarios de crudo y petrolíferos, y al mantenimiento de plantas de refinación en los Estados Unidos de América, entre otras. En 1997 la tendencia alcista de los precios internacionales del petróleo se revirtió, debido a que el mercado petrolero internacional enfrentó una mayor oferta global de crudo en la Cuenca del Atlántico, Mar del Norte, México y Venezuela.



El saldo de la balanza comercial de PEMEX registró un superávit acumulado de 25 707.8 millones de dólares, producto de exportaciones por 31 219.4 millones de dólares e importaciones por 5 511.6 millones. El petróleo crudo significó el 91.4 por ciento del valor de las ventas totales, y los petrolíferos el 93.1 por ciento del valor de las compras.

Para 1997 los ingresos netos por comercio exterior ascendieron a 8 546.9 millones de dólares, es decir 14.2 por ciento menos que los obtenidos en el año inmediato anterior, pero superiores en 18.8 por ciento a los de 1995. Los principales factores que influyeron en el resultado de la balanza comercial en 1997, fueron la disminución de 3.4 por ciento en el valor de las exportaciones de petróleo crudo por la reducción en el precio de la mezcla de crudo que no fue compensado por un mayor volumen exportado, el cual se ubicó en 1 720.9 MBD, 1 por ciento arriba de lo programado y 11.5 por ciento superior al año previo; asimismo, la expansión de la demanda interna de productos petrolíferos, se tradujo en un incremento de 61.7 por ciento de sus importaciones, las cuales alcanzaron un monto de 2 507 millones de dólares, principalmente por las compras de gasolinas terminadas y sus componentes, combustóleo y gas licuado.

Durante 1995-1997 Petróleos Mexicanos ha realizado numerosas auditorías de seguridad industrial y supervisado los trabajos de riesgo en reparaciones, modificaciones y ampliaciones de instalaciones en operación de todas las áreas, lo que condujo a que los índices de frecuencia en el número de accidentes y el de gravedad disminuyeran en 1997 con relación a los observados en años previos.

En 1996, se creó la Dirección Corporativa de Sistemas de Seguridad Industrial con el propósito de establecer las estrategias para la administración de los sistemas de seguridad industrial que coloquen a Petróleos Mexicanos en un primer nivel en este ámbito dentro de las empresas petroleras internacionales. En 1997 se realizó la campaña petrolera de limpieza y seguridad para lograr que los sistemas de seguridad industrial del organismo estén completamente estructurados y en operación a toda su capacidad.

Para garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad y protección ambiental en las instalaciones, PEMEX ejecuta las recomendaciones surgidas de las auditorías para evaluación de riesgos y protección del ambiente realizadas por compañías consultoras internacionales; asimismo, y como parte de la nueva estrategia de desincorporación de la industria petroquímica, se ha dado especial atención al programa para la regularización de los generadores de vapor y recipientes sujetos a presión de Pemex-Petroquímica y por otra parte verifica que las actividades de mantenimiento se apeguen a los programas y procedimientos establecidos por la Dirección Corporativa de Sistemas de Seguridad Industrial.

La investigación y desarrollo tecnológico en la industria petrolera ha continuado su avance propiciado por el desarrollo de proyectos para elevar la productividad y eficiencia de diversos procesos productivos. La aplicación de nuevas tecnologías ha permitido el uso de equipos de perforación autoelevables y estructuras recuperadoras aligeradas para acelerar el desarrollo de campos marinos, así como la perforación horizontal de pozos para obtener mayor productividad en el descubrimiento de campos. En el ámbito de la transformación industrial de Petróleos Mexicanos destaca la elaboración de simuladores de procesos orientados a incorporar nuevos esquemas en la destilación y procesamiento de petróleo crudo, así como la aplicación de nuevos aditivos para el mejoramiento ecológico de combustibles automotrices elaborados por PEMEX.

Industria eléctrica

Debido a la creciente demanda del fluido eléctrico que se observó en los últimos años, esta Administración planteó como reto inmediato desarrollar una infraestructura de generación, transmisión y distribución que satisfaga las necesidades de la economía en su conjunto en el mediano plazo; propiciar una mejor calidad en el suministro del fluido y en la atención a los usuarios, y avanzar en la autosuficiencia financiera de los organismos suministradores.

En este contexto, durante el trienio 1995-1997 se aplicó una estrategia para fomentar la participación de la inversión privada en la construcción de centrales generadoras con criterios de factibilidad técnica-económica y de rentabilidad, aprovechando el potencial de cogeneración de particulares, al tiempo que los recursos del Estado se concentraron en las áreas de transmisión, transformación, control y distribución de energía eléctrica; asimismo, se desarrollaron las acciones para contribuir a la protección ambiental, al ahorro de energía, y para reducir el desequilibrio existente entre las tarifas eléctricas y los costos de operación.

La inversión física del subsector eléctrico acumulada en el periodo 1995-1997 ascendió a 29 741.6 millones de pesos, lo que significó una tasa media de crecimiento anual de 33.3 por ciento en términos nominales y 4.7 por ciento en términos reales./ El 88.2 por ciento de los recursos los ejerció CFE y el 11.8 por ciento LFC. En 1997, la inversión ejercida fue de 13 338.4 millones de pesos, superior en 24.2 por ciento real respecto a 1996. Dichos recursos se complementaron con los aportados por el sector privado, en los términos que establece la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

En 1997 la CFE regresó al mercado voluntario de capitales a través de la colocación de un bono por 308.9 millones de dólares en el mercado de eurobonos, cuyos recursos serán utilizados en la terminal para la recepción y manejo de carbón localizada en Lázaro Cárdenas, Michoacán, destinada a abastecer a las unidades generadoras de la central termoeléctrica Plutarco Elías Calles.

Durante el trienio 1995-1997 se concluyeron las siguientes obras: 14 unidades en ocho centrales de generación con una capacidad efectiva de 3 289 Megawatts (Mw), de las cuales, las centrales Tuxpan y Temascal con dos unidades cada una y una capacidad conjunta de 900 Mw, se construyeron con recursos privados bajo la modalidad de esquemas financieros de construcción, arrendamiento y transferencia (CAT); las centrales Zimapán, Topolobampo y Carbón II con seis unidades y una capacidad conjunta de 1 312 Mw, se construyeron con recursos públicos y privados bajo la modalidad de financiamiento llave en mano; y las centrales Huites, Laguna Verde y Yécora, con cuatro unidades y una capacidad conjunta de 1 077 Mw, se efectuaron con recursos públicos.

En el mismo periodo, la longitud total de líneas de transmisión en etapa constructiva fue de 5 817 kilómetros-circuito (Km-c), de los cuales 474 Km-c fueron con recursos privados y 5 343 Km-c con financiamiento público. Por su parte, las principales subestaciones de transformación en etapa constructiva representaron una capacidad total de 8 470 Megavoltios-amperes (Mva), 1 344 Megavoltios-amperes reactivos (Mvar) y 48 alimentadores.

 

CUADRO 5.34 Principales resultados del proceso de otorgamiento de contratos y permisos para la ampliación de infraestructura eléctrica,1996-1997



Fuente: CFE y CRE.

En la actual Administración la generación bruta de energía eléctrica ha cubierto satisfactoriamente la creciente demanda. En el periodo 1995-1997, se registró una tasa media de crecimiento anual de 6.5 por ciento, al pasar de 142 344 Gigawatts-hora (Gwh) a 161 367 Gwh en dicho lapso. En 1997 la generación bruta de energía eléctrica fue 6.2 por ciento mayor a la de 1996. Dicha generación provino en un 62.8 por ciento de hidrocarburos, 16.4 de medios hidráulicos, 10.9 de carboeléctricas, 3.4 geotérmicos, 6.5 por ciento de nucleoeléctrica, y una participación poco significativa de fuente eoloeléctrica.

Por su parte, la capacidad instalada de energía eléctrica en operación en 1997 se ubicó en 34 815 Mw, tan sólo 24 Mw adicionales respecto a 1996, debido a incrementos de 66.8 Mw y una disminución de 42.8 Mw por retiros. Durante el trienio se agregaron a la capacidad instalada 3 289 Mw, equivalente a un incremento medio anual de 3.2 por ciento. Dicha capacidad no incluye la disminución de 123 Mw por concepto de retiros y ajustes en diferentes unidades.

Durante 1997, se adicionaron a la capacidad instalada en subestaciones de transmisión y distribución 3 776 Mva, para situarse en 140 661 Mva, 2.8 por ciento superior a la existente en 1996. Lo anterior cumple con el propósito de mantener y mejorar la continuidad y calidad del servicio, alimentar las cargas existentes y de nueva generación eléctrica, contar con reservas para emergencias y reducir las interrupciones. En lo que respecta a líneas de transmisión, subtransmisión y distribución de distintas tensiones, en 1997 se adicionaron 14 063 Km, con lo cual se cuenta con una red de 396 112 Km.

A fin de contribuir al uso racional de los recursos naturales y a la protección del ambiente, se ha fomentado la diversificación energética mediante el uso de fuentes alternas de generación eléctrica económicamente viables. En 1995 la participación de las fuentes alternas en la capacidad instalada total fue de 41.3 por ciento, mientras que para 1997 contribuyeron con el 42.2 por ciento, con una capacidad de 14 695 Mw, equivalente a una tasa de crecimiento promedio anual de 3.8 por ciento durante el trienio. Por su parte, las fuentes hidrocarbúricas aumentaron en 1.9 por ciento en el mismo periodo.

Entre 1995 y 1997 la política tarifaria se ha venido ajustando de manera sostenida a fin de reducir el desequilibrio existente entre las tarifas eléctricas y los costos de operación, racionalizar los subsidios a los distintos consumidores y promover el uso racional de la energía eléctrica.

 

CUADRO 5.36 Evolución de las tarifas eléctricas, 1995-1997



Fuente: CFE.

Desde el punto de vista de las estructuras tarifarias, las principales modificaciones se han dado en el sector residencial, al simplificarse la tarifa a tres bloques de consumo: básico, intermedio y excedente; y en el sector industrial, estableciendo tres periodos horarios: punta, intermedio y base, afinando las diferencias estacionales y regionales en función de los costos marginales del suministro de energía eléctrica, y reflejando las variaciones en los precios de los combustibles y la inflación en los precios al productor. Adicionalmente, se extendió la aplicación de las tarifas horarias al reducir la demanda mínima de 1 000 a 500 kilowatts (Kw) durante 1997.

En 1997 el subsector eléctrico respondió eficazmente a la creciente demanda de los usuarios y al abasto del fluido, al generar ventas totales por 130 317 Gwh, 6.6 por ciento más que las de 1996. Descontando las exportaciones, las ventas en el mercado interno ascendieron a 130 275 Gwh para el suministro oportuno de casi 21.4 millones de usuarios, cifra 4.6 por ciento superior a los facturados el año anterior. El 59.9 por ciento de las ventas internas se destinó a la industria; 22.8 por ciento al servicio residencial; 7.6 por ciento al comercial; 5.8 por ciento a riego agrícola y 3.9 por ciento a servicios.

Cabe señalar que la disminución de las exportaciones en el trienio, se explican porque en 1997 concluyó el contrato de venta con la empresa San Diego Gas & Electric y Southern California Edison.

El Plan Nacional de Desarrollo propone que a través de los programas de electrificación rural, para el año 2000 se suministre electricidad a todas las comunidades del país con más de 100 habitantes. Por ello, entre 1995 y 1997 se concertaron acciones entre CFE y LFC, gobiernos estatales y sector privado para la realización de diversas obras por 1 173 millones de pesos, lo cual permitió la electrificación y ampliación de redes de distribución a 4 285 poblados rurales; la electrificación de 1 820 colonias populares, y el uso de 524 pozos de riego agrícola a través de bombeo eléctrico en beneficio de 8.6 miles de hectáreas.

Con estas acciones se amplió la cobertura del servicio a alrededor de 1 738 miles de habitantes; se efectuó la instalación de 143 213 postes de distribución de energía eléctrica y de 5 591 kilómetros de líneas de distribución.

Los indicadores de productividad y eficiencia de la CFE, registran resultados favorables, como consecuencia de su proceso de transformación hacia una empresa moderna y eficiente y la implantación gradual de una cultura de calidad total. En 1997 el número de usuarios atendidos por cada trabajador de operación se incrementó en 1.6 por ciento respecto a 1996; el volumen de ventas por trabajador de operación se incrementó en 4.9 por ciento; las pérdidas de energía disminuyeron en 2.7 por ciento, debido al mayor control de asentamientos irregulares.

También se mejoró la calidad del servicio, ya que el plazo de conexión de energía eléctrica a los usuarios disminuyó en 11.1 por ciento. De 1995 a 1996 el tiempo de interrupción por usuario, disminuyó en 39 minutos; sin embargo en 1997 se incrementó en 32 minutos, debido a la presencia de huracanes y sismos ocurridos.

En esta Administración la CFE continuó con el proceso de modernización comercial; para mejorar la atención a los clientes, se reforzó la operación del sistema integral de atención a usuarios, a los centros de servicio al cliente y los módulos de autoatención. Mediante estos módulos, el propio usuario puede realizar diversos servicios todos los días del año, tales como reportes de fallas de suministro, duplicado de recibos, consulta de su estado de cuenta, solicitud y pago del servicio.

Aunque los indicadores de productividad laboral de LFC no alcanzaron los niveles de CFE, tuvieron un comportamiento favorable: el indicador de usuarios atendidos por trabajador en 1997 se incrementó en 1.7 por ciento respecto a 1996, las ventas por trabajador de operación fueron superiores en 28.9 por ciento, la capacidad instalada por trabajador de generación se incrementó en 134.4 por ciento, y los kilómetros de líneas de transmisión por trabajador aumentaron en 184.4 por ciento.

En cuanto a la calidad del servicio, las inconformidades de los usuarios disminuyeron en 47.3 por ciento. No obstante, entre 1995 y 1997 las pérdidas de energía se incrementaron en 5.3 por ciento promedio anual; por ello el Comité de Pérdidas de LFC creó siete grupos de trabajo para solucionar el consumo de energía ilícito y así disminuir dichas pérdidas. Cabe señalar que las pérdidas técnicas del fluido han disminuido, con la instalación de equipos para regular la energía que se envía a los transformadores.

En el periodo 1995-1997 se impulsaron diversas acciones para promover el ahorro y uso eficiente de energía en la producción y distribución de electricidad; así como para mejorar los procesos productivos de la industria nacional, disminuir el consumo de energéticos de las dependencias y entidades públicas y fomentar en la población una cultura de uso racional de la energía eléctrica.

CUADRO 5.40 Principales acciones de ahorro y uso eficiente de energía, 1995-1997



Fuente: CFE y CONAE.

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