Las mentiras de Calderón al descubierto

LAS MENTIRAS DE CALDERON AL DESCUBIERTO Las verdaderas razones de la extinción de LyFC

Como hemos señalado a lo largo de más de 16 meses de la digna resistencia del SME en contra de los vendepatrias y el gobierno fascista de Calderón. ¡La razón nos asiste! ¡Vamos a ganar!

José Antonio Almazán Glz. Rodrigo Almazán López Febrero de 2011

Elaborado por la Unidad de Evaluación y Control (UEC), órgano técnico de la Comisión de Vigilancia de la Auditoría Superior de la Federación, de la Cámara de Diputados, recientemente se dio a conocer su informe de Evaluación de la Cuenta Pública de 2009.

En su Cuaderno 4, Evaluación del Sector Energético, que abarca Petróleo y Electricidad, se presentan una serie de hechos, datos y argumentos que echan por tierra el discurso de Calderón con el cual pretendió justificar la extinción de Luz y Fuerza del Centro y el artero golpe al Sindicato Mexicano de Electricistas, provocando el despido injustificado de más de 44 mil trabajadores, hombres y mujeres electricistas.

Por su enorme trascendencia, hemos hecho una selección de textos de esta Evaluación en todo lo referente al Subsector Eléctrico, mismo que puede ser consultado de manera completa en la página web de la Cámara de Diputados.

Como el propio estudio lo revela, los únicos beneficiados con la política de privatización del sector eléctrico son las grandes empresas eléctricas trasnacionales y los perjudicados el Pueblo de México y los usuarios eléctricos en un proceso creciente de pérdida de Soberanía energética y de cobros desmedidos de Luz. LAS MENTIRAS AL DESCUBIERTO La extinción de LFC no se reflejara en un mejor desempeño del SEN, por el contrario, incrementará la subutilización de la planta de generación de CFE, favoreciendo al capital privado, a los llamados Productores Independientes de Energía (PIE).

La extinción de LFC provocará un incremento en el precio de las tarifas eléctricas, pues la demanda atendida por LFC será cubierta por el capital privado.

En menos de 8 años las empresas eléctricas extranjeras controlarán el 50% de la capacidad de generación eléctrica en México.

Los subsidios a las tarifas eléctricas están destinados a pagar el elevado costo de la energía eléctrica que se le compra a las empresas eléctricas privadas.

La Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos prohíbe la participación del capital privado en la prestación del servicio público de energía eléctrica.

La participación del capital privado en la generación de electricidad pasó de un 6.3% en 2000 a un 40.3% en 2009.

Las elevadas tarifas eléctricas son resultado de los altos costos de interconexión de las empresas eléctricas privadas y del elevado costo del gas que utilizan.

La participación del capital privado en la Capacidad Instalada de Generación Eléctrica pasó de un 10.6% en el 2000 a un 35.1% en el 2009. Sin embargo el crecimiento de los productores independientes de energía paso de un 1.2% en el 2000 a un 20.7% en el 2009. Entre los que destacan la española Iberdrola, Unión Fenosa, Mitsubishi, Intergen.

“Con la liquidación de LFC, los particulares tendrán un mayor campo de acción ya que tendrán que satisfacer la demanda de electricidad de alrededor de 6 millones de usuarios y adicionalmente podrán utilizar más abiertamente la infraestructura dejada por LFC.” Existe un excesivo Margen de Reserva de Energía Eléctrica que para 2009 ascendió a un 44%, como resultado del crecimiento de los permisos de generación al capital privado, lo que incrementa los costos operativos y se traduce en precios de electricidad más elevados.

A mayo de 2010 el capital privado controla el 57.5% de la inversión total en infraestructura eléctrica. Principalmente PIDIREGAS. “Los permisionarios privados de CFE tienen contratos de compra-venta de energía eléctrica hasta por 25 años por un monto total de 1.6 billones de pesos”. “Los contratos se extienden hasta el año 2041 pero pueden ser renovados, según lo establecen las cláusulas contractuales. A diciembre de 2009, los permisionarios privados recibieron ingresos por 268 mil millones de pesos, 17% de los ingresos programados para todo el periodo, lo que implica que al menos con la infraestructura actual recibirán hasta 1.32 billones de pesos entre 2010 y 2041, es decir, el 83% restante.”

Por el contrario, en el mismo periodo la inversión física como parte del gasto programable de CFE y LFC ha venido a la baja, lo que ratifica el dominio del capital privado en la generación eléctrica.

En el caso de las llamadas pérdidas técnicas y no técnicas, la citada evaluación reconoce que no es un caso atribuible exclusivamente a LFC, pues también CFE sufre pérdidas por arriba de los estándares internacionales.

A diferencia de Calderón que enaltece a CFE para justificar la extinción de LFC, la Evaluación de la UEC reconoce que los elevados costos y gastos de explotación de CFE derivan del incremento del precio de la energía comprada a las empresas eléctricas privadas, como también de las llamadas obligaciones laborales. Al respecto resulta muy ilustrativa la Figura 4.44 que muestra las pérdidas de operación de CFE en de 2001 a 2009.

En el caso de LFC el estudio de la UEC echa por tierra una de las principales mentiras de Calderón al reconocer que: “Entre 2001 y 2009, las pérdidas operativas de LFC fueron mayores en alrededor de 4 veces las de CFE, debido principalmente a que sus costos de compra de electricidad a CFE han sido elevados. Durante ese periodo, se estima que los costos de explotación representaron 178% de los ingresos totales por ventas, muy superior al indicador de CFE. Las ventas de electricidad de CFE a LFC, con una sobretasa47 respecto de su costo de adquisición, impactaron desfavorablemente incrementando aún más el costo de explotación del organismo liquidado.” En este sentido las elevadas transferencias presupuestales y subsidios a CFE y LFC buscaron compensar sus pérdidas operativas y no como falazmente afirmó Calderón para pagar salarios y prestaciones monstruosas.

En la comparación de indicadores entre LFC y CFE el citado estudio reconoce, a diferencia de las falacias del gobierno, una descomposición progresiva en las finanzas de CFE, compensadas mediante transferencias presupuestales que se han duplicado en los últimos 8 años. Por el contrario, “Los permisionarios privados, a su vez, están obteniendo ganancias extraordinarias y sin riesgos por la venta de energía eléctrica a CFE y están creando una infraestructura con una capacidad de generación excedente que rebasa notoriamente el aumento de la demanda efectiva de electricidad, propiciando márgenes crecientes.”

Finalmente el apartado 4.12 Liquidación de Luz y Fuerza del Centro pone al descubierto las mentiras de Calderón, desmoronando cada una de los supuestos “argumentos” con los que se pretendió justificar la extinción de LFC, subrayando que dichos factores también los padece CFE y poniendo al descubierto el mecanismo descapitalizador y privatizador del Sector Eléctrico Nacional: “En 2007, Unión Fenosa, productor privado independiente de origen español, vendió el KWh a CFE a 59 centavos y CFE lo vendió a su vez a LFC a 1 peso y 93 centavos a los industriales. En 2008, las compañías eléctricas en su conjunto aumentaron el KWh entregado a CFE a 93 centavos y CFE lo transfirió a LFC a 1.50 pesos y la SHCP obligó al organismo liquidado a vender al usuario a 1.18 centavos. Ello originó que los costos de explotación de CFE fueran absorbidos por LFC, generando un sobreprecio de cerca de 13 mil millones de pesos en 2009. La energía comprada a CFE tuvo un costo que se incrementó de 41.5 miles de millones de pesos en 2001 a 108.4 miles de millones de pesos en 2008; así, los costos de explotación se integraron 56% de electricidad comprada a CFE y 26% de pasivo laboral, principalmente. Los altos costos de energía eléctrica que la CFE adquiere de los PEE fueron transferidos a la propia LFC deteriorando aún más su difícil situación financiera.”

Evaluación de la Cuenta Pública 2009 Cuaderno 4 Sector Energético

El sector eléctrico nacional (SEN), presenta un desempeño de marcados contrastes que se reflejan en una capacidad de generación de electricidad que crece a una TMA de 4.5% en los últimos nueve años pero la demanda interna solo aumenta 2.8%, generando un margen de reserva que escila entre 38% y 44% en los últimos años. Es decir, el SEN que hasta 2009 se integraba por la CFE, LFC y los Productores Externos de Energía (PEE), viene trabajando con un elevado nivel de desocupación o subutilización de su planta productiva. Con la liquidación de LFC, aumentará el índice de subutilización de la infraestructura generadora de energía eléctrica del servicio público y podría ser utilizada por los PEE. El sector eléctrico mexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privados constituidos y aprobados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como PEE: a este segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores de electricidad de la más alta importancia estratégica para el sector energético del país. Mientras que el servicio público, CFE y LFC, solo aumento su capacidad de generación en 0.9% a TMAC, los PEE la incrementaron en 19.3%, entre 2000 y 2009.

Son los Productores Independientes de Energía (PIE’s), bajo el esquema financiero PIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generación de electricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneración, la exportación y los usos propios, que en conjunto contribuyen con 35.1% del SEN y 54.1% de la capacidad de la CFE. A Mayo de 2010, la CRE autorizó USD 29 mil millones de inversión acumulada para PIE´s en 27 proyectos de generación de electricidad en la modalidad de ciclo combinado. Las licitaciones fueron adjudicadas a empresas extranjeras españolas, francesas, canadienses, japonesas, entre otras, y la electricidad que generan se la venden a CFE a precios que son muy superiores a las tarifas que el servicio público de energía aplica a sus usuarios; parte de esa energía era transferida por la CFE a LFC con una sobretasa generándole costos operativos adicionales. Los permisionarios independientes (PIE´s), tienen asegurado contractualmente ganancias extraordinarias en periodos mínimos de 25 años, utilizando la infraestructura del servicio público y podrían provocar un mayor aumento en las tarifas eléctricas ya que parte de la demanda dejada con la extinción de LFC será cubierta por estos permisionarios privados.

A este ritmo de expansión en la generación de capacidad de energía, en menos de ocho años los PEE podrían estar generado el equivalente a la capacidad del servicio público; los proyectos se están acelerando y el plazo de dominio de la inversión privada extranjera en electricidad podría reducirse sensiblemente y ser casi absoluto. Se insiste recurrentemente que las tarifas eléctricas están subsidiadas, no obstante, lo que ocurre es que tanto CFE como LFC han venido trabajando con costos operativos elevados por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionarios privados, esos costos son los que se subsidian con transferencias presupuestales, reales y virtuales, a ambos organismos paraestatales.

Se requiere, en consecuencia, un diagnóstico profundo y serio de la problemática que enfrentan la industria petrolera y energética del país que permita medir la capacidad de actuación real del estado en estos dos sectores donde la legislación vigente prohíbe la inversión de permisionarios privados en la explotación, comercialización y suministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalización superior tiene una función suprema en la transparencia de los mecanismos utilizados por el gobierno federal en estas dos industrias estratégicas por el tipo de bienes renovables y no renovables que se producen, la importancia que significan para las finanzas gubernamentales y el impacto que generan para el propio desarrollo económico del país. Se requiere, adicionalmente, configurar y diseñar una política energética de largo plazo que brinde seguridad económica y de abasto energético al país, fundada en el uso racional de la infraestructura propia y en el fomento de la inversión que permita cubrir satisfactoriamente y a precios accesibles la demanda de energéticos de los consumidores nacionales.

Las mayores variaciones en los niveles de consumo de energía eléctrica a nivel mundial tienen lugar en países como China, India, Brasil que están experimentando elevados crecimientos en sus economías y han destinado un mayor consumo de energía al desarrollo de la industria intensiva en consumo de electricidad. En contraste, países como EUA y Canadá, Europa Occidental en general y otros países de Asia y Oceanía, su crecimiento económico ha sido más moderado y por ello su consumo de electricidad ha aumentado a menores tasas.

4.6. El consumo de energía eléctrica en México En México, el consumo venía creciendo a tasas 2.1% en 2008, ventas internas y autoabastecimiento, no obstante, la declinación de la actividad productiva en 2009 provocó una caída que se estima en 1.6%. La SENER36 determinó que existe una correlación entre el comportamiento de la economía y el consumo interno de energía eléctrica que propició que en 2009 las ventas internas cayeran 1.3% y el autoabastecimiento 3.9%.

En 1999-2009, las ventas internas por sector económico se concentraron en la empresa mediana (36.1%), el consumo doméstico (24.9%) y la gran industria (22.8%) y en menor proporción en el agrícola, servicios y comercial. La recesión de 2008- 2009, propició una desaceleración en el consumo de electricidad principalmente de las empresas de la gran industria, con una TMAC de -0.8% en el periodo, y aunque la empresa mediana también redujo su consumo en 2009, la TMAC del periodo fue positiva en 3.2%. El consumo doméstico es el segmento que más se ha expandido ya que su contribución respecto del total es mayor a la de 1999 y su TMAC de 3.8% es la más elevada de todos los sectores.

36 Prospectiva

del Sector Eléctrico, 2009-2024, SENER

4.7. Generación nacional de energía eléctrica La generación de energía eléctrica nacional en 2009, ascendió a 262.9 miles de GWh, equivalente a 1.9% menos que en 2008. La desaceleración económica de 2009 propició que, en el año, prácticamente todos los generadores de electricidad disminuyeran sus volúmenes de producción acentuándose la caída en los permisionarios para usos propios, autoabastecimiento y cogeneración, incluida también la generación de electricidad para exportación. Los productores independientes (PIE), reportaron un menor incremento que en años anteriores pero continuaron siendo el segmento más dinámico.

La generación del servicio público, que incluye CFE y LFC37, cuya contribución en el total generado a 2009 fue de 59.7%, descendió en el año 1.8% producto no solo de la depresión y menor demanda de energía eléctrica sino también de su tendencia a la baja muy marcada entre 2000 y 2009 con una TMAC de -2.2%. En los últimos años, la dependencia de los permisionarios por parte del servicio público ha tendido a incrementarse. La generación de energía eléctrica por parte de los permisionarios privados aumentó a una TMAC de 26.4%, destacando el crecimiento y volumen generado de los PIE´s, el autoabastecimiento y la cogeneración: su contribución en el volumen generado pasó de 4.3% en 2000 a 40.3% en 2009. Aunque la CFE cuenta con 65% de la capacidad de generación de electricidad, ésta se ocupa parcialmente debido a que se privilegia la generación potencial de los permisionarios. Desde el año 2000, los permisionarios venden electricidad a CFE la cual es colocada en el segmento de la industria que es el más rentable38, el doméstico que es donde se encuentran los mayores problemas y más altos costos de suministro se está destinando a las dos paraestatales.

Los permisionarios tampoco corren riesgos debido a que venden la energía comprometida a la CFE y aunque se presenten paros o haya una menor demanda del energético, la paraestatal tiene que colocar los excedentes al costo que sea necesario, la electricidad no se puede almacenar y la CFE tiene que buscar que se consuma en el momento que se genera. Las altas tarifas de la electricidad no son producto exclusivamente de la energía generada por el servicio público, también se derivan de los altos costos de interconexión de los productores independientes y del gas natural que es el único combustible que los PIE´s utilizan.

37 La

SENER en sus prospectivas del sector eléctrico, incluye la generación de electricidad de los productores independientes de energía (PIE) como parte del servicio público, lo que en principio indicaría que existe un importante incremento en la generación de energía eléctrica por parte del mismo servicio público.

38 Se estima que las tarifas en el sector industrial son 60% más elevadas que las aplicadas a la energía destinada al sector doméstico.

Se ha reiterado la violación al artículo 27 constitucional donde se señala que corresponde solo a la nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del servicio público (...) por lo que no se otorgarán concesiones a los particulares39.

CFE, ha disminuido sus niveles de generación de electricidad y en consecuencia sus ventas debido a que el número de concesiones al sector privado se ha incrementado considerablemente. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene autorizados 772 permisos, 24 corresponden a grandes productores independientes, 595 a autoabastecedores, 58 para cogeneración, 37 para importación, 7 para exportación, 3 para pequeña producción y 48 para usos continuos. Todos ellos, tienen autorizada una generación de electricidad de 166.7 miles de GW hora/año40.

4.8. Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica En 2009, la capacidad instalada nacional ascendió a 60.4 miles de MW, 1.3% más que la reportada en el año anterior y con una TMAC de 4.5% en 2000-2009. Al servicio público le correspondió 39.2 miles de MW lo que equivale a 64.9% de la capacidad nacional y a los permisionarios privados, 21.2 miles de MW, el restante 35.1% de la capacidad. La CFE indica que para satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país se ha tenido que aumentar la capacidad de generación de los Productores Externos de Energía (PEE), que son los mismos Productores Independientes (PIE’s). Como se muestra en la siguiente tabla, la infraestructura generadora de electricidad del servicio público está siendo subutilizada ya que en 2000-2009 se observa tan solo una TMAC de 0.9% en ese segmento, por el contrario, la TMAC de los permisionarios independientes aumentó en el mismo periodo 19.3%.

A diciembre de 2009, operaron 21 centrales generadoras -termoeléctricas- de productores externos de energía con capacidad de 11.5 miles de MW, que equivale a 39 No

obstante, en las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992, se introdujeron las figuras de productores independientes, autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación e importación, en contraposición de lo dispuesto en el 27 constitucional.

40 Tabla de permisos de generación e importación de energía eléctrica administrados al 31 de mayo de 2010, CRE.

22.8% de la capacidad eléctrica del servicio público, incluidos los productores independientes. Entre las empresas que venden electricidad a la CFE y que algunas de ellas tienen contratos a 25 años, son Iberdrola que a esa fecha concentró una capacidad de 4.2 miles de MW, EDF International, con capacidad de 1.8 miles de MW, Unión Fenosa, 1.5 miles de MW y Mitsubishi con 1 mil MW, entre otras.

El resto de los permisionarios tiene una capacidad de generación de 8.7 miles de MW, equivalente a 14.4% del total nacional, destacando los autoabastecedores y cogeneradores. Con la liquidación de LFC, los particulares tendrán un mayor campo de acción ya que tendrán que satisfacer la demanda de electricidad de alrededor de 6 millones de usuarios y adicionalmente podrán utilizar más abiertamente la infraestructura dejada por LFC. Margen de reserva de energía eléctrica. Según establece la Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024 de la SENER, el margen de reserva (MR) se define como la diferencia entre la capacidad efectiva de generación del sistema eléctrico y la demanda máxima coincidente, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Considerando que en 2009 hubo una contracción de la demanda de energía eléctrica del SEN que se estima en 1.3% y por el contrario un aumento en la capacidad de generación de alrededor de 1.34%, el margen de reserva resultante sería de 44% en 2009, superior al 42.5% de 2008. Un MR alto significa mayores costos operativos porque existe infraestructura subutilizada, que se traduce en mayores precios de la electricidad.

El margen de reserva operativo (MRO), una vez descontados el mantenimiento programado, fallas y degradación, después de 2000 también muestra una tendencia a la alza con tasas que oscilan entre 15% y 25% en los últimos años.

La SENER atribuye el incremento del margen de reserva de 2000-2009, principalmente al menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica lo que se explica, entre otros factores, por el comportamiento del crecimiento de la economía. Cuando la economía crece a una menor tasa que la estimada, generalmente se observa un menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica41. Existe el argumento de que la CFE realiza estimaciones de largo plazo de la demanda con demasiada anticipación basadas en escenarios macroeconómicos que posteriormente ajustan sus metas por debajo de las expectativas42.

Lo cierto es que también hay una explicación en los excedentes de capacidad instalada que anualmente se están incrementando a tasas muy altas y que en gran medida son producto de un mayor número de permisos de generación de electricidad otorgados a permisionarios privados.

4.9. Programas de inversión en infraestructura La inversión en infraestructura eléctrica tiene dos componentes principales: la propia del servicio público, constituida por CFE y LFC, y la financiada que está integrada por los PIDIREGAS, principalmente Productores Independientes de Energía (PIE´s) y por otros productores externos de energía. La inversión financiada como proporción de la inversión total alcanzó una preeminencia estratégica al pasar de 30.4% en 1997 a 37.6% en 2009 y se estima que en 2010 se incrementará a 56.5% del total.

41 Prospectiva 42 Véase

del Sector Eléctrico 2009-2024, SENER. CFE y la Transición Energética. Odón de Buen. Revista Energía A Debate, Marzo-Abril de 2009.

4.9.1. Inversión financiada Los proyectos PIDIREGA, como se definieron originalmente43 para el sector eléctrico en 1995 fueron conceptuados para financiar obras de infraestructura con recursos del sector privado. En la normatividad vigente quedaron establecidas dos modalidades del financiamiento de la inversión: Los PIE´s, donde a través de un contrato de largo plazo genera la infraestructura con inversiones y recursos privados y al término de la obra vende la electricidad; a mayo de 2010 este tipo de productores concentró 57.5% de la inversión acumulada.

El menor gasto de inversión por capacidad de generación de electricidad correspondió a la modalidad de autoabastecimiento con 70 centavos de dólar por MW y el más alto a importación con 12.6 dólares por MW y en lo relativo a la energía autorizada por la CRE los gastos de inversión más bajos fueron para las modalidades de importación (2 centavos de dólar por GWh) y para los PIE´s (13 centavos de dólar por GWh). La modalidad de PIE es la que en generación de electricidad obtiene los mayores márgenes de rentabilidad, principalmente en electricidad que se vende al sector industrial.

Los proyectos de obra pública financiada, son aquellos donde el inversionista privado desarrolla la obra con financiamiento propio y al finalizarla la entrega a la CFE quien paga el costo de las instalaciones cuando estas empiezan a producir, operándolas por su cuenta. Alrededor de 80% de la inversión en infraestructura eléctrica se financia con PIDIREGAS, es quema que ha permitido incorporar en promedio 5 mil millones de dólares anuales con recursos privados.

La Comisión Federal de Electricidad desarrolla 260 proyectos bajo el esquema financiero PIDIREGA, por un monto de 328.7 miles de millones de pesos a diciembre de 2009, 66.2% de inversión directa y el restante 33.8% de condicionada. Los proyectos que concentran el mayor gasto de inversión son cuatro proyectos de inversión directa: Pacífico, 13.3 miles de millones de pesos, 43 Proyectos

regulados a través del Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 19952000, Diario Oficial de la Federación, marzo de 1996.

El Cajón, 13.6 miles de millones, La Yesca, 13.7 miles de millones y Laguna Verde, 9.7 miles de millones.

Destacan asimismo, 27 centrales generadoras, 21 en operación y 6 en construcción, que son operadas por productores independientes, principalmente empresas españolas44. Los permisionarios privados de CFE tienen contratos de compra-venta de energía eléctrica hasta por 25 años por un monto total de 1.6 billones de pesos45.

Los contratos se extienden hasta el año 2041 pero pueden ser renovados, según lo establecen las cláusulas contractuales. A diciembre de 2009, los permisionarios privados recibieron ingresos por 268 mil millones de pesos, 17% de los ingresos programados para todo el periodo, lo que implica que al menos con la infraestructura actual recibirán hasta 1.32 billones de pesos entre 2010 y 2041, es decir, el 83% restante. Existen cinco proyectos nuevos de inversión condicionada (Noreste, Norte II, Guadalajara I, Norte y BC III) cuyas fechas de operación son entre 2010 y 2016 que recibirán pagos por la venta de electricidad a CFE por 507 mil millones de pesos, 31.7% del total, y sólo generarán una capacidad de 1,913 MW, 7.7% del total programado (24,844 MW).

Deuda Pidirega. Entre 1999 y 2043, la CFE tendrá que cubrir un pasivo PIDIREGA por 545.3 miles de millones de pesos, de acuerdo con la tabla de amortización y pago de intereses del PEF 2010. Al 31 de diciembre de 2009, la CFE pagó 63.7 miles de millones de pesos de capital y 42.2 miles de millones de intereses, lo que significa que entre 2010 y 2043 tiene pendiente de pago amortizar 435.4 miles de millones de pesos y de costo financiero 131.2 miles de millones.

Los capitales de estas empresas se están posicionando de manera importante en los segmentos de generación de ciclo combinado, energía eólica y gas natural.

45 Presupuesto de Egresos de la Federación 2010. Tomo V, Entidades de Control Directo, Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo.

44

En la medida que se incorporen más proyectos el pasivo incrementará montos y plazos de vencimiento, con los saldos actuales se inició un periodo a partir de 2009 de elevados pagos de capital e intereses que se extenderá hasta el 2023, con pagos anuales que en promedio superan los 25 mil millones de pesos. Las tasas de los pasivos en moneda extranjera superan el 7% anual por lo que el servicio de la deuda ejercerá una fuerte presión en el pago de las obligaciones.

El pasivo directo y contingente de los PIDIREGAS crecen a una TMA de 24.2%, lo que implica que la CFE con el impacto diferido en el gasto de los compromisos financieros adquiridos se le empezaron a acumular progresivamente los pasivos cuando los proyectos entraron en operación. Es decir, el esquema está generando ingresos pero una proporción muy importante se está destinando al pago a permisionarios privados por la compra de electricidad y al pago de los pasivos que los proyectos están acumulando. Por ello, anualmente la CFE tiene que estar recibiendo recursos presupuestales subsidiados para compensar sus pérdidas.

4.9.2. Inversión presupuestal La inversión física de CFE y LFC, ha sido insuficiente para que el servicio público de generación de electricidad cuente con una infraestructura sólida que permita cubrir el crecimiento de la demanda interna de electricidad. El gasto en inversión como proporción del gasto programable, disminuyó de 22.7% en 1998 a 10.8% en 2009 y en LFC de 6.2% pasó a 5%, en el mismo lapso. Lo anterior, ratifica el dominio que tienen los PIE´s en los proyectos de generación de electricidad.

La Cuenta Pública de 2009 enfatiza, a través del Programa de Transformación Corporativa, las acciones de modernización y fortalecimiento de la CFE, no obstante, en ese año el organismo sólo canalizó 10.7% de la inversión presupuestaria ejercida a construcción de nuevos proyectos. El 89.3%, fue destinado a cubrir gastos de mantenimiento de la infraestructura en operación y a la amortización de la deuda PIDIREGA. Si se incorporan el resto de los PEE, incluidos los PIE´s, la inversión de los permisionarios privados podría haber ascendido a más de 50% de la inversión total y considerando el gasto de CFE efectivamente canalizado a la construcción de nueva infraestructura, la de los permisionarios podría ser mayor a 85% del total: 3.4 miles de millones de CFE, 19.2 miles de millones de PIE´s y 6.8 miles de millones de otros productores externos.

4.10. Pérdidas de energía eléctrica En el proceso de distribución de energía eléctrica se presentan pérdidas técnicas y no técnicas. En el periodo 2000-2009, en el caso del área de atención de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LFC), dichas pérdidas se incrementaron de manera casi constante hasta alcanzar un máximo de 31% en 2009. Se estima que 19% es por robo de energía, con un valor de 14.5 miles de millones de pesos.

En el resto del país, el comportamiento ha sido más estable, con pérdidas de aproximadamente 11.3%, con variaciones poco significativas. A nivel internacional, las pérdidas totales de energía oscilan entre 6 y 8%. 46

4.11. Balance financiero del sector eléctrico Producto de la caída de la demanda de energía eléctrica de consumidores domésticos e industriales, los ingresos en 2009 de CFE se redujeron en 20.9% en términos reales respecto del año anterior. No obstante, las ventas del organismo crecieron a una TMAR de 8.9% entre 2001 y 2008 y 4.6% entre 2001 y 2009, lo que significa que aun descontando la inflación los ingresos reportan gran dinamismo debido al incremento de las tarifas promedio reales del organismo.

La CFE, no ha podido transferir el aumento de los gastos y costos de explotación a las tarifas eléctricas para que se reflejen en ingresos operativos. En esos mismos periodos costos aumentaron a una TMAR de 9.8% el primero y 6.8% el segundo, de tal manera que sus ingresos operativos son negativos por 70.6 miles de millones de pesos nominales entre 2001 y 2009.

46 Estrategia

Nacional de Energía, Febrero de 2010, SENER.

Los costos y gastos de explotación están influenciados principalmente por los costos de explotación que incluyen básicamente el gasto que tiene que cubrir la CFE a los permisionarios privados por la compra de energía eléctrica, mismo que se incrementó a una TMAR de 6.4%, en 2001-2009, y por las obligaciones laborales que reflejan un incremento de la TMAR de 16.2% en ese mismo periodo.

El elevado crecimiento de la venta de energía eléctrica de los PEE a la CFE y el gran crecimiento de las obligaciones labores, propiciaron que los costos y gastos de explotación se incrementaran, como proporción de los ingresos de CFE, de 101% en 2001 a 118% en 2009. Lo propio ha hecho el costo de explotación que aumentó de 72.2% a 82.3% en ese mismo periodo, dinámica que es resultado del incremento de los precios de la electricidad que compra CFE a los permisionarios privados. Las tarifas promedio de CFE, a precios de 2009, se incrementaron de 0.88 pesos por KWh en 2001 a 1.42 pesos por KWh en 2008, lo que implicó una tasa media de 7.1% en el periodo; en 2009, la tarifa registrada fue de 1.21 KWh, resultando un aumento promedio anual de 4.1%, en 2001-2009.

Entre 2001 y 2009, las pérdidas operativas de LFC fueron mayores en alrededor de 4 veces las de CFE, debido principalmente a que sus costos de compra de electricidad a CFE han sido elevados. Durante ese periodo, se estima que los costos de explotación representaron 178% de los ingresos totales por ventas, muy superior al indicador de CFE. Las ventas de electricidad de CFE a LFC, con una sobretasa47 respecto de su costo de adquisición, impactaron desfavorablemente incrementando aun más el costo de explotación del organismo liquidado.

47 Fuentes

de CFE indicaron que la empresa vendía energía eléctrica a LFC a 1.5 pesos el KWh y que la comparaba a los PEE a 1 peso el KWh.

En ambas empresas, el gobierno federal transfirió recursos presupuestales para compensar las pérdidas operativas: En CFE, se registraron operaciones virtuales en aprovechamiento por explotación48 que debió haber sido entregado al gobierno federal, no obstante, el organismo recibe subsidios virtuales mayores al aprovechamiento para sostener las bajas tarifas, el neto resultante se carga al patrimonio de la entidad como insuficiencia tarifaria49. En 2001-2009, LFC recibió subsidios efectivos por 248 mil millones de pesos y CFE subsidios virtuales por 563 miles de millones, 2.3 veces más que el organismo liquidado. Los subsidios recibidos por las dos empresas no fueron suficientes para impedir pérdidas netas acumuladas en el periodo.

En el balance financiero de CFE, mientras los activos se reducen a una TMAR de 0.3%, el pasivo se incrementa 7.2% derivado del dinamismo del pasivo de largo plazo que aumenta 20.8%. El endeudamiento de largo plazo, es producto del elevando pasivo acumulado por los proyectos PIDIREGAS y el pasivo laboral. El patrimonio, como ha sido afectado por las pérdidas netas del organismo reporta una TMAR negativa de 5.1% en 2001-2009.

Los PIDIREGAS están generando un pasivo directo y contingente que se reflejará en una acumulación creciente de amortizaciones y pago de intereses y mayores saldos de la deuda que no se están reportando en la Cuenta Pública Federal 50 A cargo de CFE, determinado mediante la aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior.

49 Los subsidios virtuales recibidos por CFE, en la práctica son subsidios efectivos debido a que la empresa no realizó la erogación fiscal que le correspondía a través del aprovechamiento al gobierno federal.

50 El saldo de la deuda de los PIDIREGAS de CFE, aparece registrado en los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) que a 2009 asciende a 90.3 miles de millones de pesos, 59.7 miles de millones de deuda externa y 30.6 miles de millones de deuda interna.

48

Por otra parte, existe un contraste entre los indicadores operativos y financieros de ambas empresas que favorece a CFE en general, no obstante, los números indican una descomposición progresiva del servicio público eléctrico donde CFE presenta pérdidas operativas y netas elevadas que están siendo compensadas por las trasferencias presupuestarias del gobierno federal que fueron duplicadas en los últimos ocho años.

Los permisionarios privados, a su vez, están obteniendo ganancias extraordinarias y sin riesgos por la venta de energía eléctrica a CFE y están creando una infraestructura con una capacidad de generación excedente que rebasa notoriamente el aumento de la demanda efectiva de electricidad, propiciando márgenes crecientes. Dado que CFE trabaja con costos operativos más bajos que los de LFC, ello debería reflejarse una vez liquidada la paraestatal en tarifas más bajas a los usuarios residenciales de energía eléctrica de la zona centro del país.

4.12. Liquidación de Luz y Fuerza del Centro El 10 de octubre de 2009, el Ejecutivo Federal decretó la extinción de LFC señalando, entre otros argumentos, que los recursos recibidos por el organismo son cada vez más onerosos sin que se refleje una mejora en la calidad del servicio, con costos cada vez más elevados, con una plantilla laboral en crecimiento y con privilegios en el contrato colectivo de trabajo que otorga decisiones de la operación en beneficio de los intereses del Sindicato Mexicano de Electricistas (SME).

En diciembre de 1989, se había reformado el artículo Cuarto Transitorio de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), con lo cual se concluyó la liquidación de la Compañía de Luz y Fuerza del Centro. El 9 de febrero de 1994, a través de un decreto, el Ejecutivo Federal dispuso de la constitución, estructura y funcionamiento de un nuevo organismo denominado Luz y Fuerza del Centro (LFC)51.

Entre los factores que se señaló como determinantes en la decisión de extinción de LFC, deben analizarse los siguientes. ― LFC desde su creación había recibido transferencias presupuestales cuantiosas y que entre 2001 y 2009, se incrementaron en más de 200%, ya que pasaron de 13 mil millones de pesos en el primer año a 42 mil millones en el segundo. Sin embargo, debe aclarase, que eso no fue exclusivo del organismo liquidado, también la CFE recibió cuantiosas transferencias que se mantuvieron altas, al incrementarse de 46.6 miles de millones de pesos a 98.3 miles de millones, durante ese mismo periodo. ― Los costos casi duplicaron a sus ingresos por ventas. De 2001 a 2008, la entidad registró ingresos por ventas de 282 mil millones de pesos, mientras que sus costos ascendieron a 524 mil millones, es decir, 186% sus ingresos.

Debe reiterarse, que la inversión en proyectos de infraestructura autorizados por los coordinadores sectoriales, SHCP Y SENER, para la entidad fueron insuficientes para que el organismo generara la electricidad que demandaba la zona centro del país y en consecuencia esta provenía de compras a la CFE. Los altos costos de la energía comprada a CFE, implicaron que estos aumentaran 90.8% como proporción de los ingresos totales en 2001 a 119.5% en 2008. ― Se mantenía un pasivo laboral de 240 mil millones de pesos. Este pasivo contribuyó a mermar seriamente la situación financiera de la empresa debido a que adicionalmente no había un fondo para cubrir los requerimientos de pensionados y jubilados. CFE, con una situación financiera menos crítica, también reportó un pasivo laboral equivalente, por 220 mil millones. ― Las pérdidas totales de energía eran excesivas y superiores en casi tres veces a las observadas por la CFE. Una gran proporción de las pérdidas se concentró en adeudos de gobiernos estatales y municipales de la zona centro y de empresas corporativas que realizaban acuerdos con el gobierno federal.

El SME interpuso un amparo en contra del Decreto de Extinción, argumentando que LFC por ser constituida mediante la reforma al artículo Cuarto Transitorio de la LSPEE su extinción debía realizarse con la intervención del Poder legislativo y no únicamente del Ejecutivo, autor del decreto. La SCJN, el 5 de julio de 2010, confirmó la resolución emitida por un Juez de Distrito y negó el amparo al SME, señalando en esencia que dicho acto está reconocido como una facultad del Titular del Ejecutivo Federal.

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― Los costos unitarios de las obras de LFC eran 176% superiores a los de CFE. Los indicadores podrían ser alarmantes para el organismo desincorporado al compararse con estándares internacionales, lo cual es también válido para la evaluación de los indicadores de desempeño de la propia CFE. Bajo este contexto, es notorio el desplazamiento que está sufriendo el servicio público de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el país por los Productores Externos de Energía y el alto grado de desocupación de la planta productiva del SEN en propiedad del Estado. No solo es LFC, quien por decreto se extinguió, sino también CFE está perdiendo progresivamente participación de mercado y los PEE detentan alrededor de 50% de la capacidad de generación de CFE. En 2007, Unión Fenosa, productor privado independiente de origen español, vendió el KWh a CFE a 59 centavos y CFE lo vendió a su vez a LFC a 1 peso y 93 centavos a los industriales. En 2008, las compañías eléctricas en su conjunto aumentaron el KWh entregado a CFE a 93 centavos y CFE lo transfirió a LFC a 1.50 pesos y la SHCP obligó al organismo liquidado a vender al usuario a 1.18 centavos. Ello originó que los costos de explotación de CFE fueran absorbidos por LFC, generando un sobreprecio de cerca de 13 mil millones de pesos en 2009. La energía comprada a CFE tuvo un costo que se incrementó de 41.5 miles de millones de pesos en 2001 a 108.4 miles de millones de pesos en 2008; así, los costos de explotación se integraron 56% de electricidad comprada a CFE y 26% de pasivo laboral, principalmente. Los altos costos de energía eléctrica que la CFE adquiere de los PEE fueron transferidos a la propia LFC deteriorando aún más su difícil situación financiera.

Otros costos adicionales, que impactaron negativamente en las finanzas del organismo, fueron el suministro de combustible para la generación de electricidad; los adeudos de los gobiernos estatales de Hidalgo, México, Morelos y Puebla por la venta de energía eléctrica que a junio de 2009 ascendieron a 7.4 miles de millones de pesos; el deficiente cobro a grandes empresas, a las que se les mantiene el servicio, y cuyos adeudos ascienden a 2.4 miles de millones de pesos; el costo de transporte de electricidad desde plantas generadoras externas; las pérdidas no técnicas, como el consumo ilícito, la alteración de medidores y facturaciones alteradas; los salarios y prestaciones al personal solo representaron 6.3% de los costos y gastos de explotación.

El sector eléctrico mexicano requiere un diagnóstico detallado y una propuesta de una profunda reconfiguración, la extinción de LFC no corrige el problema de fondo que es la reconstitución de la capacidad de generación eléctrica pública a costos y precios competitivos, de tal manera que atienda las necesidades de consumo de los diversos sectores económico y doméstico utilizando su propia infraestructura que está subutilizada. La CFE disminuyó su capacidad de generación en más de 12 mil MW para permitir el ingreso de los permisionarios privados y los seis millones de usuarios cuyo suministro era cubierto por LFC, el cual será atendido por estos mismos permisionarios.

Adicionalmente, las pérdidas de LFC subsidiadas presupuestalmente por el gobierno federal a través de menores tarifas a los consumidores, también es una práctica utilizada por la CFE. Los costos fijos y variables que implica tener una infraestructura subutilizada deterioran sensiblemente el margen operativo, que son complementados por el alto costo que la paraestatal tiene que destinar al pago a permisionarios por la compra de la electricidad, incluidos todos los excedentes.

Por ello, las exportaciones de energía se han incrementado en los últimos años debido a que no hay forma de colocar los excedentes en el mercado nacional.

Entre 2001 y 2009, CFE recibió casi el doble de las transferencias que el gobierno asignó a LFC para financiar sus elevados costos de explotación; la diferencia respecto de la primera es que el organismo no recibió esos recursos como un flujo directo sino que han sido operaciones compensadas atribuibles a la cancelación del pago de aprovechamientos. Los subsidios a LFC fueron utilizados para pagar los costos de energía que la empresa adquirió de CFE y otros costos de combustibles.

LFC operó con un alto grado de ineficiencia en sus procesos y perdió una gran cantidad de energía eléctrica, pero las transferencias contables aplicadas a CFE son un indicador de los altos costos que le transfieren los permisionarios privados con la venta de electricidad y al propio tiempo reflejan los bajos índices de rentabilidad y productividad. Adicionalmente, la CFE está imposibilitada para pagar al gobierno federal el aprovechamiento por la explotación de la electricidad que le establece la normatividad vigente debido a la insuficiente renta operativa.

La estrategia del sector energético de mediano y largo plazo debe replantearse en varias vertientes, con el fin de atender los rezagos de gasto de capital que enfrenta la industria desde al menos las dos últimas décadas. Se requiere diseñar una estrategia para conducir a la industria energética del país hacia un proceso modernizador con desarrollo tecnológico para que deje de ser productor de insumos y se convierta en productor de procesos con alto valor agregado.

En electricidad, es necesario replantear el modelo de intensa participación de los permisionarios privados que están desmantelando el servicio público nacional, primero con la extinción y liquidación de LFC y progresivamente con la pérdida de capacidad de generación de electricidad por parte de CFE. Los elevados márgenes de generación son producto del gran número de permisos otorgados a PEE por parte de la CRE, que están generando nueva infraestructura eléctrica en manos privadas en detrimento de la subutilización de la pública.

— En electricidad, la fiscalización superior tiene un amplio potencial en temas como la revisión de la capacidad de generación de la CFE, que está siendo subutilizada, con el aumento de los costos fijos y variables que ello implica, para permitir que los productores externos de energía (PEE) exploten y vendan al organismo público la electricidad que generan. Estos productores no asumen riesgos porque deciden vender a la CFE la energía que producen a los precios que pactaron en contratos que se extienden por 25 años y más. Existe un campo a evaluar por parte de la ASF en materia de licitaciones y permisos a permisionarios privados como Iberdrola, EDF International, Mitsubishi, AES, Intergen, TransAlta, entre otros, ya que la CRE ha autorizado inversiones y proyectos que están desplazando a los del servicio público nacional.

— En lo relativo a las tarifas de electricidad, será importante para la fiscalización determinar en qué medida los altos precios de los permisionarios privados provocaron el aumento de costos de las empresas públicas y estos están siendo transferidos a las tarifas de los usuarios de electricidad del servicio público: consumo residencial y de las diversas actividades económicas. Incluso en qué medida también la reventa a LFC de la electricidad adquirida de los permisionarios por parte de CFE, con una sobretasa, deterioró aun más la difícil situación financiera del organismo liquidado.

— La fiscalización tendrá como tarea la revisión de los subsidios que el gobierno federal ha entregado con recursos presupuestales a las dos empresas públicas, LFC y CFE, para compensar las bajas tarifas eléctricas y determinar si efectivamente deben ser imputados a las bajas tarifas o a los altos costos de venta derivados de los pagos que la CFE está realizando a los permisionarios privados por la adquisición de energía eléctrica. Lo cual podría implicar que en la medida que CFE esté siendo desplazada por los proyectos de las empresas extranjeras, el suministro de la electricidad continuará aumentando su precio.

— Un campo fértil adicional para la fiscalización superior, lo es el elevado margen de generación del SEN. Se esgrime que ese margen es producto de la baja demanda efectiva de energía eléctrica que se deriva, a su vez, del lento crecimiento de la actividad económica del país y que el aumento de la generación proviene de una programación de largo plazo realizada por la CFE basada en expectativas de crecimiento alto del producto nacional de los criterios macroeconómicos que no se cumplen. No obstante, pareciera entonces que la CRE sigue fielmente esas expectativas porque es quien finalmente autoriza los permisos de concesión a los permisionarios privados, principalmente extranjeros.

La ASF, deberá evaluar bajo qué criterios de política energética la CRE está autorizando esos permisos que están desplazando a las empresas del servicio público y están generando una sobreoferta en la capacidad de generación eléctrica.

— Deberá evaluarse por parte de la fiscalización superior, el contexto económico, financiero, legal y político de la extinción y liquidación de LFC. En el marco del predominio de la inversión extranjera en una industria de generación y suministro de electricidad que constitucionalmente pertenece al Estado mexicano, habrá de revisarse qué tanto la liquidación de LFC, la propia subutilización de la capacidad instalada y desplazamiento de la CFE son resultado de la presencia de los permisionarios privados y no tanto de deficiencias operativas y financieras del organismo liquidado. Qué tan expuesta está la CFE para que entre en un proceso similar o se convierta en un intermediario para compra-vender electricidad y así salvar los preceptos constitucionales.

— Se requiere en cualquier caso, revisar los lineamientos y objetivos rectores de la política eléctrica nacional y sus programas de prospectivas de tal manera que se diseñen propuestas alternativas para redefinir la estructura del SEN. No es mediante la liquidación de empresas públicas y la privatización del SEN que se logrará contar con una industria eléctrica eficiente que garantice el suministro con tarifas adecuadas para los usuarios, habrá que replantear el reposicionamiento del servicio público mediante una estrategia de largo plazo con la rectoría estatal.

ABREVIATURAS ASF

Auditoría Superior de la Federación o su equivalente órgano de fiscalización superior.

CGPE

Criterios Generales de Política Económica

CHPF

Cuenta de la Hacienda Pública Federal

CRE

Comisión Reguladora de Energía

LD

Ley de Derechos

LFPRH

Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.

LGDP

Ley General de Deuda Pública

LI

Ley de Ingresos Fiscales del Sector Público.

LPCGPF

Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal

NIF

Normas de Información Financiera que sustituyeron a los PCGA y que están vigentes desde mayo de 2007.

PBCG

Principios Básicos de Contabilidad Gubernamental.

PCGA

Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados

PEF

Presupuesto de Egresos de la Federación

PICE

Programa para Impulsar el Crecimiento y el Empleo

PPEF

Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación

RFSP

Requerimientos Financieros del Sector Público

SEC

Securities and Exchange Commission (EUA)

SENER

Secretaría de Energía

SHCP

Secretaría de Hacienda y Crédito Público

TMAC

Tasa Media Anual de Crecimiento

UEC

Unidad de Evaluación y Control de la Cámara de Diputados

GLOSARIO DE TÉRMINOS Asset Backed Securities. Mecanismo financiero que consiste en la conversión de ciertos activos en títulos de renta fija negociables en un mercado secundario de valores. La titulación consiste en agrupar una serie de activos (derechos de cobro de ingresos petroleros futuros, hipotecas subprime, por ejemplo) en un fondo con el fin de emitir bonos del mismo y colocarlos entre los inversores.

Autoabastecimiento de energía eléctrica. La utilización de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantas destinadas a la satisfacción de las necesidades del conjunto de los copropietarios o socios.

Autoabastecimiento remoto de energía eléctrica. Uso de las redes de transmisión públicas –CFE y LFC- por parte de permisionarios privados para desde su central generadora transmitir electricidad a cualquier parte del país.

Carga Fiscal de PEMEX. Es la parte de los ingresos operativos del organismo que toma el Estado, mediante el IEPS y el IVA a gasolinas, así como los derechos sobre hidrocarburos y otro tipo de derechos, productos y aprovechamientos. Pude medirse como una proporción de los ingresos fiscales (IF) obtenidos por esta vía con relación al valor del Producto Interno Bruto (PIB), Carga Fiscal =IF/PIB. Contratos de Riesgo. Son operaciones que llevan a cabo dos empresas para realizar un determinado requerimiento, obra o para la prestación de un servicio.

Estas empresas se asocian con el objetivo de compartir riesgos, tecnologías y financiamientos.

Contratos incentivados o de desempeño. Los contratos incentivados es un nuevo modelo de contratación de servicios de Pemex que se encuentra en revisión en el Consejo de Administración de la paraestatal, se pretende utilizarlo en un 95% de las nuevas contrataciones y pretende generar ahorros y mitigar riesgos financieros. Busca asociar a los contratos beneficios no contemplados en los contratos tradicionales para el contratista como reparto de la renta petrolera en función de los ingresos generados por los proyectos.

Déficit Fiscal Ampliado. Es el déficit tradicional más el saldo de los requerimientos financieros del sector público (RFSP). Varios puntos porcentuales con relación al PIB. Déficit Fiscal Tradicional. La diferencia entre ingresos y gastos del sector público presupuestal, en equilibrio desde 1993.96 Empresas Offshore. Empresas que realizan operaciones financieras en los denominados paraísos fiscales, donde no están regidos por ningún tipo de regulación, normalmente el registro de sus operaciones se realiza mediante contabilidad paralela.

Exportación de energía eléctrica. Los permisionarios de cogeneración, pequeña producción y producción independiente pueden destinar parte de su capacidad de generación para su venta en el extranjero.

Flujo Neto. Es la diferencia entre ingresos y egresos después de cubrir el costo financiero.

Flujo Neto Efectivo. Es el flujo neto menos las obligaciones fiscales.

Importación de energía eléctrica. Para cubrir las necesidades propias del permisionario con energía eléctrica proveniente de fuentes ubicadas en el extranjero.

Inversión Financiada Comprometida: Es el total de la inversión que en un proyecto se eroga desde que inicia hasta que concluye el mismo.

Inversión Financiada Contratada: Es el monto de inversión erogado en un proyecto a un año específico.

Pasivo Contingente. Corresponde a las obligaciones financieras adquiridas por los proyectos PIDIREGAS y que se generen a partir del tercer año del compromiso adquirido hasta el pago total de los mismos.

Pasivo Directo. Se refiere a los montos de financiamiento a pagar del os proyectos PIDIREGAS durante el ejercicio fiscal anual corriente y el ejercicio fiscal siguiente.

Pasivo Legal: Es la obligación derivada de un pasivo directo, el cual comprende los montos a pagar durante el ejercicio anual y el ejercicio siguiente, según lo establecido en el Artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública.

Pasivo Real. Representa el pasivo cuyo vencimiento corresponde al año en curso.

Pasivo Total: Importe de la obligación total materia de contrato.

Pequeña producción de energía eléctrica. La venta a la Comisión Federal de Electricidad de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo caso no podrán tener una capacidad mayor de 30 MW en un área determinada por la SENER. PIDIREGAS. En 1995, se diseñó un nuevo mecanismo de la inversión pública denominado Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, también conocidos como Proyectos de Infraestructura Diferidos en el Registro del Gasto que se han utilizado para financiar proyectos tanto de PEMEX como de CFE. Productor externo de energía o PEE. Persona física, sociedad, asociación, fideicomiso u otra entidad o forma de asociación, ya sea con o sin personalidad jurídica en México, que sea titular de un permiso de productor externo de energía, que le autorice a proporcionar capacidad de generación de energía eléctrica y a vender la energía eléctrica asociada a la CFE, de conformidad con lo dispuesto en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento.

Producción independiente de energía eléctrica. La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la Comisión Federal de Electricidad o a la exportación.

Riesgo Moral. El que asumen los gobiernos federales cuando se generan pasivos nacionales públicos o privados y los toma el propio gobierno como parte de su balance fiscal.

Titulación de los Flujos de Ingresos Futuros (securitization of future flow receivables). Esquema financiero utilizado principalmente por países en desarrollo cuando experimentan necesidades de financiamiento y se otorga como garantía los ingresos futuros que generará el proyecto financiado.

Valor Presente Neto Efectivo (VPNE). Generalmente, los beneficios o pérdidas de los proyectos PIDIREGAS están expresados a través del VPNE, que se define como la diferencia entre los ingresos generados y los costos operativos más los costos financieros.

Vehículo Financiero. También denominada compañía offshore, que realiza transacciones financieras normalmente fuera de normatividad, bajo una contabilidad paralela y que aprovecha las ventajas de nula o escasa regulación en los llamados paraísos fiscales.

Vehículos Financieros de PEMEX. Algunos de ellos operan en los paraísos fiscales con la garantía de PEMEX y el gobierno federal y sus cuentas financieras no están registradas en la contabilidad gubernamental, así como tampoco están sujetas a la supervisión de entidades regulatorias nacionales.