Revista Tiempo de Derechos No. 21 by tiempodederechos

Tiempo

Derechos

ENERGÍA,

PRESENTE Y FUTURO

ESCRIBEN: »» »» »» »» »» »» »» »» »» »»

JORGE KIM JOSÉ RUIZ PORTE PETIT ROBERTO MARTÍNEZ ESPINOSA FERNANDO ZENDEJAS REYES PEDRO JOAQUÍN COLDWELL DANIEL SALOMÓN SOTOMAYOR RICARDO ESQUIVEL BALLESTEROS DANIEL GONZÁLEZ-DÁVILA PAULO ARTURO FLORES TELLO ALFONSO HERRERA GARCÍA

$75.00

ENERO 2020. No. 21

DIRECTORES GENERALES

M. R. Mariano Azuela Güitrón M. R. Sergio Salvador Aguirre Anguiano

CONSEJO EDITORIAL

Acuña Juan Manuel, Adato Green Victoria, Aguirre Anguiano Sergio, Aguirre Anguiano José Luis, Azuela Güitrón Mariano, Betanzos Torres Eber Omar, Chávez Chávez Arturo, Cruz Razo Juan Carlos, De la Mata Pizaña Felipe, Estrada Michel Rafael, Fernández de Cevallos Diego, García Velasco Gonzalo, Germán Rangel Arturo, Gómez Mont Fernando, Gutiérrez Fernández José Guillermo, Hamdan Amad Fauzi, Herrera Fragoso Agustín, Jáuregui Robles César, Lozano Díez José Antonio, Luna Ramos Margarita Beatriz, Martínez Andreu Ernesto, Marroquín Zaleta Jaime Manuel, Medina Mora Eduardo, Mejan Career Luis Manuel, Ortiz Mayagoitia Guillermo, Preciado Briseño Eduardo, Prida Peón del Valle Antonio M., Schmill Ordóñez Ulises, Saldaña Serrano Javier, Sempé Minvielle Carlos, Silva Abbott Max, Soberanes Fernández José Luis, Velásquez Juan, Vigo Rodolfo Luis, Zambrana Castañeda Andrea, Zertuche García Héctor.

CONTENIDO ENERO 2020. No. 21 TIEMPO DE DERECHOS

ARTÍCULOS

06 07 08

Editorial ANTONIO GARCI

Potenciar la Energía JORGE KIM JOSÉ RUIZ PORTE PETIT

Un breve relato del México petrolero

DIRECTORA EDITORIAL

Lourdes González Pérez

EDITOR

Armando Flores Velázquez

ARTE Y DISEÑO

Irasema Tovar Alvarez

CONTACTO

Teléfono: 55 5520 2576 suscripciones@tiempodederechos.mx “Tiempo de Derechos, año 2, número 21, enero 2020, publicación mensual editada por Fundación Aguirre, Azuela, Chávez, Jáuregui, Pro Derechos Humanos A.C., con domicilio en Sierra Candela #43 Col. Lomas de Chapultepec. Del. Miguel Hidalgo C.P. 11000 Ciudad de México. Teléfono 55 5520 2576, correo electrónico suscripciones@tiempodederechos.mx. Reserva de Derechos al Uso Exclusivo número 04-2018-031510554100-102. ISSN 2594-1070. Licitud de título y contenido número 17140 otorgado por la Comisión Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas de la Secretaría de Gobernación. Impresa por Preprensa Digital S.A. de C.V., con domicilio en Caravaggio 30 Col. Mixcoac Del. Benito Juárez C.P. 03910. Teléfono 55 5611 9653. Este número se terminó de imprimir el 21 de diciembre de 2019, con un tiraje de 5,000 ejemplares. Las opiniones expresadas por los autores no representan necesariamente la postura del editor. Queda prohibida la reproducción total o parcial de la publicación (contenidos e imágenes) salvo autorización previa de la editorial dada por escrito.”

FERNANDO ZENDEJAS REYES

Ocupación superficial y protección ambiental

PEDRO JOAQUÍN COLDWELL

ROBERTO MARTÍNEZ ESPINOSA

Razones e instrumentos del presente energético

DANIEL SALOMÓN SOTOMAYOR

Propuestas para integrar la red de gasoductos

La transformación energética de 2013-2018

RICARDO ESQUIVEL BALLESTEROS

Fair Play en Sistrangas: medición indispensable

SECCIONES DANIEL GONZÁLEZ DÁVILA

SI DE CUENTOS SE TRATA... CUÉNTALO

Laguna Roja

PAULO ARTURO FLORES TELLO

CASO JUZGADO

Impuesto al Sol

ALFONSO HERRERA GARCÍA

TIEMPO DE LIBROS

Enero 2020

EDITORIAL

ifícilmente bajo el rubro energía podemos encontrar vocablo más equívoco: fuerza en las decisiones, dimanancia siempre del sol, eléctrica, atómica, física, nuclear, convicción firme, afirmación rotunda... y sígale usted por su cuenta. A nuestro país y a otros les importa desarrollar energía para el crecimiento de su industria, en busca del bien común. Esta revista proporciona un breve caleidoscopio de la última acepción. Se estima de gran interés el contraste de las diferentes percepciones del cómo, cuándo y dónde tenerla, e incluso para qué. Adentrémonos en ello. Empezar el año con energía, con las acepciones que resulten, es empezarlo bien, estimados lectores.

POTENCIAR LA ENERGÍA

Enero 2020

UN BREVE RELATO DEL MÉXICO PETROLERO Los mexicanos se han perdido en la discusión acerca de si los hidrocarburos son el medio o el fin; mientras, es bien sabido que, para lograr el desarrollo, bajo cualquier modelo que se adopte y gobierno que lo encabece, se necesita de la participación de la iniciativa privada.

JORGE KIM Fue director Jurídico de Pemex de 2016 a 2018. Previamente, fue director Jurídico del Instituto Mexicano del Seguro Social, jefe de la Unidad de Legislación Tributaria en la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y director general de Amparos en la Procuraduría Fiscal de la Federación de 2006 a 2012. Actualmente, es socio de la firma de abogados White and Case.

JOSÉ RUIZ PORTE PETIT Maestro en Derecho con enfoque en Energía y Arbitraje Internacional por la Universidad de Texas en Austin y Licenciado en Derecho por el Instituto Tecnológico Autónomo de México. Ha sido profesor de asignatura en el ITAM y también por la Universidad Anáhuac, México Sur.

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México nace como país independiente como dueño de sus recursos petroleros.

partir de la independencia de México, la propiedad y dominio de los recursos del subsuelo pertenecieron a la Nación. No obstante, durante los siguientes ochenta años, se fueron gestando diversas reformas que tuvieron como resultado la privatización del sector energético.1 Entre las reformas más destacadas se encuentra la promulgación de la Ley Minera de los Estados Unidos Mexicanos en 1892, a través de la cual se le otorga el derecho al dueño del suelo de explotar los combustibles minerales, siempre que se cubra el impuesto correspondiente.2 Asimismo, en 1901 se expidió la Ley del Petróleo, a través de la cual se faculta al Ejecutivo Federal a otorgar permisos a particulares para explorar

Foto: Depositphotos.

y explotar los terrenos propiedad de la Nación.3 Una vez teniendo un descubrimiento, la Secretaría de Fomento otorgaba una patente de explotación, la cual tenía una duración de 10 años.4 Las reformas cumplieron su objetivo de atraer inversión extranjera para el desarrollo del sector energético. Por dar algunos ejemplos relevantes, en 1904, la Mexican Petroleum Company ubicó en el campo El Ébano, el pozo La Pez, cuya producción se calculó en mil 500 barriles diarios. Asimismo, en 1910, en el Pozo Casiano número 7 se tuvo una producción de 60 mil barriles diarios. Por último, un año después, se comienza la exportación de petróleo mexicano por parte de las empresas Doheny y Pearson.5

Cfr. Aguilera, M., Alejo, F., Navarrete, J., & Torres, R. (2014). Consideraciones sobre la Reforma de la Industria Petrolera en México. Economía UNAM, 11(3), 110–137. Recuperado de https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1665952X1472184X. Cfr. Ríos Granados, G. (2017). Reflexiones iniciales sobre el régimen fiscal de la exploración y explotación de hidrocarburos en México. Boletín Mexicano de Derecho Comparado, 1(149), 906. https://doi.org/10.22201/iij.24484873e.2017.149.11361 3 Cfr. Álvarez, J. (2006). Crónica del petróleo en México. De 1863 a nuestros días. Distrito Federal, México: Petróleos Mexicanos, p 24. 4 Cfr. Ríos Granados, G. (2017) p. 907. 5 Cfr. Fuentes para la historia del petróleo en México. (s.f.). Recuperado 15 noviembre, 2019, de https://petroleo.colmex.mx/index.php/component/ content/article/55 1

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A partir de 1912 se comienza con la regulación de la industria, primero, con la aplicación de un impuesto a la producción de petróleo crudo, por parte de Francisco I. Madero. En 1915, Venustiano Carranza creó la Comisión Técnica del Petróleo6 y, posteriormente, con la promulgación de la Constitución de 1917, se le vuelve a otorgar a la Nación la propiedad sobre los recursos en el subsuelo; sin embargo, se podían otorgar concesiones a los particulares para su explotación.7 Sin embargo, desde la promulgación de la Ley del Petróleo, se generaron diversos abusos. Por una parte, los propietarios rurales fueron sujetos de amenazas con el propósito de despojarlos de sus tierras. Los gobiernos en turno fueron complacientes ante la falta de pago de impuestos de las empresas, ya sea por la debilidad para su cobro o por las presiones ejercidas por éstas –en el plano judicial, político y militar– o por los gobiernos de los países extranjeros.8 Plutarco Elías Calles, en 1925, promulgó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, en la cual se establecía que correspondía a la Nación el dominio directo de toda mezcla natural de carburos de hidrógeno que se encontraran en un yacimiento. Inconformes, las empresas presentaron diversos amparos que fueron concedidos y confirmados por la Suprema Corte de Justicia.9 En 1933, se creó la Compañía Petróleos de México, S. A. (Petromex), con participación gubernamental y privada, con los objetivos de regular el mercado interno de petróleo y asegurar el abastecimiento interno, entre otros.10 Para 1935, se constituyó el Sindicato Nacional de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) a través de la fusión de las agrupaciones que se tenían a la fecha.11 Con el obje-

to de homologar las condiciones de los trabajadores de las empresas petroleras, el STPRM inició negociaciones para un contrato colectivo; sin embargo, debido a la negativa de dichas empresas, se inicia una huelga. Posterior al laudo emitido por la Junta de Conciliación y Arbitraje, la confirmación por parte de la Suprema Corte y la negativa de acatar dichas resoluciones por parte de las empresas, el Presidente Lázaro Cárdenas decretó la expropiación de la industria petrolera el 18 de marzo de 1938. El 7 de junio del mismo año, se funda Petróleos Mexicanos y fue hasta 1940 que se hizo cargo de toda la cadena de valor de la industria.12 En 1941, se creó el Departamento de Exploración. A pesar de que al principio de la década se tuvo una notable baja en la producción, se empezaron a descubrir nuevos yacimientos en el norte y este del país. No obstante lo anterior, debido a las decisiones adoptadas entre 1959 y 1973, Pemex tuvo una crisis productiva. Entre las principales causas se cuenta el dar preferencia al desarrollo de campos existentes y, una vez que se retomó la exploración, a los altos costos que representaba la perforación en aguas más allá de 3 mil metros. Otro punto a considerar fue el incremento en el consumo interno de hidrocarburos, lo cual llevó a cubrir dicha demanda con la importación de crudo y productos petrolíferos.13 Con la conformación del complejo Cantarell en 1979, se adoptó la exportación como la manera de expandir a Pemex. De acuerdo con la caída en el precio del petróleo, la entonces paraestatal comenzó a reducir sus planes de exploración y la cantidad de petróleo a ser exportado. Debido a la inestabilidad del mercado internacional, la producción de crudo fue irregular durante la década de

En 1933, se funda Pemex con la intención de producir y, a la vez, regular el mercado.

Cfr. Cárdenas, J. F. (2009). En defensa del petróleo. Distrito Federal: Universidad Nacional Autónoma de México, 19. Recuperado de https://biblio.juridicas.unam.mx/bjv/detalle-libro/2729-en-defensa-del-petroleo 7 Cfr. Ríos Granados, G. (2017). 909. 8 Cfr. Aguilera, M., Alejo, F., Navarrete, J., & Torres, R. (2014). 117. 9 Cfr. Ríos Granados, G. (2017). 913. 10 Cfr. Álvarez, J. (2006). 39. 11 Aguilera, M., Alejo, F., Navarrete, J., & Torres, R. (2014). 117. 12 Cfr. Fuentes para la historia del petróleo en México. (s.f.). Recuperado 15 noviembre, 2019, de https://petroleo.colmex.mx/index.php/component/content/article/57 13 Cfr. Álvarez, J. (2006). 55 a 59. 6

los 80. En 1992, comenzó la descentralización de Pemex, creando, entre otros, a Pemex Exploración y Producción, con lo cual se reanudó el énfasis de estas actividades. Los resultados se obtuvieron en 1996, cuando dicha división obtuvo el volumen de producción más alto.14 Reforma 2008

El 28 de octubre de 2008, el Congreso de la Unión aprobó la reforma energética, la cual constó de siete dictámenes, entre los cuales destacaban la flexibilidad y autonomía de Pemex en materias de deuda, presupuesto, contratación y responsabilidades. En cuanto al nuevo esquema de contratación en actividades de exploración y extracción, se aprobaron los Contratos Integrados de Exploración y Producción. Si bien este tipo de contratos se basaba en incentivos, se mantuvo la prohibición de pactar un porcentaje de la producción, y como una manera de contraprestación permitió la participación de empresas privadas en dichas actividades.15 Otro punto importante a destacar fue la posibilidad de contratar financiamientos sin la autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, la cual sólo se limitaría a aprobar los lineamientos sobre las características del endeudamiento que debía seguir la paraestatal. Con ello, México permitió la participación de empresas privadas de servicios en actividades que estuvieron cerradas durante las últimas décadas. Aunque la reforma de 2008 no tuvo el impacto que se buscaba en el sector, este hito marcó sin duda un nuevo rumbo en el sector energético mexicano.

tiendo, pero pocos consensos políticos se habían logrado. Gracias a lo que se conoció como “Pacto por México”, se lograron aprobar modificaciones constitucionales, legales y reglamentarias en materia educativa, laboral, competencia económica, telecomunicaciones, de amparo, fiscal y energética. Respecto a las actividades de hidrocarburos del sector energético, que durante décadas se mantuvo cerrado, finalmente se abrió la puerta a la inversión privada, lo cual generó gran expectativa en la población y a nivel internacional, puesto que, además del cambio de paradigma que implicaba, la reforma a este sector era una de las principales herramientas para cumplir

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Reforma 2014

El 2014 marcó un cambio estructural en el marco jurídico mexicano. A partir de ese año se aprobaron reformas que durante muchos años se estuvieron discuCfr. Álvarez, J. (2006). 60 a 81. Cfr. Wood, D., & Martin, J. (2018). Cambios de paradigma y conflictos políticos: La historia de la segunda revolución energética de México. In D. Wood (Ed.), La nueva reforma energética de México (pp. 27–29). Recuperado de https://www.wilsoncenter.org/sites/default/files/mexicos_new_energy_reform.pdf 14 15

Foto: Depositphotos.

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con el objetivo planteado en el Pacto por México: elevar la productividad del país. Como parte de la reforma y reafirmando la propiedad inalienable e imprescriptible de la Nación sobre los hidrocarburos en el subsuelo, se previeron nuevos modelos para su exploración y extracción: el otorgamiento de asignaciones en favor de Pemex o de cualquier empresa productiva del estado y el otorgamiento de contratos a empresas privadas, a través de un concurso abierto, en los cuales, también Pemex podía participar. En ese sentido, se establecieron tipos de contrato en función de diversas modalidades de contraprestaciones, como pago por dichas actividades de exploración y extracción, incluyendo utilidad y producción compartidas, licencia y servicios. La contraprestación fue a elección del Estado y con el objetivo de obtener el mayor beneficio para el desarrollo del país a largo plazo. Para los contratos de licencia se establecen como contraprestaciones en favor del Estado: bono a la firma del contrato, cuota contractual para la fase exploratoria, regalías y contraprestaciones en función del valor contractual de los hidrocarburos; y al contratista, la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez extraídos, conforme a los términos pactados. Por lo que hace a los contratos de producción y utilidad compartida, las contraprestaciones en favor del Estado son una cuota contractual para la fase exploratoria, regalías y contraprestación de acuerdo con un porcentaje de la utilidad operativa; al contratista, le corresponde la recuperación de costos y una contraprestación consistente en el remanente de la utilidad operativa después de cubrir

las contraprestaciones a favor del Estado. La diferencia entre ellos es la manera como es pagada la contraprestación al contratista. En relación con los contratos de utilidad compartida, el contratista –previa entrega de la producción contractual al comercializador– recibe del Fondo Mexicano del Petróleo la contraprestación correspondiente, producto de la comercialización de los hidrocarburos. Por su parte, en los contratos de producción compartida, el contratista recibe una proporción de la producción de los hidrocarburos equivalente al valor de la contraprestación que le corresponde. Por último, en los contratos de servicios de exploración y extracción de hidrocarburos, los contratistas entregan la totalidad de la producción al Estado, y las contraprestaciones por los servicios prestados siempre son en efectivo con los recursos generados por la comercialización de dicha producción, según cada caso, considerando los estándares de la industria. Como parte central del nuevo andamiaje legal, se fortalecieron los órganos reguladores existentes y se crearon otros más, buscando generar condiciones equitativas en el mercado y la transparencia en la asignación de contratos. El principal regulador técnico en upstream es la Comisión Nacional de Hidrocarburos, teniendo, entre otras facultades, las de emitir las bases de licitación y llevar a cabo el procedimiento respectivo, proveer asistencia técnica a la Secretaría de Energía, a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y al Fondo Mexicano del Petróleo, en diversas materias; suscribir, administrar y supervisar los contratos y aprobar sus modificaciones, entre otras. Aunque dicho órgano regulador coordinador en materia energéti-

ca cuenta con autonomía técnica, operativa y de gestión, el hecho de que sea parte de la administración pública centralizada tiene como consecuencia que su autonomía se vea un tanto limitada. Por ejemplo, una de las recomendaciones que ha realizado la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), es asegurar que dicha comisión cuente con autonomía para financiarse completamente con las cuotas, impuestos y derechos del sector regulado.16 Tomando en cuenta las cifras posteriores a las rondas de licitación llevadas a cabo por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, se pueden observar los resultados de la reforma de 2014. Por ejemplo, a septiembre de 2018, se tenían 111 contratos de exploración y extracción vigentes, 106 adjudicados a través de rondas y 5 migraciones realizadas por Pemex. De estos 111 contratos, 51 son terrestres, 28 aguas profundas y 32 aguas someras, 35 producción compartida y 76 de licencia. Asimismo, existen 72 empresas licitantes con contratos de 20 países diferentes.17 Cambio: Una óptica distinta

Con las elecciones de 2018, se dio un vuelco ideológico respecto al sector energético en México. Desde su candidatura, Andrés Manuel López Obrador fijó una postura controversial en el sector energético al señalar que revisaría a detalle la reforma energética de 2014.18 Por ello, una vez obtenida la victoria tras las elecciones, el sector privado nacional e internacional comenzó a especular sobre los alcances de sus propuestas y las repercusiones que tendrían sobre los contratos firmados, pues en el discurso de su triunfo lo reafirmó.19

Vid. OECD (2017a), Impulsando el desempeño de los órganos reguladores en materia energética de México, Gobernanza de Reguladores, OECD Publishing, Paris. http://dx.doi.org/10.1787/9789264272996-es Vid. Comisión Nacional de Hidrocarburos. (s.f.). Cifras Relevantes. Recuperado 15 noviembre, 2019, de https://rondasmexico.gob.mx/esp/cifras-relevantes/ 18 Vid. BBC News Mundo. (2018, 2 julio). 6 promesas con las que López Obrador quiere cambiar México. BBC News Mundo. Recuperado de https://www.bbc.com/mundo/noticias-america-latina-44681165 19 Vid. Sígler, E. (2018, 4 julio). ¿Qué pasará ahora con la reforma energética? Expansión. Recuperado de https://expansion.mx/empresas/2018/07/03/amlo-tiene-en-la-mira-a-la-joven-reforma-energetica 16 17

Ante las especulaciones, el 27 de julio de 2018, dio a conocer su proyecto en materia energética, el cual se basaba en 4 estrategias principales: extraer hidrocarburos de manera urgente, rehabilitar las 6 refinerías existentes, construir la refinería de Dos Bocas e incrementar la producción de energía eléctrica.20 Posterior a la toma de posesión, el presidente Andrés Manuel López Obrador ha seguido tomando decisiones y realizando manifestaciones controversiales. Por ejemplo, en enero de 2019, criticó las calificadoras tras la baja en la calificación de Pemex; declaró que los contratos de gas natural de la CFE eran leoninos.21 Si bien los mensajes han sido cuestionables, el gobierno ha fijado como prioridades del sector el fortalecimiento de la rectoría del Estado sobre los hidrocarburos y el fortalecimiento de las empresas del Estado. Bajo la premisa de que la reforma de 2014 no trajo los beneficios esperados a la población y se han entregado los bienes de la Nación a particulares, el Ejecutivo ha sido muy claro en que la participación del sector privado estará condicionada a que demuestre resultados positivos para el país en términos de inversión y aumento en la producción. En seguimiento al proyecto energético propuesto, el gobierno fijó como prioridad incrementar la producción petrolera bajo un modelo distinto, en donde Pemex mantendrá el control de las operaciones y, mediante esquemas de contratación de empresas prestadoras de servicios, aumentará la perforación y extracción de sus

campos. Ejemplo de ello fue, por una parte, la cancelación de las rondas petroleras y los farmouts de Pemex.22 Otro ejemplo es la propuesta de Pemex de incrementar el factor de recuperación en campos maduros a través de Contratos de Servicio Integral de Exploración y Extracción (CSIEE).23 Por su parte, las empresas que obtuvieron contratos en la administración pasada, siguen realizando sus operaciones, en algunos casos se han anunciado descubrimientos importantes y en otros aún siguen realizando sus actividades de exploración. Conclusión

Como se ve, el petróleo ha estado en el centro de la vida política, económica y social de México desde la época posrevolucionaria y hasta nuestros días. El petróleo ha sido fuente de generación de bienestar, pero también ha sido causa de batallas políticas, ideológicas y hasta de corrupción en nuestro país a lo largo de los años. Pero más allá de ello, la pregunta que los mexicanos no logramos responder y no se ve que lo vayamos

a hacer pronto, es si el petróleo es un fin en sí mismo o un medio para lograr el desarrollo. El no poder lograr resolver esta cuestión hace que en México nos sigamos debatiendo entre quién debe explotar los recursos que tenemos y quién debe tener el control sobre ello. Lo más grave es que esta discusión la tenemos en un entorno mundial donde el horizonte muestra que el camino energético será a traves de las fuente de generación limpias y renovables. Hoy, el petróleo debería ser una fuente de generación de ingresos para invertir en el desarrollo de esas fuentes alternas, que le aseguren al país un futuro más seguro y próspero. Hay ejemplos tangibles en el mundo, como Noruega y Dubai. Fuera de la visión política, la reforma de 2014 dio oxígeno al sector petrolero y permitió que nuevos participantes entraran al mercado mexicano, lo que abrió al país a nuevas tecnologías y modelos de negocios. Al margen de quién sea el gobierno, si México quiere desarrollar su potencial energético, una cosa será indispensable: el gobierno, sea quien sea, requerirá la participación del sector privado.

Foto: Depositphotos.

20 Vid. Ureste, M. (2018, 27 julio). AMLO presenta plan energético; promete incrementar producción petrolera y modernizar CFE. Animal Político. Recuperado de https://www.animalpolitico.com/2018/07/ amlo-presenta-estrategia-energetica/ 21 Vid. Monroy, J., & García, K. (2018, 22 marzo). Contratos de gas natural de la CFE son “leoninos”: AMLO. El Economista. Recuperado de https://www.eleconomista.com.mx/empresas/Contratos-de-gasnatural-de-la-CFE-son-leoninos-AMLO-20190322-0009.html 22 Vid. Ordaz, Y. (2018, 13 junio). CNH anuncia cancelación de ‘farmouts’ de Pemex. Milenio. Recuperado de https://www.milenio.com/negocios/pemex-cnh-anuncia-cancelacion-farmouts-petrolera 23 Vid. Reuters. (2018, 10 septiembre). Pemex alista licitación de contratos de servicios para aumentar producción. El Sol de México. Recuperado de https://www.elsoldemexico.com.mx/finanzas/pemex-alista-licitacion-de-contratos-de-servicios-para-aumentar-produccion-4164209.html

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OCUPACIÓN SUPERFICIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL Sin la construcción de plantas nuevas que generen energía mediante fuentes limpias, difícilmente México cumplirá con sus compromisos internacionales para reducir la emisión de gases contaminantes antes de 2024.

FERNANDO ZENDEJAS REYES Licenciado en Derecho por la UNAM. Exsubsecretario de Electricidad y exjefe de la Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía. Actualmente, consultor en derecho energético.

ace seis años, la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos experimentó un proceso de reforma a sus artículos 25, 27 y 28 en materia energética que cambió paradigmas con décadas de existencia. Si bien se reafirmó la propiedad de la Nación sobre los hidrocarburos, líquidos y gaseosos, en el subsuelo, se abrió la posibilidad de que particulares efectuaran la exploración y extracción de los mismos mediante contratos celebrados con el Estado. Legalmente se removió también de las actividades estratégicas a la refinación de petróleo, el procesamiento de gas natural y el transporte, la distribución y el almacenamiento de hidrocarburos y petrolíferos. Lo mismo pasó con la generación y comercialización de energía eléctrica,

con lo cual se abrieron innumerables oportunidades para los inversionistas privados. Se creó un Mercado Eléctrico Mayorista donde pueden participar generadores, suministradores y usuarios calificados, a la vez que se mantuvo la propiedad estatal sobre la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución. Se dotó de una legislación vanguardista en materia de transición energética y de protección al medio ambiente, con instrumentos como las Subastas de Largo Plazo y los Certificados de Energías Limpias para incentivar la generación eléctrica mediante fuentes que no impliquen emisiones de gases contaminantes a la atmósfera. Recordemos que el Estado mexicano tiene importantes compromisos internacionales en materia de combate al cambio climático.

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Los dueños de los terrenos negociarán las condiciones de goce y afectación. Foto: Depositphotos.

A pesar de las nuevas modalidades de participación privada, el Estado mexicano no renunció a su rectoría del sector energético, al dotarse de órganos reguladores con mayor autonomía técnica y de gestión con atribuciones en materia eléctrica y petrolera, como la Comisión Reguladora de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, así como un regulador ambiental como la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. A fin de que particulares puedan participar en las áreas que se conservan como estratégicas, se requiere la voluntad del Estado para licitar las áreas contractuales para la exploración y extracción de hidrocarburos y los proyectos de líneas de transmisión y distribución de energía eléctrica, que admitirán la participación de contratistas distintos a las empresas productivas del Estado. En el mismo sentido, el Congreso de la Unión, en esta evolución normativa de los asuntos energéticos, confirió robustos y modernos capítulos de uso y ocupación superficial a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de la Industria Eléctrica, en vigor hace apenas un lustro. Si bien, la legislación no puede

evitar interacciones propias de la convivencia humana, incluyendo las legítimas demandas de los propietarios de las tierras y las igualmente válidas expectativas de los desarrolladores de proyectos energéticos, vale la pena contrastar en esta materia la legislación vigente con sus antecesoras, así como resaltar las etapas e instancias involucradas en el procedimiento de negociación entre los propietarios de las tierras y los asignatarios, contratistas o permisionarios. Las hoy abrogadas Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica contenían una limitada regulación del uso y ocupación superficial para actividades energéticas, haciendo referencia breve a negociaciones y pasando inmediatamente después a la posibilidad de decretar una expropiación. Sus reglamentos eran igualmente escuetos y estaban redactados para una época en que estas actividades eran desempeñadas por entidades paraestatales exclusivamente, en la dinámica de la intervención estatal en la economía y la satisfacción de necesidades colectivas por parte del Estado.

Ahora, con la Ley de Hidrocarburos es obligación de los asignatarios o contratistas expresar por escrito al propietario o titular del terreno su interés de usar, gozar, afectar o adquirir los terrenos, bienes o derechos; así como mostrar y describir el proyecto relacionado con actividades del sector hidrocarburos que planea desarrollar, atender sus dudas y cuestionamientos de manera que entienda sus alcances y los beneficios que el proyecto le representaría en lo personal y en su comunidad o localidad. Mismas obligaciones tienen los permisionarios de generación de energía eléctrica, con una ubicación específica como proyectos hidroeléctricos y geotérmicos, así como los contratistas de transmisión y distribución de energía eléctrica, conforme al artículo 71 de la Ley de la Industria Eléctrica. Los términos y condiciones para el uso, goce o afectación de los terrenos, bienes o derechos necesarios para realizar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, así como generación con ubicación específica, transmisión y distribución de energía eléctrica, serán negociados y acordados entre los propietarios o titulares de dichos terrenos, bienes o derechos y los asignatarios, contratistas o permisionarios, con la posibilidad de solicitar para estos efectos los servicios profesionales que consideren pertinentes, tales como peritos valuadores. El Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales elaborará tabuladores del valor de la tierra que considerarán el valor comercial y cuestiones como plusvalía futura. Otra cuestión novedosa en las leyes expedidas hace cinco años, es la posibilidad de solicitar a la Secretaría de Energía la participación de testigos sociales en los procesos de negociación; de igual manera, dicha dependencia podrá preverla cuando concluya que existen condiciones de riesgo y vulnerabilidad en el área donde se desarrollará el proyecto energético correspondiente. Para tal efecto, esa dependencia ha elaborado un padrón de testigos sociales. Los honorarios que se causen por dicha participación se-

rán cubiertos por los asignatarios, contratistas o permisionarios. La contraprestación por el uso y ocupación superficial se acordará entre las partes, deberá ser proporcional a las actividades que se realicen y cubrir lo siguiente: el pago de las afectaciones, los daños y perjuicios que se puedan sufrir y una renta por ocupación, servidumbre o uso de la tierra con base al valor comercial; y tratándose de proyectos que alcancen la extracción comercial de hidrocarburos se tiene derecho a un porcentaje de los ingresos que correspondan a los asignatarios o contratistas (no menor a medio punto porcentual ni mayor de 2% para petróleo y gas natural asociado y hasta 3% tratándose de Gas Natural No Asociado). Tratándose de ejidos o comunidades, ejidatarios o comuneros podrán solicitar asesoría y la representación de la Procuraduría Agraria durante la etapa de negociación que, como señalan ambas leyes, puede durar hasta 180 días naturales. Si derivado de las negociaciones se llegase a un acuerdo entre las partes, el mismo deberá presentarse, dentro de los 30 días naturales siguientes, por los asignatarios, contratistas o permisionarios, ante el Juez de Distrito en materia civil (tratándose de propiedad privada) o Tribunal Unitario Agrario (tratándose de propiedad social), competentes, con el fin de que sea validado y obtenga el carácter de cosa juzgada. De no existir un acuerdo entre las partes, el desarrollador del proyecto puede promover la constitución de una servidumbre legal ante los órganos jurisdiccionales mencionados o solicitar a la Secretaría de Desarrollo Agrario, Territorial y Urbano una mediación, en la cual dicha dependencia sugerirá una contraprestación a las partes. Si transcurridos 30 días de que las partes hayan recibido la sugerencia de contraprestación no han llegado a un acuerdo, los asignatarios, contratistas o permisionarios podrán solicitar la constitución de una servidumbre legal por vía administrativa, la cual será tramitada por la Secretaría de Desarrollo Agrario, Territorial y Urbano y decretada por el Ejecutivo Federal. La Suprema Corte de Justicia de

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la Nación ha emitido diversos criterios jurisprudenciales, así como tribunales colegiados de circuito del Poder Judicial de la Federación y el Tribunal Superior Agrario, para resolver dudas o llenar lagunas en estos procedimientos de ocupación superficial. Ahora bien, por cuanto hace a la protección del medio ambiente, el combate al cambio climático y la transición energética, la Ley de la Industria Eléctrica y la Ley de Transición Energética establecieron el marco jurídico para el desarrollo del sector de las energías limpias y la reducción de emisiones contaminantes en la generación de energía. Los Certificados de Energías Limpias (CEL) son instrumentos financieros para incentivar la construcción e instalación de nuevas plantas de generación eléctrica, a fin de que México cumpla con sus compromisos internacionales y meta legal de generar 35 por ciento de su energía mediante fuentes limpias para 2024, conforme a la Ley de Transición Energética y la reducción de emisiones contaminantes comprometida por el Estado Mexicano durante la COP 21 celebrada en París, Francia en 2015. Conforme a la Comisión Reguladora de Energía, un CEL es un título que acredita la producción de energía eléctrica limpia. Los permisionarios de generación eléctrica recibirán un CEL por cada megawatt-hora de energía limpia generado para vender en el Mercado Eléctrico Mayorista. De igual forma, los grandes consumidores de electricidad, tales como los Usuarios Calificados con más de cinco megawatts de demanda y Suministradores y demás participantes obligados, requieren que un porcentaje de la energía eléctrica que consumen provenga de fuentes limpias. Para comprobar que están consumiendo este porcentaje, deben comprar CEL por el monto requerido por la Secretaría de Energía, el cual debe publicarse en el Diario Oficial de la Federación1 en el primer trimestre de cada año calendario a ser cumplidos durante los tres años posteriores a la 1

http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5478190&fecha=31/03/2017

Las leyes del sector eléctrico imponen metas para reducir las emisiones contaminantes.

emisión de dichos requisitos, pudiendo establecer requisitos para años adicionales posteriores. De esta forma, se crea una oferta y demanda por CEL, los cuales se pueden intercambiar a través de contratos en el mercado de CEL, en subastas mensuales organizadas por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) o en una liquidación anual. En 2018, el requisito para adquisición de CEL equivalió al 5% de la energía consumida por el respectivo Centro de Carga de los Usuarios Finales, la cual aumentó a 5.8% en 2019 y será de 7.4%, 10.9% y 13.9% para 2020, 2021 y 2022, respectivamente. En marzo de 2020, la Secretaría de Energía deberá fijar el requisito de adquisición de CEL para 2023, una vez establecido el porcentaje no se podrá reducir para un año futuro. Quienes no cumplan con la obligación de adquirir CEL tendrán que pagar una multa y seguirán contando con la obligación de comprar los CEL que no fueron liquidados en el momento debido. Los CEL son instrumentos del mercado con un precio determinado por la oferta y la demanda, por lo que no es fijo. Durante octubre de 2019, el precio rondaba los 15 dólares estadounidenses por cada uno. Su compraventa puede efectuarse en un mercado regulado por la Comisión Reguladora de Energía y también podrán comercializarse libremente mediante contratos bilaterales o subastas de largo plazo, como ya se efectuaron tres en 2015, 2016 y 2017. Los CEL se otorgarán dentro del Sistema de Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias. Sustituyen los incentivos que daba la abrogada Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y las disposiciones administrativas de carácter general emitidas anteriormente por la Comisión Reguladora de Energía. Gracias a las tres subastas de largo plazo, realizadas en el gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto, se construyen suficientes plantas con tecnologías limpias para satisfacer la demanda al corto plazo. La Cuarta Subasta de Largo Plazo se anunció en marzo

de 2018 y estaba programada para concluir originalmente en noviembre de ese año y después se movió al 18 de diciembre. Cabe señalar que el 34% de los 5.9 millones MWh/año que representó la oferta de compra de energía provenía de particulares, cuando en las primeras dos subastas el 100% fue de la Comisión Federal de Electricidad, y el 91%, para la tercera. Las ofertas de venta fueron presentadas por 34 empresas distintas, incluyendo Empresas Productivas Subsidiarias de Generación de la Comisión Federal de Electricidad. Sin embargo, al haber cancelado la cuarta subasta de largo plazo a principios de este año2, la Secretaría de Energía probablemente calculó que en unos años la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos incumpliría con su obligación de adquisición de CEL al no estar recibiéndolos de las plantas de generación construidas, conforme a los resultados de subastas de largo plazo. Aparte de los excelentes precios que estas tecnologías limpias ofrecen, son el instrumento idóneo para que México cumpla con sus metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Conforme a la Ley de Transición Energética, México debe generar el 35% de su energía eléctrica mediante fuentes limpias para 2024. En el mismo tenor, la modificación publicada el 28 de octubre de 2019 en el Diario Oficial de la Federación a los “Lineamientos que establecen los criterios para el otorgamiento de Certificados de Energías Limpias y los requisitos para su adquisición” le permitirán acceder al beneficio de los CEL a todas las plantas de generación existentes antes de agosto de 2014, lo cual no preveían los Lineamientos publicados cinco años antes. De esta forma, plantas de generación hidroeléctrica con décadas de existencia implicarán la multiplicación instantánea de CEL, sin que se haya construido un megawatt más de capacidad mediante fuentes limpias. El Suministrador de Servicios Básicos de CFE podrá librar una sanción, pero sin 2

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Los Certificados de Energías Limpias son los instrumentos financieros promotores.

https://www.elfinanciero.com.mx/economia/gobierno-de-amlo-cancela-la-cuarta-subasta-electrica

la construcción de plantas nuevas que agreguen prácticamente un tercio más de generación efectiva anual mediante fuentes limpias para 2024, difícilmente México cumplirá con sus compromisos internacionales, con la consecuente emisión de gases contaminantes a la atmósfera. Tanto en la ocupación superficial como en la promoción de las energías limpias se requiere de la confluencia de los desarrolladores de los proyectos, los propietarios de las tierras, los reguladores y demás autoridades. Un suministro energético confiable y sustentable es necesario para el desarrollo económico. No olvidemos que sólo tenemos un planeta y que las futuras generaciones tienen derecho a disfrutar de un medio ambiente sano.

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RAZONES E INSTRUMENTOS DEL PRESENTE ENERGÉTICO La reforma en el sector ha sido un paso relevante en la dirección correcta que le ha permitido a México poner un pie en este siglo con mejores instrumentos frente al cambio climático y a la obligada transición energética.

ROBERTO MARTÍNEZ ESPINOSA Abogado. Enfocado principalmente al Derecho Constitucional, Administrativo y Energético, así como a asuntos regulatorios y de políticas públicas y corporativas. Socio en Alcius Advisory Group, fue Abogado General de la Comisión Federal de Electricidad.

l 20 de diciembre de 2013 fue publicada en el Diario Oficial de la Federación la reforma constitucional en materia energética que dio forma a las actuales industrias de hidrocarburos y energía eléctrica. Sin duda, el elemento vertebrador fue la apertura del sector a la inversión pública y privada en un entorno de competencia. Ello con el propósito explícito de contar con capital para la realización de las inversiones necesarias dirigidas a incrementar las reservas de

hidrocarburos, así como la capacidad de producción, transporte y comercialización de los mismos, de sus derivados y de energía eléctrica. Aunado a lo anterior, se crearon instrumentos para facilitar la distribución –entre un número mayor de participantes– de los riesgos asociados a las cuantiosas inversiones requeridas, para que el peso no recayera solamente en los organismos públicos que hasta ese momento estaban obligados a asumirlos de manera exclusiva.

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Son propiedad exclusiva del Estado los hidrocarburos en el subsuelo, fijó la reforma.

Se conservó el principio constitucional por el cual los hidrocarburos en el subsuelo, así como la llamada renta petrolera, son propiedad exclusiva de la Nación, a la vez que se permitió la participación del capital privado en actividades de exploración y extracción mediante diversas figuras contractuales. Una característica central de estos contratos es la transferencia total o parcial del riesgo asociado a la inversión, a cambio de una participación en las eventuales utilidades o productos de los proyectos. En estos casos, el Estado capta recursos derivados de los proyectos, no sólo por la vía de su participación en las utilidades y en la producción, sino también por vía impositiva. Por lo que a electricidad respecta, habría que partir de una clarificación elemental, básicamente de una obviedad. Esta energía, a diferencia de los hidrocarburos, no es un recurso natural, sino un producto de la industria humana. No es riqueza dada, sino generada a partir de otras fuentes de energía como el agua, en estado líquido o gaseoso; el viento, el sol, la energía nuclear, así como los combustibles fósiles, como gas natural, carbón, combustóleo, diesel y coque de petróleo, ade-

más de la fuerza motriz de las mareas, entre otros. Ni los combustibles ni las tecnologías utilizadas para la generación eléctrica son necesariamente de origen nacional. En la actualidad, el intercambio de conocimiento, tecnología y materias primas es un rasgo distintivo a nivel global de una industria en constante evolución, en la carrera por la producción de energía de manera más eficiente, con precios más competitivos y mediante procesos subordinados de manera cada vez más radical a las exigencias impuestas por el cambio climático y el acelerado deterioro ambiental. Como a menudo ocurre con toda obviedad, o se le asume como irrelevante, sin siquiera notarla, o se actúa como si su contraria fuera la asunción verdadera. Lo segundo sucedió en nuestro país al haberse establecido por décadas un monopolio estatal en generación y al haber sido regulado a partir de un artículo constitucional cuyo objeto son los recursos naturales: el 27. La reforma constitucional de 2013 dejó inalterado lo segundo, muy probablemente debido a la necesidad de construir consensos y, por tanto, de eludir debates con escasas implicaciones prácticas inmediatas sobre aspectos que, aun cuando

relevantes desde el punto de vista de la estructura y coherencia del texto constitucional y de la necesidad de claridad para evitar ulteriores distorsiones, podrían suscitar controversias más relacionadas con un cierto romanticismo o nostalgia de carácter ideológico o histórico que con la realidad misma de las cosas. Si bien no fue corregido el factor de confusión derivado de equiparar un producto a una de sus posibles materias primas, sí lo fue el monopolio de Estado que, en el mejor de los casos, se había tornado anacrónico e incomprensible en el preciso momento en que el fuerte impacto de la cuestión energética sobre el que quizá sea el problema global por antonomasia se ha tornado no sólo innegable, sino sobre todo apremiante en extremo. En efecto, el cambio climático es claramente un problema que reclama con urgencia dirección supranacional y cooperación internacional porque allí se juega la viabilidad misma de los proyectos humano y planetario, al menos como hoy los conocemos. La pretensión de solucionar los problemas del presente mediante el recurso de los viejos nacionalismos de izquierda o de derecha del pasado no parece tener otro efecto que el de la resignación a una devastación a escala global de dimensiones incalculables y potencialmente catastróficas. Un reciente artículo, publicado el 9 de octubre de 2019, por Matthew Taylor y Jonathan Adams, en The Guardian, reveló que tan sólo 20 firmas en la industria de los combustibles fósiles, entre las que, por cierto, se encuentra Petróleos Mexicanos, están ligadas directamente a la producción de más de una tercera parte de las emisiones de gases de efecto invernadero en la era moderna1. La relación directa entre la emisión de ese tipo de gases y el cambio climático, que hoy constituye una de las mayores amenazas para el futuro de la humanidad, es algo que sólo es controvertida en algunos círculos radicales dados a la creación y consumo de teorías conspirativas. De acuerdo con 1 2

datos de la Agencia Internacional de Energía2, al ser promulgada la reforma constitucional, el consumo de energía derivado de fuentes fósiles era ligeramente mayor de 80% a nivel mundial y de 90% en México. De allí la urgencia de la transición del modelo energético hacia una radical disminución y tendencial supresión del uso de combustibles fósiles y su sustitución progresiva y acelerada por tecnologías de mayor eficiencia y capaces de generar energía a partir de fuentes limpias. En consecuencia, la transición energética se erigió en una de las orientaciones fundamentales de la reforma, al establecer metas claras, aunque aún insuficientes desde el punto de vista ambiental, de generación a partir de fuentes limpias, además de crear mecanismos de limitación e intercambio, como son los Certificados de Energías Limpias. La reforma del sector energético venía exigida no sólo por razones de índole ambiental, claramente inaplazables, sino también por las de naturaleza económica. En hidrocarburos, la disminución progresiva de reservas y producción petrolera, la muy escasa producción de gas natural, los elevados costos y riesgos asociados a las actividades de exploración y extracción que entonces desarrollaba en exclusiva Petróleos Mexicanos, entre otros, demandan ingentes inversiones en el corto, mediano y largo plazo, que rebasan la capacidad financiera de la empresa y resultan insostenibles para las finanzas públicas. Algo similar sucede en electricidad. La necesidad de transitar hacia nuevas fuentes de energía y hacia tecnologías más eficientes, con precios más competitivos y ambientalmente sustentables, en línea con la ineludible reducción y tendencial eliminación de emisiones derivadas del uso de combustibles fósiles, reclamaba igualmente apertura a la inversión, tanto pública como privada. En consecuencia, la reforma constitucional de 2013, conjuntamente con su posterior desarrollo en la legislación secundaria, rompió con la visión previa

https://www.theguardian.com/environment/2019/oct/09/revealed-20-firms-third-carbon-emissions. https://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.COMM.FO.ZS,

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Pemex y CFE ganaron flexibilidad como Empresas Productivas del Estado.

que integraba todas las actividades de la industria en una sola empresa monopólica, que además cumplía funciones de autoridad administrativa y de entidad responsable de establecer e implementar políticas públicas. De este modo, la rectoría sobre la política en este sector fue depositada en la Secretaría de Energía; las comisiones Reguladora de Energía (CRE) y Nacional de Hidrocarburos (CNH) fueron dotadas de mayor autoridad y atribuciones como reguladores en su respectivo campo de acción, y se crearon gestores autónomos de los sistemas eléctrico (Cenace) y de transporte de gas (Cenagas). Además, fueron transformadas las empresas públicas, Petróleos Mexicanos (Pemex) y Comisión Federal de Electricidad (CFE), de Organismos Públicos Descentralizados a Empresas Productivas del Estado (EPE). La transformación de las empresas públicas en EPE resultó un cambio de la mayor trascendencia para dotarlas de una mayor flexibilidad y de mejores herramientas para participar en entornos competidos. No obstante, el concepto de EPE tiene un alto grado de indeterminación a nivel constitucional. Al no haber precedente en nuestra doctrina administrativa que lo situara dentro de las categorías tradicionales, la naturaleza jurídica de las EPE ha requerido ulterior precisión legislativa y reglamentaria. Parece que el concepto requerirá todavía mayor desarrollo jurisprudencial y doctrinal. La idea es que, en efecto, se trata de un tipo de entidad no perteneciente a la Administración Pública Centralizada, Descentralizada o Paraestatal. Lo que particularmente parece distinguirla es que la clase de actividades que están llamadas a realizar no son funciones típicamente públicas, sino abiertas a la participación privada y, en términos generales, a la libre concurrencia en un entorno de mercado económicamente competitivo. La reforma distinguió los diferentes eslabones de la cadena de valor de la industria eléctrica al abrir la competencia a la participación privada, frente a la empresa pública. Por una

parte, las actividades de generación, que consiste básicamente en la producción de energía eléctrica, y de suministro, fundamentalmente vinculada a la comercialización de energía hacia los usuarios finales, se realizan mediante la obtención de permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía a favor de quienes satisfagan los requisitos legales establecidos. Por otra parte, las actividades de Transmisión, relativa al transporte de la energía en una tensión igual o superior a 69 kilovoltios, y Distribución, orientada al transporte y transformación hacia los centros de consumo, se mantuvieron como servicio público prestado a través de una EPE. Esto último, debido a la capital importancia que, para el sistema eléctrico, reviste el funcionamiento unitario y sistematizado de las redes de conducción y transformación de energía. Sin embargo, las empresas públicas y privadas participantes en la industria deben de gozar, por ley, de acceso abierto y no discriminatorio a las redes de transmisión y distribución. Además, excepcionalmente, las empresas privadas pueden participar en proyectos de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución, mediante la celebración de asociaciones y contratos con el Estado. En consonancia con esta segmentación de la industria, la EPE fue separada, de manera vertical y horizontal, para participar de manera independiente en cada uno de los eslabones de la cadena de valor. Con estas nociones básicas fue creado el mercado eléctrico para la comercialización de energía, potencia (capacidad de producción de energía), Certificados de Energías Limpias y Derechos Financieros de Transmisión. Para ello, se construyó todo un andamiaje normativo y regulatorio para que el mercado estuviera en posibilidad de funcionar de una manera ordenada y orientada a los objetivos para los que fue diseñado. La finalidad subyacente a todo el entramado

normativo relativo al mercado eléctrico es propiciar un mercado competitivo, fuertemente regulado, con el propósito de hacer más transparente y eficiente la cadena de valor, a fin de obtener precios más competitivos para los consumidores finales y lograr un incremento consistente y progresivo en el corto, mediano y largo plazo del consumo de energía procedente de tecnologías, procesos e insumos primarios más limpios, en línea con las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. El primer gran hito establecido fue alcanzar el 35% de generación de energías limpias hacia 2024, sin considerar la demanda incremental. La meta podría parecer conservadora, vista sólo desde la perspectiva de la urgente reducción y tendencial eliminación de las emisiones producidas por la generación de energía eléctrica. Sin embargo, una transición más disruptiva habría resultado difícilmente viable debido, entre otras razones, a los costos y efectos económicos asociados a la transición de un parque de generación hasta entonces predominantemente basado en combustibles fósiles y, más aún, algunos de ellos poco eficientes y altamente contaminantes, como el combustóleo y el carbón; aunado al estado actual de desarrollo de las tecnologías generadoras de energías limpias, como la eólica y la solar, cuya intermitencia, en conjunto con la insuficiente evolución de las tecnologías de almacenamiento en grandes volúmenes, hace necesario contar con un respaldo energético procedente de otras fuentes. En este orden de ideas, uno de los mecanismos desarrollados dentro del mercado eléctrico con el doble propósito de reducción de precios y de emisiones fue el de 3 4

las subastas de largo plazo para la comercialización de energía, potencia y Certificados de Energías Limpias. Los resultados arrojados durante las tres subastas realizadas hasta el momento (2015, 2016, y 2017) resultaron verdaderamente alentadores, tanto por lo que respecta al incremento en la capacidad de generación a partir de fuentes limpias, como por lo que concierne a los precios promedio alcanzados por esta clase de energías, que se ubicaron entre los más bajos a nivel internacional3. No obstante ello, las subastas programadas a partir de 2018 han permanecido en suspenso. Un breve sobrevuelo, necesariamente somero e inevitablemente incompleto, como el que hasta aquí hemos realizado, sobre algunos aspectos relevantes de nuestra actualidad energética, nos permite abrir espacios para la reflexión, la investigación y el análisis. Como dijo Ortega y Gasset, “el pasado tiene razón, la suya. Si no se le da ésa que tiene, volverá a reclamarla, y de paso a imponer la que no tiene”4. Así, no puede ignorarse que la situación del sector energético en su conjunto difiere diametralmente en el siglo presente de la prevaleciente durante prácticamente todo el anterior. Exige, por tanto, nuevas soluciones a nuevas razones. Se trata, sobre todo, de un fenómeno complejo, de dimensiones supranacionales, en el que se ve reflejada, como prácticamente en ningún otro caso, la fuerte tensión entre el desarrollo económico y la apremiante necesidad de salvaguardar el medio ambiente, en el particular contexto del cambio climático. Resolver esa tensión reclama esfuerzos considerables para el diseño e implementación de soluciones extraordinariamente complejas que no dejan lugar para el simplismo ni para la frivolidad o el predominio de sesgos o egos. Tampoco para la

https://home.kpmg/mx/es/home/tendencias/2017/12/subastas-a-largo-plazo-promotoras-de-energia-limpia.html La Rebelión de las Masas. Capítulo VI.

pérdida de tiempo, recursos y esfuerzos, ni para improvisaciones disposicionalmente suicidas, destinadas a buscar atajos. La tensión entre economía y medio ambiente, abierta de modo particularmente álgido en el campo de la energía, abre diversos frentes. Apremia el desarrollo de tecnologías que permitan disociar la satisfacción de la demanda energética de las emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto, del consumo de combustibles fósiles, en términos económicamente factibles. Igualmente urgente resulta encontrar mecanismos políticos y jurídicos que promuevan la cooperación internacional en orden a detener el vertiginoso deterioro ambiental y el cambio climático. Para ello, mucho tendrán que decir también economistas y estudiosos de la acción colectiva y la economía conductual, entre otros. En el terreno jurídico, el desarrollo de instrumentos internacionales y de elementos normativos a nivel constitucional, legal y regulatorio en el ámbito del derecho interno, serán fundamentales para el eficaz diseño e implementación de las medidas que necesariamente hayan de adoptarse. El derecho, en este caso el energético, no puede abstraerse de la realidad para atrincherarse en el dogmatismo jurídico, político o ideológico. Tampoco puede hacerlo, sin graves consecuencias, la política energética. La reforma energética ha sido un paso muy relevante en la dirección correcta, aun cuando apenas incipiente, todavía insuficiente y, en más de algún sentido y medida, perfectible. Sin embargo, este paso nos ha permitido poner un pie en el siglo presente y en su peculiar problemática, para orientarnos hacia el futuro con mejores instrumentos de navegación.

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LA TRANSFORMACIÓN ENERGÉTICA DE 2013-2018 En sólo cinco años se le dio un impulso sin precedentes a la infraestructura del sector en el país, en la que se lograron comprometer decenas de proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos.

PEDRO JOAQUÍN COLDWELL Licenciado en Derecho por la Universidad Iberoamericana. Fue Secretario de Energía del 1 de diciembre de 2012 al 30 de noviembre de 2018. Exsecretario de Turismo, ex gobernador de Quintana Roo. También fue Senador y diputado en su natal estado.

L La reforma energética busca revertir la caída de la producción petrolera.

a apertura energética legislada e instrumentada entre los años 2013 y 2018, tuvo como objetivos principales: fortalecer la seguridad energética, revertir la tendencia a la baja en la producción de energéticos y fomentar una economía baja en emisiones de carbono a través de las energías limpias. Para ello, se modificaron tres artículos constitucionales, incluyéndose en el decreto respectivo, 21 transitorios que dieron como resultado las bases de un nuevo modelo que –bajo la rectoría del Estado– quedó abierto a la inversión privada en casi todos los eslabones de la cadena de valor del sector. Asimismo, se promulgaron 21 leyes secundarias, 9 de ellas nuevas y 12 reformadas; además de 24 reglamentos cuya finalidad era dar certidumbre a los cambios realizados.

Agotamiento del modelo

Antes de esta apertura, el país tenía un marco regulatorio que restringía o, en muchos casos, prohibía la participación de empresas privadas en la producción, transformación, transporte, almacena-

miento y comercialización de hidrocarburos; mientras que, en electricidad, las actividades de generación, transmisión y distribución estaban reservadas de manera exclusiva para el Estado. Este modelo comenzó a generar rendimientos decrecientes y planteó un sentido de urgencia para el Gobierno de emprender una transformación profunda. En 2004, México alcanzó una producción máxima de 3.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por día, récord histórico que se debió al aprovechamiento de un colosal yacimiento petrolero denominado Cantarell, que se encuentra en aguas someras del Golfo de México. A partir de ese año, y a pesar de los incrementos en la inversión realizada, la producción nacional de crudo comenzó su descenso de forma gradual y constante debido principalmente al declive de dicho mega yacimiento. Estos hechos nos indicaron que se aproximaba un cambio de era en el sector de hidrocarburos y que requeríamos de métodos más sofisticados, tecnología de punta y de cuantiosos recursos financieros para poder extraer el aceite

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restante de nuestros campos maduros, de los yacimientos no convencionales y para poder acceder a las grandes profundidades marinas, en donde se encuentran gran parte de nuestros recursos prospectivos. En lo que se refiere a la electricidad, el antiguo modelo monopólico le estaba restando competitividad a la economía y se encontraba con un retraso de casi tres décadas en materia de mercados eléctricos, mientras que la transición energética hacia fuentes más limpias avanzaba con extrema lentitud en la matriz de generación.

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La apertura

El cambio legislativo rompió viejos paradigmas y emprendió una revolución.

Con la reforma energética se rompieron antiguos paradigmas y se emprendió una verdadera revolución normativa. La apertura de los mercados requirió de un nuevo arreglo institucional y de un robusto marco regulatorio que fijara las bases de modernización del sector y que fuera acorde con las mejores prácticas internacionales en la materia. El primer paso fue transformar la naturaleza jurídica de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para convertirlas en Empresas Productivas del Estado, dotándolas de herramientas que les permitieran operar con mayor flexibilidad y poder asociarse con otras compañías para potenciar sus capacidades productivas. Como parte del fortalecimiento productivo de Pemex, se llevó a cabo la Ronda Cero, en donde el Estado le asignó aquellas áreas en las que acreditó contar con las capacidades económicas y técnicas para su desarrollo: el 83% de las reservas probables (2P) y el 21% de los recursos prospectivos del país. La finalidad, fue garantizar la viabilidad de la empresa petrolera durante al menos los siguientes 20 años. Con el resto de las áreas que no fueron asignadas a Pemex, se formó un portafolio de proyectos de inversión para que las empresas privadas participaran con recursos financieros, técnicos, experiencia y tecnología en el desarrollo de los bloques ofertados. El Gobierno federal realizó un total de

nueve licitaciones para la exploración y extracción de recursos en campos terrestres, aguas someras y profundas de nuestro país. Como resultado de estos nueve procesos, resultaron ganadoras 73 empresas de 20 nacionalidades, 35 fueron mexicanas, entre ellas la propia Pemex. Se adjudicaron 107 áreas contractuales que, a lo largo del periodo de vida de los contratos y en caso de éxito geológico total, se estimó detonarían más de 900 mil empleos e inversiones por cerca de 161 mil millones de dólares, con una utilidad promedio para el Estado de 74%, sin arriesgar recursos públicos. La Comisión Nacional de Hidrocarburos llevó a cabo todos los procesos de licitación bajo estándares de máxima transparencia y publicidad; fueron difundidos por internet en tiempo real y todos los participantes manifestaron su conformidad con los resultados. De las 107 adjudicaciones, ninguna fue impugnada. El resultado de las licitaciones será una aportación adicional a la producción del país que, se predijo, llegará a los 250 mil barriles diarios de crudo en el año 2023, unos 301 mil barriles en 2024 y 740 mil en 2030, año en el que se estimó que el 27% de la producción provendrá de las adjudicaciones realizadas en la pasada administración gubernamental. Con las áreas asignadas en los 107 contratos, se ha favorecido también la formación de nuevos clústeres petroleros de desarrollo costa afuera. Las fronteras de exploración se están ampliando y con ello la creación de economías a escala y sinergias productivas en tres cuencas geológicas del país: Burgos y Perdido, Tampico-Misantla y Cordilleras Mexicanas, así como la Cuenca Salina y Cuencas del Sureste. Por su parte, las empresas privadas también están aportando para mejorar el escenario de reservas, con los descubrimientos en Amoca, Miztón y Tecoalli –adjudicado a la petrolera ENI–, y Hokchi –adjudicado a PanAmerican Energy y E&P Hidrocarburos– que en conjunto contribuyen el equivalente al 5% de las reservas nacionales. En materia de reconocimiento y ex-

ploración superficial, nuestro acervo geológico contaba anteriormente con información parcial y limitada para estudiar las provincias petroleras, siendo Pemex el único que podía llevar a cabo esta actividad. Con la apertura energética, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) inició el otorgamiento de permisos a empresas privadas interesadas, sujetas al requisito de que entreguen a la Comisión copia de la información obtenida para que ésta forme parte del acervo geológico y geofísico de las cuencas petroleras del país. En el periodo 2014-2018, se concedieron un total de 61 permisos para que las compañías realicen estudios de sísmica, lo que además de mejorar la calidad de la información, propició que el Golfo de México se convirtiera en 2016 en la porción marina más estudiada del planeta. En petrolíferos, la apertura al sector empoderó a los consumidores con distintas opciones de expendio de combustibles. Antes, sólo existía una marca de gasolineras en México y para 2018 ya operaban más de 50 en distintos puntos del territorio nacional. Se espera que con el tiempo y en la medida en que el mercado madure, los usuarios tengan cada vez más opciones de precio, calidad, rendimientos de las gasolinas y servicio. Al mismo tiempo, otro de los retos era aumentar la capacidad de almacenamiento de petrolíferos, que apenas alcanzaba para tres días de inventarios, cifra que se encuentra muy por debajo de la recomendación internacional que es de al menos 30 días. Para ello, fue creada una nueva política pública de almacenamiento, que propició que el sector privado anunciara 62 proyectos para el almacenamiento de combustibles en 22 entidades del país que, al ser concluidos, incrementarían en 154% la capacidad inicial existente en terminales. Esto es vital para la seguridad energética nacional. Gas natural y electricidad limpia

En lo que se refiere a gas natural, se puso en marcha un intensivo programa

para ampliar el sistema de gasoductos y llevar el gas a más regiones, lo que implicó la construcción de 18 mil 800 kilómetros de infraestructura de ductos –una expansión del 66% respecto a 2012. El objetivo: llevar a las centrales eléctricas y a la industria productiva un combustible más limpio, más eficiente y a precios mucho más económicos en comparación con el diésel y el combustóleo. Formación de mercados

En la vertiente de electricidad, la reforma energética orientó la política pública hacia un sector eléctrico más competitivo y particularmente más sustentable. Primero, se puso en marcha el Mercado Eléctrico Mayorista de corto plazo –el de las transacciones diarias–, que promueve la competencia en la generación y la libre comercialización. Por otra parte, el mercado de largo plazo se focalizó en impulsar la compra y el desarrollo de energías renovables, a fin de potenciar su papel en la matriz energética del país y cumplir con objetivos nacionales de generación limpia. La meta que se estableció en ley fue alcanzar para 2024, 35% de la generación con fuentes más amigables con el medio ambiente. Para lograrlo, se crearon mecanismos para que la CFE y las empresas privadas participen en el desarrollo de proyectos de energías verdes. De estos instrumentos destacan las subastas de largo plazo que demostraron ser una práctica exitosa para promover la generación renovable en diversos países y en México. Se concluyeron en total tres de estos procesos, en los que se comprometieron inversiones por 8 mil 600 millones de dólares, para construir 65 centrales eléctricas ubicadas en 17 entidades federativas; es decir, más de la mitad de los estados del país tendrían al menos un proyecto de generación verde que, además de traer beneficios ambientales, promueve la creación de empleos y detona la derrama económica regional. La capacidad de dichas centrales suma casi 7 mil megawatts, suficiente

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para cubrir las necesidades eléctricas de 6.5 millones de viviendas o el equivalente a la demanda total del Estado de México, el principal consumidor nacional. Con esta nueva infraestructura, uno de cada cinco hogares mexicanos accedería a electricidad verde. A través de estas subastas, llevadas a cabo exitosamente por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), se asignaron contratos de cobertura eléctrica por un periodo de 15 años para la compraventa de energía, la cual fue adquirida a precios altamente competitivos, sin necesidad del otorgamiento de subsidios u otro tipo de incentivos. Las ofertas promedio de la energía observadas en el último proceso fueron de las más económicas registradas en las recientes subastas realizadas en el planeta: la eólica se ubicó en primer lugar con 19 dólares por megawatt hora, mientras que la solar fotovoltaica en el segundo lugar, con 21.8 dólares por megawatt hora, tan solo después de Arabia Saudita. En lo que respecta a los Certificados de Energías Limpias (CEL), dichos instrumentos financieros han sido adquiridos por los grandes usuarios por medio de contratos de subastas o a través de los intercambios del mercado eléctrico mayorista, para que éstos puedan acreditar su consumo mínimo obligatorio de electricidad verde que inició en 2018 en un 5% e irá aumentando gradualmente; en 2022 será de 13.9%. Democratización de la generación verde

Este modelo energético abierto también permitió iniciar con el proceso de pasar de una generación centralizada a una distribuida entre miles de participantes. Se hizo posible que los pequeños consumidores de electricidad, empresas o domicilios pudieran producir su propia energía solar, beneficiándose con ello de los ahorros en los recibos de luz, a la par que contribuyen al cuidado del medio ambiente. El impulso que se le dio al esquema de generación distribuida se tradujo en

resultados positivos. Entre 2012 y 2018, pasamos de 2 mil a 63 mil contratos firmados para que los usuarios instalen sistemas fotovoltaicos en los techos de sus hogares, comercios y pequeñas empresas. Con una inversión privada de 663 millones de dólares en esta modalidad, se colocaron un total de 390 megawatts de capacidad eléctrica en paneles solares, cuya producción es suficiente para abastecer a una cuarta parte de la población de la Ciudad de México. Se estima que, si esta tendencia mantiene el mismo ritmo de crecimiento, en 2023 podríamos llegar a 600 mil techos solares instalados en el país produciendo electricidad verde, es decir, un aumento de mil por ciento respecto a lo que teníamos 2018. En la vertiente social, el nuevo paradigma energético dio también vida al Fondo del Servicio Universal Eléctrico, con el objetivo de llevar la luz a los 1.8 millones de habitantes que viven en las comunidades más alejadas y marginadas del país que aún no cuentan con este servicio. Con recursos excedentes del Mercado Eléctrico Mayorista que nutren el Fondo, se electrificaron viviendas, aulas escolares y dispensarios médicos, de pequeñas comunidades que están en pobreza energética, mediante la instalación de sistemas fotovoltaicos y la extensión de redes de distribución. Sin afectar el presupuesto público, con este instrumento de financiamiento se espera alcanzar el 100% de cobertura nacional en 2022. Tecnología y talento

El nuevo modelo energético propició además la posibilidad de fortalecer la ciencia. Para ello, la Secretaría de Energía y el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología crearon los Fondos Sectoriales en Sustentabilidad Energética y en Hidrocarburos1, con el objetivo de detonar la investigación aplicada, el desarrollo tecnológico y la formación de recursos humanos especializados

En el transcurso de la edición de este artículo, el Conacyt anunció la desaparición de los fondos sectoriales, ahora se convierten en programas nacionales estratégicos (Pronaces). Nota del editor.

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Para cambiar al sector era necesaria la innovación y la formación de expertos. Foto: Eikon.

que generen valor agregado a nuestra industria de la energía. En renovables, se pusieron en operación cinco Centros Mexicanos de Innovación en Energía solar, eólica, geotérmica, bioenergía y fuerzas del océano, los cuales cuentan con la participación de diversas instituciones y empresas que trabajan de manera conjunta en múltiples líneas de investigación. A través de la inversión de más de 5 mil 882 millones de pesos realizada en estos Centros, México quintuplicó sus inversiones en investigación y desarrollo de energías limpias, superando así el compromiso adquirido en la iniciativa Mission Innovation, en el marco de la COP 21 celebrada en París en noviembre en 2015. En materia de hidrocarburos, se financió la construcción del Centro de Tecnologías para Aguas Profundas, liderado por el Instituto Mexicano del Petróleo y que está llamado a ser el brazo científico y tecnológico de los operadores que incursionen en las grandes profundidades del mar. Con una inversión de 2 mil 400 millones de pesos, este Centro cuenta con laboratorios especializados, cuya finalidad es proveer a la industria servicios de alto valor y tecnologías que operen bajo principios de máxima seguridad industrial y mínimo impacto ambiental.

La transformación al sector de la energía no podía estar completa sin incluir un capítulo en la innovación que permitiera la formación de expertos de alto nivel que adquirieran los conocimientos y capacidades necesarias para hacer frente a los grandes retos energéticos del futuro próximo. En el periodo sexenal anterior se destinaron 2 mil 921 millones de pesos para 3 mil 286 becas de especialidades, maestrías, doctorados y estancias posdoctorales, tanto en México como en el extranjero, principalmente en Estados Unidos, Reino Unido, Australia, Holanda, Canadá, España y Francia. Epílogo

La Reforma Energética instrumentada entre los años 2013 y 2018, fijó las bases para una transformación de la industria nacional. En apenas cinco años, se lograron comprometer para los próximos años decenas de proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, estudios de sísmica, terminales de almacenamiento, gasoductos, centrales eléctricas limpias, generación distribuida, electrificación rural, investigación y desarrollo tecnológico, así como la formación y especialización de recursos humanos. En suma, un impulso sin precedentes a la infraestructura energética del país.

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PROPUESTAS PARA INTEGRAR LA RED DE GASODUCTOS Es necesario que los Sistemas de Transporte de gas estén interconectados para tener un servicio eficiente, seguro y competitivo, al tiempo que es necesario contar con un marco regulatorio que ofrezca certeza jurídica.

DANIEL SALOMÓN SOTOMAYOR Licenciado en Derecho por el Centro de Investigación y Docencia Económicas, A.C. (CIDE). Cuenta con más de 5 años de experiencia en el sector energético público y privado. Actualmente, es asociado en el área de práctica de Energía de González Calvillo, S.C.

l pasado 22 de agosto de 2019, la Directora General del Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas), Elvira Daniel Kabbaz Zaga, presentó siete acciones para atender la demanda de gas natural en el sureste del país, dentro del marco de las Mesas Técnicas de Gas Natural y Electricidad que se llevaron a cabo en la ciudad de Mérida, Yucatán. Dentro de los siete puntos destacan importantes proyectos de infraestructura que serán impulsados desde el gobierno federal1, incluyendo el interés de llevar a cabo la integración de la gestión técnica de la red de gasoductos de todo México. El presente artículo tiene por objeto exponer las consideraciones jurídicas alrededor de dicha propuesta. Lo anterior a efecto de: (i) señalar que la decisión de integrarse es voluntaria y corresponde a los permisionarios de transporte de gas natural por medio de ductos; (ii) previo a la implementación de la propuesta de integración, debe existir un análisis por parte de los efectos en la competencia del mercado de gas natural realizada por la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece), y (iii) demostrar que a la fecha no se cuenta con la claridad regulatoria que permita evaluar el impacto de la medida. Agentes involucrados en la gestión de gasoductos

Para poder analizar el alcance de la propuesta de integración, es necesario identificar los agentes involucrados en la actividad de transporte2 de gas natural: (a) sistemas de transporte, (b) sistemas integrados y (c) el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado (Sistrangas). 1 Reconfiguración estación de Cempoala, reinstalación de estaciones de compresión; proyecto del Istmo de Tehuantepec; puntos adicionales de inyección adicionales en el sureste; interconexión del Sistema Nacional de Gasoductos con el gasoducto Mayakán y ductos virtuales con vocación social. 2 Conforme al Artículo 4, fracción XXXVIII, de la Ley de Hidrocarburos, la actividad de transporte consiste en recibir, entregar y, en su caso, conducir hidrocarburos de un lugar a otro por medio de ducto u otros medios que no conlleva la enajenación o comercialización de dicho producto por parte de quien la realiza por medios de ducto.

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a. Sistemas de Transporte La transportación por medio de ductos (Sistemas de Transporte) son los conocidos como gasoductos que trasladan gas natural de un punto a otro. Cabe mencionar que, de acuerdo con la Ley de Hidrocarburos (Ley) y la regulación en materia de gas natural, su obligación principal es garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio. Para garantizar el cumplimiento de la obligación de acceso abierto, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorga autorizaciones de prestación de servicios de transporte e impone regulación sobre las condiciones generales de operación y prestación de los servicios, así como regulación tarifaria para asegurar que los cobros por los servicios impidan la discriminación de precios entre distintos usuarios y que dichas tarifas permitan cubrir los costos de prestación de los servicios más la obtención de una rentabilidad razonable. b. Sistemas Integrados La Ley define como Sistema Integrado a los “Sistemas de Transporte por ducto y de Almacenamiento interconectados, agrupados para efectos tarifarios y que cuentan con condiciones generales para la prestación de los servicios que permiten la coordinación operativa entre las diferentes instalaciones”. Asimismo, la Ley dispone que los Sistemas Integrados deben ser operados por un gestor, mismo que requiere de un permiso otorgado por la CRE para llevar a cabo sus actividades. En términos prácticos, el gestor es el encargado de coordinar a los prestadores de servicios de transporte integrados de forma que se pueda lograr la continuidad, calidad, seguridad y eficiencia en la prestación de los servicios. De alguna manera, el Gestor se convierte en un intermediario entre los usuarios y Sistemas de Transporte y almacenamiento.

c. Sistrangas Como parte de la reforma energética se creó el Cenagas con dos principales funciones en el mercado de gas natural. En primer lugar, de gestor y administrador independiente del Sistrangas, y, en segundo lugar, adquirir y administrar la infraestructura de transporte por ducto y almacenamiento de gas natural propiedad de Pemex, como la Ley ordenó. Dicha medida permitió, sin ser necesaria una privatización, que se pudiera remover a Pemex de la administración del transporte de gas natural en México y con esto incentivar que los servicios se prestaran sin favorecer al agente dominante del sector hidrocarburos. Aunado a la medida descrita, la regulación acompañó ese objetivo con diversos actos que fomentaron el uso eficiente de la infraestructura descrita (e.g. procedimientos de temporadas abiertas, programa de cesión de contratos, regulación de ventas de primera mano). No obstante lo anterior, existen Sistemas de Transporte que no están integrados y en algunos casos ni siquiera interconectados al Sistrangas. Estos gasoductos fueron desarrollados por empresas privadas, que en su mayoría fueron anclados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Dichos Sistemas de Transporte son el objeto de la propuesta de integración. Esto implicaría que la gestión y administración independiente de dichos sistemas sería ejercida por Cenagas permitiendo que, entre otras cosas, esta institución se encargue de la asignación de capacidad de la totalidad de gasoductos del país. Consideraciones Jurídicas a la propuesta de integración

a. Integración Voluntaria En términos de lo expuesto por la Ley, la integración de Sistemas de Transporte a Sistemas Integrados tiene una naturaleza voluntaria. En ningún momento la Ley impone

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una obligación. De hecho, el marco jurídico permite que puedan convivir múltiples Sistemas Integrados con gestores privados y, en específico, el artículo 65, en su último párrafo dispone que “La integración de los sistemas de almacenamiento y transporte privados es de carácter voluntario”. Lo anterior resulta relevante, ya que el proyecto de integración nacional que propone Cenagas deberá contar con la aceptación de la totalidad de empresas que cuentan con permisos para realizar la actividad de transporte de gas natural por medio de ductos. En este sentido, es de alta importancia que, dentro del proceso de discusión y planeación de la propuesta, los transportistas se involucren directamente. Al respecto, será importante contar con espacios que permitan la participación de empresas transpor-

tistas en la discusión del plan quinquenal de Cenagas, que, de acuerdo con el marco normativo, se deberá analizar, aprobar y emitir a principios del 2020. Este plan debe contemplar los proyectos de expansión y optimización del Sistrangas. b. Competencia entre gasoductos Si bien la infraestructura de transporte por medio de ducto se considera un monopolio natural en términos económicos, los Sistemas de Transporte tienen la posibilidad de competir entre ellos. Con el desarrollo de infraestructura de transporte de los últimos años, en algunos puntos del país existen distintas rutas que permiten transportar gas natural de un mismo punto a otro. En estos casos, los usuarios pueden elegir qué Sistemas de Transporte utilizar, basados en la calidad de

Existen Sistemas de Transportes que aún no están integrados al Sistrangas.

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prestación de sus servicios, la posibilidad de negociar tarifas convencionales (por debajo de la tarifa máxima regulada), recibir servicios adicionales al de transporte, contar con mejores procesos de nominación y confirmación, entre otros. De acuerdo con lo anterior, resulta relevante discutir la propuesta del Cenagas desde una perspectiva de competencia económica. Respecto a esta vocación de competencia entre los Sistemas de Transporte, el artículo 82 de la Ley prevé la posibilidad de que, en caso de existir condiciones de competencia efectiva, a juicio de la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece), las contraprestaciones, precios o tarifas de la prestación de los servicios se determinarán bajo condiciones de libre mercado. Con esto se demuestra que el legislador contempló un mercado en el que los Sistemas de Transporte compitieran unos contra otros. De acuerdo con lo expuesto, se considera que la Cofece debe participar en la implementación de la propuesta de integración de Cenagas. Lo anterior, con el fin de que analice los efectos en el mercado de gas natural o, bien, que emita recomendaciones para que Cenagas pueda realizar la gestión de los Sistemas de Transporte sin consecuencias anticompetitivas. Intuitivamente, la intermediación de Cenagas en la totalidad de los Sistemas de Transporte resulta contrario a la necesidad de que compitan entre sí. Con esta integración se homologarían los criterios tarifarios, procedimientos de nominación, criterios para contratar capacidad, entre otros, lo que deja a los usuarios finales sin alternativas distintas para contratar dichos servicios. c. Falta de regulación específica De conformidad con la Ley, la CRE debe emitir disposiciones administrativas que regulen la prestación de los servicios en los Sistemas Integrados, así como aquellas que establezcan las reglas de operación y códigos

de ética que eviten conflictos de interés y establezcan la separación funcional correspondiente a los gestores. Si bien la operación del Sistrangas se ha llevado a cabo conforme a regulación específica emitida por la CRE, el marco regulador carece de disposiciones administrativas de carácter general para la operación de los Sistemas Integrados. Actualmente, cuenta con metodologías tarifarias específicas, Términos y Condiciones del Sistrangas y para cada Sistema de Transporte, así como un Acuerdo que establece la separación entre las funciones de gestor y transportista del Cenagas. No obstante lo anterior, se estima que, a efecto de contar con certeza jurídica, la CRE debe emitir la regulación aplicable previo a la implementación de la propuesta de integración de Cenagas. En la emisión de estas disposiciones generales, se abre la posibilidad de participación de múltiples agentes del mercado de gas natural. Lo anterior, debido a los procedimientos de consulta y discusión que se establecen en las disposiciones de mejora regulatoria. En este sentido, es necesario que antes de implementar la propuesta, se siga con el proceso de evaluación de impacto regulatorio que dispone la Ley General de Mejora Regulatoria. d. Interconexiones Por último, se debe considerar que algunos Sistemas de Transporte no están interconectados al Sistrangas. Esto resulta relevante, ya que la definición de Sistemas Integrados menciona que dichos sistemas están interconectados entre sí. Como ejemplo de este requisito está el tratamiento que ha recibido el sistema de transporte Naco-Hermosillo, que, si bien es operado por Cenagas en su función de Transportista, al no estar interconectado al Sistrangas tiene sus propias reglas de operación. En este sentido, se estima que para lograr la integración de la totalidad de los Sistemas de Transporte debe desarrollarse infraes-

tructura que permita interconectar la totalidad de sistemas entre sí. Conclusión

Para la implementación de la propuesta de integración de la red de gasoductos de todo el país se debe considerar: involucrar a las empresas que llevan a cabo las actividades de transporte de gas natural por medio de ductos, así como a distintas autoridades; emitir previamente las disposiciones administrativas de carácter general y contemplar el desarrollo de infraestructura que permita la interconexión de los Sistemas de Transporte. La participación de transportistas es esencial debido a que como se expuso, la integración es de carácter voluntario. Respecto a la participación de distintas autoridades, es necesario contar con una opinión por parte de la Cofece sobre las implicaciones de esta medida, tomando en cuenta que los Sistemas de

Transporte tienen la vocación de competir entre sí. Asimismo, es necesario contar con un marco regulatorio que ofrezca certeza jurídica a los participantes del mercado. Ante la falta de disposiciones administrativas de carácter general se considera que la implementación de la propuesta de integración carece de parámetros claros para llevarse a cabo y prever los efectos de dicha propuesta. Aunado a lo anterior, la emisión de regulación general previo a la implementación de la integración propuesta, permitirá contar con un análisis del impacto regulatorio en términos de la Ley General de Mejora Regulatoria. Por último, para dar cumplimiento a la Ley, es necesario que los Sistemas de Transporte estén interconectados, en este sentido, previo a la integración deberá realizarse la interconexión de la totalidad de gasoductos que sean integrados.

Tiempo

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Transportistas de gas natural deben involucrarse en la red de gasoductos.

Derechos

Todos quienes laboramos en Tiempo de Derechos, directivos, consejeros y empleados, manifestamos nuestro más sentido pésame al

MINISTRO EN RETIRO DON SERGIO SALVADOR AGUIRRE ANGUIANO por la irreparable pérdida de su hijo

SERGIO SALVADOR AGUIRRE SÁNCHEZ Oramos por el eterno descanso junto al Creador y para que toda su familia halle consuelo en los brazos de Nuestro Señor. 1 de enero de 2020

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FAIR PLAY EN SISTRANGAS: MEDICIÓN INDISPENSABLE El Cenagas debe realizar un mayor esfuerzo para poner en marcha un sistema de medición para evitar que los usuarios de gasoductos tomen más combustible del contratado, pues sin ello no se puede garantizar el servicio.

RICARDO ESQUIVEL BALLESTEROS Maestro en Derecho Constitucional y Amparo por la Universidad Iberoamericana de León, y en Argumentación Jurídica por las Universidades de Alicante y Palermo, Italia. Licenciado en Derecho por el ITESO de Guadalajara. Fue titular de la Unidad de Asuntos Jurídicos de la Comisión Reguladora de Energía. Actualmente es consultor jurídico independiente.

l gas natural es el tercer energético de mayor consumo en el mundo después del carbón y el petróleo. Ha ganado importancia a nivel mundial de manera progresiva respecto a los demás combustibles fósiles porque es abundante, existen reservas suficientes para satisfacer las demandas de consumo para los próximos 40 años; es mucho más limpio que los otros hidrocarburos, genera sólo la mitad de CO2 que el carbón, su emisión de otros contaminantes es hasta 90% menor y su combustión es tan eficiente que no genera partículas suspendidas; y resulta más económico y eficiente en términos calóricos. La demanda de consumo de gas natural ha experimentado un crecimiento sostenido de más del 20% en los últimos 10 años en México. De las industrias, la eléctrica es la principal fuente de consumo, con un 55% del total; le

sigue la petrolera, con un 25%, y la de transformación, con el 19%. La reforma constitucional de diciembre de 2013, conocida como reforma energética, propició la transformación del mercado de los hidrocarburos y permitió la participación de operadores privados en exploración, producción, importación, transporte, distribución, almacenamiento y comercialización. De 2012 a 2019, México ha disminuido su producción de este energético, situación que se acentúa con la decisión política de no permitir el método de fracking. Derivado de ello, las importaciones se han incrementado en un 128%, en su mayoría provienen de los Estados Unidos, a tal grado que ya superan la capacidad de producción en México. En 2015, la producción nacional de gas natural cubrió el 49% del consumo en nuestro país; para octubre de 2019, representó sólo el 31% de la demanda.

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Los precios de este energético han alcanzado mínimos históricos derivados de que la producción en el mercado de los EU se ha incrementado de manera drástica. En 2018, sus precios promediaron los tres dólares por MBTU (Millones de Unidades Térmicas Británicas). El comparativo de los precios de referencia de los energéticos para el mes de noviembre de 2019, tomando la cotización en dólares americanos por MBTU, arrojan los siguientes datos: diésel, 34.61; gas licuado del petróleo, 23.82; combustóleo, 6.20; gas natural licuado, 5.00; gas natural continental, 2.66 (precio spot, es decir precio del mercado en tiempo real). Derivado de ello, la importación de gas natural ha ayudado, en la medida en que la capacidad logística de internación lo permite, a compensar el déficit de producción para atender la demanda creciente de la industria en México. Para efectos de este artículo, es importante resaltar la diferencia de precios entre el gas natural continental y el gas natural licuado. Si bien, ambos pueden tener las mismas especificaciones de calidad calorífica, la diferencia de precio entre ambos se genera por los costos de logística del transporte. El gas natural continental es el que ingresa al país por medio de ductos de internación. Los costos de las actividades logísticas de este medio de transporte son mucho más económicos ya que, en tanto se garanticen los niveles de compresión adecuados en el ducto o sistema, el flujo del energético es constante. Derivado de que el transporte por medio de ductos se realiza vía terrestre, se le denomina “continental”. Por el contrario, el gas natural licuado (que generalmente se interna en el país mediante barco) requiere una serie de actividades logísticas que encarecen la actividad del trasporte, como pasar por un proceso de licuefacción, embarque en navíos con equipos necesarios para mantener el producto en ciertas condiciones de temperatura y presión (en tanto llegan al puerto de entrega), el desembarco, la regasificación del gas licuado para, finalmente, ser inyectado a un ducto de transporte.

Como nota, del total de importación de gas natural en México al mes de septiembre de 2019, el 9.7% correspondió a gas natural licuado que se introduce al país a través de los puertos de Altamira y Manzanillo. A su vez, la importación del gas natural continental se realiza en 18 puntos de internación en la frontera con Estados Unidos. En nuestro país, la cobertura territorial de la disponibilidad del gas natural básicamente depende del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (Sistrangas). Está conformado por el Sistema Nacional de Gasoductos, los Gasoductos de Tamaulipas, Zacatecas, del Bajío, Los Ramones I, Los Ramones II y Los Ramones Sur. Un sistema integrado es el conjunto de sistemas de transporte por ducto y de almacenamiento interconectados, agrupados para efectos de regulación tarifaria y de términos y condiciones de prestación de servicio que permite la coordinación operativa entre las diferentes instalaciones. En agosto de 2014, derivado de la denominada reforma energética, se creó el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) como un organismo descentralizado de la Secretaría de Energía, encargado de prestar el servicio de transporte en el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y el Sistema Naco-Hermosillo (SNH) y de ser el Gestor Técnico del Sistrangas. De origen, el Cenagas, en su calidad de gestor del Sistrangas, presta un servicio sin fines de lucro orientado a dar continuidad y confiabilidad en la asignación y utilización de la capacidad del sistema integrado. Debe fungir como agente del cambio en la promoción de competencia en la comercialización de gas natural a través del acceso abierto. Su responsabilidad es procurar que el Sistrangas funcione armónicamente, procurando la eficiencia en la utilización de la capacidad operativa de la infraestructura en el corto y largo plazo. Tiene que asegurar una coordinación en todos los gasoductos y demás instalaciones que lo componen de manera que se mantenga balanceado en todo momento. También debe lograr flexi-

bilidad en el manejo de la capacidad física y comercial a efecto de propiciar el desarrollo de centros de mercado mayoristas. El Cenagas es responsable del pago de obligaciones relacionadas con el uso de la infraestructura integrante del Sistrangas. Para ello debe lograr su viabilidad financiera en el largo plazo a través del cobro de tarifas sistémicas a los usuarios de la red. Asimismo, debe administrar el mercado secundario de capacidad en el mismo sistema integrado. El servicio de transporte de gas natural comprende la recepción de determinada cantidad del citado hidrocarburo en un punto del sistema integrado, su conducción a través de ductos, la medición de la cantidad y calidad del producto recibido y todas las acciones u operaciones necesarias para realizar su entrega en un punto distinto del sistema integrado. Se entiende como acceso abierto la obligación que tienen los permisionarios o el gestor del sistema integrado de prestar los servicios a cualquier persona que los solicite para lo que deben facilitar y permitir el acceso efectivo a la utilización de la capacidad disponible en los mismos términos y condiciones que se ofertan a todos, de tal manera que no exista una indebida discriminación. Dentro las operaciones que debe realizar el Cenagas para la correcta y responsable operación del servicio eficiente (que debe ser uniforme, homogéneo, regular, continuo y de calidad) del Sistrangas, hay una que cobra particular relevancia y es la inyección de gas natural para la compresión del sistema. En el argot del mercado de gas natural se le conoce como balance operativo. Se trata de la banda que fluctúa entre los rangos máximo y mínimo de compresión en la que debe operar el sistema para garantizar su óptimo desempeño y eficiencia. Al gas que es utilizado para lograr esta presión de balance operativo se le conoce como “empaque.” Cuando la compresión del ducto llega a sufrir variaciones tales que salen de los rangos máximos o mínimos del

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El operador es el responsable de mantener el ducto con la presión adecuada.

balance operativo, estamos ante la presencia de un desbalance. En estos casos, es responsabilidad del operador presurizar o despresurizar el ducto, según la necesidad del caso. De no hacerlo, se pone en riesgo la seguridad de las instalaciones y de las personas (en el caso de que la presión exceda los rangos máximos) o la operatividad del sistema (en el caso de que la compresión no alcance el rango mínimo de operación). Si bien, eventualmente, los desbalances operativos pueden generarse por deficiencias técnicas del operador del sistema, lo más común en México es que los desbalances se generan por responsabilidad de los comercializadores, de los usuarios o de ambos cuando existen diferencias entre los volúmenes inyectados y los volúmenes extraídos. Los desbalances operativos no imputables al operador se generan por diferencias de las cantidades de gas natural inyectadas y las cantidades extraídas del sistema. De conformidad con los términos y condiciones de prestación del servicio autorizados por la Comisión Reguladora de Energía al Cenagas, el cálculo y determinación del desbalance en que incurre cada uno de sus clientes

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consiste en la diferencia entre la cantidad asignada y la cantidad programada en el punto de recepción (inyección del gas natural) menos la diferencia entre la cantidad asignada y la programada en el punto de entrega (extracción del producto del ducto). Ante la escasez del gas natural derivada de la poca producción nacional y la limitada infraestructura de internación que reduce drásticamente capacidad de importación, el mercado de comercialización y consumo de este hidrocarburo ha desarrollado una serie de comportamientos que afectan el balance operativo del sistema afectando la compresión por debajo del rango mínimo requerido. De conformidad con las disposiciones administrativas de carácter general de acceso abierto y de términos y condiciones de prestación de servicio, los permisionarios o el gestor del sistema tiene el derecho de cobrar un cargo por el gas natural que se necesite para las estaciones de compresión u otros aspectos operativos. Estas disposiciones señalan que el usuario puede optar por que este cobro se realice en especie o por un cargo monetario por el costo del gas utilizado. El problema de los desbalances operativos se debe a que la regulación establece que los operadores de los sistemas pueden cobrar tarifas por el gas de empaque que deban inyectar para mantener el balance operativo, por ello, los usuarios consideran que consumir más volumen de gas del que nominaron o del que sus suministradores inyectaron al ducto (con o sin conocimiento de ello) se constituye en un derecho derivado de que la regulación prevé la manera de pagarlo. Por lo tanto, no obstante que no tienen derecho a ello, muchos usuarios consumen mayor cantidad de gas del que sus suministradores inyectaron extrayendo el gas que por derecho les correspondía a otros usuarios y generando una descompresión o despresurización en el ducto, generando un desbalance operativo y obligando al Cenagas a inyectar gas natural para restituir el empaque. Esta situación recurrente y sistemá-

Algunos usuarios de ductos extraen más gas del que inyectan.

tica que han estado repitiendo muchos usuarios, ha generado una afectación patrimonial al Cenagas derivado de que el gas necesario para mantener el balance operativo del sistema integrado ha sido gas natural licuado que, como se advirtió anteriormente, es un producto cuyo precio de mercado resulta ser hasta cinco veces más caro que el gas continental. Aunado a lo anterior, resulta relevante identificar que derivado de que el Sistrangas no cuenta con un sistema de medición integral que le permita identificar con certeza el grado de responsabilidad de cada uno de los usuarios que generaron el desbalance y poder determinar con precisión el cobro tarifario que le correspondería a cada uno de manera proporcional al desbalance generado, la práctica que hasta estos momentos se ha aplicado es la socialización de estos costos entre todos los usuarios del sistema, independientemente si las extracciones de estos usuarios propiciaron o no el desbalance operativo. Es decir, “pagan justos por pecadores”, agravándose, además, porque en muchos casos la extracción indebida o ilegítima es de tal magnitud que no sólo afecta el balance del siste-

ma, sino que propicia que algunos usuarios no hayan podido extraer el volumen de gas al que tenían derecho, afectando sus procesos industriales productivos. Si analizamos en términos jurídicos las afectaciones que se generan con las actuales reglas de la regulación con el comportamiento de los usuarios que extraen del sistema más gas natural del que realmente tienen derecho, logramos advertir que se violentan varios principios que la propia Ley de Hidrocarburos procura salvaguardar. Por un lado, el principio de acceso abierto y de competencia efectiva, en razón de que a la hora de extracción, no importa la capacidad de gas que tenía contratada ni el volumen de gas al que tiene derecho de extraer un usuario, perdieron la oportunidad de acceder al energético por el cual pagaron el producto y su capacidad de transporte en el sistema. Para atender estas malas prácticas que se han desarrollado en el mercado de gas natural, la CRE y el Cenagas juegan un papel de 1

gran importancia en el desarrollo de mecanismos regulatorios y operativos que inhiban o eliminen dichos comportamientos. Derivado de ello, la CRE emitió diversas resoluciones (Res/119/2019 y Res/840/2019) para establecer mecanismos de reglas de balance operativo y de mecanismos y sistemas de medición que le permitan al Cenagas, en su calidad de gestor del sistema integrado, determinar con precisión cuáles usuarios y en qué medida son responsables del desbalance operativo. Por esta razón, el regulador decide poner especial énfasis en que la medición es un elemento del sistema indispensable para dotar de certeza y transparencia en los volúmenes entregados y recibidos, por lo que instruye al Cenagas la implementación de un sistema de medición confiable, acorde con la regulación específica, que le permita monitorear el balance del sistema en tiempo real y proveer la información suficiente y adecuada a los usuarios para que estos suspendan o cancelen la extracción de gas al que no tienen derecho. Asimismo, ante la premisa de que “el gas natural más caro es el que no está disponible”, el Cenagas está realizando una serie de programas de concientización entre los usuarios para evitar en la medida de lo posible las afectaciones a las características del servicio que debe ser uniforme, homogéneo, regular, continuo y de calidad. Por ello, se abre la posibilidad de que los usuarios puedan compensar sus desbalances (un usuario que extrajo más gas del que inyectó negocia la compensación con otro que inyectó más volumen del que extrajo) siempre y cuando el Cenagas lo autorice y no haya requerido inyectar gas de empaque al sistema, es decir, en la medida de que los desbalances de los usuarios se nulifiquen y no

https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/510731/Prontuario_noviembre_2019.pdf

afecten el balance operativo del sistema. A su vez, los términos y condiciones de prestación del servicio autorizado al Cenagas para el sistema integrado establecen que una vez que el gestor independiente requiera comprar gas natural para mantener el balance operativo del sistema, los usuarios ya no podrán optar por el pago en especie. Asimismo, determinan que el cobro de tarifas del gas que utiliza el Cenagas para reponer el empaque equivalente será el precio promedio ponderado del precio de venta de primera mano publicado por Pemex de los últimos diez días naturales del mes inmediato anterior más un incremento del 10% que se deberá liquidar en moneda nacional. Adicional a ello, se estableció que el Cenagas puede cobrar penas convencionales asociadas al costo con rangos incrementales de conformidad con el porcentaje de desbalance incurrido de la siguiente manera: del 0 al 5% no se genera pena convencional; del 5% al 15%, se cobrará una pena del 150% de la tarifa de reposición del gas de empaque; del 15% al 20%, 170% de penalización; mayor al 20%, se cobrará una penalización del 200%. De esta manera se pretende inhibir el consumo indebido de volúmenes a los que no se tiene derecho y las condiciones de afectación a la operación del sistema. Lo ideal es que una vez que el Cenagas realice su mayor esfuerzo, y logre implementar un sistema de medición eficaz que le permita identificar en tiempo real el comportamiento de cada uno de los usuarios del Sistrangas, las reglas del juego de la competencia justa sean aplicadas y logren su cometido: evitar el desbalance operativo del sistema y garantizar la continuidad en la prestación del servicio.

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Si de cuentos se trata... Cuéntalo

LAGUNA ROJA Daniel González-Dávila presidencia@bufetenacional.org

Abogado por la UNAM. Exdelegado presidencial ante la SCJN y jefe de la Unidad de Relaciones Internacionales de la misma. Desde 2007, es socio presidente de Bufete Jurídico Nacional. Escritor y Barítono.

n México, las recientes reformas en materia energética habían allanado el camino para que el sector público y el privado sumaran esfuerzos con un fin común: hacer que las empresas productivas del Estado, léase Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad, desarrollaran su potencial y superaran sus viejos y mediocres estándares productivos. No obstante, en la ejecución de las nuevas políticas energéticas no pocos habían sido los casos de corrupción, nepotismo, ineficiencia, escasa transparencia en la inversión privada y pocos resultados en el objetivo de la reforma. Fue así como el nuevo gobierno federal, sin modificar la reforma, dio un giro radical a la política pública en materia energética: relegaría de manera significativa la inversión privada y se convertiría en el principal inversionista de Petróleos Mexicanos y de la Comisión Federal de Electricidad para 2020. Así, en materia petrolera el Presidente de la República reiteró hasta el cansancio que la reforma energética había sido un fracaso que no alcanzó los objetivos para Pemex y CFE desde que se les cambió el régimen jurídico, que se había descuidado la producción petrolera y eléctrica y que las inversiones en las refinerías habían dado pésimos resultados. Desde el inicio de su administración, el Presidente anunció la construcción de la refinería de Dos Bocas, con un costo aproximado de ocho mil millones de dólares, misma cantidad que usó la administración anterior para reconfigurar tres de las seis actuales. Ello con la finalidad, aseguró, de garantizar que México pudiera producir su propio combustible, pues importaba casi el 75% de las gasolinas que consumía. Pero los números simplemente no cuadraban. Si con seis refinerías se importaba el 75%, era una ilusión que con siete se pudiera dejar de importar combustible. En adición a ello, el presupuesto de Pemex aumentó en 86 mil millones de pesos con la finalidad de incrementar la producción petrolera a 2.5 millones de barriles diarios, frente al millón 800 mil que se extraía en el pasado. Todo a cargo del Estado mexicano, el nuevo “superempresario”. En total, la Secretaría de Energía había recibido un incremento de casi el 70% más de presupuesto para 2020 en comparación con el año anterior. Dentro de esta visión de absoluta desconfianza por el sector privado, no logró escaparse la generación de electricidad. En efecto, el director general de la

CFE también sostuvo reiteradamente que la empresa debía enfrentar las situaciones de abandono y falta de dinamismo en las que se encontraba, pues estaba pasando por dificultades financieras que debían ser superadas con medidas de austeridad y de mayor eficiencia. La CFE estaba envuelta en una crisis en la que se veía obligada a comprar cada vez más electricidad a terceros, lo que para la empresa era supuestamente inadmisible. Lo cierto era que sólo la CFE, decía el Secretario de Energía, podía ampliar las redes de transmisión y distribución, y la idea era que para finales de 2024, el 35% del total de generación eléctrica del país debía provenir de energías limpias, tanto del Estado como de particulares. Pero del discurso a la realidad había un enorme trecho. Las subastas de energías limpias no podían materializarse si la CFE no ampliaba sus redes, de manera que todo este discurso no era más que un castillo de naipes. En cualquier caso, al igual que en materia petrolera, existía en el sector eléctrico una tremenda desconfianza hacia los particulares, de manera que todas las cartas estaban puestas sobre la CFE y la inversión de terceros no era una prioridad para el sector. Con la cantidad tremenda de recursos con los que gozaba la Secretaría de Energía, en materia de electricidad se empezó a invertir en lo urgente, más que en lo importante: ampliar las redes de distribución. Esto era vital para poder llegar a todo el país y eventualmente generar o adquirir mayor flujo eléctrico. Apenas hubo un pequeño incremento en la infraestructura de transmisión y distribución de la CFE, cuando en la Secretaría Energía le empezó a urgir el incrementar el flujo eléctrico con energías limpias mediante los recursos de los que ya disponía, mientras daba largas a contratos de infraestructura eólica y solar que ya habían sido subastados desde la administración anterior y que, alegaba, estaban en espera de que concluyeran con la infraestructura comprometida. De esta manera, apresuradamente comenzó a acariciar la idea de echar mano de su primera opción: la Central Nucleoeléctrica de Laguna Verde, que desde hacía años operaba al 80% de su capacidad y cuyos reactores estaban prediseñados para tolerar una potencia térmica del 120%. Esto significaba que si Laguna Verde generaba alrededor del 4% de la electricidad que se consumía en el país, bastaba una orden ejecutiva para incrementar ese porcentaje al seis.

La medida parecía en principio sim- Enero 2020 ple y eficiente. Obviamente, los grupos ecologistas protestarían, pero en cualquier caso siempre lo habían hecho. La energía nuclear es una fuente de energía limpia, siempre que se cumpla con los estándares internacionales de seguridad y de disposición de residuos radiactivos. No hay gran diferencia entre una central nucleoeléctrica y una termoeléctrica. Ambas usan agua hirviente y su vapor para mover turbinas generadoras de electricidad. La única diferencia está en el combustible. Mientras una utiliza uranio enriquecido en proceso controlado de fisión, la otra utiliza enormes cantidades de combustóleo fósil, extremadamente contaminante. Incrementar a su máximo de eficiencia la nucleoeléctrica de Laguna Verde parecía ser una prioridad ante la insuficiencia de fuentes de energías limpias, al menos por parte de inversionistas confiables. De pronto, el director general de la CFE llevó este mismo asunto al Secretario de Energía, y éste no cupo en sí de la emoción. Alguien pensaba como él y respaldaba su punto de vista. El primer paso para alcanzar la meta del 35% de energía limpia para 2024 podía darse con una sencillez y seguridad inmediatas. Sin pensarlo más, el Secretario tomó el teléfono rojo y llamó al secretario general de la Presidencia. ––Dime Alberto, ¿en qué puedo servirte? ––Estimado Adán, quiero consultar con el Presidente si podemos incrementar la potencia de Laguna Verde. Está trabajando al 80% y es posible elevarla al 120. Así está prediseñada. Nos parece un estupendo inicio en la transición a energías más limpias. ––Dame un segundo, porque es un asunto delicado. Déjame ver si te puede tomar la llamada. ––Gracias. El Secretario esperó unos instantes. ––No entiendo nada Alberto ––contestó el Presidente––. ¿Cómo vas a subir un reactor nuclear al 120 por ciento de su capacidad? ––No se trata de subir su capacidad de uranio, Presidente, sino de aprovechar mejor el calor que genera. Únicamente se trata de obtener mayor calor del combustible que ya tienen los dos reactores, y para eso están diseñados desde su fabricación. El tope es 120 y apenas usamos un 80 en cada reactor. Subiríamos de 4 a 6 la producción a nivel nacional de electricidad. ––A ver, explícame. ¿Interviene en Laguna Verde el sector privado? ––Para nada. Es absolutamente mane-

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jada por CFE. Pero esta decisión debe ser autorizada por la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, que es un mero trámite. ––¿Y cuál es el costo político? ––Lo normal. Yo esperaría cierta oposición de radicales ambientalistas y de grupos parlamentarios. Cuauhtémoc Domínguez alguna vez se opuso a la planta completa. ––No es gran cosa. ¿Qué hay de la seguridad? ¿No vamos a tener otro Chernobyl? ––No hay manera. Los reactores tienen mecanismos automáticos de apagado. Son a prueba de fallos. ––¿Estás seguro? ––Totalmente. ––Está bien. Encárgate y me informas. La suerte estaba echada. El Secretario inmediatamente habló con el director general de la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear, recientemente nombrado por él mismo, con quien tuvo una breve charla sobre la necesidad de elevar el aprovechamiento de la planta de Laguna Verde. Y como era de esperarse, no hubo ninguna discrepancia entre ambos funcionarios. Fue así como el director en jefe y el director de operaciones de la Central Nucleoeléctrica fueron llamados a la Ciudad de México para reunirse con el Secretario de Energía y la cúpula de la Comisión de Seguridad Nuclear a fin de recibir instrucciones precisas. Una vez en las oficinas del Secretario, los doctores Rafael Covarrubias y David Jiménez fueron invitados a ingresar a la sala de juntas. ––Bienvenidos, doctores ––dijo el Secretario––. Gracias por tomarse el tiempo de trasladarse a México. ––Al contrario, señor Secretario ––dijo el director en jefe––. Somos todo oídos. ––Los hemos convocado a esta reunión para informarles que por disposición presidencial y con la venia de la Comisión de Seguridad Nuclear se ha decidido incrementar la potencia de la Central de Laguna Verde, dado el hecho de que la CFE ha logrado construir un tendido eléctrico considerable que permite transmitir una mayor cantidad de electricidad. ––Bueno, ¿y no hay licitadores de otras fuentes de energías limpias? ––preguntó Covarrubias. ––Están aún en proceso de instalación de su infraestructura. Vamos a comenzar por incrementar nuestro propio potencial. ––Lo pregunto porque incrementar la potencia de la Central es un tema que se manejó hace ya varios años, pero el tiempo ha pasado y es inclemente. ––Dr. Bárcenas ––se dirigió el Secretario al director general de la Comisión de Seguridad Nuclear––. ¿Usted conoce la Central de Laguna Verde, no es así? ––Sí, desde luego. Lo primero que hice tras mi nombramiento fue visitar sus instalaciones y revisar sus procedimientos. Se encuentra en

perfecto estado de conservación y sus procedimientos de seguridad son impecables. ––Un momento ––dijo Covarrubias––. Los estándares de calidad de la Central, por los que ha sido incluso premiada, están basados en su actual nivel de operación, que es del 80%. Tengan ustedes en cuenta que la Central está funcionando desde 1990. Tiene ya una edad de 30 años, sin contar con otros 30 de construcción. El tiempo es un asesino silencioso en toda instalación nuclear. ¿A qué capacidad quieren elevar su potencia? ––Al máximo aprobado por el fabricante –– dijo el secretario––. Al 120% cada reactor. Obviamente realizaríamos todas las pruebas de seguridad necesarias antes de ello. ––Quiero recordarles que el reactor IV de Chernobyl estalló a los dos años de edad, precisamente en una prueba de seguridad. ––¡Por favor, doctor Covarrubias! ––exclamó el director de la Comisión––. Chernobyl fue una funesta cadena de errores humanos. Apreciamos su preocupación, pero creo que usted está exagerando. ––No puedo hacer ni haré lo que me piden. Conozco esa planta como la palma de mi mano. Aunque recibe mantenimiento permanente, someterla a ese nivel de calor, en mi sentir, sería desastroso. Me temo que… ––Creo que no nos ha entendido bien ––lo interrumpió––. La decisión está tomada. Queremos que proceda a realizar un apagado total mediante la inserción completa de las barras de carburo de boro dentro de los dos reactores hasta que se detenga la fisión, a fin de comprobar que el apagado definitivo está bajo su control. Después reiniciará los reactores hasta llegar al 120% de su capacidad térmica, como se le ha indicado. ––Me temo que eso no sucederá, doctor Bárcenas. Al menos no mientras yo esté a cargo de la Central. ––Entonces queda usted despedido ––dijo el Secretario. ––Y con la conciencia tranquila. Que tengan ustedes un buen día. Covarrubias salió de la sala y hubo un tenso silencio. ––Doctor Jiménez. Usted es el director de operaciones de la planta. Es el segundo de abordo. ¿Acepta el cargo de director en jefe y llevar a cabo este nuevo proyecto? ––Muy honrado, señor. Con mucho gusto. ––No se diga más. A trabajar entonces. Por favor manténganos informados de los procedimientos de apagado y reinicio de los reactores. ––Señor, necesitaré respaldo de la CFE durante el apagado. Se generará un apagón de un par de días en varias partes de Veracruz, Puebla y Tlaxcala por el reinicio de los reactores si no cuento con apoyo. ––El director de la CFE le dará todas las facilidades que necesite. La reunión terminó y el Dr. Jiménez se tras-

ladó a la nucleoeléctrica para ejecutar las órdenes que había recibido. Sabía que su lealtad estaba con su antiguo jefe, pero también sabía que si alguien tenía que cumplir con la orden de llevar al máximo la resistencia de la planta tenía que ser alguien que la conociera con toda exactitud. Cuando Jiménez anunció al personal los procedimientos atípicos que se harían se generó una inquietud y una tensión extremas por toda la planta. Continuamente se insertaban y extraían las barras de carburo de boro para mantener estable la fisión nuclear dentro de los reactores, pues dichas barras absorben neutrones, pero jamás se había hecho el experimento de sumergirlas totalmente con la finalidad de detener por completo la fisión. Un experimento parecido a éste, pero fallido por una cadena de errores humanos, había hecho estallar el reactor IV de la nucleoeléctrica de Chernobyl, así que nadie estaba contento con el apagado de prueba. Al empezar el experimento, todo el personal estaba cubierto con trajes resistentes a la radiación. A la orden del nuevo jefe, las barras de carburo de boro comenzaron a introducirse lentamente dentro de ambos reactores. La planta estaba en absoluto silencio y todas las miradas puestas en los indicadores de fisión. Quince minutos después las barras estaban totalmente introducidas y los indicadores comenzaban a bajar, lenta, muy lentamente. Pasada poco más de una hora, los reactores estaban al fin apagados. Rociadores de agua helada entraron en acción para bajar la enorme temperatura de los reactores. Unas cuantas horas después, había dos reactores de 92 toneladas de uranio enriquecido, cada uno, totalmente fríos en la planta como si se tratare de un gigantesco cementerio nuclear. La primera misión se había cumplido con éxito total. El doctor Jiménez tomó el sistema de sonido local y dijo: ––Compañeras, compañeros, hemos logrado lo que nunca se había hecho en esta planta. Jamás habíamos apagado los reactores ni comprobado en la práctica la primera línea de seguridad en caso de emergencia. Hemos trabajado con toda perfección y los felicito a todos. Se queda a cargo la guardia de costumbre y vamos a descansar. Mañana tendremos un nuevo reto, que es reiniciar los reactores. Muchas, muchas gracias a todos y hago a ustedes extensivas las felicitaciones del director general de la CFE y del Secretario de Energía. Que tengan ustedes muy buenas noches. Al día siguiente comenzó la segunda misión. Reactivar los reactores de dióxido de uranio es un proceso que toma su tiempo. Se trata de hacer llegar al uranio enriquecido a su punto de fisión, y eso es algo que consume enormes cantidades de energía no nuclear, quirúrgicamente aplicadas.

Mientras eso sucedía, el apagón en una amplia zona de Veracruz, Puebla y Tlaxcala había sido inevitable. Fue entonces cuando las maniobras en Laguna Verde se hicieron públicas y estalló la bomba de la protesta de grupos ambientalistas, periodistas y políticos contrarios al sistema. El Secretario de Energía fue cuestionado sobre la intención de las prácticas en Laguna Verde y defendió a capa y espada la necesidad de elevar su producción de electricidad por tratarse de una energía limpia y disponible para todos. Lo que era terriblemente difícil era que la gente entendiera que la capacidad térmica de los reactores era del 120%, pues a todo oído lego sonaba que la Central estaba siendo sobreexplotada con riesgo de un accidente fatal. ––Así está preconfigurada ––repetía el Secretario una y otra vez––. No se trata de incrementar el combustible, sino de aprovechar su calor en un 40% más de lo que lo hemos venido haciendo, lo que está dentro de sus parámetros de seguridad y de las condiciones de operatividad que vienen desde la fabricación de los reactores. Pero era difícil que la gente de a pie entendiera esto y los grupos ambientalistas aprovecharon la situación para replantear la existencia misma de centrales nucleares en el país. Todavía no se restablecía el punto crítico de fisión en Laguna Verde cuando el aeropuerto de Veracruz fue tomado por encapuchados y un campamento de activistas se instaló a las afueras de la Central Nucleoeléctrica, en protesta por los planes que se tenían para la misma. Esto no evitó, sin embargo, que a las 72 horas de iniciado el procedimiento, los reactores nucleares alcanzaran su punto de fisión y empezara a generar electricidad. Rápidamente, los 444 ensambles de uranio de cada reactor estaban listos para sobrepasar el antiguo 80% de su operación habitual. ––Autorización para pasar al 100% de potencia térmica de los reactores I y II ––solicitó al doctor Jiménez el nuevo director de operaciones. ––Autorización concedida ––dijo Jiménez. Los reactores empezaron a subir de potencia. Luego de unos minutos, se anunció el reporte: ––Se llegó a una potencia térmica de 2027 megavatios térmicos: 100% de capacidad térmica alcanzada. Todos los parámetros e indicadores normales. Autorización para pasar al 120% de potencia térmica en los reactores I y II. Jiménez permaneció callado. No dejaba de repetir en su mente las palabras de su antiguo jefe. “Esta planta tiene 30 años de edad”. ––¿Señor? ––Sí. Autorización concedida. La potencia térmica empezó a subir nuevamente.

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––Llegando a los 2317 megavatios térmicos, 120% de potencia térmica alcanzada. Todos los parámetros e indicadores normales. Estamos a la potencia máxima de ambos reactores. No hay señales de alarma y ambos reactores se encuentran estables. Jiménez dio un pequeño suspiro y dio gracias a Dios. Pero poco le duró el gusto. A los pocos instantes, la alarma maestra empezó a rugir con toda intensidad. “Alerta roja, alerta roja”, sonaba insistentemente. Rápidamente revisó los instrumentos. La temperatura del reactor número I seguía subiendo sin control y las barras de carburo de boro parecían no poder contrarrestar completamente la fisión. Si no se detenía el sobrecalentamiento se perdería el reactor. ––Rápido, Raúl ––instruyó Jiménez––, estamos preparados para esto. Justo lo hicimos ayer. Vamos a apagar los dos reactores antes de que haya una tragedia. De inmediato todo el personal puso manos a la obra. La alarma fue desactivada y se inició el procedimiento de apagado de ambos reactores. Las barras de carburo de boro fueron introducidas perfectamente en el reactor número II, pero por alguna razón desconocida se trabaron apenas a la tercera parte del mismo procedimiento en el reactor número I, cuya temperatura no dejaba de subir. Como medida automática de emergencia, en caso de que las barras no pudieran apagar el reactor, existía una reserva líquida de pentaborato de sodio, que detiene la fisión nuclear. Esta solución fue inyectada directamente al reactor, pero resultó insuficiente. El tanque que la contenía había tenido pérdida durante los 30 años en que había estado sin uso. Las opciones se habían agotado. El reactor número II estaba en proceso de apagado, pero el número I estaba a punto de estallar. El doctor Jiménez activó la alarma de evacuación inmediata y notificó al Secretario de Energía, quien a su vez lo hizo al Secretario de la Defensa Nacional para la activación de un plan de contingencia que evacuara a las comunidades cercanas y acordonara la zona. Jiménez subió a su oficina y le hizo una videollamada a su esposa para despedirse de ella. Hablaron apenas unos minutos. Le dijo que la amaba, pero que el capitán de un barco jamás abandona su nave. Por más que su mujer le rogó que salvara su vida, el doctor le dijo que tenía que hacer hasta lo imposible por salvar la planta y evitar la inminente tragedia. Terminar la llamada fue lo más doloroso que el ingeniero nuclear jamás había experimentado. Regresó al edificio de control con la intención de hacer un último esfuerzo de apagar

el reactor dañado, pero notó que en el patio central de la Nucleoeléctrica aún había un pequeño grupo de activistas ambientales, sentados en círculo. Se acercó a ellos con gran estupor. ––¿Pero qué demonios están ustedes haciendo aquí? ¿No han oído la alarma de evacuación? ¡La central está a punto de estallar! ¡Váyanse de aquí! ––¡No señor! ––dijo uno de ellos––. La mayoría de nuestros compañeros se ha ido, pero nuestra lucha persiste. Nuestra muerte será un testimonio que todos escucharán contra la energía nuclear. ––La energía nuclear es ciencia pura. Somos los hombres quienes nos equivocamos. ¡Váyanse ahora! ¡No tienen por qué cargar con los errores ajenos! ––¿Y usted por qué se queda? ¿Fue su error? ––Porque soy el director de esta planta y sólo obedecí órdenes. Es mi decisión. ––Pues también es la nuestra y le pedimos que la respete. Esta es nuestra forma de oponernos a las decisiones estúpidas. Jiménez quedó helado. Estaba frente a mártires de la verdad. ––Tienen ustedes razón. ¿Me hacen un espacio? No quiero morir solo. ––¡Por favor! Jiménez se sentó junto a los demás. ––¿Cuánto tiempo nos queda? ––preguntó uno de ellos. ––Minutos ––contestó el director––. Cinco o diez. Quizá menos. ––¿Les parece que hagamos un poco de oración? ––preguntó una de las activistas. ––Tú guíanos ––le pidió un compañero. El grupo se tomó de las manos y comenzó a orar. Pasados cinco minutos, la oración se interrumpió por el estruendo generado por una enorme columna de agua hirviente que expulsó el reactor número I. Eso fue lo último que vieron, llenos de terror. Tras unos instantes, una inmensa bola de fuego consumió al reactor y al edificio de control. Dos horas después, helicópteros de la Secretaría de la Defensa Nacional sobrevolaron la zona. El núcleo del reactor número I estaba totalmente expuesto a la atmósfera, humeante e incandescente, y los niveles de radiación eran descomunales. Las comunidades cercanas habían sido evacuadas, pero el viento implacablemente acercaba cada vez más la radiación a la Ciudad de Xalapa. Lecturas de satélite indicaban que este accidente había sido el peor desastre nuclear registrado, después de Chernobyl y Fukushima, pero gracias a éstos se tenía la experiencia de cómo proceder de inmediato ante la tragedia. Luego de recibir llamadas de apoyo por parte de sus homólogos de Estados Unidos y Canadá, el Presidente de la República or-

denó a las fuerzas armadas que construyeran un sarcófago de hormigón que sellara el reactor número I de la planta, pero esa era una labor extremadamente peligrosa y tomaría demasiado tiempo. No obstante, las obras comenzaron sin demora, cobrando a la postre la vida de cientos de heroicos soldados voluntarios. El esparcimiento de la radiación por Veracruz, Puebla, el Estado de México, Tlaxcala y la Ciudad de México sobrepasó la capacidad de respuesta de la Comisión de Seguridad Nuclear. Por primera vez en la historia de nuestro país, el Presidente de la República convocó a funciones al Consejo de Salubridad General a fin de tomar el mando de la Nación, debido a la severa epidemia por radiación y contaminación ambiental. La Secretaría de Salud, junto con la Academia Nacional de Medicina y la Academia Mexicana de Cirugía coordinaron a miles de médicos que atendieran a los enfermos y heridos, partiendo de la “zona cero” hacia afuera. Pero lo peor no había pasado aún. A las tres semanas del accidente comenzó la temporada de huracanes. El primero de ellos, Axel, ingresó por las costas del Atlántico y recogió a su paso el aire radiactivo. Este huracán funcionó como una especie de aspiradora de aire contaminado en nuestro país, pero se convirtió en una bestia radiactiva para los Estados del sureste de los Estados Unidos. El Presidente de dicho país volvió a llamar a su homólogo mexicano. “Sabemos que esto fue un accidente”, dijo, “pero es evidente que México no está suficientemente capacitado para lidiar con la energía nuclear”, fue su sentencia. Y no estaba para nada errado. Al fin, esto produjo la destitución del Secretario de Energía. Después de evadir el tema por un tiempo, el Presidente de la República dio un mensaje a la Nación: “Mexicanas, mexicanos: “Lo sucedido en la Central Nucleoeléctrica de Laguna Verde es una tragedia que nos lastima e indigna profundamente a todos. Por ahora seguimos trabajando en el sarcófago que sellará por completo al reactor dañado y el Consejo de Salubridad General se está haciendo cargo de atender las necesidades de la población afectada. Los sistemas de seguridad de la planta fallaron por años de descuido, abandono y corrupción de los gobiernos neoliberales. La Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias me ha entregado el dictamen final sobre el motivo del accidente, y éste se debió a que la última línea de defensa del reactor número I de la planta, la inyección de una solución de un químico que detiene la fisión nuclear, no fue

suficiente porque el tanque que la contenía estaba casi vacío luego de 30 años de negligencia criminal. Ya se han presentado las denuncias correspondientes ante la Fiscalía General de la República para que se proceda conforme a Derecho y contra quien resulte responsable. Nada ni nadie por encima de la Ley.” La Fiscalía General de la República abrió una carpeta de investigación contra el doctor Rafael Covarrubias, aquél que se había negado a elevar la potencia térmica de la planta, y fue acusado de corrupción, sabotaje, homicidio, delitos contra la salud y uso indebido de funciones, por haber descuidado los tanques de pentaborato de sodio, aún y cuando habían permanecido intactos durante 30 años. Poco tiempo después, los Estados Unidos solicitaron su extradición para ser juzgado por el delito de terrorismo. Sin derecho a llevar su proceso en libertad, fue internado en un penal de máxima seguridad, por el sólo hecho de haberse negado a causar una catástrofe, y cuando los experimentos previos de apagado de los reactores antes de elevar su potencia térmica debieron prever la suficiencia de la solución química para estar preparados en caso de emergencia. El hecho fue que Covarrubias no había sido más que un chivo expiatorio. Ningún juicio, ningún encarcelamiento, ninguna destitución, ninguna cantidad de dinero, ni ningún discurso podían resarcir la gran cantidad de vidas que el accidente cobró y el enorme daño al medio ambiente, a la atmósfera, a la fauna y a la flora, que causó la explosión del reactor. La radiación generada se quedaría y se esparciría por el mundo durante los siguientes miles de años, sumando una raya más al tigre de todas las nucleoeléctricas que han estallado y de todos los ensayos nucleares que han habido en la breve y tormentosa historia del átomo controlado. A partir de 1950, la curva de incidencia de cáncer en el mundo ha crecido exponencialmente y muy por encima de la curva del crecimiento poblacional. Esto no es casualidad. La radiación generada por los ensayos nucleares de las superpotencias nos rodea a todos. Desde luego, quieren ahora culpar al tabaco, a la comida procesada y a los pesticidas. Pero antes de 1950, el cáncer de pulmón era tan extraño que cuando se presentaba un caso los médicos se juntaban para observarlo. Lo llamaban “la enfermedad del deshollinador”. Hoy es el pan nuestro de cada día. La arrogancia humana no tiene límites. Llevar al extremo la tecnología “sólo porque se puede” y sin un claro objetivo ético es un error que nuestra descendencia un día pagará caro.

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IMPUESTO AL SOL 50

Sentencia: 1542/2017 Actora: Asociación Nacional de Productores e Inversores de Energías Renovables (ANPIER) Demandadas: Administración General del Estado y otras Órgano Jurisdiccional: Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo de España Integrantes: D. Pedro José Yagüe Gil (presidente), D. Eduardo Espín Templado (ponente), D. José Manuel Bandrés Sánchez Cruzat, D. Eduardo Calvo Rojas, Da María Isabel Perelló Doménech, D. José María del Riego Valledor, D. Ángel Ramón Arozamena Laso.

Paulo Arturo Flores Tello Maestro en Derecho de la Empresa por la Universidad Panamericana campus Santa Fe. Abogado por la Universidad de Guadalajara.

Antecedentes El Parlamento y el Consejo Europeo emitieron la directiva 2009/28/CE, la cual “establece la obligación de racionalizar y acelerar los procedimientos administrativos de autorización y conexión a redes de distribución y transporte de energía eléctrica, instando a establecer procedimientos de autorización simplificados. Igualmente regula las líneas generales que deben regir el acceso a las redes y funcionamiento de las mismas en relación con las energías renovables teniendo en cuenta su futuro desarrollo.” En concordancia con lo ordenado por la directiva, en España fue emitido el Real Decreto 900/2015 “por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.” La Ley del Sector Eléctrico de España define el autoconsumo de la siguiente manera: ARTÍCULO 9 Autoconsumo de energía eléctrica. 1. A los efectos de esta Ley, se entenderá por autoconsumo el consumo por parte de uno o varios consumidores de energía eléctrica proveniente de instalaciones de producción próximas a las de consumo y asociadas a los mismos. Se distinguen las siguientes modalidades de autoconsumo: 1. Modalidades de suministro con autoconsumo sin excedentes. Cuando los dispositivos físicos instalados impidan la inyección alguna de energía excedentaria a la red de transporte o distribución. En este caso existirá un único tipo de sujeto de los previstos en el artículo 6, que será el sujeto consumidor. 2. Modalidades de suministro con autoconsumo con excedentes. Cuando las instalaciones de generación puedan, además de suministrar energía para autoconsumo, inyectar energía excedentaria en las redes de transporte y distribución. En estos casos existirán dos tipos de sujetos de los previstos en el artículo 6, el sujeto consumidor y el productor. […] El Real Decreto limitó su ámbito de aplicación a las instalaciones conectadas en el interior de una red, aun cuando no viertan energía a las redes de transporte y distribución en ningún instante, acogidas a cualquiera de las modalidades de autoconsumo de energía eléctrica contempladas en el artículo 9 de la Ley del Sector Eléctrico. Dentro de la exposición de motivos del Real Decreto fue mencionado que estos esquemas de autoconsumo no reducen los costos de mantenimiento y distribución de energía eléctrica, así como que los consumidores acogidos a modalidades de autoconsumo y que se encuentren conectados al

sistema general eléctrico se verán beneficiados por el respaldo que éste les proporciona, pues ante las intermitencias o suspensiones de la generación por medio de energías limpias, harían uso de la energía que se distribuye en el sistema. El Caso: El 10 de diciembre de 2015, la ANPIER presentó recurso contencioso administrativo ordinario en contra del Real Decreto. En su medio de impugnación, la ANPIER solicitó la declaración de nulidad de los artículos 17, 18, 25 y la disposición transitoria tercera. Los artículos 17 y 18 fueron impugnados por considerar que violaban el diverso 9.3 de la Constitución Española, así como el 9 de la Ley del Sector Eléctrico. El artículo 25 fue controvertido por la violación a los principios de proporcionalidad, tipicidad y seguridad jurídica, de igual manera, por considerar que trasgredía el artículo 131 de la Ley 30/1992; mientras que la disposición transitoria tercera fue combatida por violar el artículo 9.3 de la Constitución Española. La recurrente solicitó en general la nulidad del Real Decreto por inadecuación de éste con diversas directivas comunitarias. Los artículos 17 y 18 del Real Decreto establecen la obligación a cargo de los consumidores acogidos a cualquiera de las modalidades de autoconsumo de pagar los cargos asociados a los costos del sistema, y a otros cargos del mismo, que correspondan al punto de suministro y que se establezcan por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. Ante ello, la ANPIER argumentó que estas disposiciones normativas eran ilegales, pues carecían de metodología para la determinación de los cobros, lo que los tornaba arbitrarios y generadores de inseguridad jurídica, a la vez que imponen más cargas a los autoconsumidores que a otros usuarios. En medios de comunicación estos cobros fueron conocidos como “impuestos al sol”, pues grababan la generación distribuida a través de paneles solares. Por su parte, el artículo 25 del Real Decreto establece que el incumplimiento de lo establecido en él podrá ser sancionado de acuerdo con lo dispuesto en la Ley del Sector Eléctrico. Por lo que interesa a la materia de impugnación, los artículos 64.43, 65.35 y 67 de la Ley en cita disponen lo siguiente: “Artículo 64. Infracciones muy graves. Son infracciones muy graves: [...] 3. La aplicación irregular de precios, cargos, tarifas o peajes de los regulados en la presente ley o en las disposiciones de desarrollo de la misma, de manera que se produzca una alteración en el precio que sea superior al 15 por ciento y que, al tiempo, exceda de 300 mil euros.”

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“Artículo 65. Infracciones graves. Son infracciones graves: [...] 35. en relación con el autoconsumo, el incumplimiento de los requisitos y obligaciones establecidos, cuando no estuviera tipificado como muy grave; así como la aplicación incorrecta de las modalidades y de sus regímenes económicos asociados contemplados en este ley y su normativa de desarrollo.” “Artículo 67. Sanciones. 1. Las infracciones establecidas en el capítulo I de este título serán sancionadas del modo siguiente: a) Por la comisión de las infracciones muy graves se impondrá al infractor multa por importe no inferior a 6 millones con un euros ni superior a 60 millones de euros. b) Por la comisión de infracciones graves se impondrá al infractor multa por importe no inferior a 600 mil con un euros ni superior a 6 millones de euros. c) Por la comisión de infracciones leves se impondrá al infractor una multa por importe de hasta 600 mil euros. 2. En cualquier caso la cuantía de la sanción no podrá superar el 10 por ciento del importe neto anual de la cifra de negocios del sujeto infractor, o el 10 por ciento del importe neto anual de la cifra de negocios consolidada de la sociedad matriz del grupo al que pertenezca dicha empresa, según los casos. [...] 3. Si, en razón de las circunstancias concurrentes, se apreciara una cualificada disminución de la culpabilidad del infractor o de la antijuridicidad del hecho, o si atendida la situación económica del infractor, en razón de su patrimonio, de sus ingresos, de sus cargas familiares y de las demás circunstancias personales que resulten acreditadas, la sanción resultase manifiestamente desproporcionada, el órgano sancionador podrá determinar la cuantía de la sanción aplicando la escala correspondiente a la clase o clases de infracciones que precedan en gravedad a aquella en que se integra la considerada en el caso de que se trate. 4. En todo caso, la cuantía de la sanción que se imponga, dentro de los límites indicados, se graduará teniendo en cuenta los siguientes criterios: a) El peligro resultante de la infracción para la vida y salud de las personas, la seguridad de las cosas y el medio ambiente. b) La importancia del daño o deterioro causado. c) Los perjuicios producidos en la continuidad y regularidad del suministro. d) El grado de participación en la acción u omisión tipificada como infracción y el beneficio obtenido de la misma. e) La intencionalidad en la comisión de la infracción y la reiteración en la misma. f) La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una infracción de la misma entidad cuando así haya sido declarado por

resolución firme en vía administrativa. g) El impacto en la sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico. h) Cualquier otra circunstancia que pueda incidir en el mayor o menor grado de reprobabilidad de la infracción. La recurrente adujo que estas normas constituían enunciados laxos y difusos que permitían una discrecionalidad extraordinaria, además de que las sanciones no respetaban el principio de proporcionalidad. En concepto de la ANPIER, la disposición transitoria tercera vulneraba el principio de irretroactividad de las normas al obligar a instalaciones de autoconsumo anteriores a dicho Decreto, razón por la cual le combatió en el medio de impugnación. La Resolución: Al resolver la impugnación correspondiente a los artículos 17 y 18 del Real Decreto el Tribunal Supremo español precisó en primer término que aquellos autoconsumidores que no se encuentran conectados al sistema general eléctrico no sufren un impacto económico por estas disposiciones, pues dependen enteramente de la energía que ellos mismos producen. Con posterioridad, el Tribunal refiere que los autoconsumidores y los consumidores ordinarios de energía pagan los mismos conceptos, a saber: a. El costo de las redes de transmisión y distribución. b. Otros costos del sistema (primas a energías renovables y eficientes, entre otros). c. Energía consumida, más el respaldo del sistema, es decir, la disponibilidad de energía en todo momento. En el concepto de energía consumida, los autoconsumidores sólo deberán pagar aquella que consuman del sistema, es decir, la demanda no cubierta por la energía que generaron in situ. No obstante, sí debe pagar un costo asociado a la energía que está disponible en todo momento para su consumo, cuando su fuente de generación no esté disponible por cualquier motivo. Este costo asociado encuentra justificación en que el respaldo para que la energía esté disponible todo el tiempo produce una carga económica que no desaparece por el mero hecho de que no sea consumida. Esto podría ser equiparado al pago de un seguro, el cual debe ser cubierto con independencia de que se actualice o no el riesgo para el que fue contratado, pues durante todo el tiempo de la vigencia de la póliza dicho riesgo estuvo cubierto. El respaldo de energía debe entonces ser pagado por todos los potenciales consumidores de la misma, pues para todos ellos

está disponible y sería injusto cargar a los consumidores ordinarios el costo del respaldo generado debido a la posible demanda de energía del sistema de parte de los autoconsumidores. De esta manera, el Tribunal Supremo desestimó las alegaciones en torno a que el Real Decreto generaba más cargas para los autoconsumidores. En relación con el argumento de que los artículos 17 y 18 ocasionaban inseguridad jurídica al remitir a una orden ministerial para el establecimiento de las cuotas que pagarían los autoconsumidores, lo que según la ANPIER ocasionaba que dichos cobros fuesen arbitrarios, el Tribunal Supremo español consideró que el Real Decreto establecía las bases suficientes para la determinación del cobro, de tal manera que no se daba un arbitrio total al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, por lo que no puede considerarse que no exista una metodología para la fijación de la cantidad a pagar. Por otra parte, al analizar la oposición al artículo 25 del Real Decreto el Tribunal Supremo determinó que, en todo caso, la indeterminación aducida por la actora correspondía más a los artículos de la Ley del Sector Eléctrico que a las disposiciones del Real Decreto, pues el efecto de éste es el de constreñir en qué casos específicos proceden las sanciones contempladas, es decir, justo lo opuesto a lo expresado en el recurso. De igual manera, consideró que debido a la complejidad técnica de la materia, los artículos que contienen las sanciones cumplen con establecer debidamente el tipo, pues la complicación mencionada hace inviable una descripción detallada de las numerosas infracciones que pueden cometerse con el incumplimiento de requisitos técnicos. Asimismo, el Tribunal Supremo consideró que una posible sanción de 60 millones de euros por incumplir el Real Decreto no es por sí misma desproporcionada, pues las instalaciones de autoconsumo no son necesariamente pequeñas o de un particular, sino que puede ser de una empresa con una considerable entidad económica e industrial. En ese mismo sentido, el Tribunal argumentó que para que exista desproporcionalidad en la sanción es necesario que los montos mínimos de ésta sean claramente exorbitantes, lo cual no acontece en este caso. Por último, el Tribunal Supremo español consideró infundado que la disposición tercera del Real Decreto vulnerase el principio de irretroactividad de las normas, pues si bien somete a su régimen a instalaciones en funcionamiento previo a su emisión, los sistemas regulados están necesariamente sometidos a las modificaciones regulatorias que sean consideradas convenientes, máxime que en este

caso se trata de la primer regulación a detalle de los sistemas de autoconsumo. Por estas razones, la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo confirmó la legalidad del Real Decreto 900/2015. Colofón: Con posterioridad a que judicialmente fuera declarada su legalidad y constitucionalidad, el Real Decreto 900/2015 fue derogado con la emisión del diverso 244/2019. Con ello, fue reconocido el derecho al autoconsumo sin el pago de peajes por el uso de las redes ni cargos diversos del sistema. Al anunciar esta decisión la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, señaló1 que con esta medida se buscaba solucionar el retraso de España en materia de generación de energía fotovoltaica, pues mientras en España sólo se contaba con apenas mil instalaciones, Alemania tenía ya más de un millón. La sentencia es breve, cosa que siempre se agradece, en 13 páginas el Tribunal Supremo estableció los antecedentes del caso, los fundamentos de derecho y la resolución al mismo. En algunos tribunales de nuestro país ese número de páginas no es suficiente para pasar de los resultandos a los considerandos. Las razones expresadas en la sentencia son categóricas y precisas. En un párrafo fue analizada la queja de irretroactividad de la disposición transitoria tercera del Real Decreto. Las razones para desestimar esta impugnación fueron sencillas y claras: a) se trata de un sistema regulado y estos están sujetos a los cambios regulatorios que sean convenientes; y b) esta es la primera ocasión en que se emite regulación al detalle respecto del autoconsumo. No más.

Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. Foto: Especial.

https://www.europapress.es/economia/energia-00341/noticia-gobierno-deroga-impuesto-sol-reconoce-derecho-autoconsumir-peajes-cargo-20181005134627.html

Enero 2020

Alfonso

herrera garcía

Doctor en Derecho Constitucional por la Universidad Complutense de Madrid. Investigador Nacional nivel I del Sistema Nacional de Investigadores del Conacyt. Twitter: @jAlfonsoHerrera

LA ORDENACIÓN CONSTITUCIONAL DE LA ECONOMÍA. DEL ESTADO REGULADOR AL ESTADO GARANTE Roldán Xopa, José, México, Fondo de Cultura Económica, 2018, 257 págs.

n todo proceso de transición política, como el que actualmente vive nuestro país, es altamente posible que el papel económico del Estado se enfrasque en problemas de identidad. Las directrices de ese papel, como las de otros temas de importancia nacional, encuentran su base necesaria en las normas constitucionales. La aproximación del ordenamiento jurídico a la economía, en términos de intensidad normativa, suele responder a los proyectos del poder político de turno, con el propósito de atender sus propios diagnósticos, de cara a consolidar o a perseguir su desarrollo. Las denominadas reformas “estructurales” en sectores económicos, verificadas en 2013, han sido un claro ejemplo histórico de lo anterior. Como lo explica José Roldán en este libro, el denominado “Pacto por México” consiguió establecer nuevas condiciones institucionales para varios sectores: telecomunicaciones, competencia económica, energía, sistema financiero o hacendario. Estas reformas se enlazaron con otras modificaciones realizadas en las materias laboral, educativa o de transparencia. Sin duda, esos cambios transformaron los espacios de intervención del sector público y privado en la economía nacional, así como las técnicas de intervención del Estado regulador. Ahora bien, si en específico observamos la relación jurídica entre los distintos sectores del sistema económico y los derechos fundamentales, podría afirmarse que los derechos históricamente han padecido las consecuencias de la indiferencia. Sin embargo, en la actualidad, sí pueden identificarse dos modos en que, desde la Constitución, se desprenden limitaciones a las fuerzas y actores económicos. El primero, las que expresa y genéricamente se establecen en su capítulo económico (con lo cual se instituyen límites a las libertades económicas). El segundo, las que implícita y específicamente se desprenden del articulado de cada derecho, individual, social o colectivo, constitucionalmente consagrado (límites derivados de libertades no-económicas).

El desarrollo económico y la protección de los Derechos Humanos no tienen por qué deslizarse sobre rutas divergentes. La generación de la riqueza es un proceso instrumental a la realización de los valores constitucionales y al ejercicio de los derechos. Esta relación indisoluble debe impactar en las aproximaciones interpretativas a la Constitución que deben en todo momento custodiar la maximización de los derechos, en equilibrio con el alcance de los importantes propósitos del desarrollo económico. También es indudable que la rectoría y planeación económica del Estado tiene un par de valores añadidos frente al régimen de libertades: trae como consecuencia que no se admita constitucionalmente una libertad plena de los particulares para su personal y único desarrollo comercial; y, en ese sentido, concomitantemente implica el recorte o limitación razonable de las libertades económicas, convivientes en un mercado libre, pero delimitado por reglas del juego. A esas conclusiones nos lleva este libro del profesor José Roldán Xopa. Se trata de una obra que se introduce en una temática pocas veces explorada en el Derecho público mexicano; que aporta conocimiento especializado para entender las relaciones entre la economía y su “ordenación” constitucional; y, pese a haber tenido como marco de estudio las reformas estructurales del peñanietismo, marca una hoja de ruta para abordar la discusión de las transformaciones económicas durante el lopezobradorismo. Tras su lectura, también podemos confirmar que no debe abrigarse duda en que las Constituciones deben establecer parámetros mínimos para el desenvolvimiento del sistema económico. Posiblemente no deban caracterizarse, en todo caso, por una excesiva amplitud, en cuanto a la actuación regulatoria del Estado. Pero sí deben ser especialmente precisas y contundentes a la hora de conciliar ese perfil regulatorio con el ejercicio efectivo de los derechos fundamentales.

Revista Tiempo de Derechos No. 21

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