Electricidad: arranca la privatización
El retraso duró dos años, pero finalmente se dio el fallo a favor del consorcio conformado por la trilogía de AES, Nichimen y Hermes, ganador de la licitación para construir las dos unidades de la planta termoeléctrica Mérida III. Éste será el primer proyecto que se realizará bajo el esquema de productor independiente (IPP), con una inversión total de $750 millones de dólares (incluyendo el costo del gasoducto de 500 kilómetros de longitud).
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Esta trilogía finalmente se impuso a las 31 empresas que originalmente se inscribieron para participar en la licitación y a los seis consorcios que quedaron en la recta final, conformado por los siguientes corporativos: Cogentrix México Inc. Marubeni Corporation-Tribasa-Novegarz; el Grupo Mérida III, integrado por ICA Fluor Daniel-Sithe Energies-General Electric Corp. General Electric Capital Corp.; el consorcio Mérida III integrado por Generating Company-Ben Generating-Gutsa Construcciones-J. Makoswki; el cuarteto comandado por la japonesa Mitsubishi Corporation, en sociedad con Destec Investment-Epic Mérida Power-Itochu Corporation-Kanematsu Corporation; y el grupo Energía Enron de Mérida, conformado por Enron Development-Enron México Development-Enron México Holding y Bufete Industrial.
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No fueron pocos ni débiles los otros competidores que se quedaron fuera. De hecho, de los cinco consorcios restantes, Enron, Gutsa, Bufete Industrial e ICA comandan las cuatro principales propuestas para el gasoducto. De la competencia quedaron fuera empresas fuertes como Siemens, Westinghouse Electric Company, Marubeni, Altos Hornos de México-Grupo Acerero del Norte, Kanematsu Corporation, Itochu -Corporation, Bechtel Power y Grupo Mexicano de Desarrollo, las cuales formaron parte de la lista original de 31 empresas que pasaron la “prueba del añejo”, como irónicamente le llamaron algunos competidores al dilatado proceso de licitación de la Mérida III.
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A varios de estos competidores y a los observadores del proceso les sorprendió que el fallo recayera en el grupo de la empresa estadounidense AES (American Energy -Systems), la japonesa Nichimen y la mexicana Hermes, propiedad de Carlos Hank Rohn. De estos tres consorcios, Hermes aportará 20% de la inversión, mientras la estadounidense pondrá 25% y la japonesa tendrá el control mayoritario con 55%. Este grupo ganador tendrá el financiamiento del Exim-bank de Japón, el Mitsubishi Bank y dos instituciones financieras más de Estados Unidos.
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De las tres empresas, sólo Hermes no tiene experiencia previa en proyectos de generación de energía eléctrica. De hecho, esta empresa –fundada a mediados de 1979 por Carlos Hank González, padre de Hank Rohn– se especializó en el negocio de autopartes, industria metalmecánica y distribución de camiones y automóviles, contando entre sus principales filiales a Aralmex, Automotriz Hermer, Cerrey, Desarrollo Inmobiliario -Hermes, Hermi Ingeniería y Mayoreo en Autopartes de Refacciones Alemanas.
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En lo que sí se ha especializado el Grupo Hermes y el propio Hank Rohn es en ganar licitaciones públicas que han estado teñidas de acusaciones por presunto “favoritismo”, como fue el caso de MASA, el consorcio que ganó la concesión del autotransporte público en la ciudad de México. Otra incursión polémica de Hank Rohn en el mundo de los negocios fue el caso de Taesa, fundada en 1988 y que en 1992 inició una guerra tarifaria frente a las otras dos aerolíneas privadas, con una flota de 75 jets. Aeroméxico y Mexicana acusaron a Taesa de dumping tarifario.
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En enero de 1996, Hank Rohn vendió 20% de su participación en Mercedes-Benz, justamente el mismo mes que se dio a conocer la lista de consorcios que participaban en la licitación de la Mérida III.
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Por lo pronto, comentaristas como Herminio Rebollo indicaron que la trilogía AES-Hermes-Nichimen se impuso sobre los otro cinco competidores debido a que ofreció “la tarifa más baja en el fluido eléctrico durante los 25 años que durará la concesión de Mérida III”, lo cual le permitirá a la Comisión Federal de Electricidad ahorrar 30% de los costos que tendría si ella produjera los 440 megavatios previstos para el año 2000 con sus sistemas y equipo.
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El propio Rebollo señala que cuatro de los seis finalistas presentaron “ofertas muy atractivas y la diferencia entre el ganador y el segundo lugar fue mínima, rondando 7%”.
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LOS TIEMPOS DE LA TERMOELÉCTRICA
-Otra preocupación que gira en torno al éxito del proyecto Mérida III es el atraso existente en las fechas previstas para dar a conocer el fallo, para iniciar la construcción de las dos unidades que producirán 220 megawatts cada una, y para la construcción del gasoducto que partirá de Ciudad Pemex, Tabasco, a Valladolid, Yucatán, el cual alimentará la planta.
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La primera convocatoria se publicó en el Diario Oficial de la Federación del 26 de mayo de 1994. De acuerdo con los términos de ésta, la licitación tenía como objetivo adjudicar un contrato de compromiso de capacidad de generación eléctrica, por 25 años con la CFE, para desarrollar, construir, poseer, operar y mantener una central de 440 megawatts, desarrollada en dos etapas de 220 megawatts cada una, ubicada en Mérida, mediante el esquema de productor externo de energía eléctrica. La operación comercial de las etapas “se requiere ocurra el 30 de abril de 1998 y el 30 de abril de 2000, respectivamente”. El combustible que utilizará la planta será gas natural y diesel como combustible alterno.
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De acuerdo con estos plazos, se estableció que el fallo de la licitación estaría previsto para el 15 de mayo de 1995. Sin embargo, éste se retrasó casi dos años, modificándose los tiempos de la operación comercial. Según el nuevo calendario de eventos proporcionado por la CFE, la operación comercial del gasoducto está planeada para “septiembre de 1999 y de la primera fase de la Central -Termoeléctrica en abril del año 2000”. Hasta ahora, no se sabe cuándo quedará concluida la segunda fase, aunque voceros de la propia CFE indican que previsiblemente estaría lista para el año 2003.
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A pesar del fuerte hermetismo con el que se ha realizado el proceso de licitación, participantes y analistas han indicado que los retrasos en el proyecto de la Mérida III se deben a factores económicos, políticos y ambientales.
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Originalmente, hubo una pugna entre los gobiernos de Yucatán y Campeche que buscaban para sí la ubicación de la planta. Campeche argumentó que la construcción de un gasoducto de tan larga extensión –500 kilómetros– no sería necesario si la planta se construyera en su territorio, con lo cual disminuirían los riesgos inherentes. Finalmente, la CFE acordó que la planta se construyera sobre terrenos ubicados en el periférico de la ciudad de Mérida, aledaños a la Mérida II, y que el -gasoducto de 527 kilómetros partiera de Ciudad Pemex, Tabasco, a Valladolid, Yucatán, abasteciendo a su paso a las termoeléctricas -Lerma, Nachicocom, Mérida II y Valladolid.
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Otros factores que retrasaron la licitación fueron las fallas técnicas que surgieron en torno al impacto ambiental del gasoducto y la termoeléctrica. La Procuraduría Federal de Protección al Medio Ambiente (Profepa) vetó algunos proyectos y esto motivó el atraso en las fechas, aunado a que 1994 y 1995 fueron de crisis política y económica a nivel federal, lo que también impidió el cumplimiento de los plazos comprometidos.
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Todavía en enero de 1996, el director de la CFE, Rogelio Gasca Neri, declaró en Mérida que la construcción de la planta se iniciaría a finales de septiembre o principios de octubre de ese mismo año. El aplazamiento se produjo al tiempo que de las 31 empresas licitantes quedaron 18 y para noviembre de 1996 el número se redujo a seis grupos que aglutinaron a las 18, integrados por empresas de Estados Unidos, Japón, Holanda, Canadá y México que presentaron sus propuestas técnicas y comerciales.
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En esa ocasión, Gasca Neri anunció que “a más tardar el 23 de febrero del próximo año (1997)” se daría el fallo final del proyecto, “con la finalidad de que la unidad uno se empiece a construir ese año y esté en operación en el año 2000”.
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La modificación de los calendarios también supuso cambios en el monto de la inversión calculada. En enero de 1996, en Mérida, Gasca Neri calculó que la inversión requerida para las dos unidades de la termoeléctrica sería de $900 millones de dólares. En noviembre de ese mismo año, el cálculo se redujo a la mitad –$450 millones de dólares– y, finalmente, la propuesta ganadora calculó en poco más de $500 millones de dólares la inversión total.
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Asimismo, fue hasta los primeros días de abril en que se dio a conocer al ganador de la licitación para la construcción del ducto: Grupo Gutsa, de la mano de Trans-Canada e Intergem, los cuales invertirán $300 millones de dólares en los siguientes dos años.
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LOS OTROS PROYECTOS DE PRIVATIZACIÓN
-El atraso de Mérida III puede afectar a otros procesos de licitación que están en puerta y que representan el virtual banderazo a la participación de empresas nacionales y extranjeras en proyectos de generación de energía eléctrica.
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De acuerdo con la nueva Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica, que entró en vigor en 1993, son cuatro las modalidades que permitirán la participación del sector privado: la producción privada independiente (como es el caso de la Mérida III), destinada “exclusivamente a su venta a la CFE o a la exportación”; el modelo de construcción-arrendamiento-transferencia (BLT), bajo el cual se encuentra en desarrollo la planta de Samalayuca, en -Chihuahua, cuya planta tendrá capacidad de 690 megawatts y una inversión estimada de $643 millones de dólares; la cogeneración, modelo bajo el cual la Comisión Reguladora de Energía ha otorgado permisos a las empresas Pegi, Termoeléctrica del Golfo y Enertek. Se estima que estas iniciativas implicarán inversiones por $1,000 millones de dólares y las tres empresas asumieron el compromiso de poner a disposición de la CFE los excedentes de energía eléctrica que produzcan.
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De acuerdo con el documento Oportunidades de Inversión en el Sector de la Energía en México, editado por la Secretaría de Energía, de 1996 al año 2000 se prevé que la demanda de energía eléctrica tenga un crecimiento anual de 4.9% y se espera que para el 2000 las ventas de energía eléctrica aumenten 25.7% más que en 1994.
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De acuerdo con el mismo documento, serán sometidos a proceso de licitación proyectos que representan una capacidad de generación de aproximadamente 9,031 megawatts, de tal forma que para el año 2004 la generación de energía eléctrica se incremente en 11,474 megawatts.
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El l9 de mayo de 1996 la Secretaría de Energía lanzó “una invitación al sector privado” para participar en cinco procesos de licitación: tres de ellos se localizarán en el estado de Baja California y generarán un total de 700 megawatts (Cerro Prieto II y III; y dos en Rosarito); otro se localiza en Chihuahua, con dos unidades que generarán 450 megawatts; y el otro será en Monterrey, Nuevo León, con una capacidad de 450.
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No se definió en esta convocatoria cuál será el modelo de participación privada, pero se prevé que sea bajo el esquema de productor independiente (IPP), como en la Mérida III, o de Construcción-Arrendamiento-Transferencia (BLT), como en el caso de Samalayuca.
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De acuerdo con estos proyectos, la unidad del -Rosarito entrará en operación en 1999, la de Chihuahua en el año 2000, al igual que las otras dos unidades de Rosarito y las de Monterrey. El proyecto de Cerro Prieto, en Baja California, entrará en operación el próximo año, según el documento antes citado.
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No obstante, los retrasos que se han dado en la Mérida III indican que los proyectos de inversión privada no serán tan ágiles como se han querido presentar y que, incluso, -existen riesgos de que se alteren los propios lineamientos ambientales.
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PRIVATIZACIÓN DEL GAS NATURAL
-El caso del gasoducto que alimentará a la Mérida III también ha servido de ejemplo para los otros proyectos de inversión privada en el mercado del gas natural. La Secretaría de Energía calcula que en 1995 el mercado nacional absorbió 2,400 millones de pies cúbicos diarios y que para el año 2005 alcanzará volúmenes de alrededor de 4,200 millones diarios.
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El documento Prospectiva del Sector Eléctrico 1995-2004, también editado por la misma dependencia, prevé la construcción de nuevas plantas de generación eléctrica de ciclo combinado, es decir, utilizarán gas natural y -combustóleo (como en la Mérida III), así como la reconversión de varias plantas genera-doras de energía de la CFE que sustituirán el uso de combustóleo por gas natural como insumo básico, así como un mayor uso industrial derivado de las medidas ambientales que entrarán en vigor en 1998.
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La primera licitación que se dio a conocer fue la del consorcio mexicano-estadounidense Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, el cual invertirá $20 millones de dólares en el establecimiento de un sistema de distribución en esa ciudad.
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En proceso de licitación están los sistemas de distribución de gas natural en las zonas urbanas Altamira-Ciudad Madero-Tampico, Bajío, Ciudad de México, Cuernavaca, Hermosillo, La Laguna, Noroeste de Baja California, Pachuca, Querétaro y Toluca. Este año se definirán Tijuana, Rosarito y Tecate, además de Ensenada.
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En materia de transporte de gas natural, el 31 de enero de 1996 se dio a conocer una inversión de entre $50 y $80 millones de dólares de la empresa estadounidense Midcon, que solicitó permiso para realizar un proyecto de Ciudad Alemán, Tamaulipas, a Monterrey, Nuevo León, el cual tendrá una longitud de 160 kilómetros, con un diámetro de 24 pulgadas.
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En el caso del gasoducto Ciudad Pemex-Valladolid, el servicio de transporte de gas natural de este proyecto tendrá un volumen aproximado de hasta 10.4 millones de metros cúbicos diarios que se proveerán durante 26 años a partir del inicio de la prestación del servicio.