El gobierno ya tenía un contrato por 15 años con Sumex, empresa que en diciembre de 2019 cortó el suministro por falta de pago. Gobierno termina anticipadamente el contrato por desacuerdo con los cobros del energético
La empresa ganadora de la licitación para desarrollar una planta solar fotovoltaica que suministre energía eléctrica al Acueducto Río Colorado-Tijuana obtendría al menos 20 mil 904 millones de pesos durante los 30 años de vigencia del contrato que firmaría con el Gobierno del Estado de Baja California.
Publicidad
Dicha cantidad millonaria representa al menos 3.5 veces la inversión requerida para desarrollar el parque solar, esta última valorada -según fuentes oficiales- en aproximadamente 270 millones de dólares (5 mil 940 millones a un tipo de cambio de 22 pesos por dólar).
La semana anterior, el Congreso local aprobó en tiempo récord (tres días después que el secretario general de Gobierno, Amador Rodríguez Lozano, presentó la iniciativa) el decreto que autoriza al Ejecutivo estatal suscribir el contrato con la empresa ganadora de la licitación antes del 15 de octubre de 2020.
Según la administración de Jaime Bonilla Valdez, el acueducto utiliza 650 millones de kilowatt/hora en promedio al año, y en 2020 el presupuesto para la energía eléctrica es de mil 079 millones de pesos. Es decir, aritméticamente la tarifa que la Comisión Estatal del Agua pagaría es de 1.66 pesos por kilowatt/hora.
Publicidad
No obstante, el secretario del Agua, Salomón Faz Apodaca, comentó a ZETA que actualmente se paga alrededor de 1.34 pesos por kilowatt/hora, y que con el contrato plurianual “deberíamos tener un ahorro del 25% en el costo del kilowatt”.
De hecho, el rango de ahorro oscila entre 20 y 30%, expresaría la secretaria de Infraestructura, Desarrollo Urbano y Reordenación Territorial, Karen Postlethwaite Montijo, quien durante el mensaje matutino del gobernador del 18 de julio, señaló que uno de los beneficios del proyecto es que se dará una tarifa fija.
Para obtener el ahorro estimado (20-30%), la empresa que gane la licitación no podría establecer una tarifa kilowatt/hora mayor a 1.07 pesos, según la cifra referida por Faz Apodaca (1.34 pesos).
Con base en la inversión que requeriría la planta (de alrededor de 270 mdd), el asesor en energía y economía, Ramsés Pech, estimó que la tarifa máxima que se tendría con la licitación debería oscilar entre 1.0 y 1.10 pesos por kilowatt/hora, siempre y cuando el acueducto consuma 80 MegaWatts por 12 horas diarias durante los 30 años que esté vigente el contrato. Esto porque las plantas solares solo producen energía durante el día, lo cual significa que el precio máximo de la generación de electricidad, que incluye inversión, operación y mantenimiento de la planta solar, estaría entre 60 y 75 centavos, y el del suministro oscilaría entre 35 y 45 centavos.
El experto consultado por ZETA indicó que la distinción entre generación de la energía (quien invertiría en la planta) y el suministro de la electricidad (quien se la venderá al acueducto) obedece a que la Ley no permite que un consumidor calificado (en este caso el acueducto) compre directamente la energía al productor.
Titular de SIDURT, Karen Postlethwaite Montijo
PROYECTO NO ES OBRA PÚBLICA
En entrevista con ZETA, la secretaria Postlethwaite Montijo aclaró que la planta es inversión privada que llegaría al Estado, no así una obra pública, y por tanto, no se trata de una Asociación Pública Privada (APP), solo “es una compra de energía”.
Por ello, dijo, las bases de la licitación -que podría publicarse en un par de semanas- deben estar en función de las garantías que le den al gobierno de que la planta va a operar con un costo muy bajo, efectivo y a largo plazo, de ahí que no contendrían especificaciones técnicas de los paneles solares.
Por su parte, Ramsés Pech consideró que para participar en la licitación una empresa generadora tendría que aliarse con una suministradora para hacer una propuesta. O bien, que participara un consorcio con dos filiales (una de generación de energía y otra de suministro). Otra posibilidad es que el Estado impusiera un candado a la empresa suministradora que gane la licitación, para condicionarla a que le compre la energía a la compañía que hará la planta solar.
En cualquiera de los casos, lo claro es que el gobierno está garantizando a una empresa que no ha hecho la inversión de 270 millones de dólares en el Estado, que le comprará los 80 MW que producirá si hace dicha inversión.
Sobre ese punto, ZETA preguntó a Karen Postlethwaite Montijo por qué no esperar a que la inversión llegue y después hacer el contrato con la empresa, a lo que contestó:
“Porque quién se viene sin una certidumbre a invertir 200 millones de dólares, a la par que el Estado pagará por esa energía eléctrica hasta que la planta fotovoltaica esté suministrando energía eléctrica al acueducto, lo cual podría suceder en doce meses, pero no hay certeza de ello, dado que depende de que las empresas cuenten con permisos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), ambos organismos federales.
“Lo ideal sería que (los permisos) estuvieran en los doce o trece meses, la interconexión y la echada en marcha, pero eso depende mucho de los permisos”, comentó la funcionaria, aunque asegura desconocer dónde se instalaría la planta, dado que dependerá de los estudios de interconexión que haga el Cenace.
El gobierno estatal pretende que al terminar el contrato la propiedad de la planta quede como patrimonio de Baja California, es decir, “no se lo llevan, no lo desmontan, sino que el Estado ya es dueño de esa planta”, afirmaría el gobernador Jaime Bonilla Valdez el 18 de julio.
Respecto a ello, Postlethwaite Montijo aclaró a este Semanario: “Eso es una característica para poder no dejar. Vamos a decir, tú, privado, consideras en el costo que después de terminar el contrato ese terreno pasa al Estado, porque si no, a los 15 o 20 años, cuando se termine el contrato, volveríamos a empezar en Baja California a tocar ese tema. Imagínate que a lo mejor ya estuviera en una zona conurbada la planta, entonces necesita el Estado tener garantía de continuidad. Es por eso que se habla del terreno, que no es otra cosa que una cosa estratégica para que no se caiga en volver a empezar un proyecto de energía después del término del contrato”.
En opinión del analista en energía y economía Ramsés Pech, la única posibilidad de que en efecto el terreno donde se construya la planta se convierta en propiedad del gobierno al término del contrato es que el Estado ceda el terreno. Cuestionada sobre ello, Postlethwaite Montijo aseguró que “el terreno tiene que ser del inversionista”.
Destacó que con la planta solar se reducirá 20% del déficit de energía (450 MW) que actualmente tiene BC, al no estar conectado con el Sistema Eléctrico Nacional aun cuando la Comisión Federal de Electricidad (CFE) tiene un proyecto de interconexión. Lo anterior, debido a que la paraestatal dirigida por Manuel Bartlett ya informó que no cuenta con los recursos para ejecutar esa obra de infraestructura.
Aun cuando se haga la planta solar y se reduzca el déficit de energía, el Protocolo Correctivo del Cenace (contratación de empresas que generan energía durante seis meses del año) seguirá haciéndose por parte del Gobierno Federal.
GOBIERNO YA TENÍA OTRO CONTRATO PLURIANUAL
No es la primera vez que el Congreso autoriza que el Poder Ejecutivo haga un contrato plurianual, ya que la administración de Francisco Vega de Lamadrid obtuvo tal aval y, el 20 de febrero de 2016, signó el contrato CIE-001-2016 con Suministro Sustentable de Energía en México, SAPI de CV (Sumex) para que suministrara energía a las paraestatales por 15 años.
A lo largo del tiempo, dicho contrato fue cambiando mediante convenios. El primero se suscribió el 18 de septiembre de 2017 para “dar mayor certeza jurídica en la ejecución” del contrato. El 30 de noviembre de ese año se hizo la segunda modificación para cumplir con la Ley de la Industria Eléctrica, reglamento y disposiciones emitidas por la CRE.
El tercer convenio modificatorio fue el 29 de marzo de 2019, cuando las partes establecieron “un mecanismo de pago, mediante una metodología de precio fijo que le permita al consumidor planear eficientemente su presupuesto para el pago de la contraprestación del servicio de suministro eléctrico”.
Al término del gobierno de “Kiko” Vega, la CEA dejó de pagar a la empresa los meses de agosto, septiembre y octubre de 2019. La nueva administración de Bonilla supo del adeudo y pagó el mes de agosto y un pago parcial de septiembre.
Tras un análisis, el nuevo gobierno tuvo dudas sobre el mecanismo de pago mientras el adeudo seguía creciendo hasta llegar a diciembre de 2019, fue entonces que el día 13 de ese mes, Sumex solicitó a CFE Transmisión que cortaran el suministro de energía eléctrica al acueducto, fuentes que refirieron el contenido del cuarto convenio modificatorio.
Estaba previsto que en febrero de 2020 se firmara el documento que también planteaba pagar 45 millones de pesos para saldar el adeudo con Sumex, manteniendo el contrato por 15 años.
Sobre ello, Postlethwaite Montijo comentó que tal convenio planteaba una tarifa fija de 1.36 kw/h en meses en los que no existe el protocolo correctivo del Cenace y precio variable cuando este aplicara, pero en pleno mes de febrero (cuando el protocolo correctivo aún no iniciaba, Sumex comenzó a realizar cobros adicionales por protocolo correctivo a la tarifa fija.
Entonces CEA solicitó que justificara esos cobros adicionales para poder pagarle, “al no recibir el pago porque no justificaban el origen de este cobro, Sumex, sin respetar el procedimiento del contrato, pidió a Cenace y CFE que cortaran el suministro de la energía eléctrica del acueducto de forma inmediata”, indicó la funcionaria, lo cual provocó una afectación al erario público, pues el Estado tuvo que recurrir al Suministro de Último Recurso (CFE) -modalidad que tiene muy castigadas las tarifas- y posteriormente hizo el contrato con Orden Cardinal, SAPI de CV (Orca Energy) -que estaría vinculada a la familia del ex Presidente Carlos Salinas de Gortari- a finales de mayo de 2020.
Esta empresa ofreció la tarifa de 1.34 pesos por Kw/h, y de 1.76% como límite en los meses que funciona el protocolo correctivo, siempre y cuando el Precio Marginal Local no rebase los 2 mil pesos. El contrato estará vigente hasta diciembre de 2020.
“Es importante aclarar que Sumex es una empresa de suministro de energía (y que) el cierre de adeudos pendientes está en proceso, ya que existía modalidad de notas de crédito contra adeudos por consumo que están en revisión para cerrar cuentas con ellos”, agregó la funcionaria, que de acuerdo con su versión, se desconocen las consecuencias legales y económicas para el Estado si se rescinde el contrato con Sumex, aunque el gobierno asegure que hizo valer su derecho de terminarlo de forma anticipada si encontraba una mejor propuesta por parte de otro suministrador calificado.
DUDAS SOBRE DESALINIZADORA DE ROSARITO
Las mismas dudas existirían en cuanto a la cancelación de la desalinizadora de Rosarito, de la que fue notificada la empresa Aguas de Rosarito (filial de Consolidated Water), la cual deberá contestar al gobierno estatal.
Según Salomón Faz, el proyecto se canceló debido a que el planteamiento de hacer una desaladora más pequeña (no de 4, sino de 1 metro cúbico) representaba un costo cercano a 1.50 dólares por metro cúbico, cifra mayor al dólar que se paga por desalar.
De tal forma que dejarla al tamaño que fue planeado originalmente representaba “un pago mensual de 163 millones de pesos, prácticamente desde el principio del primer mes de la firma del contrato”, lo que constituía un severo impacto a las finanzas.
Será el área contenciosa de la Secretaría de Gobierno la que llegue a un acuerdo con Aguas de Rosarito. Pero no descartó que la empresa pudiera demandar, ni que al final del gobierno de dos años de Bonilla se licite para hacer una desalinizadora acorde con las necesidades del Estado.
En días pasados, la revista Proceso reveló que el representante de la empresa, Milton Rubio, había comentado en junio pasado a Apro que si se cancelaba el proyecto demandaría al gobierno por al menos 100 millones de dólares, toda vez que la empresa ya había invertido 50 millones.
