La subsidiaria Distribución podría tener 34% menos presupuesto el próximo año; en paralelo, se prevé que nuevamente la demanda llegue a un máximo histórico en su pico del verano.
Aunque en su proyecto de presupuesto consolidado la Comisión Federal de Electricidad plantea recibir 493.380 millones de pesos (US$ 28.868 millones) que representan un aumento de 7% en términos reales en comparación con lo aprobado por Hacienda para 2023, la subsidiaria Distribución tendrá 34% menos presupuesto, con la solicitud por un monto de 148.375 millones (US$ 8.681 millones) y en cuanto al gasto programable, las actividades de la subsidiaria Transmisión tendrán 29% menos gasto, con un total de 59.841 millones de pesos (US$ 3.501 millones) , según el proyecto que se envió al Congreso.
Además, la subsidiaria Transmisión contará con un presupuesto no programable de 59.536 millones de pesos (US$ 3.483 millones), monto que prácticamente duplica al gasto programable pero que vendría de adquisiciones de deuda que realizaría la estatal el próximo año ya que el proyecto de presupuesto de este año para Transmisión viene con la diferencia de dividir el gasto que solicita en programable y no programable, sin especificar cuál será el origen de los recursos que se pretenden ejercer en el segundo rubro.
Cabe resaltar que la ola de apagones que se ha observado por el alza de la temperatura este año se ha iniciado principalmente de fallas en la red de Distribución, que contará entonces con menos recursos, mientras que, si bien al sumar el gasto programable y no programable de Transmisión éste aumentará en 41% para llegar a 119.377 millones de pesos (US$ 6.984 millones), la mitad de estos recursos estarán apalancados a los ingresos que se generen en esta actividad exclusiva del Estado mexicano.
Víctor Ramírez Cabrera, experto en energía eléctrica en México, detalló a El Economista que aunque bien se avanzará en los proyectos de nuevos ciclos combinados para aumentar la capacidad de generación de la CFE, ninguno de ellos estará concluido el próximo año y dado el escenario de bajas inversiones y carencia de proyectos para aumentar las redes de transmisión y distribución, se puede proyectar que si la temperatura sigue su tendencia al alza el próximo año provocará más daños a los usuario de la CFE.
“Lo que podemos esperar son más apagones, si la temperatura sigue subiendo, como todo indica en el panorama global, habrá apagones", dijo el analista, " se prevé que nuevamente la demanda llegue a un máximo histórico en su pico del verano, el suministro tiene que continuar, pero no se resuelven las condiciones de las redes".
Según el experto, ya se discute el proyecto de una línea de transmisión que atraviese de oriente a occidente por el norte al país, pero no será de la robustez que se requiere para esa zona del país que, aunque es la más conectada es también la región más industrializada y con mayor demanda de enfriamiento artificial en la época de calor, por lo que se debe pensar a largo plazo su interconexión eléctrica y no sólo resolver la situación actual. Tampoco se ha planteado la conexión de Baja California o de Yucatán con el resto del país, lo que mantiene a estas zonas en riesgo de mayor vulnerabilidad.
Cabe recordar que, en enero de 2019, al inicio de este sexenio, las dos megalíneas de transmisión de corriente directa en alta tensión (HVDC, por su sigla en inglés) más importantes en la historia de los proyectos eléctricos del país, con inversiones conjuntas estimadas de US$ 3.300 millones —del Istmo de Tehuantepec al centro y de interconexión de Baja California con el resto del territorio mexicano—, fueron canceladas.
Con ello, concluyó la licitación para la línea de Transmisión de Corriente Directa Yautepec–Ixtepec, de 1.221 kilómetros circuito, que con una longitud lineal de más de 600 kilómetros atravesaría seis entidades: Ciudad de México, Estado de México, Morelos, Oaxaca, Puebla y Veracruz, y requería una inversión estimada de US$ 1.200 millones y la transmisión de 3.000 megawatts.
