Mientras que a escala mundial el consumo de energía presentará un crecimiento promedio anual de 2.7 por ciento, durante las primeras dos décadas del presente siglo, en México dicho aumento será de 5.6 por ciento, por lo cual será necesario contar con recursos financieros por cerca de 58,600 millones de dólares.
Así, el suministro adecuado de energía eléctrica constituye un factor primordial para el desarrollo de las actividades productivas de México, debido a que es el medio que le permitirá ser competitivo en el ámbito internacional.
La estrategia para lograr las metas que necesita México consiste en coordinar la política sectorial, en congruencia con un marco jurídico transparente y eficiente, fomentando la participación del sector privado, aprovechar los recursos nacionales y las condiciones que impone el mercado internacional de forma eficiente.
Los proyectos de infraestructura productiva a largo plazo del gobierno federal deberán ser complementados con inversiones del sector privado. Es urgente incrementar la autonomía de gestión de las entidades del sector y desarrollar aún más un marco jurídico claro y con reglas transparentes, que permitan ofrecer a los participantes total certidumbre del proceso.
En la actualidad, se cuenta con una mayor participación del sector privado en la generación de energía eléctrica en aquellas actividades que no representan el servicio público de energía eléctrica y éstas son: autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación y productos independientes. Estas actividades son reguladas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), mediante el otorgamiento de los permisos correspondientes.
Hasta diciembre de 2002, el sistema eléctrico nacional contaba con 182 centrales de generación, con una capacidad de 41,177 megavatios. De la totalidad de centrales de generación, 35.01 por ciento corresponden a fuentes alternas de energía y 65 por ciento a fuentes de generación a partir de hidrocarburos, que se clasifican por el tipo de central. Éstas son: térmica convencional, ciclo combinado, turbotas, nuclear y combustión interna.
Durante 2002, la generación de energía eléctrica alcanzó los 201,059 gigavatios por hora, de la que 54 por ciento correspondió a hidrocarburos, 8.0 por ciento a carbón, 6.9 por ciento a plantas duales, 4.8 por ciento nuclear, 2.7 por ciento a geotermia y eólica, 12.4 por ciento hidroeléctrica y 11.2 a PIE.
Respaldo al dinamismo
En lo que respecta a la capacidad de transmisión existente, la red de transmisión troncal, alimentada con las centrales de generación y que abastece al sistema de subtransmisión, cuenta con 39,210 kilómetros de líneas.
A su vez, las redes de subtransmisión (que tienen como objeto suministrar energía a los sistemas de distribución a mediana tensión), se constituyen por 42,655 kilómetros de líneas. Finalmente, los sistemas de distribución a mediana y baja tensión, están conformados por 563,062 líneas de transmisión.
Es decir, en su totalidad, el sistema eléctrico nacional cuenta con 674,765 kilómetros de líneas, incluyendo 29,838 kilómetros de líneas de Luz y Fuerza del Centro (LFC).
En el área de transformación, el sistema cuenta con una capacidad instalada de 180,292 c, 119,709 mW en subestaciones de transmisión y 36,323 mW en subestaciones de distribución, así como 24,351 mW de LFC.
Para poder respaldar el crecimiento en los próximos años, la nueva capacidad instalada del sistema se fundamenta en: Recursos Propios (RP), basados en el presupuesto gubernamental y que se destinará a construir, repotenciar o rehabilitar centrales y desarrollar redes de transmisión y distribución; Producción Independiente de Energía (PIE), donde el productor realiza todas las actividades e inversiones necesarias para construir la central y, una vez terminada, vende exclusivamente a la CFE la energía asociada a la capacidad instalada; y Obra Pública Financiada (OPF), esquema donde el productor realiza todas las actividades e inversiones necesarias para construir la central, la cual, una vez concluida, es liquidada en su totalidad por la CFE.
Estos esquemas de licitación han contribuido a garantizar el menor precio de adquisición de la energía eléctrica, lográndose también mayor calidad y efectividad de las propuestas.
Actualmente, en el caso de los proyectos de Producción Independiente de Energía, los licitantes tienen la oportunidad de incluir dentro de sus propuestas la capacidad adicional a la licitada, para comprometerla con terceros, dentro de las modalidades permitidas por la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE).
Presentar puntos de interconexión, alternativos a lo fijado por la CFE, posibilidad de contratar el suministro de combustible con terceros y presentar la tecnología que se empleará y la fuente de energía libremente elegida por el licitante.
Expansión del sistema
Cualquier estudio de expansión del sistema eléctrico nacional debe tomar en cuenta los siguientes factores: demanda máxima y energía necesaria, autoabastecimiento y cogeneración, sistema de generación existente, capacidad retirada, expansión del sistema de generación, capacidad comprometida, capacidad adicional no comprometida y capacidad adicional total.
Asimismo, para satisfacer la demanda en condiciones de confiabilidad, es necesario tomar en cuenta el margen de reserva y el margen operativo del sistema. Se entiende como margen de reserva a la diferencia que existe entre la capacidad bruta del sistema eléctrico y la demanda máxima bruta coincidente y como margen de reserva operativo a la diferencia entre la capacidad bruta del sistema eléctrico y la suma de la capacidad máxima bruta coincidente y la capacidad indisponible del sistema.
Ambos conceptos son necesarios en virtud de que no es posible almacenar la energía eléctrica y de que la capacidad del sistema está sujeta a reducciones derivadas de salidas programadas y no programadas por mantenimiento en casos fortuitos, respectivamente. El margen de reserva de un sistema depende de los tipos de centrales, de la disponibilidad de las centrales, de la capacidad de las unidades generadoras y de la red de transmisión.
En el futuro, se espera que la utilización de hidrocarburos disminuya y que se dé una diversificación tecnológica. Los proyectos de generación eléctrica con base en ciclos combinados representan un costo mínimo y tienen otras ventajas, como bajos niveles de contaminación, alta eficiencia térmica, construcción modular y menores costos de inversión. Sin embargo, una desventaja es la volatilidad de los energéticos primarios y la dependencia a un solo suministrador de combustible.
La diversificación se está basando en una mayor utilización de centrales duales o carboeléctricas, centrales eléctricas que utilicen gas licuado en las costas del este y el oeste del país, operación intensiva de centrales hidroeléctricas, aprovechamiento del coque producido en refinerías y un adecuado aprovechamiento de fuentes renovables de energía.
En este sentido, la evolución esperada es como sigue: la generación en el sistema eléctrico nacional pasará de 201 TWh en 2002 a 331.2 en 2011 y la aportación de las centrales de ciclo combinada pasará de 12.9 por ciento a 52.8 por ciento y las unidades térmicas convencionales se reducirán de 46.1 a 12.8 por ciento.
Por último, el Programa de Requerimientos de Capacidad 2002-2011 tiene contemplados proyectos de generación por 28,840 mW, transmisión por 38,561 kilómetros y transformación por 84, 385 mW. Para ello se requerirán 586 mil millones de pesos, de los cuales 38 por ciento se enfocará a proyectos de generación, 25 por ciento a infraestructura de la red de transmisión, 22 por ciento a la red de distribución, 14 por ciento a obras de mantenimiento y 1 por ciento a otras inversiones.
Para una producción más limpia en el sector eléctrico, la diversificación es la solución y ésta se basa en una mayor utilización de centrales duales o carboeléctricas, centrales eléctricas que utilicen gas licuado en las costas del país, operación intensiva de centrales hidroeléctricas, mayor utilización del coque producido en refinerías y un adecuado aprovechamiento de fuentes renovables de energía.
