54 – 46, las dudas y el potencial

(Escucha este material de Víctor Ramírez en su podcast “Intermitencias”)

En el discurso inaugural en materia eléctrica solo se hizo la mención de que se mantendrá la proporción 54% de energía del Estado y 46% de privados que se entrega al Sistema Eléctrico Nacional, esto de la mano de la transición energética. Más allá de carecer de algún fundamento lógico, técnico o económico, la propuesta o regla genera una serie de dudas que vale la pena manifestar.

“Más allá de carecer de algún fundamento lógico, técnico o económico, la propuesta o regla genera una serie de dudas que vale la pena manifestar”.

1. ¿La proporción es anual, mensual, semanal, diaria, horaria o es permanente? Porque si las proporciones tienen temporalidades amplias, sería un poco menos difícil su operación. De ser un asunto permanente, se puede volver un dolor de cabeza para el operador. Pongamos dos ejemplos absurdos, pero posibles.
   1. Imaginemos, por ejemplo, que la proporción se debe mantener en tiempo real y en algún momento las centrales de generación del Estado no tienen capacidad de generar el 54% de la demanda, ¿qué harán?, ¿violar la ley, o hacer tiros de carga (apagones) para mantener la proporción?
   1. Ahora supongamos que la proporción es anual, pero en octubre resulta que va en 50% de privados. ¿Cómo se corregirá? Sencillo, disminuyes la generación privada y echas a andar todas las centrales del Estado. Pero, ¿y si las empresas del Estado no tienen la capacidad para entregar la energía suficiente para resolver esa diferencia indebida?, ¿llevarás a cabo apagones los últimos meses para recuperar la proporción?
2. ¿Seguirá existiendo mercado eléctrico más allá de la generación? Porque ahora los privados no solo generan y entregan energía, sino que la comercializan con usuarios finales (usuarios calificados). Esta actividad de Suministro Calificado ¿seguirá existiendo? Y aquí hay dos respuestas posibles y preguntas.
   1. Se mantiene el mercado. Entonces los suministradores mantendrán los contratos con generadores privados y, por lo tanto, se quedarían con la energía más barata mientras que la CFE, obligada a comprar su propia energía, adquirirá forzosamente la energía más cara, necesitando constantemente de subsidios. O, ¿habrá cambios?
   1. No se mantiene el mercado. Entonces todos los que compran ahora en mercado tendrán que comprarle a un único suministrador que cargará con el 54% forzoso de CFE que significa precios más altos de energía. De un día para otro verán cómo se encarece su energía y pierden competitividad.
3. El 54%-46% de generación, ¿incluye abasto aislado interconectado? Porque ahora no se contabiliza y tendrían que ponerse medidores de las centrales eléctricas privadas a sus centros de consumo.
4. El 54%-46% ¿incluye generación distribuida? Porque se necesitará tener una medición precisa para ello, no vaya a ser que un sistema de cinco paneles solares haga rebasar el 46% de generación privada nacional.
5. ¿Qué va a suceder con los contratos legados de autoabastecimiento? Porque aunque muchas centrales eléctricas han migrado a mercado, no todas lo hicieron. El asunto podría llegar a un absurdo como que tendrías autoabastecimientos legados, cuya energía se despacharía como parte del 46%. Luego podrías tener nuevos legados del mercado eléctrico, también parte del 46% y después generadores del ”nuevo mercado” de 46%. Ahora imagínense despachar con tres reglas distintas solo para despachar el 46%.
6. ¿Qué va a suceder cuando crezca mucho la demanda y el Estado no tenga dinero para construir las centrales suficientes para mantener esa proporción? ¿Se frenará la economía y se rechazarán empleos?

Pero, veamos de qué tamaño es el 46% de la energía.

Supongamos que ya tenemos el 54%-46% y solo hay que mantenerlo. Entonces las nuevas inversiones tienen que ir en la misma proporción.

La proyección de crecimiento de la demanda eléctrica se preveía, según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2018, que llegará a unos 375 terawatts-hora (TWh). Esto es 30 TWh más que lo que se consumió en realidad en 2023 (345 TWh).

Si bien el crecimiento de la demanda se aletargó por la pandemia de COVID-19, la realidad es que si ese fuera el consumo, no habría cómo cubrirlo, pues no hay generación ni redes eléctricas suficientes para entregar tal cantidad de energía. Tan es así que hay zonas del país donde llegan fábricas para instalarse, solicitan interconexión y CFE ofrece energía, pero en mucho menor cantidad que lo solicitado.

Para tener una idea del tamaño del faltante, estamos hablando de 3,424 MWh extra en cada una de las 8,760 horas del año. El promedio de demanda horario actual es de 39,383 MWh, o sea, se requeriría 8.6 % más. Supongamos que esa energía se generara con centrales eólicas (son, de las renovables, las de más alto factor de planta). Eso significaría unos 11,500 MW de capacidad nueva de generación.

Para 2030, la demanda podría llegar a 462 TWh (según el mismo PRODESEN), lo que representa 13,365 MWh en cada una de las horas del año, 33 por ciento más de lo actual. Haciendo el mismo ejercicio, significaría unos 44,000 MW de eólicos por lo menos. 20,000 MW privados, esperando que el gobierno tenga los 24,000 MW construidos por el Estado.

Aun con el 54-46, el potencial es enorme, pero la obligatoriedad de esa proporción podría generar, además de altos costos, sujetar la economía del país al dinero del Estado de forma innecesaria.

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