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Paradojas en la capacidad instalada del sector eléctrico

 

Por razones de racionalidad económica, convendría reducir
el margen de reserva y construir nuevas centrales a un ritmo más pausado.

 

JesÚs Cuevas Salgado*

 

“La transición se refiere al paso de un estado a otro
y al modo de pasar de un razonamiento a otro.”

 

Con la apertura de los mercados las empresas privadas han tenido que modificar sus procedimientos y prácticas tradicionales para poder competir. Entre las diversas acciones que han tomado se encuentra la de modificar procedimientos para reducir costos de producción y operación, entre otros, limitar (como una acepción del justo a tiempo) el nivel de inventarios, e incentivar la demanda para sus productos y servicios. El objetivo esencial de la empresa es proporcionar las máximas utilidades a los accionistas.

Sin dejar del lado sus objetivos sociales, también la administración pública en México va en ese sentido. Recientemente hemos sido testigos de una polémica discusión en torno a la reforma fiscal y a la reforma electoral. Por medio de ellas se espera aumentar la disponibilidad de recursos económicos para el Estado, a través de mayor captación en la primera y ahorro por disminución de gastos, en la segunda. Las cifras que se mencionan son del orden de varios miles de millones de pesos.

Se entiende que el espíritu de dichas reformas es mejorar la eficiencia en el uso de los recursos públicos del país, es decir, evitar gastos innecesarios o el dispendio. Es en este renglón donde queremos manifestar la gran veta de ahorro que existe en torno al concepto conocido con margen de reserva, que no es otra cosa que la capacidad instalada en exceso a la demanda máxima del sistema eléctrico nacional.

El margen de reserva se deriva del cálculo de la probabilidad de que la capacidad instalada sea insuficiente para satisfacer la demanda máxima en un sistema eléctrico. Al respecto, la literatura menciona que un sistema con alta confiabilidad requiere menor reserva y viceversa, y que los márgenes de reserva de los sistemas desarrollados son menores que los de sistemas menos desarrollados. Con estas consideraciones, pasemos a analizar el comportamiento del margen de reserva en el Sistema Eléctrico Nacional, realizar un diagnóstico y emitir algunas recomendaciones, en su caso.

En el Cuadro 1 vemos como ha evolucionado este indicador en los últimos años. El margen de reserva total se obtiene del cociente de la diferencia entre la capacidad instalada y la demanda máxima dividida entre la demanda máxima. Se expresa en términos porcentuales. A una parte de esa reserva se le denomina reserva operativa para indicar que las unidades generadoras se encuentran listas para suministrar electricidad en el momento en que se les solicite. Otra parte se conoce como reserva fría y corresponde a las unidades o centrales que están, ya sea en mantenimiento o en buen estado, pero cuya respuesta no es inmediata.

 

 

Como podemos ver, el margen de reserva total registró un comportamiento descendente de 1997 al año 2000, cuando llegó al mínimo, y ascendente a partir de esa fecha hasta nuestros días. Actualmente sobrepasa el valor alcanzado al inicio del periodo en estudio. La reserva operativa, con un comportamiento semejante al de la reserva total, pasó de un valor de 21.3 % a un mínimo de 1.2% en tan solo 4 años, 7 años después ya es de 26.1 %.

En cuanto a la reserva fría, se observa que ha tenido un comportamiento más o menos uniforme dentro de la banda del 20% al 30%, con respecto a la demanda máxima, pero si la comparamos con la reserva total, resulta que en el momento de la demanda máxima siempre ha estado en mantenimiento o fuera de servicio entre el 45% y el 94%.

Ahora bien, las paradojas se manifiestan cuando comparamos los resultados anteriores con lo señalado en la literatura o cuando tratamos de encontrarles un sentido eficientista. Aparentemente, los criterios de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) son los opuestos, así vemos que:

• De acuerdo a las referencias internacionales, la confiabilidad del sistema mejoró entre 1997 y 2000 y a partir de este año a la fecha ha estado sucediendo lo contrario.

• En este sentido, llama la atención el hecho de que en el año 2000 la reserva operativa registró un valor de 1.2% y de 4.2% en el 2001, considerados por CFE como niveles muy bajos que implican alto riesgo en el suministro o baja confiabilidad, y sin embargo no se presentaron “apagones” en esos años. Al respecto es oportuno mencionar que los grandes apagones en México se han originado por fallas en subestaciones, no por deficiencia en la capacidad de generación de las centrales eléctricas. En ocasiones, cuando se habla de falta de capacidad, en realidad se trata de limitaciones en la capacidad de transmisión o de transformación de la energía eléctrica, y no de generación.

 

 

• Asimismo, se entiende que con programas de mantenimiento adecuados (la política de CFE es llevar a cabo los mantenimientos de las centrales durante los meses de noviembre a marzo), con un mayor número de centrales rehabilitadas y modernizadas y con una mayor cantidad de centrales nuevas (obra pública financiada, OPF, de CFE y productores externos de energía, PEE, de particulares), la probabilidad de falla de las centrales disminuye. Sin embargo, el margen de reserva es cada vez mayor.

• Si la finalidad de la reserva operativa es mejorar la confiabilidad del sistema, entonces no debería existir la Reserva Fría, ya que no puede responder de inmediato a una insuficiencia para satisfacer una demanda. Por tanto, desde el punto de vista económico la reserva fría es una inversión improductiva (no produce kilowatts-hora, kWh, y no mejora la confiabilidad) que distrae y en consecuencia, escatima recursos públicos para otras áreas de la sociedad con mejores oportunidades de aprovechamiento.

• En el mismo sentido económico, no se toma en cuenta que a mayor reserva fría, mayor es el costo de largo plazo del kWh (alta inversión y costos fijos de operación, con cero producción).

• Igual sucede con la reserva operativa, el costo a corto plazo es mayor porque mayor número de unidades (tanto de CFE, como de PEE) operan a baja carga, y, por tanto, a menor eficiencia, ya que utilizan más combustible por kWh generado.

• La ventaja para CFE es que estas ineficiencias son imperceptibles a los usuarios del sistema eléctrico, a través de las tarifas, ya que se utilizan mayores subsidios, finalmente provenientes de recursos públicos.

• No puede pasar desapercibido el hecho de que gran parte del exceso de capacidad instalada actual se debe a que CFE mantiene escenarios de crecimiento acelerado de la demanda, esto a pesar de que, desde hace 8 años, la demanda ha sufrido una fuerte desaceleración (que parece no tomar en cuenta CFE) derivada de un bajo crecimiento de la economía nacional en los últimos años (con la perspectiva de mantener la tendencia), y de que el 97 % de la población cuenta con servicio eléctrico, entre otras causas.

• Asimismo, a pesar de que CFE tiene planeado reducir el margen de reserva por el retiro de unos 4,000 MW de la capacidad instalada, aparentemente no toma en cuenta las tendencias de los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración, entre las que se cuentan las acciones encaminadas por Pemex para aprovechar su potencial de 4,000 MW en esquemas de cogeneración y unos 2,000 MW en centrales eólicas, en preparación por otros permisionarios; seguramente anularán el efecto del retiro previsto por CFE. De ser el caso, es posible que la demanda disminuya en términos absolutos.

• En este aspecto, también incide el hecho de que el costo del kWh durante las horas de punta es muy caro y una gran cantidad de usuarios utilizan plantas de emergencia para evitarlo.

• Aunque un tanto controversial, el horario de verano y la diseminación de lámparas ahorradoras para alumbrado público y doméstico, son medidas tendientes a evitar inversiones en nuevas instalaciones de generación.

 

 

Ahora bien con el propósito de cuantificar el costo de oportunidad de la reserva improductiva y demostrar que vale la pena que el gobierno federal, la CFE y el sindicato reflexionen sobre el potencial de beneficios económicos para el país, a continuación presentamos un escenario hipotético, pero que bien podría llevarse a cabo con carácter estratégico para mejorar sustancialmente la economía del sector eléctrico y, por ende, las finanzas públicas.

Supongamos que hoy nos enteramos que los bancos no prestarán a CFE ni un centavo durante los próximos 15 ó 20 años. ¿Qué podría hacer ésta para suministrar la energía eléctrica que demandara el país en ese lapso? Definitivamente no podría construir ni una sola central adicional a las existentes y tendría que utilizar la reserva disponible a la fecha, tanto operativa como fría hasta que la demanda igualara la capacidad instalada.

Afortunadamente no es así, pero este escenario es útil para demostrar que se pueden obtener economías significativas en el desarrollo, operación y mantenimiento del parque de generación de energía eléctrica en México, si se racionalizan algunas premisas como la probabilidad de pérdida de carga (literatura = 1 día/10 años, CFE= 3 días/año), la tasa de crecimiento de la demanda (últimos 8 años = 2.5%, CFE= 5% anual), las políticas de mantenimiento de las centrales, y sobre todo si se considera el costo de oportunidad de las instalaciones improductivas. Se presenta este ejercicio en el Cuadro 2, considerando que se realiza bajo un contexto de cambios en la forma de pensar y de hacer las cosas.

 

 

El primer objetivo es determinar el período de autosuficiencia con el parque de generación instalado en 2007 más la capacidad correspondiente a los proyectos en construcción o comprometidos a la fecha. En esta simulación, para aprovechar al máximo el parque de generación actual, se agota en primera instancia el margen de reserva fría y después la reserva operativa, hasta que el margen de reserva total es cero. Se considera que la demanda crece a la tasa histórica registrada en los últimos 8 años.

Para tal efecto, se supone el gobierno federal, la CFE y el sindicato formalizan un Acuerdo para instrumentar un Plan Emergente de Mejora Continua de Confiabilidad y Productividad de la Capacidad Instalada de Generación (sin recursos económicos extraordinarios). Como se puede observar, en este ejercicio la reducción del margen de reserva es paulatina, no implica ninguna medida de choque, solamente una transición ordenada.

El resultado es que la capacidad instalada en el 2007 es suficiente para satisfacer la demanda máxima del sistema eléctrico nacional hasta el año 2023 (16 años), en un caso extremo. En otras palabras, con la capacidad de generación instalada actualmente se tiene garantizado el suministro de energía a la red pública en el corto y largo plazos sin construir nuevas centrales.

Ahora bien si se considera que la meta es manejar un nivel de confiabilidad objetivo correspondiente a un margen de reserva total digamos, del 15% (10% operativa y 5% fría), las nuevas centrales deberían entrar en operación en el 2018-2019. Tomando en cuenta que la autorización presupuestal y construcción de una central requiere de un lapso de unos 4-5 años, las nuevas centrales estarían empezando su construcción en el 2014-2015, para iniciar operación comercial en el 2018-2019. Como los pagos a los proyectos PEE y OPF comienzan o se saldan en la fecha de operación comercial (en el 2018, de acuerdo a este ejercicio), se concluye que no se necesitarían recursos económicos durante los próximos 10 años.

De esto se deduce que el potencial de ahorro es equivalente a la inversión requerida para financiar el conjunto de proyectos incluidos en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2008-2017 (POISE), cuyo monto exclusivamente en centrales eléctricas es del orden de 20 mil millones de dólares.

 

CONCLUSIONES

A manera de resumen del análisis realizado, se puede decir que:

1.- CFE ha mantenido un margen de reserva alto, en el cual, al menos la mitad es reserva fría, que representa una inversión improductiva por varios miles de millones de dólares.

2.- Con el margen de reserva actual, CFE de ninguna manera se encuentra en estado de emergencia en cuanto a sus programas de instalación (PEE y OPF) de nuevas centrales eléctricas a un ritmo acelerado.

3.- Con la capacidad instalada en el 2007, la seguridad de suministro de energía eléctrica a la red pública está garantizada para, al menos, los próximos 10 años sin construir nuevas centrales.

4.- La posibilidad de posponer el POISE representa un potencial de uso racional de los recursos públicos del orden de 20 mil millones de dólares en centrales innecesarias para el período 2008-2017 (sin incluir las redes de transmisión asociadas), que bien se pueden utilizar en otras áreas prioritarias de la economía nacional.

5.- Si se dejara de construir se obtendrían otros beneficios colaterales: se evitaría la contratación de créditos adicionales y se reduciría la deuda externa al pagar solamente los créditos corrientes.

6.- Un excesivo margen de reserva, tanto operativa como fría, contraviene la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en cuanto a un mayor costo a corto y largo plazos.

7.- Aunque existen múltiples instancias de supervisión, evaluación y control del desempeño de CFE, (entre otras la Junta de Gobierno, el Consejo de Vigilancia, el Órgano Interno de Control, SENER, SHCP. CRE, Auditoría Superior de la Federación, Comisión Intersecretarial Gasto Financiamiento, Cámara de Diputados), aparentemente ninguna de ellas reconoce las implicaciones del carácter económico del margen de reserva o su responsabilidad en este aspecto está muy relajada.

 

RECOMENDACIONES

A continuación presentamos las medidas que se recomienda tomar:

1.- CFE debe suspender la licitación de proyectos para construir centrales propias (OPF) y/o contratar capacidad y energía a particulares (PEE) en exceso y caro, como si estuviera en una emergencia.

2.- Si bien es una ineficiencia para CFE el alto margen de reserva actual, aquella debe transformarse en una fortaleza. Cabe la posibilidad de aprovechar los excedentes de capacidad instalada para negociar a la baja los costos de adquisición de las nuevas centrales.

3.- Simultáneamente, debería promover que la demanda absorbiera paulatinamente el exceso de la capacidad instalada y ajustar los pronósticos de crecimiento de la demanda de energía eléctrica a los niveles reales registrados durante los últimos 8 años. De mantenerse la desaceleración del crecimiento de la demanda y el ritmo actual de construcción establecido por CFE, dentro de 10 años la inversión en centrales eléctricas ociosas será muy superior a los niveles actuales.

4.- El tiempo que se dejara de licitar y construir centrales podría aprovecharse para replantear la estrategia de desarrollo del parque de generación en términos de seguridad, confiabilidad y economía, a corto y largo plazos.

5.- Ante la importancia económica del potencial de ahorro, el margen de reserva debería ser sujeto de estricta regulación, supervisión y control por una sola instancia responsable (autónoma en esencia); cuando existen demasiadas, ninguna asume la responsabilidad.

6.- Con el acuerdo del gobierno federal, CFE y el Sindicato, debería instrumentarse un programa de uso racional de la capacidad de generación.

7.- En última instancia, los PEE también deberían promover que el margen de reserva fuera muy bajo, ya que si el precio de gas natural sigue en ascenso, estaría en peligro su despacho, por tanto, pasarían a la reserva fría.

 

* Es ingeniero mecánico electricista y maestro en ingeniería eléctrica por la Facultad de Ingeniería de la UNAM. Laboró en la CFE de 1981 a 2006, siendo Asistente Técnico de la Coordinación de Asesores de la Dirección General, Jefe del Departamento de Análisis de Resultados de la Gerencia de Control de Gestión y Jefe del Departamento de Cogeneración, en la Gerencia de Proyectos de Productores Externos de Energía (jesus.cuevas@hotmail.com).