UNA GUÍA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN...

Segunda Edición

UNA GUÍA DE LA INDUSTRIA

ELÉCTRICA EN MÉXICO

Agosto 2013

Center for Energy Economics

Bureau of Economic Geology, The University of Texas at Austine

Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey

iGUIDE TO ELECTRIC POWER IN MEXICO

ÍNDICE

Parte 1Antecedentes Sobre la Industria Eléctrica en México ............................................................2

Parte 2Conceptos Básicos Sobre la Energía Eléctrica .................................................................... 13

Parte 3Historia de la Industria Eléctrica en México ...................................................................... 16

Parte 4Combustibles en la Generación Eléctrica en México ........................................................... 20

Parte 5Impactos Ambientales de la Generación Eléctrica .............................................................. 26

Parte 6Políticas Y Regulaciones ................................................................................................. 29

Parte 7Los Problemas Más Importantes ..................................................................................... 34

Parte 8Tendencias Futuras ....................................................................................................40

Glosario .....................................................................................................................43

Referencias ............................................................................................................44

1GUIDE TO ELECTRIC POWER IN MEXICO

Una Guía de la Industria Eléctrica en México, Derechos de autor 2006, Center for Energy Economics, Bureau of Economic Geology, the University of Texas at Austin. Este documento no puede ser revendido, reimpreso o distribuido con fines de lucro o de cualquier otro tipo, sin la previa autorización escrita del Center for Energy Economics, Bureau of Economic Geology, the University of Texas at Austin o del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey.

PREFACIO

La primera edición de Una Guía a la Industria Eléctrica en México fue preparada para proporcionar un recurso informativo, comprehensivo y equilibrado, para un amplio espectro de grupos de consumidores y productores de electricidad, desde los consumidores residenciales hasta las grandes organizaciones comerciales e industriales interesadas. Fue modelado siguiendo a la Guía de la Industria Eléctrica en Texas, concebida y preparada en 1997 por el Centro de Investigaciones Avanzadas de Houston (HARC en inglés) y el Centro de Economía de la Energía (CEE en inglés) que actualmente forma parte del Departamento de Geología Económica de la Escuela de Geociencias Jackson, de la Universidad de Texas en Austin (anteriormente en la Universidad de Houston).

La primera edición del guía de México se derivó principalmente del trabajo iniciado desde 1991 por el Dr. Francisco García de forma independiente y conjunta con la Dra. Michelle Michot Foss del CEE para explorar asuntos importantes del sector de energía de México. El Dr. García, un profesor emérito del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), ya retirado, disfruto de una larga Carrera enseñando y realizando investigaciones en el área de energía y economía. El ITESM es una de las universidades más prominentes de México y un asociado internacional de la Universidad de Texas, en Austin. El ITESM es un sistema de educación superior con instalaciones (campus) en todo México. El Dr. García y la Dra. Foss han publicado conjuntamente investigaciones sobre el gas natural en México, gas licuado de petróleo y los sectores de electricidad. Estos antiguos estudios todavía están disponibles a través de CEE en www.beg.utexas.edu/energyecon o vía email al [email protected]. La Señora Miranda Wainberg, asesora principal en CEE, ha sido una de las principales co-autoras del guía de México. La Señora Wainberg colabora con la Dra. Michot Foss y se compromete por separado la exploración de cuestiones de la energía en las Américas, con interés especial en las compañías petroleras nacionales que guían el trabajo de CEE en esta arena. La Señora Wainberg también ayuda a desarrollar investigaciones corrientes del CEE en el área de extracción (aguas arriba) y componentes de transportación y almacenamiento (aguas medias).

Esta segunda edición actualizada incluye asistencia y colaboración con los investigadores y estudiantes del Instituto Tecnológico Autónomo de México (ITAM) a través de una subvención conjunta entre UT e ITAM a través del Programa Educación Superior para el Desarrollo (HED) TIES (Entrenamiento, puestos de pasantías, intercambios y Becas). Desde el 2007-2011 las concesiones del programa HED TIES han facilitado las investigaciones y programas de intercambio entre UT e ITAM y, con amplio apoyo de UT, cuatro posiciones de becario de postgrado en la maestría de Energía y Recursos de la Tierra en el programa de UT Jackson School of Geosciences. El Sr. Andrés Gallardo, un erudito del programa TIES, presto asistencia con esta edición actualizada. La Señora Hazel Blackmore, entonces directora del Departamento de Estudios Internacionales, Centro de Estudios y Programas Interamericanos, proporciono asistencia crucial y apoyo con la actualización de esta guía y la concesión de UT-ITAM. El Sr. Severo López también participó en la actualización del guía como un ex alumno del ITAM. Ms. Kristin Batres, Asistente Administrativa del CEE, proporcionó apoyo a la investigación y traducción final; Ms. Elizabeth Paris, proporcionó la traducción inicial; y Ms. Jamie Coggin, diseñadora gráfica mayor, diseño and actualizó la disposición del Guía. Esta edición incluye datos hasta el 2011. Información actualizada para algunos indicadores estan disponibles de SENER, http://www.sener.gob.mx/webSener/Default.aspx, and CFE, http://www.cfe.gob.mx/paginas/home.aspx

El CEE, parte del Departamento de Geología Económica, es un centro de excelencia en economías de cadena de valor de la energía con orientación y apoyo universitario. Nuestro enfoque principal está basado en los esquemas que mejor apoyan el desarrollo de los recursos energéticos de una manera sustentable y comercialmente exitosa e inversiones de infraestructura a nivel mundial. El equipo del CEE se especializa en enfoques interdisciplinarios (economía, negocios, tecnología y políticas de regulación) que optimizan de la mejor manera las cadenas de valor de la energía, desde la exploración y producción del recurso de energía, al transporte y distribución, y la conversión para el consumidor final. La investigación, entrenamiento (mayormente en conjunto con la Escuela de Negocios Red McCombs) y extensión, realizada por el equipo del CEE abarca el mercado continental de América del Norte y mundialmente. El CEE recibe apoyo tanto del sector público como del sector privado. Se puede obtener mayor información sobre el CEE en el portal www.beg.utexas.edu/energyecon.

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1801 Allen ParkwayHouston, TX 77019

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2 GUIDE TO ELECTRIC POWER IN MEXICO

Consumo Total Interno de ElectricidadDurante el período de 1999–2011, las ventas de electricidad en México crecieron a una tasa promedio de 2.4 por ciento anual. Este crecimiento se debe a aumentos en el consumo eléctrico residencial e industrial, incluyendo un incremento significativo en la electricidad generada por los auto-abastecedores (auto-consumidores). (Un ejemplo de este último es una empresa industrial que genera electricidad para su propio consumo, llamada “auto-generadora” o “generadora para auto-consumo”). Este tipo de generación creció un promedio de 8.5 por ciento anual durante el mismo período. Las tasas de crecimiento inferiores desde el 2007 reflejan el impacto de la recesión global iniciada en el 2008.

Ventas de Electricidad del SENLas ventas de electricidad del SEN en México crecieron a una tasa promedio anual de 2.4 por ciento durante el período 1999–2011. Las ventas de electricidad del SEN disminuyeron 1.3 por ciento del 2008 al 2009 debido a la recesión económica que afectó a las industrias durante este período.

La CFE genera, transmite y distribuye electricidad en todo México. Hasta Octubre del 2009, LFC era la entidad responsable por la transmisión y distribución de electricidad en México, D.F. (Distrito Federal). Aproximadamente 95 por ciento de su electricidad provenía de la CFE.[8] Los PIEs venden casi toda su producción a la CFE la cual la re-vende a los consumidores finales. (Los PIEs, los auto-generadores y los cogeneradores serán discutidos con mayor detalle más adelante en este capítulo).

La mayor parte de la electricidad vendida por el SEN es consumida por los sectores industrial y residencial (58 por ciento y 26 por ciento respectivamente, en 2011). El crecimiento en estos dos sectores importantes, particularmente el residencial y la industria mediana han impulsado el crecimiento general en consumo nacional durante el período 1999–2011. Las ventas de electricidad a industrias disminuyeron entre el 2008 y 2009 debido a la recesión económica global. Sin embargo, en el 2011 las ventas de electricidad del SEN a industrias medianas y grandes crecieron en un 4.9 por ciento y 11.6 por ciento respectivamente.

El consumo de electricidad y el crecimiento económico (medido por el producto interno bruto o PIB) están íntimamente relacionados,

La Secretaría de Energía (SENER) de Mexico reporta los siguientes datos sobre el consumo interno de electricidad en México:

• Las ventas de electricidad del SEN (Sistema Eléctrico Nacional) consisten de las ventas realizadas por las dos grandes compañías eléctricas gubernamentales; la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerza del Centro (LFC). En Octubre del 2009 el gobierno cerró la LFC y la CFE asumió el control de sus operaciones. Las ventas del SEN incluyen ventas de electricidad generadas por los productores de electricidad independientes (PIEs) a la CFE quien a su vez re-vende a los consumidores finales. Las ventas del SEN excluyen la electricidad generada por los auto-abastecedores, mayormente compañías industriales que generan electricidad para su propio uso.

• El consumo total interno de electricidad en México incluye las ventas de electricidad del SEN así como la electricidad generada por los auto-abastecedores.

DATOS SOBRE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN MÉXICO

Tabla 1. Consumo total de electricidad, 1999–2011 (GWh)

Año 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca

% 99–2011

Ventas (SEN) 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 180,469 183,913 182,518 187,814 202,226 2.4%

Variación % 5.7 7.1 1.2 1.9 0.1 1.9 3.8 3.3 2.9 1.9 -0.8 2.9 7.7

Autosuficiente 10,864 11,027 12,066 12,363 16,608 20,4673 21,582 22,064 23,160 23,946 23,745 26,155 27,092 8.5%

Variación % 19.7 1.5 9.4 2.5 34.3 23.2 5.5 2.2 5.0 3.4 -0.8 10.1 3.6

Ventas totales 155,860 166,376 169,270 172,566 176,992 183,972 191,339 197,435 203,638 207,859 206,263 213,970 229,318 3.0%

Variación % 6.5 6.7 1.7 1.9 2.6 3.9 4.0 3.2 3.1 2.1 -0.8 3.7 7.2

Fuente: SENER Prospectiva del Sector Eléctrico[61] Ventas domésticas. Tmca tasa media de crecimiento anual.

Table 2. SEN Electricity Sales by Consumer Category (GWh)Año 1999 % 2008 % 2009 % 2010 % 2011 %

Residencial 33,370 23.0 47,451 25.8 48,540 26.7 48,700 26.1 51,771 25.8

Comercial 10,964 7.6 13,645 7.4 13,417 7.4 12,991 7.0 13,591 6.8

Servicios 5,432 3.7 7,057 3.8 7,787 4.3 7,707 4.1 8,068 4.0

Agrícultura 7,997 5.5 8,109 4.4 9,299 5.1 8,600 4.6 10,973 5.5

Industria Mediana

49,446 34.1 69,100 37.6 67,630 37.3 70,024 37.5 73,431 36.5

Industria Grande

37,788 26.1 38,551 21.0 34,794 19.2 38,617 20.7 43,112 21.4

TOTAL 144,996 100 183,913 100 181,465 100 186,639 100 200,946 100

Fuente: SENER: Estadísticas de Electricidad [63]


como lo indica la Ilustracion 1. Evolución Histórica del PIB y del Consumo de Energía Eléctrica. Las tasas de crecimiento tanto en el PIB como en el consumo de energía disminuyeron en 2008 y 2009.

El consumo de electricidad por persona ó per cápita tiende a ser mayor en las economías más desallorradas y menor en los países menos desarrollados. A pesar del aumento en consumo de electricidad en México durante el período de 1997–2007, el consumo per cápita en 2009 (KWh/residente) permanece bajo a un nivel de 1,943 KWh/residente, comparado con más de 8,000 KWh/residente promedio en países industrializados.[81]

Aunque los países más ricos consumen más electricidad per cápita que los países pobres, la energía eléctrica de sus economías es menos intensa. Los países más ricos gastan menos electricidad para generar un dólar adicional de PIB. En México, el índice de intensidad eléctrica se mantiene relativamente alto a pesar de las mejoras considerables en ciertas industrias, como el del acero, para modernizar sus instalaciones y conseguir mayor nivel de eficiencia en el uso de energía. Por lo tanto, Mexico todavía tiene que demostrar una reducción general y sostenida en la intensidad de consumo eléctrico como se ha observado en otros países industrializados. La relación entre el consumo de electricidad y el PIB per cápita en ciertos países no ha cambiado considerablemente de lo indicado en la Ilustracion 2. En el 2009, Mexico consumió 2,026 kWh de electricidad por cápita para generar USD 6,742 de PIB comparado a 8,012 kWh de electricidad utilizada por OCDE para generar USD 24,190 de PIB de la OCDE.[39] Si México empieza a manifestar una reducción en la intensidad de uso de energía en todos sus sectores consumidores como es típico en otros países industrializados, la tasa total de crecimiento de consumo eléctrico puede disminuir.[31]

¿Quién Usa la Electricidad en México?Más de 35 millones de clientes (representando a más de 100 millones de habitantes) compraron electricidad a la CFE en el 2011. Aproximadamente el 95 por ciento de la población de México tiene servicio eléctrico. De estos, cerca del 88 por ciento pertenecen al sector residencial. Existen más de tres millones de clientes comerciales y cerca de 257,900 clientes industriales, de los cuales 900 son clasificados “Gran Industria”. En el 2011 la CFE recibió la mayoría de sus

Ilustracion 1. Evolución Histórica del PIB y del Consumo de Energía Eléctrica.

Ilustracion 2. Consumo Eléctrico y PIB per Capita en Ciertos Países 2001

KW

H/

per

cap

ita

Fuente: OCED and World Bank, 2004

Tabla 3. Ventas de Electricidad del SEN por Categoría de Consumidor (Cambio en porcentaje sobre el año anterior)

Year Res Com Serv Agri Ind Med Ind Gde Total

2000 8.3 6.6 8.1 (1.2) 8.1 6.7 7.1

2001 6.1 4.2 1.4 (5.5) 2.4 (4.4) 1.2

2002 1.8 2.8 1.7 2.4 1.9 1.6 1.9

2003 2.1 2.4 1.2 (4.0) 2.0 (4.6) 0.1

2004 2.2 0.8 2.3 (5.0) 4.0 0.3 2.0

2005 4.4 0.6 2.5 15.8 4.7 0.9 3.8

2006 4.5 1.7 2.3 (1.3) 5.4 0.2 3.3

2007 3.1 1.4 3.2 (2.0) 3.9 2.5 2.9

2008 3.5 1.8 3.9 3.9 1.9 (0.7) 1.9

2009 2.3 (1.7) 10.3 14.7 (2.1) (9.7) (1.3)

2010 0.3 (3.2) (1.0) (7.5) 3.5 11.0 2.9

2011 6.3 4.6 4.7 27.6 4.9 11.6 7.7

2000–2111 3.7 1.8 3.4 3.2 3.4 1.3 2.8

Fuente: SENER: Estadísticas de Electricidad[63]

QAe2102-8

1990 1993 1996

-6

-4

-2

0

4

6

10

1999 2005 2008 20112002

8

2

Per

cent

Variación anual del consumo de energia eléctrica del secor industrialVariación anual del PIB manufacturero


ingresos de clientes industriales que gastaron más de USD 12 billones en electricidad, de los cuales USD 8 billones provinieron de industrias de talla media. En el mismo año, los clientes residenciales gastaron USD 4.4 billones y los usuarios comerciales USD 2.7 billones.1

Los usuarios del sector de servicios y del sector agrícola pagaron USD 1.15 billones y USD 439 millones, respectivamente.

En la mayoría de los países, los clientes industriales grandes que consumen un volumen mayor pagan tarifas más bajas (el precio final para la electricidad suministrada)2 que los usuarios comerciales de bajo consumo o los usuarios residenciales y agrícolas. Esta tarifa reducida para los clientes de alto consumo refleja una estructura de costos de entrega más bajos y una demanda más estable. (Bajo voltaje, sistemas de distribución condensada necesarias para proveer la “carga” o demanda del usuario residencial y del pequeño comerciante son relativamente caros de instalar y mantener, y además, en algunos lugares, la carga residencial y comercial puede ser de temporada casi en su totalidad).

Sin embargo, en México los clientes residenciales pagan un poco menos que los clientes comerciales industriales y los clientes agricultores pagan el precio más bajo de todos. En el 2011, las tarifas del SEN para las distintas clases de consumidores fueron de 8.5¢/kWh (precios en dólares) para clientes residenciales; 11.4–8.8¢/kWh para clientes industriales medianos y grandes respectivamente; 4.0¢/kWh para clientes agricultores; y 14.2–19.8¢/kWh para los clientes de servicios públicos y comerciales respectivamente.

En México, los precios de electricidad son más bajos que sus costos de producción, como se puede ver en la Tabla 6 (página contigua). En el 2006, los subsidios de electricidad en México fueron de

1 La tasa de cambio real promedio entre dólares y pesos mexicanos para el año citado se utiliza en esta guía para convertir pesos mexicanos a dólares y viceversa.

2 La tarifa de energía eléctrica incluye todos los costos asociados con generación, transmission y distribución de electricidad, incluyendo los costos de operación y mantenimiento y depreciación de los sistemas de electricidad e incluyendo una tasa de retorno que permite la reinversión en los sistemas de electricidad. Los costos de energía eléctrica generalmente se distribuyen a través de clases o categorías de clientes que reflejan la cantidad de uso y el costo para servir a las clases de clientes particulares. Consulte la sección sobre la evolución de los precios de electricidad en México.

Tabla 4. Datos estadísticos sobre la Industria Eléctrica de México

Número de Centrales Generadoras –CFE (2011) 627

Capacidad de Generacion de CFE 2011 41 GW

Capacidad de Generacion de Productores Independientes 12 GW

Capacidad de Generacion de Auto-abastecedores/auto-consumidores

7 GW

Generación Bruto SEN 2011 (CFE,PIE, autoabastecimiento, cogeneración y exportaciones)

257,884 GWh

Generación de origen de PIE (Productores Independientes de Energía), cogeneración y auto-abastecedores 2011

27,845 GWh

Número de Clientes Residenciales 2011 31.3 million

Número de Clientes Comerciales 2011 3.5 million

Número de Clientes Industriales 2011 257,900

Número de Clientes Agrícolas 2011 121,000

Número de Clientes del Sector de Servicios 2011 186,000

Tarifa Promedio Residencial 2011 8.5¢/kWh

Tarifa Promedio Comercial 2011 19.8¢/kWh

Tarifa Promedio Industrial 2011 8.8–11.4¢/kWh

Tarifa Promedio Agrícola 2011 4.0¢/kWh

Tarifa Promedio de Servicios 2011 14.3¢/kWh

Número de Compañías Gubernamentales 2011 1 (CFE)

Porcentaje de SEN Generación eléctrica por Compañías gubernamentales. 2011

67 %

Porcentaje de SEN Generación eléctrica por PIEs 2011 33 %

Fuente: SENER: Estadísticas Eléctricas[63]y Pronóstico del Sector Eléctrico[61]

Ilustracion 3. Electricidad –Zonas RegionalesFuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61]

NoroesteBaja, CaliforniaBaja, California SurSinaloaSonora

Centro-oesteAguascalientesColimaGuanajuatoJaliscoMichoacanNayaritQueretaroSan Luis PotosiZacatecas

CentroDistrito FederalHidalgoEstado de MexicoMorelosPueblaTlaxcala

NoresteCoahuilaChihuahuaDurangoNuevo LeonTamaulipas

Sur-suresteCampecheChiapasGuerreroOaxacaQuintana RooTabascoVeracruzYucatan

QAe1564(a)


Tabla 7. Ventas de electricidad de SEN por Región (gWh)Region 1999 % 2008 % 2009 % 2010 % 2011 %

Noroeste 18,505 13 25,567 14 25,566 14 25,583 14 27,813 14

Noreste 36,404 25 44,160 24 44,198 24 45,862 24 50,131 25

Central-Oeste 32,801 23 42,555 23 41,424 23 44,235 24 48,145 24

Centro 38,239 26 43,995 24 43,131 24 43,787 23 45,909 23

Sudeste 18,970 13 27,518 15 28,080 15 28,227 15 30,106 15

Pequeños sistemas 77 NM 118 NM 120 NM 119 NM 122 NM

Total 144,996 100 183,913 100 182,518 100 187,815 100 202,226 100

Fuente: SENER Perspectivas del Sector Eléctrico[61] las cifras pueden no coincidir debido a redondeo.

Tabla 8. SEN Tasas de Crecimiento de Ventas Regionales (por ciento respecto al año anterior)Region 1999 2008 2009 2010 2011 AAGR 1999–2011

Noroeste 7.4 1.7 0.0 0.1 8.7 3.2

Noreste 7.2 1.2 0.1 3.8 9.3 2.2

Central-Oeste 6.6 2.0 -2.7 6.8 8.8 2.7

Centro 4.4 1.5 -2.0 1.5 4.8 1.1

Sudeste 2.1 3.8 2.0 0.5 6.7 3.9

Total 5.7 1.9 -0.8 2.9 7.7 2.3Fuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61] las cifras pueden no coincidir debido a redondeo.

Tabla 5. Subsidios Eléctricos como porcentaje del PIB y el índice de gastos del PIB - 2005

País

Subsidio Eléctrico 2005 (Millones de USD

actuales)

Subsidio como porcentaje

del PIB

Subsidio como porcentaje del índice

de gastos del PIB

China 6,000 0.3% 0.3%

Indonesia 1,500 0.5 0.5

México 8,876 1.1 .8

India 10,000 1.2 1.2

Africa del Sur 4,000 1.7 1.6

Arabia Saudita 5,500 1.8 2.7

Federación Rusa 14,000 1.8 2.1

Iran 3,500 1.8 2.0

Egipto 2,500 2.8 2.7

Ucrania 3,500 4.2 4.3Fuente: Banco Mundial Artículo en Producción No. 160[42]

Tabla 6. Distribución de Subsidios Eléctricos Mexicanos por Clase de Usuario - 2006

Sector Ventas (GWh)Subsidios

(2006 MM Pesos)Proporción

Precio/Costo

Residencial 44.5 63,369 .41

Comercial 13.2 5,476 .92

Servicios 6.6 2,887 .77

Agricultura 8.0 9,211 .30

Industria Mediana 65.3 12,478 .83

Gran Industria 37.9 4,213 .97

TOTAL 175.4 97,633 .68Fuente: Banco Mundial Articulo en Producción No. 160[42]

USD 9 billones y fueron de los más grandes en el mundo. El sector residencial recibio dos tercios de los subsidios,los cuales aumentaron un 46% entre 2002 y 2006 en términos reales. Los clientes industriales, especialmente los grandes industriales, tuvieron tarifas que cubrian mejor sus costos de servicio.[42]

Como consecuencia de recibir la mayor parte del subsidio total neto, los usuarios residenciales en México recibieron una tarifa que es de las más bajas del mundo. Estos subsidios distorsionan señales de precios y aumentan la demanda desproporcionalmente a los niveles de demanda con precios eléctricos que reflejan los costos actuales de producción. Ultimadamente, la mayoría de los subsidios benefician a los que no son pobres, resultando en que el SENER esté colaborando con el Banco Mundial, entre otros, para evaluar alternativas para reemplazar el sistema actual de subsidios.[42]

SEN – Patrones Regionales de Consumo de ElectricidadEl consumo de electricidad en las distintas regiones Mexicanas con servicio del SEN presentan varios patrones de consumo. Estas variaciones regionales se relacionan con las diferencias en el clima y urbanización, así como a las distintas composiciones y


concentraciones de actividades industriales. En el 2011 los estados con mayor consumo eléctrico en orden descendiente fueron: Nuevo León, el Estado de México, Jalisco, Veracruz, Veracruz y Sonora.[61]

Los patrones de consumo eléctrico en México han sido relativamente estables durante el período 1999–2011: las regiones Noreste, Centro-Oeste y Central consumen aproximadamente la misma cantidad de electricidad, representando cerca del 71% del consumo total; las regiones Noroeste y Sudeste cada una representan cerca del 14–15% del consumo total de electricidad. En el 2007, las regiones Noreste, Central-Oeste y Central contaban con aproximadamente 70% del total de la población y 84% del total de la industria manufacturera. Durante el período 1999–2011, el consumo eléctrico en el Noroeste y Sudeste crecieron más rápido que en las otras tres regiones.

En el Noroeste, los estados de Sonora y de Baja California concentran un 70% del consumo eléctrico en la región debido al crecimiento industrial y de población en ciudades como Tijuana y Mexicali. El consumo eléctrico en Baja California Sur creció un 5.8% del 1999 al 2011 debido a un aumento de turismo y al desarrollo de bienes raíces.

El estado de Nuevo León es el consumidor más grande (34.5% del total) de la región noreste. Nuevo León es un gran centro industrial y de manufactura con industrias tales como hierro y acero, vidrio, cemento y productos químicos, entre otros.

En la región Central-Oeste, el 62% de la electricidad regional es utilizada en los estados de Jalisco, Guanajuato y Michoacán. Consumo industrial intenso de electricidad ocurre en las áreas de Guadalajara, Lázaro Cárdenas, Querétaro y León.

En la región Central densamente poblada, el Distrito Federal y el Estado de México utilizan un 67% del consumo de electricidad de la región. El sistema de bombeo de agua de Cutzamala es un consumidor grande de electricidad. La recesión económica de 2008–2009 resultó en una contracción de consumo en los estados de Tlaxcala, Puebla, Hidalgo y Morelos. Debido a la densidad de la población en esta región, la mayor parte del sistema de transmisión es de baja y media tensión.

El consumo de electricidad en la región del Sudeste ha crecido más rápido que en cualquier otra región en Mexico desde 1999 al 2011. El estado de Veracruz consume un 36.2% de la electricidad y en el Estado de Quintana Roo, el consumo ha aumentado un 12.5% anualmente durante este período.

Ilustracion 4. Precios Promedio de Electricidad por Usuario 1993–2011 (Pesos de 2011/kWh)

Fuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61]

Industrias tales como el hierro, el acero, el cemento, el papel, el vidrio, cervecerías y Pemex Petroquímica son usuarios importantes de electricidad en la región.

Evolución de los Precios de Electricidad en MéxicoEl precio de la electricidad en México es una función del volumen demandado, el voltaje, el tipo de consumidor y la clase de servicio (interrumpible versus firme/entregas garantizadas). Actualmente existen más de 30 categorías de tarifas. La estructura de tarifas ha sido gradualmente adaptada para reflejar la variedad de servicios solicitados y las preferencias del consumidor. Aunque los precios de electricidad han aumentado entre 1993 y 2011, es generalmente aceptado que el nivel de precios sólo cubre aproximadamente 68% del costo de producción.[42] La relación entre los costos de producción, los precios de electricidad y las tarifas de la electricidad continuan siendo debatidas en México.

Las tarifas eléctricas en México son fijadas por la Secretaría de Hacienda (Ministerio de Finanzas) y por lo tanto están relacionadas con la estrategia económica y del desarrollo del país. A diferencia de la mayoría de los países más avanzados industrialmente, el organismo responsable de la regulación del sector eléctrico, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), no fija las tarifas de electricidad. Consecuentemente, las tarifas de electricidad no atienden las

necesidades financieras de un sector eléctrico autosuficiente. Las tarifas han tendido a retrasarse con respecto a los costos de producción de todas las clases de consumidores, y se basa en el supuesto que la industria puede pagar tarifas más altas, por lo tanto, los usuarios residenciales y agrícolas siguen gozando de subsidios financiados por usuarios industriales y comerciales. Las industrias se quejan que sus tarifas de electricidad obstaculizan su capacidad para competir en los mercados mundiales. Además, con las tarifas artificialmente bajas, los sectores residencial y agrícola tienen poco incentivo económico para moderar su demanda.

Producción Y Distribución De ElectricidadLa función principal del sistema de distribución de electricidad es transmitir la electricidad solicitada de una manera confiable y en la cantidad exacta al lugar solicitado. Además, el sistema debe producir para cubrir contigencias inesperadas que surgen de una demanda extraordinaria ó interrupciones del sistema. La estructura de la industria tiene tres segmentos principales– generación, transmisión y distribución.

La generación de electricidad implica el proceso de producir energía utilizando otras fuentes primarias de energía tales como combustibles fósiles (carbón, gas natural o petróleo), uranio (nuclear), o fuentes de energía renovables (solar, energía eólica,

QAe1562

2.49

1993 1996 1999 2005 2008 20112002

2.09

1.251.201.03

0.770.71

2.73 Comercial

2.28 Servicios

1.56 Empresamediana

1.44 Industial

1.22 Gran industria1.38 Residencial

0.55 Agricola

2.011.82

1.01

2.282.56

1.73

1.34

2.87 2.89


agua corriente) para generar electricidad. La transmisión es el movimiento o transferencia de energía eléctrica utilizando una red de líneas de alto voltaje entre puntos de suministro y puntos en los que la electricidad es transformada en voltaje de baja tensión para ser distribuida a los consumidores finales tales como fábricas, ó ser distribuida por medio de sistemas locales de distribución a usuarios pequeños tales como casas ó pequeños negocios.

Hasta Octubre del 2009, la generación de electricidad en México estuvo a cargo de las compañías gubernamentales CFE (Comisión Federal de Electricidad) y LFC (Luz y Fuerza del Centro), por productores independientes e industrias generadoras para su propio consumo. Hasta esa fecha, los servicios de transmisión y distribución, eran provistos exclusivamente por las compañías gubernamentales CFE y LFC.

Generación Las plantas de energía eléctrica utilizan carbón, lignito, gas natural, combustóleo, y uranio para producir electricidad. También se utilizan combustibles renovables, tales como el agua corriente, sol, viento, geotérmica y biomasa.

El tipo de combustible, su costo y la eficiencia de la planta generadora pueden determinar la manera en que se utiliza un generador. Por ejemplo, un generador de gas natural con turbinas de vapor tiene un costo marginal alto, pero se pueden poner en marcha rápidamente, haciéndolo muy útil en períodos de demanda pico. El carbón, lignito y las unidades nucleares tienen costos marginales menores pero no se pueden poner en marcha rápidamente. Son utilizados principalmente para proveer la carga base de electricidad (por ejemplo, el requerimiento constante del sistema de energía eléctrica que son demandados continuamente).

Los costos de combustible, construcción, operación y mantenimiento varían considerablemente de un tipo de planta a otro. Por ejemplo, las plantas eléctricas de combustible renovable, tales como la energía solar o eólica gastan poco en combustible pero son costosas de construir, instalar y mantener. Las plantas que utilizan energía nuclear o combustóleo tienen costos de combustible bajos pero son más costosas para construir y mantener. Las unidades de carbón también incurren gastos adicionales para cumplir con las normas ambientales del aire. Las plantas de gas natural tienen costos de combustible mayores que las de

carbón o las plantas nucleares, pero tienen un costo inicial de construcción menor.

Proveedores de Generación de Energía EléctricaLos mexicanos son de la opinión que la energía, incluyendo la energía eléctrica, es una actividad soberana, y como tal, la responsabilidad exclusiva del gobierno federal. La Ley Constitucional indica que la electricidad para el consumo público debe ser suministrada por los organismos gubernamentales CFE y LFC (hasta Octubre de 2009). La CFE es una empresa pública con activos totales al final del 2011 de cerca de USD 66 billones. Antes del 2009, LFC servía a la ciudad de México y las áreas circundantes, y la CFE al resto del país. La LFC le compraba al CFE aproximadamente el 95 por ciento de la electricidad que distribuía. En Octubre del 2009, CFE asumió las operaciones de la LFC.

Las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica aprobadas en 1992 e implementadas en 1993 autorizan la cogeneración3 y la generación para auto-consumo por entidades privadas (principalmente industrias) así como generación por las PIE con el requisito de que toda su producción sea vendida a la CFE. En el 2011, la CFE tenía cerca del 67 por ciento de la capacidad instalada de la generación en México y los generadores privados representaban el 33 por ciento restante.

Capacidad de Generación de Electricidad InstaladaAl final del 2011, México tenía una capacidad instalada eléctrica de 61,570 MW, 677 MW más que en el 2010. Cerca del 66 por ciento de esta capacidad es controlada por la CFE; 19 por ciento por PIEs; 5 por ciento por cogeneradores y el 7 por ciento restante por auto-consumidores.[61]

La capacidad generadora instalada del SEN al final del 2011 era de 52,512 MW, o sea, 85 por ciento de la capacidad instalada total. La capacidad del SEN consiste de la capacidad de la CFE y LFC más la capacidad de los PIEs bajo contrato con la CFE, juntas representando el 85 por ciento de capacidad de generación instalada. La capacidad instalada del SEN entre 1999 y 2011 ha crecido un promedio anual de

Ilustracion 5. Sistema Básico de Energía Eléctrica

Industrial

QAd5370(a)c

Transmisión

Generación

Comercial

Distribución Local

Consumidores

Entrega a consumidoresgrandes puede ser directa

Residencial

3 La cogeneración se refiere a una planta generadora que produce electricidad además de otra forma de energía termal (calor o vapor) destinada a uso industrial, comercial, calefacción o refrigeración.


3.1 por ciento comparada con el incremento promedio anual de ventas de 2.4 por ciento durante el mismo período. La distribución regional de la capacidad de generación del SEN está indicada en la Tabla 9.

Las regiones del Noreste y Sudeste representan el 61 por ciento de la capacidad de generación instalada del SEN. La región Sudeste cuenta con más generación hidroeléctrica que cualquier región y también tienen la única planta nuclear (Laguna Verde cerca de Veracruz). La región Noreste ha registrado el mayor crecimiento en su capacidad de generación, al 4.9 por ciento desde 1999 hasta el 2011. El noreste también cuenta con la mayor capacidad de gas natural de ciclo combinado (8,465 MW) seguido por la región Sudeste (3,906 MW).

De los 52,512 MW de capacidad de generación SEN instalada, aproximadamente el 22 por ciento es hidroeléctrica; el 2.5 por ciento es nuclear; 3 por ciento es geotérmica y eólica; y el 72.5 por ciento restante requieren combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón).

Generación Total ActualEn el 2011, la generación total (SEN y generación para autoservicio) fue de 292,018 GWh, de los cuales los generadores no gubernamentales proporcionaron 40.3 por ciento del total generado.

Generación Actual del SENEn el 2011 la generación eléctrica del SEN era de 259,155 GWh, un incremento del 6.9 por ciento en relación al 2010. La cantidad de la generación SEN provista por los PIE aumentó de 4,605 MW en 2001 a

84,944 MW en el 2011. La producción bruta del SEN clasificada por tipo de combustible fósil puede verse en la Tabla 11.

Entre 1999 y 2011, el combustóleo perdió el 32 por ciento de su participación en el mercado como resultado de las restricciones regulatorias ambientales y la adopción de la tecnología de gas de ciclo combinado (turbina de gas natural de ciclo combinado ó CCGT), principalmente por PIEs.4 En

contraste, el gas natural ha más que triplicado su participación en el mercado durante el mismo período. El combustóleo, gas natural y el diesel (67 por ciento del total de combustibles de generación en el 2011) fueron surtidos por la compañía petrolera gubernamental Petróleos Mexicanos (PEMEX).

La mayor parte de las reservas de carbón en México, las cuales son de baja calidad debido a su alto contenido de ceniza, se

Tabla 11. Generación del SEN por Tipo de Combustible (por ciento)

Combustible/Año 1999 2009 2011

Combustóleo 47.6 16.7 15.9

Gas Natural 15.0 51.8 50.4

Carbón 10.0 12.4 12.9

Diesel .7 .5 .5

Agua (Hydro) 18.1 11.2 13.8

Uraneo (Nuclear) 5.5 4.5 3.9

Geotermal y Eolico 3.1 3.0 2.54

Todos los Combustibles

100.0 100.0 100.0


4 Ciclo combinado es una tecnología generadora en la cual la electricidad es producida por calor residual que de otra manera no sería capturado ya que sale de una o más turbinas de combustión de gas natural. El calor producido pasa a una caldera convencional ó a un sistema generador de recuperación de calor para ser utilizado en una turbina de vapor en la producción de electricidad. Este proceso incrementa la eficiencia de la planta generadora donde las plantas de ciclo combinado pueden alcanzar eficiencias del 50 al 80 por ciento, comparado con un 35 a 40 por ciento en plantas termales convencionales. El plazo de construcción es menor y los costos de operación son más bajos. Las plantas de ciclo combinado que utilizan gas natural no producen dióxido de sulfuro y comparadas con plantas termales convencionales de capacidad equivalente, producen solo la mitad de dióxido de carbón.

Tabla 9. SEN Capacidad de Generación de Electricidad por Región (MW)

Región/Año 1999 % Total 2009 % Total 2010 % Total 2011 % Total

Noroeste 5,211 14.6 7,025 13.6 7,023 13.3 6,945 13.2

Noreste 7,322 20.5 13,222 25.6 13,672 25.8 13,672 26.0

Centro Occidental 5,776 16.2 8,553 16.5 8,553 16.1 8,213 15.6

Central 4,067 11.4 5,229 10.1 5,291 10.0 5,291 10.1

Sudeste 13,142 36.8 17,654 34.1 18,403 34.8 18,387 35.0

Total 35,666 100 51,686 100 52,945 100 52,512 100


Table 10. Total Mexico Generation 2011 (GWh)

Abastecedor de la Generación Generación (GWh) % de la Generación Total

CFE & LFC 174,335 59.7

PIE 84,977 29.1

SEN (Sub-Total) 259,155 88.7

Autoabastecimiento/Cogeneración 27,845 9.5

Exportaciones 5,017 1.7

TOTAL 292,018 100.0



localizan en el estado de Coahuila. Los principales productores de carbón son Mission Energy, una compañía Americana y Minerales Monclova, una subsidiaria de la compañía acerera Grupo Acerero del Norte. Se importan pequeñas cantidades de carbón de los Estados Unidos, Canada y Colombia.

Generación Actual por Entidades Privadas.La Ilustracion 6 muestra el aumento de la producción de electricidad por entidades privadas (PIEs, auto-abastecedores, cogeneración etc.) desde el año 2000, La generación de los PIEs en el 2011 fue de 84,944 GWh. Cuando el total de la generación privada, incluyendo las exportaciones, se agregan a la generación del SEN de 259,155 GWh, la generación total en México en 2011 fue de 292,018 GWh.

Almacenamiento de la ElectricidadA diferencia del agua y el gas natural, la electricidad no puede ser almacenada fácilmente. Esto presenta un obstáculo fundamental al sistema de electricidad. No existe un recipiente o “una gran batería” que pueda almacenar electricidad por períodos indefinidos. La energía se encuentra almacenada en el mismo combustible antes de ser convertido en electricidad. Una vez convertida, tiene que ser enviada por las líneas eléctricas.

Desde hace tiempo, se han estudiado y explorado tecnologías a nivel mundial para almacenar electricidad. El aire comprimido, hidroeléctrica bombeada, baterías avanzadas y almacenamiento a través de superconductores de energía magnética son las cuatro tecnologías que están siendo estudiadas para posible almacenamiento de electricidad.

Sistemas de Transmisión y Distribución En general, las plantas generadoras se localizan en lugares que permiten acceso a la fuente de combustible. Las mejores fuentes de combustible se encuentran generalmente lejos de poblaciones y la electricidad tiene que ser llevada desde los lugares en donde es generada hasta los consumidores. Para lograr esto, el sistema de transmisión se sirve de un sistema interconectado de líneas de transmisión, centros de distribución y sistemas de control. La electricidad es transportada a alto voltaje (69 KV o más) utilizando una red de varias rutas que permiten vías alternas para que la electricidad fluya.

La mayor parte de las casas y negocios en la mayoría de los países utilizan energía eléctrica de bajo voltaje, mientras que las industrias frecuentemente pueden utilizar voltajes más altos. Algunos usuarios de grandes comercios e industrias pueden recibir electricidad a altos voltajes directamente del sistema de transmisión.

Las subestaciones en la red de transmisión reciben la electricidad a altos voltajes y lo reducen para alimentar el sistema de distribución local. El sistema de distribución local consiste de postes y cables que normalmente se ven en los vecindarios y que también incluyen líneas subterráneas. En ciertos lugares estratégicos, el voltaje se vuelve a reducir o “bajar” mediante

transformadores para satisfacer las necesidades eléctricas del consumidor.

Los clientes del sistema de distribución local son clasificados como industriales, comerciales/sector público y residenciales/agrícolas. Las industrias tienen un consumo relativamente constante tanto durante el día como entre las estaciones del año. Sin embargo, el consumo eléctrico de los sectores comercial/sector público y agrícola es más variable y puede ser temporal. El consumo eléctrico residencial y comercial puede cambiar rápidamente durante el día, debido a cambios en la demanda del usuario, uso de aparatos eléctricos y eventos meteorológicos.

La red nacional de electricidad Mexicana, el SEN, es propiedad y está operada por la CFE, y da servicio al 97 por ciento de la población. Los sistemas de transmisión y distribución del estado de Baja California no están conectados con la red nacional como tampoco lo están los sistemas pequeños en la región Noreste.

En México, las líneas de transmisión son aquellas líneas de alta tensión (230–400kV) que transportan electricidad a larga distancia. Estos cables alimentan las redes del sub-sistema de sub-transmisión (69–161 kV) las cuales cubren distancias más cortas. Estas líneas suministran a las líneas de distribución (2.4–34.5 kV) las cuales cubren zonas geográficas más reducidas. Finalmente, las líneas de baja tensión (220–240 voltios) son utilizados para dar servicio a los consumidores pequeños.

Durante el período 1999–2011, el mayor crecimiento ocurrió en 13.8 kV de líneas de distribución de la CFE y del sistema de la LFC. En general, se ha hecho un gran esfuerzo por aumentar la capacidad de transmisión a larga distancia así como la capacidad de distribución en Mexico.

Como se mencionó anteriormente, el sistema de redes de transmisión y distribución es complementado por sub-estaciones de transmisión, sub-estaciones de distribución y transformadores de distribución. En el 2011, la capacidad de las subestaciones se puede ver en la Tabla 13 (página contigua).

Ilustracion 6. Generación de Electricidad Privada por Tipo de Generador, GWhFuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61]


Tabla 14. Pérdidas del Sistema de la CFE

Año 1999 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Pérdidas (por ciento de la generación neta) 15.0 16.0 16.4 16.8 16.6 16.7 17.2 17.2 16.7


Tabla 12. Red de Transmisión y Distribución del SEN (Kilómetros)

AñoTransmisión

del CFESubtransmisión

del CFE

Tension Media/Baja

del CFE

Lineas Subterraneas

del CFE LFC Total

1999 33,623 39,300 728,100 7,742 28,604 837,3772009 48,701 47,386 641,783 23,002 74,413 812,2822011 49,747 49,002 660,008 23,002 86,443 845,201Aumento % 48% 25% -9% 197% 202% 1%


Tabla 13. Capacidades de Subestaciones en México en 2011 (millones de voltios amperios)5

Transmisión-CFE 156,566 MVA

Distribución-CFE 84,475 MVA

Total-LFC: 28,621 MVA

Total SEN 269,662 MVA (3.5 percent AAGR 2000–2011)Fuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61] TCPA es la Tasa de Crecimiento promedio anual

5 Un amperio es una medida de unidad, amp, de la corriente ó flujo de electricidad.

Ilustracion 7. Capacidad de Transmisión entre Regiones – 2011

Regiones1. Hermosillo2. Nacozari3. Obregón4. Los Mochis5. Chliacán6. Mazatlán7. Juárez8. Moctezuma9. Chihuahua10. Durango11. Laguna12. Río Escondido13. Nuevo Laredo14. Reynosa15. Matamoros16. Monterrey17. Saltillo 18. Valles19. Huasteca20. Tamazunchale21. Tepic 22. Guadalajara

2011

23. Aguascalientes24. San Luis Potosi25. Salamanca26. MAnzanillo27. Carapan28. Lázaro Cárdenas29. Querétaro30. Central31. Poza Rica32. Veracruz33. Puebla34. Acapulo35. Temascal36. Coatzacoalcos37. Tabasco38. Grijalva39. Campeche

40. Mérida41. Cancún42. Chetumal43. WECC (EUA)44. Tijuana45. Ensenada46. Mexicali47. San Luis Rio C.48. Villa Constitución49. La Paz50. Los Cabos

48

QAe1565

45

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Pérdidas de los sistemas de transmisión y DistribuciónLos sistemas de electricidad experimentan típicamente dos tipos de pérdidas: las pérdidas técnicas y pérdidas no-técnicas. Las pérdidas técnicas o de (línea) distribución ocurren porque la electricidad se disipa en la atmósfera en forma de calor a lo largo de las líneas de transmisión y distribución. Las redes de energía modernas tienen pequeñas perdidas técnicas. Las pérdidas excesivas se deben a ineficiencias y/o condiciones sub-óptimas de operación del sistema y como tal, la responsabilidad del operador del sistema, la CFE. Las pérdidas no técnicas generalmente ocurren por conexiones ilegales en los sistemas de electricidad que no son recuperables por medio de pagos. Los robos degradan la confiabilidad del sistema y presenta un grave riesgo tanto a los que efectúan las conexiones ilegales como a las personas y propiedades adyacentes a estas conexiones ilegales. En México, las pérdidas técnicas y no técnicas se acumulan; las pérdidas son mayores en algunas partes del país que en otras. Estas pérdidas se calculan Fuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61]


como un porcentaje de generación neta, son significativas y han aumentado, como puede verse en la Tabla 14 (página anterior).

Importaciones/exportacionesMéxico cuenta con 1,591 MW de interconexiones eléctricas con los Estados Unidos, 40 MW con Belice y 120–200 MW bajo construcción con Guatemala. Las interconexiones entre México y los Estados Unidos son relativamente débiles, con sólo 12 interconexiones de funcionamiento de alto voltaje.[61] Las interconexiones entre Baja California y los Estados Unidos, entre México y Belice y México con Guatemala

operan como conexiones “permanentes” utilizadas para las operaciones normales del sistema. La interconexión de Baja California ha representado una exportación constante de electricidad a los Estados Unidos durante el periodo 1999–2011 y en el 2011 representaron un 46% del total de las exportaciones de electricidad de México.

Con la excepción de las interconexiónes Eagle-Pass-Piedras Negras, las interconexiones de Texas-México son utilizadas sólo para emergencia debido a las limitaciones técnicas y al riesgo de inestabilidad del sistema. La interconexión Eagle Pass-Piedras Negras utiliza tecnología actualizada que le permite operar en forma ‘permanente’ en operaciones normales.

Desde el 2003, México ha sido un importador neto de electricidad a los Estados Unidos. Entre el 2003 y el 2011 las exportaciones de electricidad a los Estados Unidos oscilaron entre 953 GWh y 1,452 GWh habiendo exportado 1,292 GWh en el 2011.

Eficiencia y Ahorro de Energía Los planes de ahorro de energía y eficiencia son implementados principalmente por agencias gubernamentales tales como la Comisión para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE)6, el Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), el Programa

Ilustracion 8. Conexiones Eléctricas Internacionales en México, 2011Fuente: SENER: Perspectivas del Sector Eléctrico[61]

Otay Meas (California), Tijauna1

Imperial Valley (California), LaRosita1WECC

ER

CO

T TR

E

West Belice, Chetumal1

40 MW

Brownsville (Texas), Matamoros2 120 MW

Falcón (Texas), Falcón2 50 MW

Laredo (Texas), Laredo-Nuevo1,3 100 MW

800 MW

Diablo (Texas), Paso del norte2 200 MW

WECCERCOTFuente ´

Western Coordinating CouncilElectric Reliability Council of TexasComision Federal de Electricidad

Azcárate (Texas), Reforma2 200 MWWECC

CAISCO

Eagle Pass (Texas), Piedras Negras1,3 36 MW

Military Highway (Texas), Matamoros2 120 MW

P. Frontera (Texas), Reynosa1,3 150 MWSheryland (Texas), Reynosa1,3 150 MW

Los Brillantes (Guatemela), Tapachula1

120 MW

1 Interconexión permanente2 Interconexión de asistencia en emergencia3 Interconexión asíncrona

400 kV230 kV115 kV138 kV 69 kV

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6 Anteriormente Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE).


Fuente: SENER: Comision Federal de Electricidad.Ilustracion 9. Zonas Críticas Definidas por las NOMs

de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (CFE-PAESE) y el Programa de Ahorro Sistemático Integral (ASI) con miras a posponer la creación de nueva capacidad eléctrica. CONUEE ha publicado 16 Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) requiriendo la implementación de varias medidas

de eficiencia y/o de conservación eléctrica.

Reglamentación ambientalLas emisiones en el aire y la contaminación del agua por los generadores eléctricos, al igual que el impacto ambiental de los

sistemas de transmisión eléctrica están reglamentadas por tres NOMs. Estas regulaciones varían por zona geográfica, tipo y cantidad de capacidad generadora. Se han identificado nueve áreas como “zonas críticas” en términos de niveles de contaminación del aire y agua.

Zonas metropolitanas

Ciudades fronterizes

Corredores industriales

1. México, D.F.2. Monterrey, Nuevo León3. Guadalajara, Jalisco

4. Tijuana, Baja California5. Ciudad Juaréz, Chihuahua

6. Coatzacoalcos-Minatitián, Veracruz7. Irapuato-Celaya-Salamanca, Guanajuato8. Tul-Vitro-Apasco, en los estados de Hildalgo y México9. Tampico-Madero-Altamira, Tamaulipas

4

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87

3

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2

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Fundamentos de la energía eléctricaLa electricidad viaja rápido, no puede ser almacenada fácilmente ó económicamente, y no puede ser desviada de una ruta a otra. Estos tres principios son básicos para la operación de un sistema de energía eléctrica.

La electricidad es casi instantánea. Cuando se enciende una luz, la electricidad debe estar disponible inmediatamente. Como no está almacenada dentro de la red eléctrica, de alguna manera la electricidad debe ser despachada inmediatamente. Un generador no es simplemente puesto en marcha para proveer esta energía. La electricidad debe ser administrada de tal manera que la electricidad esté siempre disponible para encender todas las luces, aparatos electrodomésticos, computadoras y otros usos requeridos en un momento particular.

La electricidad viajando de un punto a otro sigue la trayectoria de menor resistencia7 y no la distancia más corta. Con miles de kilómetros de cables interconectados a través de todo México, la electricidad puede viajar varios kilómetros lejos de la ruta más directa para llegar a donde se necesita.

Como resultado de estos tres principios, diseñar y operar un sistema eléctrico es complejo y requiere un manejo constante.

Definición y Medida de ElectricidadLa electricidad es simplemente el flujo o intercambio de electrones entre átomos. Este intercambio de electrones forma una corriente en movimiento ó simplemente una corriente eléctrica. Los átomos de algunos metales, tales como el cobre y aluminio, tienen electrones que se desplazan fácilmente, haciendo que estos metales sean buenos conductores de la electricidad.

La electricidad se crea cuando una bobina de alambre metálico gira cerca de un imán, como se ve en la Ilustracion 10. De este modo, un generador eléctrico es simplemente una bobina de alambre girando alrededor de un imán. Este fenómeno nos permite construir generadores que producen electricidad en plantas de energía eléctrica.

El empuje, o presión en la electricidad de un generador es expresada en voltios. El flujo de electricidad se llama corriente. La corriente se mide en amperes (amps).

Los vatios (watts) son una medida de la cantidad de trabajo efectuada por la electricidad. Los vatios son calculados multiplicando los amperios por los voltios. Los aparatos electrodomésticos, como los focos de la luz y los motores tienen ciertos requisitos de potencia que dependen de las tareas que deben realizar. Un kilowatt (1,000 Watts) es equivalente a 1.34 CV (caballos de fuerza). Un megawatt es equivalente a 1,000,000 Watts.

Los kilovatios (kilowatts) se utilizan para medir el uso eléctrico. La electricidad es vendida en unidades de kilowatt-horas (kWh). Un foco de 100 vatios prendido durante diez horas utiliza un kilowatt-

hora de electricidad (100 vatios x 10 horas = 1,000 horas vatios=1 kWh).

La electricidad se genera y es generalmente transmitida como una corriente alterna (AC). La dirección del flujo de la corriente se invierte 60 veces por segundo llamada 60 hertz (Hz). Los operadores requieren uniformidad de frecuencia en toda la red eléctrica y procuran mantenerla en 60Hz.

En ciertas circunstancias, los voltajes más altos pueden ser transmitidos más fácilmente por corriente directa (DC). Las líneas de alto voltaje de corriente directa (HVDC) son utilizadas para transmitir electricidad a larga distancia.

Generación de ElectricidadHay muchos combustibles y tecnologías que pueden generar electricidad. Generalmente los combustibles como el carbón, gas natural ó combustóleo se prenden en la sección del horno de un calentador. El agua que circula a través del calentador en grandes tubos es calentada hasta producir calor y vapor. El vapor gira las paletas ó aspas de la turbina las cuales están conectadas por un eje al generador. Las plantas nucleares usan reacciones nucleares para producir calor mientras que las turbinas eólicas utilizan el viento para hacer girar el generador.

Un generador es un electromagneto gigante rodeado por una bobina de alambre que produce electricidad cuando se gira el eje. La generación de electricidad fluctúa entre 13,000 y 24,000 voltios. Los transformadores aumentan el voltaje a cientos de miles de voltios de transmisión. Los altos voltajes proveen un modo económico de transportar grandes cantidades de electricidad sobre el sistema de transmisión.

LOS CONCEPTOS BÁSICOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

Ilustracion 11. Tipos y Usos de Unidades Generadoras de Electricidad

Reserva

Carga máxima

Carga demanda

Carga intermedia

Carga base

Tiempo

Can

tidad

de

elec

tric

idad

Usos de Unidades Generadoras

Unidad de Carga BaseGenera la carga base o mínima requerida del sistema de poder; opera a una tasa constante y opera continuamente.

Unidad de Carga MáximaSe encarga de cubrir los requerimientos durante los períodos de alta demanda.

Unidad de Carga IntermediaSe emplea durante la transición entre la carga base o mínima y la carga máxima.

Unidad de ReservaEsta unidad está disponible cuando un evento inesperado incrementa la cargao demanda. QAd5375s

Ilustracion 10. La Corriente Eléctrica

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��7 La resistencia se mide en ohms y representa la cantidad de fuerza necesaria para transmitir corriente eléctrica a

través de un conductor. La resistencia en conductores causa que la energía sea utilizada al pasar corriente eléctrica a través de un cable. La resistencia en los conductores causa que la electricidad sea consumida al fluir la electricidad.


8 La reserva rodante es aquella capacidad generadora que está funcionando sin carga y que está sincronizada al sistema eléctrico.

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Tipos de GeneradoresLas turbinas de vapor utilizan ya sea combustibles fósiles ó combustibles nucleares para generar el calor y producir el vapor que pasa a través de una turbina para impulsar el generador. Estos generadores son utilizados principalmente como base de carga pero algunas centrales de gas también son utilizadas como cargas máximas. Sus tayas varean entre 1 a 1,250 mega-vatios.

En las turbinas de combustión se producen gases calientes por combustión del gas natural ó combustóleo en una cámara de combustible de alta presión. Estos gases pasan directamente a una turbina que hace girar el generador. Estos generadores son utilizados principalmente para cubrir cargas pico, pero las turbinas de combustión de ciclo combinado son utilizadas para las cargas base. Las turbinas simples de producción son generalmente menos de 100 megawatts y permiten un encendido rápido, lo que las hace apropiadas para funcionar en horas de demanda pico, en casos de emergencia y como energía de reserva.

En las unidades de generación hidroeléctricas la corriente de agua es utilizada para hacer girar una turbina conectada a un generador. El tamaño varía

entre 1 y 700 megavatios. Estas unidades pueden encenderse rápidamente y responden a cambios bruscos en la electricidad generada. Estas unidades son utilizadas para cargas base, cargas pico y reservas8.

Los motores de combustión interna son generalmente motores diesel conectados al eje de un generador y normalmente son de 5 megavatios ó menos. Prácticamente encienden de inmediato y son típicamente operadas en períodos de alta demanda.

Otros tipos de generadores incluyen aquellos que utilizan fuentes de energía geotérmica, solar, eólico y biomasa, utilizando varias tecnologías y variando ampliamente en tamaño y capacidades. Estos serán discutidos con más detalle en el capítulo sobre combustibles para la Generación Eléctrica.

Transmisión y Distribución de ElectricidadUna vez que la electricidad ha recibido un impulso suficiente para viajar largas distancias (voltaje), puede ser dirigida a los alambres o cables del sistema de transmisión. La electricidad es intensificada

desde voltajes bajos a mayores voltajes para la transmisión. El sistema de transmisión distribuye cantidades considerables de electricidad de la planta generadora a través de una red de transmisión a varios centros de distribución llamados subestaciones. Estas subestaciones normalmente se localizan lejos de la planta generadora.

Las líneas de transmisión de alto voltaje están interconectadas y forman una red extensa de múltiples caminos. La redundancia en este contexto significa que la electricidad puede viajar sobre varias líneas diferentes para llegar a su destino. Si una línea falla, otra la substituirá como medio conductor. La mayoría de los sistemas de transmisión utilizan líneas eléctricas elevadas que llevan corriente alterna (AC). También existen líneas eléctricas aéreas que llevan corriente directa (DC), líneas subterráneas y líneas subacuáticas.

Todas las líneas de transmisión AC transportan corriente trifásica, tres corrientes de electricidad distintas que viajan en tres conductores separados. Las líneas son designadas por el voltaje que pueden transportar. Las líneas de electricidad operadas a 60 kilovoltios (kV) ó más altas son consideradas líneas de transmisión y subtransmisión.

Aunque los voltajes más altos ayudan a mover la corriente, la electricidad se disipa en la atmósfera en forma de calor a lo largo de las líneas de transmisión y

distribución. A esta pérdida de electricidad se le llama pérdida de línea.

Las estaciones de transferencia y las subestaciones se usan para (1) cambiar el voltaje (2) transferir voltaje de una línea a otra, y (3) redirigir la electricidad cuando ocurre una falla en la línea de transmisión ó en otro equipo. Los interruptores de circuito se utilizan para desconectar la corriente para prevenir el daño ocasionado por sobrecargas.

Los centros de control coordinan las operaciones de todos los componentes del sistema eléctrico. Para esto, el centro de control recibe información continua sobre la producción de la planta de energía eléctrica, las líneas de transmisión, las interconexiones y otros factores del funcionamiento del sistema.

Restricciones de TransmisiónExisten restricciones importantes que afectan la transmisión del sistema. Estas incluyen límites térmicos, límites de voltaje y factores de operación del sistema.

Los limites térmicos o de corriente se refieren a la cantidad máxima de corriente eléctrica que la línea de transmisión ó instalaciones electricas pueden transferir durante un período dado antes de sufrir un daño permanente por sobrecalentamiento ó

Ilustracion 12. Turbina de Vapor de una Planta de Energía Eléctrica


por violación de reglamentos de seguridad pública. Las líneas eléctricas resisten el flujo de electricidad y esto produce calor. Si el flujo eléctrico es muy alto por períodos prolongados, la línea puede calentarse y perder fuerza. Con el tiempo, la línea entre torres de apoyo puede expandirse y aflojarse. Esto puede crear interrupciones del suministro eléctrico. Las líneas de transmisión, los transformadores y otros equipos son clasificados de acuerdo con sus límites térmicos.

Los límites de voltaje se refieren al máximo voltaje que puede ser manejado sin causar daños al sistema eléctrico o a las instalaciones de los usuarios. El voltaje tiende a disminuir en la línea de transmisión desde el punto de envío hasta el punto de recepción. El voltaje en el sistema y cambios en el voltaje deben mantenerse dentro de un rango aceptable de límites mínimo y máximo. Esto se logra mediante una instalación de equipo (condensadores y reactores inductivos)

que asisten en el control de las bajas de voltaje. Si el voltaje es demasiado bajo, el equipo y motores de los clientes pueden dañarse. Un colapso general del voltaje en el sistema puede resultar en un apagón parcial ó total de la red interconectada.

Las restricciones de operación del sistema se refieren a aquellas restricciones operacionales que deben ser observadas para asegurar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico. Estas restricciones se refieren a los flujos de electricidad, operaciones preventivas y la estabilidad del sistema.

La electricidad fluye sobre la dirección de menos resistencia. Consecuentemente, la electricidad fluye hacia otras redes eléctricas cuando los sistemas de transmisión están interconectados. Esto crea lo que se conoce como flujos de bucle. La electricidad también fluye sobre líneas paralelas en vez de líneas que conectan directamente dos puntos – llamados flujos paralelos. Ambos de estos flujos pueden limitar la habilidad de transmitir electricidad o pueden causar que demasiada electricidad fluya en las líneas de transmisión, afectando su estabilidad.

Las operaciones preventivas se refieren a las normas y procedimientos diseñados para prevenir fallas del servicio. Estos requerimientos operacionales incluyen; (1) tener una cantidad suficiente de capacidad generadora disponible para cubrir

una demanda inesperada, y (2) limitar las transferencias de electricidad en el sistema de transmisión. El sistema debe poder resolver cualquier contingencia y hasta donde sea posible, proveer soluciones para contingencias múltiples. Las contingencias son identificadas en el diseño y análisis del sistema eléctrico.

Un sistema interconectado debe poder superar perturbaciones durante períodos que varían de unos milisegundos a varios minutos. Con una perturbación eléctrica, los generadores pueden empezar a girar a varias velocidades diferentes causando diferencias en la frecuencia, corriente y voltaje en el sistema. Estas oscilaciones deben disminuir a medida que el sistema eléctrico alcanza un nuevo punto de operación estable. Si un nuevo punto no se establece rápidamente, los generadores pueden perder sincronismo y toda ó una porción del sistema interconectado puede volverse inestable, causando daños al equipo y si persiste, interrupción extensa del servicio.

Los dos tipos de problemas de estabilidad son: 1) mantener la sincronización de los generadores y 2) evitar el colapso del voltaje. Los generadores operan al unísono con una frecuencia constante de 60 Hz. Cuando hay disturbios por una falla en el sistema de transmisión, un generador puede acelerar ó reducir la velocidad. Si no se corrige esta situación, el sistema puede volverse inestable y fallar

La inestabilidad del voltaje ocurre cuando el sistema de transmisión no es adecuada para manejar flujos de energía reactiva9. La “energía reactiva” es necesaria para mantener los campos eléctricos y magnéticos en equipos tales como motores y transformadores, y para controlar el voltaje en la red de transmisión.

DistribuciónEl sistema de distribución consiste de postes y alambres identificables en vecindarios y circuitos subterráneos. Las subestaciones de distribución monitorean, ajustan los circuitos dentro del sistema, y reducen el voltaje en las líneas de transmisión.

Las subestaciones son espacios delimitados por bardas que contienen interruptores, transformadores y equipos eléctricos. Una vez que el voltaje ha sido reducido en la subestación, la electricidad fluye a las casas y negocios a través del sistema de distribución.

Los conductores llamados alimentadores se extindien de la subestación para transportar electricidad a los consumidores. En ciertos lugares específicos a lo largo del sistema de distribución, el voltaje es reducido al voltaje requerido por los usuarios por medio de transformadores de distribución.

Los Consumidores al Final de la línea de distribución.Por lo general, los usuarios finales que consumen la electricidad, se dividen en tres categorías: industrial, comercial y residencial. El costo para proporcionar el servicio depende de una serie de factores, incluyendo el tipo de servicio (por ejemplo alto o bajo voltaje) y el lugar de entrega en relación a la planta generadora e instalaciones de distribución.

Los consumidores industriales generalmente utilizan electricidad en cantidades relativamente constantes durante el día. Estos consumidores consumen varias veces más electricidad que los consumidores residenciales. La mayoría de la demanda industrial es considerada consumo de base (es decir, el consumo se mantiene dentro de ciertos límites a lo largo del tiempo con pocas variaciones), de tal manera que es la carga más económica de proporcionar. Las grandes industrias pueden recibir la electricidad directamente del sistema de transmisión en vez de la red de distribución. Algunas plantas industriales tienen sus propios generadores. La electricidad sobrante puede ser vendida a la CFE.

Las cargas comerciales son similares a las cargas industriales en que a plazo medio permanecen dentro de ciertos límites. Ejemplos de consumidores comerciales son: edificios de oficinas, bodegas y centros comerciales.

El consumo eléctrico residencial es el más difícil de proporcionar debido a que los hogares consumen la mayor parte de su electricidad en las mañanas y en las noches y menos a otras horas del día. Este consumo es menos eficiente de proporcionar y por lo tanto encarece el uso de las plantas generadoras. Al paso del tiempo, los propietarios compran aparatos nuevos, cambian de estilo de vida, y asi también su consumo de electricidad. Ejemplos de cargas residenciales son los hogares individuales.

9 La energía reactiva es el producto del voltaje y los elementos fuera de fase de la corriente alterna. La energia reactiva se mide generalmente en megavoltios, amperios reactivos y es producida por condensadores, generadores acelerados y los instrumentos capacitores. Esta energía reactiva es absorbida por los reactores, los generadores desacelerados y otros instrumentos inductivos.


Ciudad de México; Impulsora controlaba tres sistemas interconectados en el norte, y la CEC controlaba el sistema eléctrico del occidente. Estas tres compañías adquirieron los activos de las pequeñas y dispersas compañías privadas y extendieron sus redes de transmisión y distribución hasta penetrar los mercados más atractivos económicamente, en las ciudades en las que operaban.

La Constitución de 1917, promulgada al final de la revolución mexicana, abrió la posibilidad de una intervención estatal y la regulación de la economía, incluyendo al sector eléctrico. Sin embargo, la regulación estatal del sector eléctrico creció muy lentamente. El período de 1920–1938 se caracterizó por la consolidación de los monopolios (p.ej., las compañías más importantes se transformaron en sociedades de control absorbiendo varias pequeñas compañías de distribución) y por el aumento en las tarifas a los consumidores.

El primer esfuerzo para regular la industria eléctrica fue la creación de la Comisión Nacional para el Fomento y Control de la Industria de Generación en 1922. Este primer intento regulador fue en respuesta a la presión de los consumidores que protestaban por las tarifas arbitrarias y monopolísticas de las compañías. En 1926, esta comisión fue reestructurada como la Comisión Nacional de Fuerza Motriz la cual trató de prevenir los peores abusos monopolícos mientras continuaba tratando de atraer a la inversión privada.[14]

También en 1926, con la promulgación del Código Nacional Eléctrico se declaró que la electricidad era un servicio público y se le confirió al Congreso de la Unión los derechos de legislar en asuntos relacionados con la electricidad. Inicialmente, este código casi no tuvo impacto debido a la debilidad del gobierno federal mientras que la regulación de los monopolios eléctricos locales era administrada por los gobiernos locales y los grandes consumidores industriales de electricidad.[14] Las normas locales para los monopolios eran impredecibles. En algunas áreas, tales como en la ciudad de México, el reglamento arbitrario sobre tarifas estableció las bases para una falta de inversión perpetua en el sector eléctrico12. En otras áreas, la arbitrariedad y corrupción local resultaron en prácticas que favorecieron a los monopolios.[14]

HISTORIA DE LA INDUSTRIA ELECTRICA EN MEXICO

10 Carreón-Rodriguez, Victor G., Armando Jiménez San Vicente and Juan Rosellón, “The Mexican Electricity Sector: Economic, Legal and Political Issues,” Working Paper #5, Program on Energy and Sustainable Development, Stanford University, Stanford, California, Noviembre 2003.

11 Impulsora era una subsidiaria del grupo norteamericano Bond and Share Co.[3]


La historia de la industria eléctrica de México puede dividirse en siete fases, de la siguiente manera:

• 1879–1910: Compañías Mexicanas dominaban la industria con capital extranjero como complemento;

• 1910–1934: Dominación de la industria eléctrica por capitales extranjeros, principalmente provenientes de los Estados Unidos, Canadá y Alemania;

• 1934–1960: La creación y crecimiento de la CFE;

• 1960–1992: Nacionalización de la industria eléctrica y la expansión del sistema de la CFE;

• 1992–2008: Inicio de las reformas que permite al sector privado una participación en la industria eléctrica;

• 2008: Promulgación de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética, y;

• 2009: Cierre de la LFC.

1879–1910: Dominación de las Compañías MexicanasEn el último cuarto del siglo diecinueve, existio un surgimiento de máquinas eléctricas en la industria Mexicana, especialmente en el sector minero, y en menor grado en el alumbrado público. La primera planta de generación eléctrica (de carbón) fue instalada en 1879 en León, Guanajuato para uso de la fábrica de hilados y tejidos “La Americana.” En 1889, la primera planta hidroeléctrica empezó a operar en Batopilas, Chihuahua para la industria minera. Al mismo tiempo, el gobierno Mexicano vendió concesiones lucrativas para la electrificación de ciudades; la primera de éstas fue vendida a la compañía Mexicana de Gas y Luz eléctrica en 1881 para proveer servicios eléctricos a la Ciudad de México10. El sobrante de electricidad no utilizado por la industria se le vendio a comerciantes y residencias en zonas colindantes. Para 1899, México tenía una

capacidad generadora de 31 MW de la cual 39 por ciento era de origen hidroeléctrico y 61 por ciento termoeléctrico.[14]

Al principio, la generación eléctrica, la transmisión y la distribución fueron controladas exclusivamente por compañías privadas mexicanas integradas verticalmente. Desde 1890 hasta 1905, casi la totalidad de las compañías eran domésticas.[3] Al principio, estas compañías eran muy pequeñas y geográficamente dispersas, acumulándose solo en las áreas más ricas y más industrializadas, dejando sin servicio a las zonas rurales.[14] Entre 1887 y 1910 se establecieron más de un centenar de compañías de electricidad, casi todas en la región central de México.[3]

1910–1934: Dominio de las Compañías ExtranjerasA pesar de la revolución Mexicana, a partir de 1910 se inició un influjo continuo de capital extranjero, principalmente de Canadá, los Estados Unidos y Alemania, los cuales desplazaron completamente al capital mexicano para los años treinta. En 1935, el capital Canadiense representaba más del 50 por ciento de la inversión total en el sector (aproxidamente $175 millones de dólares), seguido por los Estados Unidos con $90 mil-lones de dólares, mientras que la inversión Alemana se concentro en equipos eléctricos.

Para 1910, la capacidad de generación eléctrica en México era de 50 MW, de esta, el 80 por ciento era propiedad de la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza (MLP), con sede en Toronto, Canadá. Este crecimiento en la capacidad de generación se debió principalmente a la construcción en México del primer proyecto hidroeléctrico propiedad de MLP – la planta Necaxa en el estado de Puebla.[14]

Desde 1902 hasta 1933, la generación, transmisión y distribución mexicanas fueron dominadas por tres grandes compañías extranjeras con una “fuerte tendencia hacia el monopolio”: la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza (MLP), Impulsora de Empresas Eléctricas (Impulsora) y la Compañía eléctrica de Chapala (CEC) con sede en Guadalajara11.

MLP prácticamente tenía un monopolio absoluto sobre la generación eléctrica en la zona central del país, alrededor de la


1934–1960: La Creación y Crecimiento de la CFEAl principio de los años treinta, la MLP, la CEC y la Impulsora proporcionaban electricidad únicamente a un 38 por ciento de la población; las zonas rurales, habitadas por el 67 por ciento de la población, casi no tenían servicio. “El suministro no satisfacía la demanda, las interrupciones del servicio eran constantes y los precios demasiado altos; estas condiciones obstaculizaron el desarrollo económico del país”, según la CFE (www.cfe.gob.mx).

Como resultado de esto, el gobierno mexicano asumió la función de proporcionar la electricidad a través de la creación de la CFE en 1934–1937. La naciente CFE tenía dos objetivos principales: (1) operar como una agencia reguladora y mediadora entre las empresas privadas extranjeras y el gobierno, y (2) proporcionar el servicio de electricidad a aquellas áreas no consideradas rentables por las compañías privadas extranjeras.[14] Los primeros proyectos de generación de la CFE se localizaron en los estados de Guerrero, Michoacán, Oaxaca y Sonora; la electricidad generada se vendía a las compañías privadas para su reventa.

Al mismo tiempo, el Presidente Lázaro Cárdenas consolidaba su poder dentro de su partido, el Partido Revolucionario Institucional (PRI). Uno de los apoyos estratégicos para el PRI fue proporcionado por los sindicatos, de los cuales los mejores organizados eran aquellos de las grandes industrias; la minera y la eléctrica13. El sindicato más antiguo y más fuerte en México, el Sindicato Mexicano de Electricistas (SME) fundado en 1914, fue una pieza fundamental en la estructura política “corporativista” de Cárdenas, es decir, un gobierno central fuerte en colaboración con otros sectores importantes, tales como los sindicatos.

En 1936, el SME se declaro en huelga contra Impulsora y sus siete subsidiarias. Los problemas laborales, aunados a las tarifas bajas reglamentarias en servicios clave, tuvieron como consecuencia una reducción de inversión en México de parte de las compañías privadas extranjeras. Desde 1937 hasta 1943 las inversiones privadas crecieron menos del 1 por ciento debido a la incertidumbre sobre el papel de la CFE y la fuerza de los sindicatos.

En 1938, el Congreso de la Unión promulgó el Acta de Servicio Público de la Electricidad que establecía una fuerte regulación federal del sector eléctrico.

En respuesta a la subinversión en el sector eléctrico, se inició un “proceso oscilante de nacionalización”: la CFE recibió instrucciones de comprar (a precios bajos) los activos eléctricos existentes y construir nuevos activos para la generación, transmisión y distribución de electricidad financiados con recursos públicos. En 1944 la CFE compró a la CEC, la tercera compañía privada extranjera más grande, y construyó su primera planta generadora de gran escala, Ixtapantongo. Durante los años cuarenta y cincuenta, la CFE adquirió y consolidó cientos de monopolios de electricidad regionales y los convirtió en una sola empresa con estándares técnicos uniformes. De 1939 a 1950, el 82 por ciento de la inversión total en el sistema eléctrico provino de recursos públicos y se utilizó en la expansión del sistema de la CFE; solo el 18 por ciento de la inversión total vino de las compañías privadas durante el mismo período.14

1960–1992: Nacionalización y Desarrollo del Sistema de la CFEEn 1960, la capacidad eléctrica de México era de 2,308 MW: 54 por ciento de la cual era propiedad de la CFE, el 25 por ciento de la MLP, el 12 por ciento de Impulsora y el 9 por ciento restante de las compañías privadas. La consolidación del sector eléctrico continuó ese año cuando el gobierno mexicano adquirió la mayoría de las acciones de la MLP y el 95 por ciento de las acciones comunes de Impulsora. Al mismo tiempo, una nueva empresa estatal, la Compañía de Luz y Fuerza del Centro (LFC), fue creada de los restos de la MLP la cual proporcionaría el servicio eléctrico a los estados centrales de México, Morelos, Puebla, Hidalgo y el Distrito Federal.

Habiendo completado la nacionalización del sector eléctrico de hecho, el gobierno reconoció oficialmente este arreglo en 1960 al modificar la Constitución Mexicana (Artículo 27, párrafo 6) que establecio: “Es la responsabilidad exclusiva de la nación generar, transmitir, transformar, distribuir y

proporcionar la electricidad que se utilizará como servicio público. Por lo tanto, no se darán concesiones a individuos privados y la nación utilizará sus recursos naturales y los activos requeridos para tal propósito”.

Durante los años sesenta, más del cincuenta por ciento de la inversión pública total se dedicó a proyectos de infraestructura. Las plantas generadoras más grandes fueron construidas con estos recursos, incluyendo Infiernillo y Temascal. La capacidad de generación instalada alcanzó la cifra de 17,360 MW para 1980 y de 26,797 MW para 1991.

Además de aumentar significativamente la capacidad de generación del país, la CFE estandarizó las normas técnicas y económicas del sistema eléctrico. También estandarizó los voltajes de operación e interconectó los sistemas de transmisión que no estaban conectados a la red. Durante los años setenta, todos los sistemas de transmisión fueron interconectados, excepto los sistemas eléctricos de Baja California y Yucatán. En 1990, el sistema de Yucatán fue incorporado al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

En 1976, la frecuencia eléctrica de 60 Hertz fue adoptada en todo el país. Esto se hizo a pesar de los obstáculos técnicos, sociales y oposición sindical que se resistían a la conversión del equipo eléctrico que estaba operando a 50 Hertz.

Durante este período la CFE se adhirió a dos principios básicos: 1) satisfacer la demanda creciente de electricidad, y 2) mantener los precios de la electricidad bajos para promover la competitividad de bienes manufacturados en Mexico en el comercio internacional.[3] El éxito contundente de la CFE en conectar a millones de personas a la red eléctrica, y casi obteniendo servicio universal en todo el país, es una de las razones por las cuales muchas personas en México apoyan la idea de que las centrales eléctricas estén bajo el control del gobierno. Además, la idea de justicia social fue expandida para incluir una gama de subsidios en los precios de la electricidad

para los consumidores residenciales y agrícolas, lo que ultimadamente resultó en un sistema caracterizado por pérdidas financieras crecientes.

En 1975, este proceso de nacionalización y consolidación del control estatal de la industria eléctrica fué reconocida oficialmente


14 Ibid.

http://www.cfe.gob.mx


con la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) la cual nombró a la CFE y la LFC como proveedores públicos de electricidad. “Se pensaba que el monopolio controlado por el estado era esencial para asegurar el manejo de la electricidad en tiempo real. Solo a una empresa estatal se le podria confiar una tecnología que tiene grandes economías de escala y, por lo tanto, tendencias naturales al monopolio. Además los generadores privados buscaban mercados rentables, dejando una gran parte de la población sin electricidad. Se supuso que sólo una empresa estatal podria ofrecer el servicio eléctrico de una manera más equitivamente15.

Este sistema funcionó bien durante los años setenta. La demanda creció rápidamente, y a su ves, la capacidad instalada. De hecho, durante ésta época era común un exceso de márgenes de reserva rebasando la demanda de más de un 30 por ciento de la capacidad de generación.[3]

Durante las décadas de los años 1970’s y 1980’s, los combustóleos se convirtieron en los combustibles de generación más utilizados. Los recursos acuíferos en el norte del país eran escasos y los factores de carga en las plantas hidroeléctricas eran bastante bajos. A medida que México se convirtió en uno de los diez principales productores de petróleo en el mundo, fueron cambiando las plantas de generación que utilizaban carbón y gas por plantas de generación a base de combustóleo construidas principalmente con equipo domestico, un paso lógico para una nación rica en petróleo. Sin embargo, es importante notar que PEMEX, durante este período, vendió combustóleos al sector eléctrico al 30 por ciento de su costo de oportunidad. Este precio tan bajo del combustóleo se tradujo en un subsidio considerable al sector eléctrico de un promedio de aproximadamente $1.5 billones de dólares por año durante el período de 1974–1989 (utilizando una tasa de cambio de dólares constantes del año 2001)16.

El precio artificialmente bajo de los combustóleos para la generación eléctrica creó tarifas eléctricas que no cubrían completamente los costos. En general, hasta 1973, la política sobre tarifas del sector eléctrico mexicano parece haber cubierto ampliamente los costos. Posteriormente, las tarifas fueron reducidas gracias a los ingresos del petróleo17.

En los primeros años de la década de los ochenta, México entró en un período económico caracterizado por crisis financieras, aumento de la deuda pública e hiperinflación. El precio del combustóleo para la generación eléctrica se incrementó, al igual que las tarifas eléctricas para los consumidores comerciales e industriales. Sin embargo, las tarifas residenciales y agrícolas, sectores más sensibles políticamente, se mantuvieron fijas bajo la premisa que la industria podría pagar un precio más alto por la electricidad. El subsidio cruzado de los consumidores industriales y de consumidores a las otras clases de clientes creció en los años siguientes.

Es importante notar que desde el 1982 cada nueva crisis financiera crea límites estrictos en la deuda pública. De hecho, la crisis financiera de 1994–1995 tuvo como resultado un acuerdo negociado con los acreedores de México que incluyó la prohibición a las compañías paraestatales de contraer más deudas. Esta serie de crisis financieras y sus consecuencias limitaron la habilidad de la CFE para obtener el capital necesario para construir nuevas plantas y poder satisfacer la nueva demanda. En contraste a los años setenta, desde 1982 hasta el presente, el crecimiento del suministro y la demanda de electricidad se volvieron más impredecibles y los márgenes de reserva variaron ampliamente dada a una inversión insuficiente en capacidad que no cubría el aumento en la demanda. Adicionalmente, el Tratado de Libre Comercio de América del Norte - TLCAN (NAFTA) impulsó el crecimiento económico en México y aumentó la demanda por electricidad la cual creció a un ritmo más acelerado que lo previsto.

1992–2009: Reformas que Permiten la Participación Privada en el Sector EléctricoComo resultado de estos factores, reformas al LSPEE fueron llevadas a cabo en 1992 para permitir la participación privada en el sector de generación eléctrica para mitigar la amenaza de crisis en el suministro de electricidad causado por la falta de capital de la CFE de financiar la inversión requerida. Actualmente, las entidades privadas

solo pueden participar en el sector como generadores de electricidad; su producción sólo puede ser usada para su propio consumo, para exportaciones, o para venta a un solo cliente, la CFE.[3] Esta reforma de 1992 y otras tentativas de reforma subsecuentes en 1999 y posteriormente al año 2000 serán discutidas en más detalle en el capítulo de Reglamentos y Directivas.

Por otra parte, se tomaron medidas para aumentar las tarifas y reducir los costos operacionales de la CFE con el propósito de restaurar en alguna medida la sustentabilidad del sector. Sin embargo, ha resultado políticamente muy difícil el aumentar las tarifas residenciales y agrícolas. Similarmente, es difícil reducir los costos de la CFE porque esto significaría un enfrentamiento con los sindicatos de trabajadores de la CFE y la LFC. Estos sindicatos han formado una coalición para bloquear tanto la inversión privada en el sector como reformas a las tarifas. Si tanto los consumidores como los sindicatos se oponen a reformas significativas, es muy riesgoso políticamente respaldar cualquier otra reforma a la industria eléctrica.

2008: La Promulgación de la Ley del Desarrollo de la Energía Renovable.El Congreso de la Unión promulgó la Ley de Energía Renovable (LER) a fines del 2008 con el fin de reducir la dependencia del país en combustibles fósiles por medio de (1) fomento del desarrollo de la energía renovable; (2) proporcionar los instrumentos de financiación para tal desarrollo y (3) reemplazar combustibles fósiles por combustibles renovables en la generación de electricidad.[45] El LER también complementa el programa especial para cambios climáticos el cual prevé reducir las emisiones de gas de efecto invernadero a un 50% a partir de los niveles en el 2000 para el año 2050.[33]

En cumplimiento con esta legislación, SENER, aunada con otros participantes del Poder Ejecutivo, desarrollaron en el 2010 la Estrategia Nacional para la Transición de Energía y el uso sostenible de la Energía (Estrategia Nacional de Energía o NES). Uno de los objetivos incluye el aumentar la capacidad de generación eléctrica de

15 El nacionalismo siempre ha sido invocado tanto por el gobierno como por los sindicatos como el motivo para la consolidación del sector eléctrico. La sociedad mexicana en general tiene una buena opinión de la CFE y de sus logros aunque persisten críticas sobre algunos aspectos operacionales y administrativos.[3]


17 Ibid.


fuentes renovables no-hidráulicos de cerca del 3 por ciento al 7.6 por ciento (4,500 MW) para el 2012. Se calcula que la capacidad de generación eléctrica de todos los combustibles “limpios” (todas las fuentes renovables además de energía nuclear y proyectos con secuestración de carburo) alcanzarán el 35% de la producción total de energía para el 2025.

Durante el período del 2009 al 2011 se creó un Fondo de Energía Renovable financiado con $220 millones para proveer garantías financieras y apoyo directo para promover la eficiencia energética y los combustibles renovables. Se crearon nuevos reglamentos en 2010, incluyendo reducciones en los cargos de transmisión para promotores privados de energía renovable. Actualmente se están

desarrollando nuevos modelos de contratos de interconexión y acuerdos para proyectos de generación de energía a pequeña escala.

2009: Extinción de la LFCEl 11 de Octubre del 2009, el Presidente Felipe Calderón emitio un decreto ordenando la extinción del LFC y ordenando a la CFE asumir sus operaciones.[56] En el 2008, LFC representaba un 19 por ciento del total de clientes de SEN y un 17 por ciento del total de ventas de electricidad del SEN.[66] LFC también reportó pérdidas de electricidad del sistema de operación de aproximadamente 33 por ciento.

La razón dada por el gobierno del cierre de la LFC es que ésta era insostenible económicamente e ineficiente

operacionalmente. Entre el 2003 y el 2008, la LFC produjo pérdidas financieras de aproximadamente $21 billones. Si hubiera continuado operando, el gobierno federal proyectó que para el año 2012, éste

hubiera tenido que transferir a la LFC, más de $18 billones en fondos adicionales. El gobierno federal absorbió las deudas de los planes de pensión de la LFC. El sindicato de electricistas, SME, protestó el cierre ya que el gobierno solo garantizó trabajo a 10,000 de los 55,000 trabajadores de la LFC.[76] La SME también alegó que el cierre era un ataque político directo al sindicato que en el 2006, apoyaba la candidatura a la presidencia del candidato de izquierda Andrés Manuel López Obrador.


eléctricas de vapor es combustóleo pesado.

En el año 2011, el combustóleo pesado se utilizaba como combustible en sólo un 15.9 por ciento de la generación del SEN. El combustóleo pesado proviene principalmente del petróleo crudo con alto contenido de azufre (Maya-22), siendo PEMEX el único proveedor de este producto. Históricamente, años de falta de inversión de capital en el refinamiento de este producto es indicio que PEMEX poseía grandes cantidades de este aceite de alto contenido de azufre por el que CFE era un cliente leal. Esto significa que desde un punto de vista positivo, México tenía reservas abundantes de Maya-22; desde un punto de vista negativo, la generación eléctrica con combustóleo contribuyó a la extensa degradación de la calidad del aire en las principales áreas metropolitanas. Esta degradación propició la creación de reglamentos ambientales y el aumento de plantas de combustión de gas natural, por lo tanto, el porcentaje de utilización de combustóleo en la producción total del SEN disminuyó un 32 por ciento durante el periodo del 1999 al 2011.

SENER calcula que el uso del combustóleo para la generación eléctrica SEN va a continuar disminuyendo de un 15.9 por ciento en 2011 a un 4.0 por ciento para el año 2026, siendo reemplazado por gas natural, y en menor medida, por combustibles renovables.

Gas NaturalEl gas natural es una mezcla de hidrocarburos (principalmente metano, una molécula de un carbóno y cuatro átomos de hidrógeno (CH4) y cantidades pequeñas de varios gases no-hidrocarburos en una fase gaseosa o en solución con petróleo crudo en reservas subterráneas.

El consumo de gas natural para la generación

de electricidad en México aumentó considerablemente durante el periodo de 1999 al 2011. Este crecimiento se debió al aumento en la construcción de plantas de generación de ciclo combinado, la mayoría de las cuales fueron construidas por los PIE’s, los cogeneradores y los auto abastecedores. SENER calcula que la generación por gas natural va a llegar a formar un 67 por ciento del total de la generación SEN para el año 2025.

Debido a que el gas natural ha sido y se espera que sea un combustible tan importante para la generación de la energía eléctrica en México, a continuación se proporcionara información adicional sobre el suministro y uso del gas natural.

¿Quién Usa Gas Natural en México?El consumo de gas natural en México está fuertemente concentrado en los sectores petrolero, industrial y eléctrico representando el 95 por ciento y el 98 por

La Tabla 15 muestra que la capacidad generadora de 52,512 MW instalada por la SEN es alimentada principalmente por agua (22 por ciento) y por los combustibles fósiles18

petróleo y gas natural (68 por ciento). Otros combustibles, tales como la geotermia, el viento, el uranio para la energía nuclear y carbón son poco utilizados hasta ahora.

El uso de gas natural como combustible para la generación eléctrica ha aumentado drasticamente de un 15 por ciento del total a un 50.4 por ciento del total. La generación eléctrica que utiliza combustóleo ha disminuido considerablemente, tanto en términos absolutos como proporcionalmente a los otros combustibles.

COMBUSTIBLES NO RENOVABLESCombustóleoEl combustóleo es el aceite más pesado en un barril de petróleo crudo. Está compuesto por moléculas complejas de hidrocarburo que permanecen después de que se destilan los aceites más ligeros dentro del proceso de refinamiento. Los combustóleos son clasificados de acuerdo a su gravedad específica y al peso específico y la cantidad de azufre y otras substancias que contengan. Casi todo el petróleo utilizado en las plantas

Tabla 15. Capacidad Instalada por el SEN por Tipo de Combustible (MW y por ciento)

Tipo Hidro Termo* Geotérmico Viento Nuclear Carbón TotalMW 11,499 35,395 887 87 1,365 3,278 52,512

Por ciento de la Capacidad Instalada

21.9% 67.4% 1.7% 0.2% 2.6% 6.2% 100%

Fuente: SENER: Prospectiva del Sector Eléctrico. *Petróleo y Gas Natural

Tabla 16. Generación de electricidad bruta del SEN por Combustible (GWh)Tipo/Año 1999 % del Total 2009 % del Total 2011 % of TotalHidro 32,746 18.1 26,332 11.2 35,763 13.8Combustóleo 86,116 47.6 39,263 16.7 41,206 15.9Gas Natural 27,138 15.0 121,785 51.8 130,614 50.4Viento y Geotérmico 5,608 3.1 7,053 3.0 6,583 2.54Carbón 18,092 10.0 29,153 12.4 33,431 12.9Diesel 1,266 0.7 1,176 0.5 1,296 0.5Nuclear (Uranium) 9,950 5.5 10,580 4.5 10,107 3.9Total 180,917 100.0 235,107 100.0 259,155 100.0

Fuente: SENER: Prospectiva del Sector Eléctrico.

18 Los combustibles fósiles se derivan de la vegetación en descomposición durante muchos miles o millones de años. El carbón, lignito, oleo (petróleo) y gas natural son todos combustibles fósiles. Los combustibles fósiles no son renovables, es decir que los extraemos y utilizamos de manera más rápida de lo que pueden ser reemplazados. Una de las preocupaciones es que los combustibles fósiles en combustión pueden emitir gases en el medio ambiente que contribuyen a cambios climáticos. Actualmente se está haciendo un esfuerzo considerable para idear tecnologías límpias que permitirán el uso de combustibles fósiles con pocas o sin ninguna emisión.

COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN MÉXICO


ciento del consumo total de gas en el 1999 y el 2011 respectivamente. Este ha sido históricamente el patrón de consumo en México con participaciones decrecientes en el sector industrial, siendo compensados por un consumo creciente en los sectores petroleros eléctricos. Los sectores residenciales y comerciales son relativamente pequeños,

debido en parte a un bajo desarrollo de la red de distribución hasta hace pocos años.

El sector petrolero utiliza el gas natural para la recuperación secundaria de aceite en los campos petroleros, para inyección de nitrógeno en los campos marinos de Cantarel, como combustible en las refinerías y para la

generación de energía eléctrica. En el sector petrolero en 2011, PEMEX Petroquímica (PPQ) utilizó el 8 por ciento del consumo total del sector, en comparación con el 22 por ciento en 1999. PPQ utiliza el gas natural ya sea como combustible ó como materia prima en la producción de petroquímicos secundarios. La disminución en el consumo

Tabla 17. Demanda de Gas Natural por Sector (millones de pies cúbicos por día ó Mmpc/día)Año 1999 2008 2009 2010 2011 AAGR,* %

PEMEX (Oil) 2,072 3,269 3,422 3,673 3,597 4.5%

Industrial 1,023 1,027 913 1,054 1,129 0.9%

Electricidad del cual: 821 2,794 2,933 2,936 3,088 10.7%

CFE & LFC 705 946 1,051 1,033 1,077 3.7%

PIEs 0 1,458 1,500 1,537 1,641 NM

Autogeneración 116 244 247 266 266 7.9%

Exportaciones 0 145 135 101 105 NM

Residencial 57 87 83 86 82 3.9%

Servicios 20 25 25 27 25 2.1%

Transporte 0 2 2 1 1 NM

Exportaciones 136 107 67 83 24 0.2

TOTAL 4,129 7,311 7,444 7,860 7,947 5.6%

Fuente: SENER: Prospectiva del Sector Eléctrico[62]. *AAGR es la tasa promedio de crecimiento anual.

Tabla 18. Consumo de Gas Natural por Tipo de Industria 2011 (millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Tipo de Industria MMpc/Día % del Total

Metales Básicos 298 26%

Químicas 159 14%

Alimentos, Bebidas y Tabaco 117 10%

Vidrio 131 12%

Productos Minerales No-Metálicos 72 6%

Pulpa y Papel 67 6%

Cemento 12 1%

Otras 73 6%

TOTAL 1,129 100%Fuente: SENER: Prospectiva del Sector Eléctrico[62]

Tabla 19. Consumo de Gas Natural en el Sector Eléctrico (Mmpc/día)Año 1999 % 2009 % 2010 % 2011 %

CFE 665 81 991 34 982 33 1,013 33

LFC 40 5 60 2 51 2 64 2

Sub-Total del Sector Publico 705 86 1,051 36 1,033 35 1,077 35

PIEs 0 0 1,500 51 1,537 52 1,641 53

Auto-generación 116 14 247 8 266 9 266 9

Exportaciones 0 0 135 5 101 4 105 3

Sub-Total de la Generación Privada 116 14 382 64 366 65 371 65

TOTAL 821 100 2,933 100 2,936 100 3,088 100

Fuente: SENER: Prospectiva del Sector Eléctrico[62]


de gas por PPQ refleja una reducción en la producción de productos petroquímicos. La producción de PPQ ha sido desplazada por petroquímicos importados más baratos desde mediados de los años noventa.

El consumo industrial de gas natural está concentrado en las industrias delineadas en la Tabla 18 (página anterior). El conjunto de industrias de metales básicos y químicas representaron el 26 por ciento del consumo total de gas industrial, a su vez, los sectores alimenticios, bebidas y tabaco aunados a la producción de vidrio representaron un 22 por ciento del total.

En 1999, el consumo de gas natural en el sector eléctrico representó un 20 por ciento del consumo total, aumentando a un 39 por ciento en el 2009. El cambio más notable es el aumento en el consumo de gas natural en la generación de electricidad por el sector privado. En 1999, la demanda de gas por la CFE y la LFC representaron un 86 por ciento del consumo total de gas natural para la generación de electricidad; esto bajó a un 35 por ciento en el 2011. Por otro lado, el gas consumido por los generadores privados fue un 14 por ciento del total consumido en 1999 para la generación de electricidad, ahora representa un 65 por ciento del total

consumido por ese sector. Esto se debe a que todos los proyectos de los PIEs son plantas de generación de ciclo combinado a gas.

¿Quién Surte el Gas Natural en México?Existen dos fuentes principales de gas natural en México: PEMEX y las importaciones. En los últimos años, la producción de gas de PEMEX no ha sido suficiente para cubrir el aumento de demanda dando como resultado un aumento en las importaciones y en 2011 éstas representaban un 22 por ciento del total del suministro total de gas natural.

En adelante, las prospectivas de SENER para el suministro de gas natural indican un aumento en la producción de PEMEX de un promedio anual del 3.4 por ciento entre el 2009 y el 2025. Se estima que el gas natural importado por gasoductos va a incrementarse a una velocidad anual de un 1.8 por ciento y las importaciones de gas natural licuado se incrementarán a una tasa promedio anual de un 5.3 por ciento.

PEMEXEn 1938 el Presidente de México, Lázaro Cárdenas del Río nacionalizó las compañías petroleras que estaban operando en México

y consolidó sus activos bajo el control de la empresa paraestatal PEMEX. PEMEX es una empresa pública descentralizada, propiedad 100 por ciento del gobierno mexicano y responsable de la planeación central y el manejo estratégico de la industria de hidrocarburos mexicana. Las reservas de hidrocarburos le pertenecen a la nación y no a PEMEX. En 1992, la administración operativa se dividió en cuatro organismos subsidiarios: PEMEX-Refinación, PEMEX-Gas y Petroquímica Básica (PGPB), PEMEX-Petroquímica (PPQ) y PEMEX-Exploración y Producción (PEP). Cada subsidiaria opera como una entidad independiente del gobierno mexicano y tiene autorización legal para ser proprietario de los activos y operar el negocio bajo su propio rubro19.

En lo que se refiere a la producción de gas natural, la PEP es responsable de la exploración, desarrollo, producción y ventas de primera mano de petróleo y gas natural. Estas actividades son reservadas exclusivamente a PEMEX por la Constitución Mexicana. El proceso, transporte y distribución del gas natural se hacen por conducto de PGBP. En 1995, el Congreso de la Unión modificó la ley para que compañías domésticas y extranjeras pudieran participar, previa autorización del gobierno mexicano, en el almacenamiento, distribución y transporte de gas natural.

ImportacionesHasta el 2006 todas las importaciones de gas natural provenían de los Estados Unidos y eran entregadas por vía de gasoductos. A partir del 2005 México

Ilustracion 13. Interconexiones de Gasoductos entre México y los Estados UnidosFuente: SENER: Prospectiva del Sector Eléctrico[62]

19 LatinPetroleum.com, PEMEX: Taming the Untamable, June 8, 2004. Vea también Michelle Michot Foss y William A. Johnson, “Natural Gas in Mexico, ” Proceedings of the IAEE 13th Annual North American Conference, November 1991, and Foss, Johnson, and García, “The Economics of Natural Gas in Mexico -- Revisited,” The Energy Journal special edition, North American Energy After Free Trade, September 1993. Contactos [email protected] ó [email protected].

Tijuana

QAe1569

MexicaliLos Algodones

NacoNaco-Agua Prieta

San Agustín Valdivia

Piedras Negras

Agua Prieta

Ciudad Mier-MonterreyGulf Terra

Kinder MorganTetco

TennesseeRío Bravo

Cd. Juárez

Cd. Morelos

Nagales

Cd. Acuña

Punto de internación en México Cepecided máxima (mmpcd)

Total 2,983 1. Tijuana, B.C. 300 2. Mexicali, B.C. 29 3. Los Algodones, B.C. 500 4. Cd. Morelos, B.C. -

5. Nogales, Son. 7.5 6. Naco, Son. 90 7. Neco-Agua Priete, Son. 215 8. Agua Prieta, Son. 85 9. Cd. Juárez, Chih. 8010. San Agustin Valdivia, Chih. 12011. Cd. Acuña, Chih. 16.512. Piedras Negras, Coah. 1013. Ciudad Mier, Tamps. 40014. Argüellos (Gulf Terra), Tamps. 5015. Argüellos (Kinder Morgan), Tamps. 30016. Reynosa (Tetco), Tamps 15017. Reynosa (Tennessee), Tamps 30018. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330

Tabla 20. Fuentes de Suministro de Gas Natural (MMcf/día)Año 1999 % 2008 % 2009 % 2010 % 2011 %

PEMEX 4,039 96 6,014 82 6,244 83 6,440 82 6,224 78

Importaciones 168 4 1,336 18 1,258 17 1,459 18 1,749 22

TOTAL 4,207 100 7,350 100 7,502 100 7,899 100 7,973 100





empezó a importar gas natural licuado (GNL) el cual es re-gasificado en las terminales de Altamira y Ensenada. El gas natural licuado (GNL) representó un 8 por ciento del total de importaciones en el 2006, aumentando a un 27 por ciento del total de importaciones en el 2009.

La infraestructura de la capacidad del gas natural entre México y los Estados Unidos representa un total de 3.3 billones de pies cúbicos por día (Bpc/día) que son transportados en 17 interconexiones fronterizas. En la Ilustración 13 (página anterior) se puede observar las interconexiones de gasoductos entre México y los Estados Unidos.

En el 2009 las importaciones de gas provenientes de los Estados Unidos disminuyeron un 7 por ciento en relación al año anterior. Las importaciones del 2009 fueron entregadas en los estados de Baja California, Tamaulipas, Chihuahua, Sonora y Coahuila.

Importaciones de Gas Natural Licuado (GNL)El GNL es gas natural que ha sido enfriado al punto de que se condensa a estado líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente -256 grados Fahrenheit (-161 grados Celsius) y a presión atmosférica. La licuefacción reduce el volumen aproximadamente 600 veces, lo que lo hace más económico para transportar entre continentes, en buques diseñados especialmente para el transporte marítimo de este producto, mientras que los sistemas de gasoductos tradicionales para transportarlo serían menos atractivos económicamente o políticamente imposibles de realizar. De ese modo, la tecnología del GNL permite que el gas natural esté disponible en todo el mundo.[6]

Durante el año 2003, la CRE concedió cuatro permisos de regasificación GNL; sin embargo, sólo dos se están desarrollando actualmente. Uno de los proyectos es la

construcción de una terminal de regasificación con una capacidad de 500 mmpc/d en la costa este, en Altamira, por la compañía

Shell Oil Co la cual inició operaciones en el cuarto trimestre del 2006. La CFE ha firmado un contrato de compra de gas con el consorcio Shell/Total por el volumen total de producción para abastecer a las futuras plantas de electricidad de ciclo combinado.

El segundo proyecto en desarrollo es la terminal de regasificación de Sempra Energy en Ensenada, Baja California. La producción de la planta de Ensenada está diseñada para producir 211 mmpc/d a partir del 2008 y con un incremento de producción al máximo de su capacidad de 500 mmpc/d para el año 2015. SENER espera que Mexico pueda necesitar terminales de regasificación adicionales en el futuro para aumentar el suministro de gas natural y para proporcionar la diversificación de la oferta. En el 2011, México importó GNL de cinco países diferentes con un 44.9% proviniendo de Qatar.

Nuclear (Uranio, Plutonio)La energía nuclear es una forma de energía no-renovable, no-fósil, derivada de la fisión atómica. El calor que despiden los átomos separados de un material de fisión, tales como el uranio o el plutonio, se utilizan para generar vapor, el cual impulsa a las turbinas conectadas a un generador eléctrico. Hasta ahora las plantas atómicas han sido las más caras de construir, aunque el uranio es el combustible más barato (independientemente de los problemas derivados de los costos de su destrucción o disposición). Hasta hace poco, las instalaciones nucleares han demostrado ser generadoras confiables. La generación nuclear no produce emisión de gases de efecto invernadero.

México cuenta con una planta nuclear de 1,365 MW localizada en el estado de Veracruz, la cual fue construida durante el período de 1990–1995 por Ebasco Services, Inc. SENER espera que la capacidad nuclear aumente ligeramente a 1,561 MW en 2025.

20 El Btu o British Thermal Unit es una medida estándar para medir la cantidad de energía calorífica igual a la cantidad de calor requerida para aumentar la temperatura en un grado Fahrenheit de una libra de agua.

CarbónEl carbón es un combustible fósil sólido de color negro o negro pardusco que se encuentra típicamente sobre la superficie o en minas subterráneas. El carbón se clasifica de acuerdo a su contenido de carbono, material volátil y su valor calorífico. El carbón de lignito contiene generalmente de 5.9 a 13.1 millones de Btus20 por tonelada. Los carbones sub-bituminosos tienen un rango de 16 a 24 millones de Btus por tonelada; y la antracita, el carbón más duro, de 22 a 28 millones Btus por tonelada.

En el 2011, las instalaciones de generación que usan carbón representaban cerca del 12 por ciento de la capacidad de generación total de México. La mayor parte de las reservas de carbón del país y todas las plantas de generación que usan carbón se localizan en el estado de Coahuila en el noreste del país. El carbón es de baja calidad debido a su alto contenido de ceniza.[19] Mission Energy, una compañía de los Estados Unidos, es la productora más grande de carbón, seguida por la compañía mexicana Minerales Monclova, una subsidiaria de la compañía acerera, Grupo Acerero del Norte. Debido a una explosión en la mina de Pasta de Conchos en Febrero del 2006, el Congreso mexicano aprobó una medida autorizando a entidades (independientes de PEMEX) a desarrollar y producir el gas metano que se encuentra junto con el mineral de carbón para su propio uso o para venta a PEMEX.[44]

El abastecimiento interno de carbón está suplementado por importaciones provenientes de los Estados Unidos, Canadá y Colombia. El carbón duro y el carbón café se consumen en México: el carbón

Tabla 21. Producción, Consumo y Exportaciones/Importaciones Netas de Carbón en México (millones de toneladas cortas)

Año 2009 2010

Producción 11.6 11.0Consumo 19.9 19.8Exportaciones Netas/Importaciones (6.9) (8.9)

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA)[23]

Ilustracion 14. Importaciones de GNL por País de Origen en 2011



duro se utiliza en los hornos de coque en operaciones industriales, y el carbón café se utiliza para la generación eléctrica.

COMBUSTIBLES RENOVABLES

HydroeléctricaLa electricidad puede ser creada cuando los generadores de turbina son impulsados por agua en movimiento. Mientras la hidroelectricidad es considerada como combustible renovable21 el manejo del caudal del río y los ciclos de lluvia y sequía pueden impactar en gran medida la capacidad hidroeléctrica y asimismo contribuir a fenómenos ambientales.

México no cuenta con un extenso sistema de ríos. Las montañas de la Sierra Madre separan al país en cuencas hidrográficas del Pacífico y del Atlántico, resultando en ríos de longitud corta que fluyen hacia el occidente al Océano Pacífico y al oriente hacia el Golfo de México.[72] El río más largo de México es el Río Grande (llamado Río Bravo en México) que forma parte de la frontera del norte con los Estados Unidos. El río más grande dentro de México es el Lerma-Santiago en la región centro-sur de México que fluye hacia el norte y hacia el oeste al Océano Pacífico.

Históricamente, gran parte de la energía eléctrica de México proviene de instalaciones hidroeléctricas situadas en áreas remotas, algunas de las cuales datan desde los años veinte del siglo pasado. Aunque son caras de construir, las plantas hidroeléctricas típicamente generan electricidad a un costo de operación más bajo. Si hay recursos hidráulicos abundantes, los países tendrán un incentivo para desarrollar este tipo de generación eléctrica en forma extensiva. La electricidad hidroeléctrica se produce al moverse el agua de un nivel alto a un nivel más bajo y empujar

una turbina. La mayoría de las plantas hidroeléctricas están localizadas en las zonas sur y sudeste del país.

Toda la generación hidroeléctrica de México, con excepción de una pequeña instalación de 6MW pertenece y es operada por la CFE. La CFE estima que el potencial de generación hidroeléctrica del país es de cerca de 42,000 MW comparada con los 11,028 MW con los que cuenta actualmente. Sin embargo, debido a condiciones áridas en la mayor parte del norte del país, existen relativamente pocos lugares donde instalar nuevas plantas hidroeléctricas. Preocupaciones ambientales y la necesidad de reubicar a algunas comunidades rurales también obstaculiza el desarrollo de nuevas instalaciones hidroeléctricas. SENER prevé que la capacidad de generación hidroeléctrica del SEN será incrementada de 11,499 MW a 16,297 MW en 2026.

GeotérmicaLa electricidad puede ser creada cuando el vapor producido en la profundidad de la tierra es utilizado para hacer funcionar turbinas en un generador. El vapor geotermal puede ser un combustible renovable siempre y cuando la geología en la que se encuentra y las condiciones de calor del subsuelo sean favorables.

El potencial para la electricidad geotérmica en México se estima en 8,000 MW, el segundo lugar en el mundo después de Indonesia.[19] La mayor parte de este potencial está localizado en una banda de campos geotérmicos a lo largo del centro de México en la región volcánica.

En la actualidad, la mayor parte de la generación geotérmica en México está localizada en el estado de Baja California con cantidades muy pequeñas en las regiones centrales. Actualmente, la SEN prevé un leve aumento de capacidad de generación geotérmica de 887 MW en el 2011 a 1,029 para el 2026.

Energía Solar y EólicaLa electricidad puede ser creada cuando la energía cinética del viento se convierte en energía mecánica por medio de turbinas de viento (hélices rotando alrededor de un eje) que impulsan a los generadores. Actualmente se dispone de tecnología de energía eólica (turbinas de viento avanzadas) a precios competitivos. Sin embargo, los recursos del viento están muy relacionados con ciertos lugares específicos y tienden a estar muy lejanos de las principales áreas de demanda. Como resultado, la factibilidad de la energía eólica depende del acceso a transmisión de manera económica, que a menudo no esta disponible. Además, la energía eólica es intermitente y por lo tanto no está siempre disponible para suplir la demanda.

SENER reportó una capacidad de generación de energía eólica de 87 MW en el 2011 y pronostica un aumento a 1,800 MW para el 2026.

La radiación solar puede ser convertida en electricidad utilizando un equipo colector térmico para concentrar el calor, el cual es posteriormente utilizado para convertir el agua en vapor para impulsar un generador eléctrico (termosolar) o puede ser convertido en electricidad directamente a través de células solares (fotovoltáicas). La energía solar depende de la luz del sol disponible y requiere de fuentes de almacenaje o fuentes de energía suplementarias.

Los costos de instalación de aplicaciones de energía solar han disminuido significativamente, y en algunos casos, la electricidad solar es económicamente competitiva. Al igual que con los recursos eólicos, los mejores lugares, especialmente para proyectos de gran escala, a menudo

están lejos de las áreas más pobladas y por lo tanto tienen acceso limitado a la transmisión. Al igual que la energía eólica, la energía solar es intermitente, y requiere de energía de reserva para cuando la radiación solar es demasiado baja o no esté disponible. Ademas, las instalaciones de paneles solares fotovoltaicos y las estructuras solares grandes, han encontrado oposición de los ambientalistas y de la comunidad, similar a la oposición de otros proyectos de energía eléctrica grandes.

La capacidad de generación eléctrica solar en México es actualmente muy pequeña. La SENER proyecta un aumento de 6 MW de capacidad de generación eléctrica a ser realizado entre el 2012 y el 2019.

Tabla 22. Capacidad Geotérmica Instalada (MW)

Año 1999 2000 2009 2010 2011

Capacidad Geotermal 750 855 965 965 887

Capacidad Total de la Generacion SEN

35,666 36,697 51,686 52,945 52,512

% Total Geotermica 2.1 2.3 1.9 1.8 1.7


21 Los combustibles renovables son aquellos que no se agotan a medida que se consumen.


BiomasaLa electricidad puede ser generada cuando varios materiales (tales como productos de madera, y desperdicios agrícolas y urbanos) entran en combustión. El calor de la combustión es utilizada para convertir el agua en vapor para generar electricidad. Los recursos de biomasa de los desperdicios urbanos están disponibles en las áreas densamente pobladas, mientras que los combustibles derivados de la agricultura están fuertemente asociados

tanto con la distribución de lluvia así como con la producción agrícola.

El Instituto de Investigación Eléctrica (IIE) calcula que México produce 90,000 toneladas de desperdicio urbano anualmente lo cual podría contribuir cerca de 150 MW de capacidad de generación. En el 2010, había 24 MW de capacidad operacional para autoabastecimiento y cogeneración. La SENER estima un aumento de 300 MW de generación de biomasa para el 2025, exclusivamente para autoabastecimiento y cogeneración.

Fuentes de Energía no generadas por el SENSe prevé que la capacidad creada por autogeneración y cogeneración va a aumentar un 2,480 MW, de 7,228 MW en el 2009 a 9,716 MW en el 2020. La mayoría de esta capacidad será instalada entre el 2010 y el 2014 y será de origen renovable, como puede observarse en la Ilustracion 15.

Municipio de Mexicali (2010: 10 MW) Total adiciones 2010–2014

178 MW

Biocelectrica de Occidente (2010: 24.1 MW)

Hidroelectrica Arco Iris (2010: 0.8 MW)

Hidroatlixco (2012: 8.5 MW)

Cia. de Energia Mexicana (2010: 29.7 MW)

Eolica Santa Catarina (2010: 17.5 MW)Energia SanPedro (2010: 1.6 MW)Genermix (2010: 140.2 MW)

Piasa Congeneracion (2010: 13.4 MW)

Nuevo Pemex (2013: 260 MW)

Electricidad del Oriente (2010: 19.8 MW)Electricidad del Oriente (2014: 16.6 MW)

Eoliatec del Istmo (1a etapa) (2010: 21.3 MW)Electricia del Valle de Mexico (2010: 67.5 MW)Bll NEE STIPA Energia Bolica (2010: 26.4 MW)Fuerza Eolica del Istmo (1a etapa) (2010: 30 MW)Temporada Abierta (2011: 806.8 MW)Temporada Abierta (2013: 288 MW)Temporada Abierta (2013: 395.9 MW) QAe1570


Ilustracion 15. Aumentos de Capacidad por Autoabastecimiento y Auto-generación 2010–2014.


IMPACTOS AMBIENTALES DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICAEn general, proporcionar el servicio de energía eléctrica requiere de una industria especializada en la provisión de materiales, equipo y combustibles; tierra y derechos de paso (corredores) para las plantas eléctricas, redes de transmisión de alto voltaje, subestaciones, y redes de distribución; recursos de agua para un tipo de generadores de energía; y aceptación pública de las instalaciones y actividades asociadas. Aún los tipos de generación eléctrica más benignos tienen consecuencias ambientales (por ejemplo, en el caso de la energía solar, se requieren fábricas y materiales para fabricar los paneles solares)

o pueden no tener el apoyo público para su desarrollo (la oposición reciente a los grandes proyectos de energía eólica a nivel mundial es evidencia clara que la aceptación pública es una consideración clave para el desarrollo de la energía eléctrica).

Las consideraciones ambientales deben ser sopesadas contra los enormes beneficios derivados de la energía eléctrica para uso de energía e iluminación interior limpios; la variedad enorme de aplicaciones industriales, comerciales, y residenciales; la seguridad pública asociada con la iluminación en las calles y para la seguridad, además de la cantidad interminable de beneficios derivados de la electricidad que mejoran la calidad y estándares de vida en todo el mundo.

Como en la mayoría de los países, la generación eléctrica Mexicana está basada en combustibles fósiles, principalmente combustóleo y gas natural. Los combustibles fosiles representaron el 80 por ciento de la generación del SEN y el 100 por ciento de la generación de los PIE’s en el 2011. Se espera que estos combustibles

continúen siendo dominantes en el futuro inmediato. Las preocupaciones principales, resultado de la quema de combustibles fósiles para la generación eléctrica están

relacionados con la calidad del aire, el efecto invernadero (y el posible vínculo a cambios climáticos inducidos por actividades humanas), el ozono urbano (esmog), la lluvia ácida y las emisiones de partículas.

El Efecto InvernaderoEl calentamiento global, o el “efecto invernadero” es un problema ambiental que implica un cambio potencial en el clima global debido al incremento en la atmósfera de los niveles de los “gases de efecto invernadero”. Ciertos componentes en nuestra atmósfera sirven para regular la cantidad de calor que se mantiene cerca de la superficie de la tierra. Algunos científicos sostienen la teoría de que un aumento en los gases de invernadero debidos a la actividad humana pueden inducir un cambio en el clima, que puede resultar en múltiples impactos ambientales, tanto positivos como negativos.

Los gases de invernadero principales (GHG) incluyen: el vapor de agua (el más abundante), el dióxido de carbono (el más prominente de los gases producidos por la actividad humana), el metano (el más potente), los óxidos de nitrógeno, y algunos compuestos químicos tales como los cloroflurocarbonos (que han sido prohibidos a nivel mundial). Mientras muchos de estos gases están presentes en la atmósfera de manera natural, el debate se centra en la cuestión sobre cuáles niveles se han elevado debido a un número de actividades humanas que van de las prácticas agrícolas y la desforestación a la combustión de combustibles fósiles para la producción de energía.

Entre los gases de invernadero, el dióxido de carbono (CO2) es el gas líder que ordena la mayor y más amplia atención. Aunque el dióxido de carbono no atrapa el calor tan efectivamente como otros gases de

invernadero (haciéndolo el gas de invernadero menos potente), y aunque la concentración de CO2 en la atmósfera es muy baja en relación a otros períodos en la historia de la tierra, las medidas de CO2 asociadas con poblaciones e industrialización crecientes en décadas recientes, sugieren que las concentraciones han ido aumentando rápidamente.

Un número de cuestiones sobre políticas y regulación surgen del debate sobre el

CO2. Éstas incluyen el potencial para eliminar

el uso de los combustibles fósiles (una opción ampliamente considerada impráctica debido a los costos asociados con el uso de sustitutos potenciales para la producción de energía eléctrica, tales como la energía nuclear y la falta de alternativas atractivas y costo-efectivas para los combustibles de vehículos de transporte basados en la energía fósil); capturando el CO2 de las plantas de energía y otros gases industriales y almacenándolo a largo plazo en piélagos acuíferos subterráneos o a través de aplicaciones prácticas tales como la recuperación secundaria de petróleo (utilizando el CO2 recuperado durante la conversión de petróleo en las refinerías y plantas petroquímicas); reduciendo las emisiones de CO2 por medio de tecnologías alternativas y asi sucesivamente.

Además del desarrollo de tecnologías, un número de normas y enfoques regulatorios están siendo evaluados o implementados en forma experimental para proporcionar incentivos económicos y de mercado para reducir el CO2. El método más común es la creación de créditos de CO2, producido cuando cantidades cuantificables de emisiones de CO2 se reducen o eliminan, que pueden ser intercambiados y así ser usados para transferir valores de mitigación de emisiones de CO2 a aquellos que están absorbiendo el costo de las reducciones. Actualmente, varios mercados de créditos de emisiones de CO2 están operando en el mundo, incluyendo al mercado de crédito de carbono europeo (el Esquema de Intercambio de Emisiones de la Unión Europea), el Mercado de Clima de Chicago en los Estados Unidos (un mercado privado voluntario), y una variedad de transacciones “sobre el mostrador” (transacciones no registradas en bolsa). En los Estados Unidos y Australia los créditos se intercambian sin estructuras de mercado o esquemas de intercambio de Bolsas de Comercio.

EsmogEl esmog y la calidad del aire pobre son un problema ambiental urgente, particularmente para las áreas metropolitanas grandes. El esmog, cuyo principal componente es el ozono a nivel de la tierra, se forma por una reacción química de monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, componentes orgánicos volátiles, y calor de la luz del día. Además de crear esa neblina familiar de esmog que se encuentra alrededor de las grandes ciudades, particularmente en el tiempo de verano, el esmog y el ozono pueden contribuir a problemas respiratorios que van desde molestias temporales a daños permanentes Fuente: Típico gas natural planta (Arizona).


a los pulmones. Los contaminantes que contribuyen al esmog vienen de una variedad de fuentes, éstos incluyen las emisiones de los vehículos, las emisiones de las chimeneas tales como los gases de una planta eléctrica, y aquellos provenientes de pinturas y solventes. Debido a que la reacción para crear esmog requiere de calor, los problemas con el esmog son peores en el verano.

Lluvia ÁcidaLa lluvia ácida, o en términos técnicos, el depósito atmosférico, daña a las cosechas, bosques, la fauna silvestre, y causa enfermedades respiratorias y de otros tipos a los humanos. La lluvia ácida se forma cuando el dióxido de azufre y los óxidos de nitrógeno reaccionan con el vapor de agua y otros productos químicos en la presencia de la luz solar para formar varios componentes ácidos en el aire. Las fuentes principales de la lluvia ácida son el dióxido de azufre (SO2) y los óxidos de nitrógeno (NOx), contaminantes que vienen de las plantas de energía eléctrica que usan carbón como combustible. Las emisiones de partículas también causan la degradación de la calidad del aire. Estas partículas pueden incluir hollín, ceniza, metales y otras partículas en el aire.

La experimentación con créditos de emisiones negociables se inició primero con el SO2 en los Estados Unidos, en respuesta a las preocupaciones sobre las formaciones de lluvia ácida. Los créditos de SO2 generados por las plantas eléctricas y otros emisores se cotizan en el Mercado de Intercambio de Mercancías de Nueva York (NYMEX). El éxito de ese programa en apoyo a las reducciones SO2 se cita a menudo como el factor principal para el desarrollo de esquemas de créditos intercambiables para el CO2.

Combustíbles Fósiles y ContaminantesEl gas natural es el combustible más limpio de todos los combustibles fósiles. Está compuesto principalmente de metano; los principales productos de combustión del gas natural son dióxido de carbono y vapor de agua, los mismos componentes que respiramos y exhalamos. El carbón y el combustóleo están compuestos de moléculas más complejas, con una concentración más alta de carbono y contenidos más grandes

de nitrógeno y azufre. Esto significa que cuando son utilizados como combustibles, el carbón y el combustóleo despiden niveles más altos de emisiones dañinas, incluyendo una concentración más alta de carbono, NOx y SOx. El carbón y el combustóleo también despiden partículas de ceniza al ambiente, substancias que no se queman, y son llevados a la atmosfera contribuyendo a la contaminación. Por otra parte, la combustión del gas natural despide muy pequeñas cantidades de dióxido de azufre y oxido de nitrógeno, casi nada de ceniza o partículas, y bajos niveles de dióxido de carbono, y otros hidrocarburos reactivos.

Con respecto a los gases invernaderos, la combustión de gas natural emite casi 30 por ciento menos dióxido de carbono que el combustóleo y un poco menos del 45 por ciento de dióxido de carbono que el carbón. Adicionalmente, el gas natural no contribuye significativamente a la formación de esmog, ya que emite niveles muy bajos de óxidos de nitrógeno y casi nada de material de partículas.

En zonas urbanas congestionadas en donde el NOx y el esmog son particularmente problemáticos, algunas plantas eléctricas que usan gas natural están sujetas a reglas sobre la contaminación del aire que restringen la cantidad de emisiones que pueden producir y por lo tanto, la cantidad de horas que pueden operar. Durante los períodos pico de demanda, estas reglas pueden limitar la cantidad de electricidad disponible y efectivamente limitar el uso de las unidades de gas natural. En estos casos, se toman medidas para balancear las emisiones de NOx de los generadores de electricidad de gas natural con reducciones en las emisiones de otras fuentes para reducir la producción de ozono a nivel de superficie y esmog.

Dado que el gas natural casi no emite dióxido de azufre, y casi un 80 por ciento menos de óxidos de nitrógeno que la combustión de carbón, su uso contribuye poco a las emisiones que causan la lluvia ácida. El gas natural casi no emite partículas a la atmósfera. De hecho, las emisiones de partículas de la combustión de gas natural son 90 por ciento menos que la combustión del combustóleo, y 99 por ciento menos que la combustión de carbón.

Mitigación del Daño Ambiental Asociado con la Energía Eléctrica en MéxicoMéxico es el país de América Latina con las mayores emisiones de dióxido de carbono al utilizar combustibles fósiles y pueden ser relativamente vulnerables al cambio de clima. 22Como tal, fué el primer país en el Hemisferio Occidental, en firmar el Protocolo de Kioto.[28] Se estima que Mexico es responsable del 1.5 por ciento de las emisiones de gases invernaderos globales: de estas emisiones mexicanas, el sector de energía es responsable del 60 por ciento del total.

En la década de los noventa, México implementó una política de sustitución de combustibles que reducía el uso de combustóleo y aumentaba el uso de gas natural en la generación de electricidad. Como se mencionó anteriormente, en la segunda mitad del 2008, el Congreso de la Unión promulgó la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAER) con el fin de reducir la dependencia del país en combustibles fósiles. Para lograr este fin se ocupó de (1) fomentar el desarrollo de energía renovable; (2) proporcionar las herramientas financieras para tal desarrollo y (3) reemplazar la generación eléctrica por combustibles fósiles

22 Un aumento de tres a cinco grados Fahrenheit en la temperatura ambiental sin un aumento importante en la lluvia podría ocasionar una sequía en el 50 por ciento de las tierras arables y un cambio importante en las costas no habitadas del Golfo de México.[36]

Tabla 23. Niveles de Emisión de los Combustibles Fósiles Tipicos (libras por miles de millones de Btu como insumo de energía)Contaminante Gas Natural Combustóleo Carbón

Dióxido de Carbono 117,000 164,000 208,000

Monóxido de Carbono 40 33 208

Óxidos de Nitrógeno 92 448 457

Dióxido de Azufre 1 1,122 2,591

Partículas 7 84 2,744

Mercurio 0.000 0.007 0.016

Fuente: USEIA, Natural Gas Issues and Trends, 1998 (www.eia.doe.gov)

http://www.eia.doe.gov


a una generación eléctrica por combustibles renovables.[45] La LER también complementa el programa especial para cambio climático que propone reducir las emisiones de gases de efecto invernadero un 50 por ciento de los niveles del 2000 para el año 2050.[33]

Por supuesto, el uso de fuentes renovables tales como el agua para hidroelectricidad, el sol, el viento, la energía geotérmica y la biomasa en lugar de los combustibles fósiles para la generación de electricidad no producen o producen muy pocas emisiones directas. Sin embargo, la generación con combustibles renovables es generalmente más costosa; aún requiere materias primas, tierra y agua; y también tiene problemas de

disponibilidad, acceso a la transmisión y la confiabilidad como se discutió anteriormente. En 1996, el CONAE23 y la ANES24 establecieron un consejo consultivo para identificar las acciones necesarias para promover el uso de la energía solar. Este consejo se expandió al COFER25, compuesto por representantes de los sectores industrial, comercial, académico, gubernamental y de bancos de desarrollo para promover el uso de combustibles renovables.

El COFER identifico proyectos específicos y desarrolló programas y políticas para apoyarlos. El costo marginal de generación actual, cerca de 3.2 centavos por kWh (precios en dólares Americanos) en México

está basado en las unidades de ciclo combinado.[36] Los costos de generación usando combustibles renovables son mayores. Los programas para promover la energía renovable proporcionan incentivos para compensar los altos costos de generación marginal incluyendo fondos verdes y créditos de carbono. De acuerdo con la CRE, hasta Abril del 2011 se habían otorgado 117 permisos para autoabastecimiento y cogeneración con combustibles renovables. La capacidad de generación autorizada por la CRE fue de un total de 3,640 MW, de los cuales 1,040 MW (29 por ciento) están en operación.[12]

23 Comisión Nacional para el Ahorro de Energía. En el 2008, CONAE se transformó en la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE). Su enfoque es la eficiencia energética en el gobierno y la industria.

24 Asociación Nacional de Energía Solar.25 Consejo Consultivo para el Fomento de las Energías Renovables.


La estructura legal para el sector eléctrico está establecida en los artículos 27 y 28 de la Constitución Mexicana y en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Esta ley ordena que el proporcionar energía eléctrica para el servicio público, es decir vender electricidad a los consumidores, es del dominio exclusivo de las compañías del SEN, la CFE y la LFC.

Antes de 1992, la CFE y la LFC controlaban toda la generación, transmisión, distribución y venta de la electricidad con la excepción de la generación para autoabastecimiento.26

En 1992 el gobierno inició cambios para permitir la entrada a los generadores privados en la generación de energía eléctrica. Intentos posteriores para modificar la estructura legal y de regulación de la industria se hicieron en 1999 y durante la administración del Presidente Fox, pero no tuvieron éxito.

Dada la importancia del suministro de los combustóleos y del gas natural para la generación eléctrica, también es necesario considerar la estructura legal y regulatoria del sector de hidrocarburos en México. Al igual que con el sector eléctrico, la Constitución Mexicana reserva las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, su transmisión, distribución y comercialización al estado, cuyos derechos son ejercitados por PEMEX. En 1995 se efectuaron reformas para permitir la participación privada en la transmisión, distribución y almacenamiento de gas natural sin incluir actividades de exploración y producción de este. En el año 2003, PEMEX implementó una estructura de contratos (Contratos de Servicios Múltiples) para atraer inversión privada en áreas designadas de gas natural no asociado27

con petróleo para aumentar su producción.

En el 2008 el gobierno mexicano promulgó reformas a PEMEX y al sector de hidrocarburos. Las reformas del 2008 consistieron en una serie de leyes y revisiones a leyes28 que se expidieron con la finalidad de facilitar la eficiencia y eficacia de PEMEX por medio de una mejor gobernanza empresarial; facilitar una mayor inversión por medio de reducciones en el régimen fiscal en ciertas áreas; integrando gradualmente un mínimo de competencia ascendente a través de un contrato de servicios de exploración, desarrollo, y producción para

reducir la insularidad de PEMEX en el área de extracción (aguas arriba) y proveer fondos de terceros para inversión; proporcionar a PEMEX con disciplina de mercado por medio de una emisión de “Bonos Ciudadanos” y mejorando la gobernanza empresarial de aguas arriba por medio del establecimiento de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Las reformas también crearon avenidas para inversión en energía alternativa y una comisión nacional de planeación (cuyas funciones continúan en evolución).

Las iniciativas de reformas, exitosas y fallidas así como la estructura legal y regulatoria actual de la industria de la energía eléctrica se presentan a continuación.

El Sector de Energía y las Agencias Mexicanas Gubernamentales Relacionadas con la Electricidad en México

SECRETARÍA DE ENERGÍA (SENER, Ministry of Energy)La SENER establece las políticas de la energía electrica en México (sobre la electricidad y los hidrocarburos) la cual debe asegurar recursos de energía competitivos, suficientes, de alta calidad, económicamente rentables y sustentables ambientalmente para suplir los requerimientos del país. Desde el 2008 la SENER es responsable por el desarrollo de la estrategia nacional de la energía, la cual es presentada para ser ratificada por el Congreso de la Unión.El Secretario de Energía es nombrado por el Presidente de México. El Secretario es también el Presidente del Consejo de Administración de la CFE y de PEMEX. La SENER también coordina y apoya las actividades de la CRE y la CNH. Las múltiples responsabilidades del Secretario de Energía que incluyen la interacción con los cuerpos encargados de la regulación (CRE y CNH) y aquellos que regulan (PEMEX y CFE) podrían llegar a conflictos de interés. El Secretario de

Energía es responsable de la salud financiera y operativa de las compañías paraestatales al mismo tiempo que debe promover un ambiente de negocios competitivo y justo lo cual puede conducir a políticas que pueden perjudicar a las compañías paraestatales.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE)La CRE fue creada en 1994 como un cuerpo consultivo que reportaba a la SENER y sus funciones como consultor estaban limitadas a la industria eléctrica. La Ley de la Comisión Reguladora de Energía de Octubre de 1995 transformó su función a un regulador independiente con autonomía técnica y operativa con un mandato legislativo de regular las actividades de los operadores tanto públicos como privados en las industrias de la electricidad y del gas natural. En el 2008, la Ley de la Comisión Reguladora de Energía fue reformada para incluir las funciones adicionales contempladas en el LER y las reformas de los sectores PEMEX e hidrocarburos. Las siguientes actividades son sujetas a regulación de la CRE:[11]

• El suministro y venta de energía eléctrica a los consumidores del servicio público;

• La generación, exportación e importación de energía que realicen en el sector privado (autoabastecimiento, PIEs, cogeneración);

• La generación eléctrica con combustibles renovables en lo que respecta a metodología y estándares (2008);

• Fijar precios y cláusulas del contrato de ventas de electricidad a la CFE por los generadores privados de electricidad generada con fuentes renovables (2008);

• Surtir electricidad generada de fuentes renovables de acuerdo con el LER (2008);

• La adquisición de energía eléctrica para el servicio público;

• La transmisión y distribución de electricidad, incluyendo ‘wheeling’;

• El comercio exterior de gas natural no está reglamentado; sin embargo, las importaciones y exportaciones deben ser reportadas a la CRE;

• Las ventas de primera mano de gas natural y gas licuado de petróleo (principalmente propano y butano), gas natural (metano) petroquímica básica y combustóleo;

• El transporte y almacenamiento de gas natural que no estén relacionados con la exploración, producción o procesamiento. El transporte, distribución y almacenaje de gas licuado de petróleo, incluyendo tarifas, conformidad técnica y seguridad;

POLÍTICAS Y REGULACIONES

26 Desde 1975 al sector privado se le ha permitido generar electricidad para su uso propio (autoabastecimiento).27 El gas natural no asociado es principalmente metano que es producido por sí solo (gas seco) o con condensados

(gas natural liquido). Gas no asociado es distinto al gas asociado que es producido con el petróleo crudo.28 Las siete piezas de legislación comprendidas en la reforma del 2008 incluyen la expedición de: (1) la Ley

de Petróleos Mexicanos. (2) la Ley para el Uso de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética. (3) la Ley para el Uso Sustentable de la Energía y (4) la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Se reforman y adicionan, (5) la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, (6) el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de (7) la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.[46]


• El transporte y distribución de biocombustibles, petroquímica básica y productos de petróleo refinado, incluyendo tarifas, conformidad técnica y seguridad (2008)

Las funciones principales de la CRE son de otorgar permisos, autorizar los precios y tarifas de transporte, transmisión y distribución, aprobar las clausulas contractuales de la provisión de servicios, expedir directivas, resolver disputas, solicitar información e imponer sanciones, entre otras funciones. Aunque la CRE aprueba la metodología para calcular los pagos de electricidad y transmisión y distribución, carece de autoridad para establecer tarifas y precios de mercado de electricidad y gas natural. La CRE “participa” en el proceso para fijar tarifas con el Ministerio de Finanzas.

La CRE también otorga los permisos para la instalación de las terminales de regasificación en México. Estos permisos al igual que otras directivas regulan los estándares de operación, conformidad técnica y seguridad de las plantas. Las instalaciones para el almacenamiento y regasificación del gas líquido pueden ser operadas y propiedad al 100 por ciento de empresas privadas. Los proprietarios de las plantas tienen un período de gracia de cinco años a partir de ser puestas en marcha antes de ser requeridos de ofrecer acceso abierto a la planta. El precio del gas al salir de la planta es fijado por el mercado libre. Sin embargo, las tarifas por regasificación son reguladas y aprobadas por la CRE.

Parece que no hay reglas o procedimientos fijos para nombrar a los cinco comisionados de la CRE y que los comisionados son seleccionados por el Secretario de Energía por renovables y tambaleados periodos de cinco años y aprobados por el Presidente sin escrutinio público o la aprobación del Congreso.[26]

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)La CNH fue creada en el 2008 como una agencia descentralizada con “autonomía técnica y operacional” para vigilar y regular la exploración de petróleo y gas natural, el desarrollo y producción, así como la evaluación técnica y cuantitativa de los recursos del país de petróleo y gas natural.

Aunque el SENER continúa otorgando licencias a PEMEX para la exploración,

desarrollo y producción de hidrocarburos, lo hace teniendo en cuenta la evaluación técnica del CNH en los proyectos propuestos por PEMEX. La evaluación del CNH considera la tecnología propuesta por PEMEX y puede sugerir tecnologías alternas. El CNH procura asegurar que los proyectos de exploración de petróleo y gas natural, desarrollo, y producción alcancen las tasas de recuperación de reserva máxima bajo condiciones económicas viables minimizando riesgos para la seguridad y el ambiente.

El CNH tiene el potencial para sostener a PEMEX bajo las mejores prácticas internacionales con respecto a tecnología, seguridad y el ambiente. Esta por ver si el CNH tendrá los recursos y autoridad para desempeñar un papel importante mientras se mantiene como consejero del SENER.

Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Secretaría de Finanzas) juega un papel crítico tanto en el sector eléctrico como en el de hidrocarburos. El Secretario de Hacienda es nombrado por el Presidente. Una de sus funciones es administrar los precios de la electricidad y de los hidrocarburos aplicados a los consumidores finales y es, por lo tanto responsable de las políticas de subsidios. Antes del 2008 el Secretario de Hacienda y el Congreso de la Unión aprobaban el financiamiento a los proyectos propuestos por PEMEX. Con las reformas del 2008 el Secretario de Hacienda y el Congreso de la Unión fueron excluidas del proceso de evaluación y financiamiento de proyectos específicos de Pemex facilitando y agilizando estos procesos además de cementar la autonomía de PEMEX.[5] 29

La Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT)Todas las actividades de la industria eléctrica deben observar las provisiones legales sobre la protección del ambiente, la principal entre éstas, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente – LGEEPA y las normas oficiales de Mexico (NOM) sobre la protección ambiental. Un resumen de los NOMs de México se encuentran en la Prospectiva anual del Sector Eléctrico de la SENER, www.sener.gob.mx.

El Congreso de la UniónEl Congreso Mexicano aprueba los presupuestos anuales de inversión y

operativos de la CFE y de PEMEX. También establece los regímenes fiscales para estas compañías. Como resultado, el Congreso claramente tiene influencia sobre la disponibilidad de capital para la infraestructura y suministro de energía eléctrica y de hidrocarburos.

La Presidencia de la República MexicanaMéxico ha logrado un progreso importante en el campo de la liberalización política; hay más transparencia en las elecciones y en el proceso electoral en general y en cuanto a elecciones presidenciales en particular; la prensa es actualmente más abierta, libre y transparente; el público tiene mejor acceso al proceso político; las elecciones son más competitivas y hay mayor transparencia con respecto a las finanzas de las campañas electorales. El presidente de México, con un mandato de seis años y sin la posibilidad de reelección, continúa siendo el puesto más importante para la elaboración de la política nacional. La oficina del presidente también tiene influencia en las operaciones diarias del sector de energía a través de la fijación de precios a la energía electrica, como se describió anteriormente, y a su vez del nombramiento de las personas que manejan las empresas de energía y los funcionarios de las instituciones que gobiernan al sector de energía.

Petróleos Mexicanos (PEMEX)El gobierno corporativo de PEMEX fue reformada substancialmente en el 2008. El objetivo principal de PEMEX fue clarificado y afinado a “crear valor económico para el beneficio del pueblo mexicano.”

MisiónMaximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación, satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolíferos con la calidad requerida, de manera segura, confiable, rentable y sustentable.

Visión“Ser reconocida por los mexicanos como un organismo socialmente responsable, que permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación, que es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones.”

El Consejo de Administración de PEMEX se amplió de once a quince miembros y actualmente el 25 por ciento de los directores deben ser directores profesionales

29 El Secretario de Hacienda interviene unicamente en la aprobación de ciertas reglas de endeudamiento. Mientras PEMEX continúe alcanzando sus objectivos de productividad, podrá continuar firmando contratos de financiamiento en los mercados de crédito.

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independientes con experiencia pertinente en el sector. La función del Consejo de Administración se vio reforzada por la creación de siete nuevos comités del Consejo de Administración con funciones importantes previstas por la ley y el escrutinio de los directores profesionales independientes.30

El Secretario de Hacienda y el Congreso de la Unión han sido excluidos del proceso de aprobación de los proyectos y el financiamiento por medio de préstamos de PEMEX. El desempeño de las actividades de PEMEX serán evaluadas usando estándares utilizados en la industria petrolera en vez de estándares de agencias gubernamentales. Las funciones de compras para exploración y producción ya no son sujetas a procedimientos gubernamentales engorrosos no aplicables a la industria de hidrocarburos.[49] Las reformas propusieron la creación de “Bonos Ciudadanos” a ser emitidos por PEMEX para los mexicanos. Los bonos serían cotizados públicamente en los mercados financieros mexicanos con un componente de producción unidas a los resultados financieros de PEMEX. La meta de los bonos es que el mercado le de retroalimentación a PEMEX sobre su desempeño.

Se prevé que estas reformas administrativas en general resultarán en una mejor eficiencia, flexibilidad, autonomía y transparencia de PEMEX. Sin embargo la estructura del Consejo de Administración es compleja y potencialmente difícil de manejar y el gobierno mexicano continúa a estar inextricablemente involucrado en los asuntos de PEMEX. De los quince miembros del Consejo de Administración, diez continúan a ser nombrados por el Ejecutivo Federal (incluyendo los seis directores independientes) y seis continúan a ser representantes del gobierno a nivel del Consejo de Ministros. El Congreso de la Unión continúa a aprobar el presupuesto anual de PEMEX. El Secretario de Energía (SENER) continúa a ser Director del Consejo de Administración y ejerce el voto de desempate.

La estructura de las cuatro subsidiarias de PEMEX continúa siendo complicada. El Presidente continúa nombrando al Director General de PEMEX y sus subsidiarias. Como

resultado de esto, el Director General de PEMEX tiene poca autoridad sobre las acciones de los otros Directores.[16]

Cada subsidiaria de PEMEX está gobernada por un Consejo de Administración de ocho miembros que consiste del Director General de PEMEX, los directores generales de las otras tres subsidiarias y los cuatro miembros nombrados por el Presidente de México. Estos miembros del Consejo de Administración no tienen plazo definido y sirven a la discreción del Presidente de la República.

Finalmente, fuera de los mercados internacionales de deuda y los “bonos ciudadanos, PEMEX continúa a ser protegido de la disciplina del mercado. Hasta ahora, los “bonos ciudadanos” todavía no han sido creados.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE)La CFE está gobernada por un Consejo de Directores formado de la siguiente manera: el Secretario de Energía es el Presidente del Consejo y otros miembros incluyen al Director General de PEMEX, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, la Secretaría de Desarrollo Social, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, la Secretaría de Economía y tres trabajadores del Sindicato de Electricistas. El Consejo de Administración se reúne cuatro veces al año

en sesiónes ordinarias y también en sesiónes extraordinarias si es necesario. Las decisiones son tomadas por mayoría de votos; y en caso de empate, el Presidente de la República toma la decisión. La misión y objectivos de la CFE se definen de la siguiente manera:

Misión de la CFE• Asegurar dentro de un esquema

tecnológicamente actualizado, el suministro de electricidad con una calidad, cantidad y precios aceptables y con una diversidad de fuentes de energía apropiada;

• Optimizar el uso de la infraestructuras física, comercial y de recursos humanos;

• Proporcionar un servicio excepcional al cliente, y

• Proteger al medio ambiente, promover el desarrollo social y respetar los valores de las poblaciones en donde se proporciona el servicio de energía eléctrica.

Objetivos de la CFE:

• Permanecer como la corporación líder de la industria eléctrica doméstica;

• Operar dentro de los estándares internacionales en términos de productividad, competitividad y tecnología;

• Ser conocida por nuestros consumidores como una corporación con valores de excelencia, preocupada por el medio ambiente y orientada hacia un óptimo servicio al cliente, y

• Promover un alto grado de calificación y desarrollo profesional de los trabajadores y gerentes de la CFE.

Iniciativas de Reformas de la Industria EléctricaReforma sobre la Generación Eléctrica de 1992En un intento de estimular la inversión en la industria de energía eléctrica mexicana, la Ley del Servicio Público de Electricidad fue reformada durante la Presidencia de Carlos Salinas de Gortari. Esta ley está asociada con el Artículo 28 de la Constitución Mexicana la cual se refiere al control soberano y las responsabilidades del servicio público de la CFE. Esta reforma permitió la participación del sector privado en la cogeneración y autoabastecimiento, en proyectos CAT (construir, arrendar y transferir) y como productores independientes de energía (PIE).

Las características principales de cada una de estas categorías se describen a continuación:

• En el caso de cogeneración y autoabastecimiento, toda la producción no utilizada debe ser vendida a la CFE al precio fijado por un regulador de energía.

• En los proyectos CAT, la construcción y el financiamiento son responsabilidad del inversionista privado. La CFE

30 El comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño- verifica la obtención de metas, objetivos, planes y programas; evalúa el desempeño financiero y operacional; nombra, supervisa y evalúa los auditores externos e informa la Junta de Directores sobre el sistema de control interno y propone mejoras al mismo. El comité consiste en tres miembros profesionales de la Junta de Directores y un representante del Ministerio Público. El Director es un miembro del Consejo de Administración profesional. El Comité de Transparencia y Auditoría-propone el criterio que determina cual información es considerada importante y recomienda el criterio a usar para su divulgación. El Comité de Estrategia e Inversiones-analiza, evalúa y le da seguimiento al plan de negocios y a la inversión de cartera con ello se busca fortalecer la estrategia de inversiones de la empresa, aspecto clave para un mejor desempeño financiero y operativo de la misma. Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios – revisa, evalúa y le da seguimiento a las recomendaciones que ha propuesto relacionadas con el programa anual de adquisiciones, construcción y servicios. El Presidente del Comité es un miembro profesional del Consejo de Administración. El Comité de Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable-promueve el desarrollo de la protección al medio ambiente y las políticas de sostenibilidad. El comité está integrado por tres miembros profesionales del Consejo de Administración

y un representante de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales. El Comité de Desarrollo e Investigación Tecnológica propone investigación y desarrollo tecnológicos relacionados con la industria del petróleo, (PET) Programa Estratégico Tecnológico. El Presidente del Comité es un miembro profesional del Consejo de Administración.


supervisa el proyecto y establece las especificaciones técnicas. Cuando la construcción se termina, la planta es operada por la CFE. Ya en operación la planta es arrendada a la CFE por un período de 20–25 años al final de los cuales la propiedad pasa a la CFE. Los costos del proyecto se registran como inversión privada directa (sin diferenciar entre inversión doméstica o extranjera), y después de dos años se convierte en deuda pública (asimismo sin diferenciar entre inversión doméstica o extranjera).

• En el caso de los PIE, el desarrollador del proyecto diseña, financia, construye y opera la planta; y entrega la electricidad generada a la CFE durante un plazo de 20–25 años. A través de un proceso de subasta, la CFE garantiza el precio y el mercado (total ó parcial) a los desarrolladores del proyecto.

La reforma de 1992 fue una medida temporal que no tuvo impacto en la estructura del sector. Resultó ser complejo en la práctica debido a la complicada burocracia que implica.[3] Asimismo, el nivel de producción de electricidad producida bajo la reforma parece ser insuficiente en vistas de la demanda prevista de electricidad.

Reformas Relacionadas al Transporte, Almacenamiento y Distribución de Gas Natural en 1995. En México, los sectores de hidrocarburos (petróleo y gas natural) y de electricidad están entrelazados debido a la importancia de los hidrocarburos como combustibles para la generación eléctrica. Antes de 1995, el transporte, almacenamiento y distribución de petróleo y gas natural eran controlados exclusivamente por PEMEX. En 1995 se implementaron reformas para permitir a compañías públicas y privadas, domésticas y extranjeras, la propiedad y la operación de sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural sujetas a la regulación de la CRE31. Estas reformas en el sector del gas natural estaban relacionadas con las reformas del sector eléctrico en 1992: generadores públicos y privados que utilizaban el gas natural como combustible, requirieron acceso a un mercado de gas natural abierto y competitivo, incluyendo el transporte, distribución y almacenamiento del mismo. Como la producción de gas natural continuó siendo del dominio exclusivo

de PEMEX, estas reformas “abrieron” parcialmente el sector del gas natural.

En 1995, junto con las reformas al sector del gas natural, se estableció una comisión reguladora independiente, la CRE, con autoridad para regular y supervisar las actividades de la energía eléctrica y del gas natural. Además de las responsabilidades aquí señaladas, la CRE también somete a subasta y otorga licencias para nuevos proyectos PIE bajo la ley de electricidad del 1992.

Hasta el 30 de Septiembre del 2011, la CRE había autorizado 28,546 MW de capacidad propiedad de generadores privados. Cincuenta por ciento es capacidad PIE y el restante es principalmente autoabastecimiento y cogeneración.[10]

Con respecto al transporte y almacenamiento, ambos PEMEX y las compañías privadas requieren permisos para operar. Los permisos de transporte y almacenamiento son validos por 30 años y son renovables. Estos permisos requieren que el inversionista asuma el riesgo de mercado ya que no tienen exclusividad con respecto a capacidades específicas o rutas definidas. Los permisos son otorgados a aquellas propuestas consideradas técnicamente sólidas y el mercado decide cuales proyectos que ya han obtenido permiso se llevan a cabo. Para el transporte que es promovido por el gobierno, los permisos se otorgan por licitación pública. Por ejemplo, la CFE licita proyectos de energía independientes en paquete con el gasoducto que conecta la planta de generación con el sistema de gas natural.

Entre los años de 1996 y el 2009, la CRE otorgó 23 permisos para 12,480 kilómetros de gasoductos y requiriendo una inversión de $2.5 billones de dólares Americanos: Aproximadamente un 28 por ciento de esta inversión es para proyectos de gasoductos del sector privado con acceso abierto32 y el 72 por ciento restante es para gastos de PEMEX.

A pesar de abrir el sector de transportación de gas a la competencia, PEMEX continúa controlando cerca del 85 por ciento de la capacidad instalada. También controla toda la producción doméstica de gas natural y la venta de esa producción. En el 2000, la CRE reconoció que la integración vertical de PEMEX en la producción, y venta de gas natural estaba obstaculizando la competencia en el mercado de gas natural. La CRE promulgó una directiva requiriendo

a PEMEX que desagregaran ó separan la producción, transporte y distribución y que eliminaran los subsidios cruzados entre las ventas finales y las ventas de primera mano de gas. De igual manera, los transportistas privados, los distribuidores y los operadores de almacenamiento pueden comprar y vender gas natural pero los servicios deben ser separados, con sistemas contables separados para cada servicio y sin subsidios cruzados entre servicios.

También en 1995 se les permitió a las compañías públicas y privadas poseer y operar instalaciones de distribución de gas en México, sujetas a aprobación y regulación gubernamental. PEMEX se vio en la obligación de desprenderse de sus activos de distribución y proporcionar acceso abierto a su sistema de transporte a los distribuidores. Para el 2009 la CRE había otorgado 22 permisos a compañías privadas para operar sistemas de distribución de gas con servicio a 2 millones de usuarios con un promedio acumulado de 875 MMCF/dia y una inversión total de $346 millones.[62]

Un factor que impide el crecimiento de la generación de electricidad a base de gas es el dominio de PEMEX en la producción y el transporte de gas natural. Este tema se discute en más detalle en el capítulo de Problemas Principales.

Reformas al Sector Eléctrico Propuestas en 1999A pesar de las reformas de 1992, crecieron las preocupaciones de que continuaría a haber un exceso de demanda de electricidad en relación a la electricidad disponible. Los subsidios de los precios de electricidad continuaron a estimular el crecimiento de la demanda. Al mismo tiempo, un número de factores desanimaron a inversionistas potenciales de los PIE; la falta de flexibilidad de las transacciones de mayoreo fuera de la CFE; las restricciones sobre el exceso de capacidad de generación que podía ser desarrollada para ventas fuera de la CFE (no más del 5 por ciento); la falta de claridad con respecto a los contratos para la compra de gas natural de PEMEX tanto para las instalaciones nuevas como para las ya existentes.[26]

Como resultado de estas preocupaciones, se contempló una segunda y más amplia reforma al sector eléctrico durante el gobierno del Presidente Ernesto Zedillo en 1999.

A finales de 1999, el Secretario de Energía del Presidente Zedillo, Luis Téllez, propuso una reestructuración completa al sector eléctrico tal como se explica a continuación.

31 PEMEX continúa controlando el petróleo y sus derivados y su transporte, almacenamiento y distribución.32 El acceso abierto es un mandato de ley que autoriza a un tercero usar las instalaciones

de transporte del transportista para mover gas de un punto a otro a una tarifa de precios no discriminatoria basada en su costo de operación.


• Se crearía un mercado mayorista con un operador del sistema independiente que imitaría las funciones de organizaciones similares que operan en los Estados Unidos.

• La generación llegaría a ser completamente competitiva con compañías de generación o “Gencos” que podrían ser propiedad de inversionistas privados.

• Las compañías eléctricas soberanas no serían privatizadas, una diferencia importante entre la estrategia de México y la de otras naciones. Sin embargo, predominaba la opinión de que las propuestas de Téllez conducirían a la venta eventual de la CFE y la LFC y estaba claro que, en privado, Téllez admitía esa posibilidad. Más bien, la CFE mantendría el control y operación de la transmisión y la distribución local (al igual que la LFC), y se establecerían mecanismos para la inversión privada en instalaciones nuevas de transmisión. El objetivo era hacer la red de México más compatible con la de los Estados Unidos para facilitar los intercambios fronterizos.[26]

La iniciativa de Téllez era una táctica poco común para lanzar un cambio importante en la política al final del período presidencial. Para el verano del año 2000, las reformas propuestas por Téllez habían sido rechazadas por el Congreso de la Unión.

Reformas a la Industria Eléctrica propuestas por la Administración de FoxEl gobierno del Presidente Vicente Fox intentó modificar la restricción sobre las ventas de la generación en exceso a entidades diferentes de la CFE, incrementándolas del 5 al 10 por ciento, pero el intento falló. Un grupo de Congresistas presentó una demanda constitucional ante la Suprema Corte de Justicia acusando a Fox de excederse en su autoridad presidencial. La Suprema Corte, en una decisión sin precedentes, decidió que las modificaciones de Fox eran anticonstitucionales. Además, en sus discusiones y deliberaciones, se consideró que la generación eléctrica por entidades privadas podría ir contra la Constitución, sin tomar una decisión final sobre este asunto ya que no era la materia de discusión del caso.[51]

En el 2001, el Presidente Fox presentó una versión modificada de la propuesta de 1991 de Téllez al Congreso de la Unión, la cual también fue rechazada. La oposición fue una alianza de los Senadores y Diputados del

PRI, del Partido de la Revolución Democrática (PRD), de la Unión Nacional de Trabajadores (UNT), y de la Unión de Comercio Mexicana, compuesta principalmente por las compañías eléctricas. Los principales componentes de la propuesta de Fox se listan a continuación:

• Las actividades de generación, transmisión y distribución serían segregadas. Los artículos 27 y 28 de la Constitución serían modificados para permitir la inversión privada en la generación y distribución de electricidad. La transmisión y generación nuclear permanecerían reservadas al estado y serían reguladas.

• La CFE y la LFC no serían privatizadas; serían reforzadas financieramente.

• La CRE tendría nuevas y mayores responsabilidades, incluyendo el poder de fijar los precios de la electricidad, proporcionar regulación técnica y económica y disuadir cualquier conducta no competitiva de los participantes del mercado, incluyendo a la CFE y la LFC.

• La redefinición de los subsidios de los precios de la electricidad de una manera transparente.

En lugar de implementar la reforma propuesta, la alianza proponía otorgar autonomía técnica, administrativa y financiera a la CFE y a la LFC de modo que pudieran expandir su capacidad, continuando el sistema integrado verticalmente y organizado a grosso modo como se encuentra actualmente. La generación privada (los PIE vendiendo a la CFE, autoabastecimiento y cogeneración) sería permitida como actividad secundaria y complementaría la provisión pública de electricidad, la cual continuaría siendo la responsabilidad de la CFE y de la LFC. Con respecto a los precios de la electricidad, el PRI proponía que las tarifas fueran establecidas por la CRE con el apoyo de las Secretarías de Hacienda y Economía. El PRD propuso que las tarifas fueran propuestas por la CFE y aprobadas por la CRE.[4]

2008: Promulgación de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables El Congreso de la Unión promulgó la Ley de Energía Renovable (LER) en la segunda mitad del 2008 con el fin de reducir la dependencia del país en los hidrocarburos, para lo cual decidieron: 1) fomentar el desarrollo de la energía renovable; 2) proveer instrumentos de financiamiento para promover su desarrollo y 3) remplazar la generación eléctrica de hidrocarburos con generación por fuentes renovables.[45] La LER también complemento el Programa Especial de Cambio

Climático el cual prevé reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 50% para el 2050 con referencia al año 2000.[45]

En conformidad con esta legislación, la SENER junto con otros participantes de la rama ejecutiva, desarrollaron la Estrategia Nacional para Energía en Transición y el Uso Sostenible de Energía (Estrategia Nacional de Energía o ENE). Las metas incluyen incrementar la capacidad de generación de fuentes renovables no-hidráulicas de un 3 por ciento a un 7.6 por ciento (4,500 MW) para el 2012. Se prevé que la capacidad de generación de todos los energéticos “limpios” (todos los renovables más los nucleares y los proyectos con captura/secuestración de carbono) aumentarán a un 35% para el 2025.[61]

Un Fondo de Energía Renovable financiado con $220 millones de dólares por el período del 2009 al 2011, fue creado para proporcionar garantías de financiación así como apoyo directo para promover la eficiencia energética y los energéticos renovables. En el 2010 se crearon nuevos reglamentos, incluyendo reducciones en los cargos de transmisión para los desarrolladores privados de proyectos de energía renovable. Nuevos modelos de contratos de interconexión y acuerdos para proyectos de energía renovables de pequeña escala están en desarrollo.

2009: Extinción de Luz y Fuerza del Centro (LFC)El 11 de Octubre del 2009, el Presidente Felipe Calderón emitió un decreto ordenando la extinción de LFC y la CFE asumió el control de sus operaciones.[56] En el 2008 la LFC contaba con un 19% del total de los consumidores de electricida y un 17% del total de ventas de electricidad de la SEN.[66] LFC también reportó pérdidas de electricidad operacional de un 33 por ciento.

El gobierno explicó que la LFC fue cerrada debido a que se encontraba en una situación financiera insostenible y operacionalmente ineficiente. Entre el 2003 y el 2008 la LFC tuvieron pérdidas financieras de alrededor de $21 billones de dólares. Si se hubiera dejado en operación, el gobierno federal calcula que hubiera tenido que transferir más de $18 billones a la LFC para el 2012. El gobierno federal absorbió la deuda incurrida por el programa de pensiones de la LFC. El Sindicato Mexicano de Electricistas, el SME, protestó la extinción ya que el gobierno sólo garantizó trabajo a 10,000 de los 55,000 trabajadores de la LFC.[76] Asimismo, el SME afirmó que el cierre era un ataque político directo al sindicato, el cual apoyaba la candidatura a la presidencia en el 2008 del político de izquierda Andrés Manuel Lopez Obrador.


Un número de problemas importantes impactan a la industria eléctrica de México en el presente y con ramificaciones en el futuro.

Fragmentación PolíticaMéxico se encuentra en medio de una transición económica y política. La elección del Presidente Vicente Fox en el 2000 marcó un cambio importante hacia la democracia, aumentó el pluralismo político y resultó en más medidas de control a los poderes investidos en el Presidente. Siete décadas de dominio del Partido Revolucionario Institucional (PRI) resultaron en un proceso de toma de decisiones manejado por una élite que era relativamente claro. Actualmente el proceso de toma de decisiones es mucho más complejo, con el surgimiento de un sistema de varios partidos, el declive del presidencialismo, y la importancia ascendente de los gobiernos locales para el desarrollo social y económico. El Congreso y el sistema legal mexicanos tienen su origen en la Ley Napoleónica y son administrativos en la práctica, lo que ha producido muy pocas oportunidades y ninguna experiencia en la formación de coaliciones políticas.[26]

Independencia RegulatoriaLa CRE y la CNH no son completamente independientes del control político de la SENER, aunque los comisionados de la CRE han intentado ejercer su independencia en decisiones cruciales y decisiones controvertidas en cuanto a subastas y licencias.[26] Más problemático es el conflicto de intereses inherente en el puesto de Secretario de Energía como Presidente de los Consejos de Administración de PEMEX y de la CFE y simultáneamente apoyando las reformas de la CRE y la CNH que amenazan los intereses competitivos de las compañías soberanas. Por otra parte, otras entidades gubernamentales, particularmente la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de Economía tienen una influencia considerable en los reglamentos sobre los precios de la electricidad, los cuales, en la mayoría de los países industrializados es dominio reservado a un regulador independiente.

Inversion en infraestructuraActualmente se requiere una inversión considerable en la infraestructura del sector eléctrico de la SEN. Entre el 2011 y el 2025, la SENER proyecta que se requieren

cerca de $98 billones de inversión para la generación de electricidad (51 por ciento), transmisión (16 por ciento) distribución (20 por ciento) y mantenimiento y diversas inversiones (13 por ciento).[61]

De esta inversión futura de $98 billones de dólares, cerca del 41 por ciento se proyecta que provendrá de la CFE y el 59 por ciento de inversionistas privados y de “esquemas de financiamiento todavía no definidos.” [61] La inversión del sector privado es incierta dadas las preocupaciones de regulación y de políticas discutidas anteriormente. Los $40 billones de dólares que se proyecta provendrán de la CFE también son problemáticos debido a su condición financiera, la cual se discutirá en más detalle más adelante.

Subsidios a Los Precios De La ElectricidadMéxico ha tenido precios “administrados” para la energía eléctrica: tradicionalmente los precios de electricidad han sido establecidos por medio de comités que incluyen al Presidente de la República, el Secretario de Hacienda, el Secretario de Energía, las compañías estatales y el Secretario de Comercio.[26] Como resultado de este esquema de precios, la cancelación de las diferencias entre la oferta y la demanda se hacen por medio del volumen. Asi, aun en los peores períodos económicos, el consumo de electricidad se resiste a disminuir y aún se incrementa.

Las preocupaciones acerca del mantenimiento de la estabilidad social y política han obligado al gobierno Mexicano a subsidiar el consumo de electricidad a gran parte de la población en un esfuerzo de mantener su poder de compra.[78] Las tarifas se han mantenido por debajo del costo de servicio, impidiendo al sector recuperar sus costos de operación e inversión. La tarifa promedio cargada a los consumidores cubríeron sólo el 68 por ciento de los costos en el 2006.[42]

Mientras el sector eléctrico ha sido generalmente exitoso en proporcionar la electricidad para cubrir las necesidades actuales, su habilidad para mantener provisiones adecuadas para niveles de inversión en el futuro podría ser perjudicada por los subsidios a los precios. El gobierno mexicano rembolsa a la CFE por el costo de sus subsidios descontando los impuestos y los dividendos (aprovechamiento) que la CFE debe pagar al gobierno. Sin embargo, desde el 2002, el costo del subsidio ha sobrepasado el aprovechamiento, erosionando la base de

capital de la CFE.[42] Los subsidios eran un elemento clave en la decisión de extinguir la LFC; su situación financiera era tan grave que el gobierno tuvo que cubrir sus subsidios en efectivo lo cual fue una carga financiera inaceptable a los ingresos del gobierno.[42]

Si esta situación continúa, la capacidad financiera de la CFE continuará a deteriorarse siendo una carga cada vez más gravosa a las finanzas públicas y a los proyectos de reinversión de PEMEX. Esto se debe a que PEMEX es el mayor generador de ingresos en efectivo gracias a las exportaciones de petróleo y así como el mayor contribuidor a los ingresos financieros de Hacienda. Como consecuencia, el manejo del sistema de electricidad en México tiene repercusiones en el estado de salud y bienestar del sector electrico en general.

Asimismo, las distorsiones del mercado que resultan de los precios de la electricidad subsidiada dificultan tanto la infusión de inversión privada como la competencia en el sector. Si la CFE le compra electricidad a los PIEs a precios de mercado, incurren pérdidas en la reventa de electricidad en los mercados de consumidores. Estas pérdidas desgastan su capacidad crediticia dificultando a los PIEs el obtener financiamiento basado en contratos a largo plazo con la CFE.

Aún si fuera permitido, los PIEs no pudieran competir directamente con la CFE en los mercados de consumidor ya que sus precios están en una desventaja competitiva con respecto a los precios subsidiados. La falta de credibilidad y transparencia en el establecimiento de los precios de electricidad es una gran preocupación para los inversionistas privados actuales y potenciales en el sector. El negocio de la electricidad, al igual que otros subsectores que componen el sector energético, se caracterizan por grandes costos hundidos con plazos largos de recuperación. Como resultado, el financiamiento de estas inversiones requiere de un alto grado de predicciones con respecto a los ingresos futuros.

SindicatosEl sector eléctrico alberga a dos de los sindicatos más importantes de México que históricamente han sido elementos clave en la base de poder del PRI. El sindicato de la CFE es el Sindicato Único de Trabajadores Eléctricos de la República Mexicana (SUTERM); el sindicato de la LFC es el Sindicato Mexicano de Electricistas (SME). Estos sindicatos han contribuido al debate sobre las reformas al sector eléctrico y a las

LOS PRINCIPALES PROBLEMAS


tarifas de electricidad. El estatus de empleo de los trabajadores del sector eléctrico fue un tema de debate en las reformas propuestas por el Presidente Zedillo en 1999. Aunque el SUTERM apoyaba las iniciativas de 1999, las protestas más agudas vinieron del SME el cual logró el apoyo de intelectuales, académicos y líderes de opinión, así como una gran parte del PRD para obtener el rechazo de la propuesta. El SME temía que una reestructuración del sector eléctrico conduciría a un desempleo masivo como el que había ocurrido en otros países como Argentina. Sin embargo, en Julio del 2000, el gobierno y el SUTERM firmaron un acuerdo de seguridad y estabilidad al empleo que aseguraba que si el control de la CFE ó de la LFC cambiaban, los derechos laborales no serían afectados.[3] Sin embargo, a pesar de grandes protestas de parte de la SME, el gobierno del presidente Calderón

procedió con el cierre de la LFC en el 2008 y a una subsecuente reducción laboral.

Con respecto a la reforma de las tarifas eléctricas, especialmente en su aumento en los sectores residenciales y agrícolas, el SME y SUTERM crearon alianzas con el PRD, el ala izquierda del PRI y otras organizaciones sociales para bloquear la modificación de las políticas de subsidios a la electricidad. Puesto que el SME y el SUTERM son grupos bien organizados que tienen la capacidad de movilizar votos, la reforma a las tarifas eléctricas siguen siendo políticamente riesgosa.33

El Dominio de Pemex en la Transmision Y Mercadeo De Gas NaturalEn el 23 de febrero del 2000, la CRE emitió la Directiva sobre las Ventas de Primera Mano de Gas Natural debido a que la integración vertical de PEMEX en la producción, transmisión y mercadeo de gas natural estaba obstaculizando la competencia en la venta de gas.[80] Básicamente esta directiva postula que PEMEX retiene un monopolio de facto en el mercadeo de gas natural, y que por lo tanto esta actividad debe ser regulada.

La directiva requiere que PEMEX separe sus actividades de producción, transmisión y mercadeo. PEMEX puede negociar contratos de largo plazo a precios por debajo del máximo permitido por la regulación siempre

y cuando no existan subsidios-cruzados entre las ventas finales y las de primera mano. Sin embargo, la regulación de los descuentos discrecionales de PEMEX en el gas doméstico y servicios de transporte son más fácil ‘decirlo que hacerlo’ dado el monopolio de la compañía en la producción de gas, su posición dominante en la transmisión de gas y la asimetría de la información entre PEMEX y la CRE. Esta falta de claridad con respecto a los contratos para la compra de gas natural de PEMEX es una causa de preocupación de los inversionistas privados que están desarrollando proyectos de generación que utilizan gas como combustible.

Suministros futuros de gas naturalEl consumo de gas natural en México creció un promedio anual de 6.3 por ciento entre 1999 y el 2009. La SENER proyecta un incremento al consumo de gas natural de un 17 por ciento del 2009 al 2015. Los móviles principales que han impulsado este incremento de consumo de gas natural son el consumo de energía eléctrica y los sectores petroleros. En el momento de redactar este informe, la demanda de gas natural supera el suministro disponible en Mexico.

Desde 1999 al 2009, la producción de gas natural de PEMEX creció en un promedio anual de 4.5 por ciento comparado a un 6.3 por ciento de crecimiento anual promedio en la demanda de gas natural. El déficit entre la demanda y la oferta se cubrió con importaciones que fueron creciendo a una tasa promedio anual de un 22.3 por ciento. Sin embargo, desde el 1990 las reservas probadas de gas natural seco en México han declinado constantemente en todas las regiones productoras, disminuyendo de 30 trillones de pies cúbicos (Tcf) en el 1999 a 12 Tcf al final del 2009.

La SENER proyecta un crecimiento anual promedio en la producción de gas natural de PEMEX de un 2.1 por ciento entre el 2009 y el 2025 y proyecta un crecimiento anual promedio de un 2.4 por ciento en la demanda nacional de gas natural. Se prevé que gran parte de este crecimiento en la producción de PEMEX provienen de futuros exitos exploratorios donde Mexico seguirá siendo un importador de gas natural durante este periodo.

Otro tema relacionado con futuras fuentes de gas natural es la habilidad de PEMEX para financiar la inversión requerida para generar el crecimiento de producción de gas proyectado por la SENER para el período del 2009 al 2025. Se proyecta una inversión de $24 billones de dólares anuales para la exploración y producción (PEP). La PGBP (PEMEX Gas y Petroquímica Básica) también requiere de una inversión considerable a lo largo del período pronosticado para transmisión de gas e infraestructura asociada.

El presupuesto anual de PEMEX forma parte del presupuesto federal y consecuentemente debe ser aprobado por el Congreso de la Unión. Como resultado, PEMEX está en competencia con otros programas gubernamentales para cubrir sus gastos de capital, donde los fondos asignados están sujetos a la política. En otras palabras, no es seguro que PEMEX podrá obtener el capital necesario para implementar el programa de inversiones presentado en sus pronósticos de producción de gas.

En Diciembre del 2001 PEMEX intentó mejorar su dilema de inversión a través del anuncio del esquema de Servicios de Contratos Múltiples (SCM). Este fue diseñado para atraer compañías privadas para desarrollar los yacimientos de gas natural no-asociados localizados principalmente en la cuenca de Burgos en la zona noreste de México y conforme a un acuerdo contractual basado en honorarios en el que PEMEX retiene los derechos a todos los hidrocarburos extraídos. Las actividades de explotación relacionadas con los MSCs empezaron en el 2004 y la producción de gas derivada de los nueve contratos MSCs crecieron en un promedio anual de un 6.7 por ciento entre el 2004 y el 2009. Ocho contratos MSC continuaron en efecto hasta el fin del 2009.[62]

De acuerdo con las reformas del 2008, PEMEX desarrolló nuevos “contratos de servicios integrados” con las finalidades siguientes: (1) incrementar la capacidad operacional y administrativa de PEMEX a través de una transferencia de tecnología y buenas prácticas internacionales, y (2) aumentar la inversión en la exploración y producción de gas y petróleo para revertir la caída en las reservas y producción Mexicanas. Estos contratos primeramente serían aplicados al re-desarrollo de los yacimientos maduros de petróleo, después al desarrollo de Chicontepec y finalmente a las aguas profundas del Golfo de México (petróleo y gas). El contratista deberá ejecutar las obras para PEMEX bajo su propio costo y gasto y sería remunerado con una tarifa por barril producido y un porcentaje definido como

33 Carreón-Rodriguez, Victor G., Armando Jiménez San Vicente y Juan Rosellón, “The Mexican Electricity Sector: Economic, Legal and Political Issues,” Working Paper #5, Program on Energy and Sustainable Development, Stanford University, Stanford, California, Noviembre 2003.


recuperación de sus costos. La Ley de PEMEX del 2008 explícitamente prohíbe a contratistas de PEMEX de incluir en sus estados financieros las reservas de hidrocarburos como activos propios, lo cual es un desincentivo a inversionistas, particularmente en proyectos de exploración. Los contratos de servicio son raramente utilizados para exploración (aguas arriba) por la razón obvia de que la exploración basada en tarifas es difícil de recompensar dada la prohibición para contabilizar las reservas. Hasta la fecha, los contratos de servicios integrados han sido limitados a áreas como Iraq donde las reservas y potencial de producción son varias órdenes de magnitud mayores que las de México. Para facilitar a PEMEX que aumente su inversión en exploración y producción, las reformas del 2008 propusieron un régimen fiscal especial para las actividades de PEMEX en Chicontepec y en las aguas profundas del Golfo de México con tasas de impuestos reducidas y límites superiores en las deducciones autorizadas. Aunque con un efecto positivo, estas reducciones limitadas, similares a aquellas implementadas entre el 2005 y el 2008 en realidad no reducen de una manera significativa la desproporción en la alta carga tributaria de PEMEX en relación con la economía mexicana. Consecuentemente, su capacidad de inversión no es substancialmente mayor.

Los primeros contratos de servicios integrados cubrían yacimientos maduros de petróleo en la región sur de PEMEX y se otorgaron en Agosto del 2011 a la compañía Inglesa de servicios petroleros Petrofac y a la compañía mexicana Administradora de Proyectos de Campo.[71] Sin embargo, todavía no se sabe si los nuevos contratos de servicios integrados van a atraer el nivel de inversión y el tipo de inversionistas deseado por PEMEX que le permitirán alcanzar los objetivos señalados anteriormente.

En el 2011, interés en el desarrollo potencial de gas de esquisto en México empezó a aumentar. El gas de esquisto se refiere a gas natural que se encuentra atrapado entre rocas sedimentarias de grano fino llamadas esquisto. Hasta que hubo avances en la perforación horizontal y en el fracturamiento hidráulico, la producción de gas de esquisto era en su mayoría antieconómico debido a que el gas natural no podía fluir de la formación geológica a velocidades lo suficientemente altas para justificar los costos de perforación.[22] La perforación horizontal permite una penetración lateral asimismo que una penetración vertical en la formación de esquisto, de tal manera que una superficie mayor de la formación es susceptible de ser

explotada, aumentado la producción de gas. Ademas, varios pozos pueden ser perforados desde la misma plataforma de perforación reduciendo los gastos. La fractura hidráulica (“fracturación”) incluye bombear una combinación de agua, productos químicos y arena en el pozo para crear grietas (fracturas) en la roca para permitir al gas natural fluir de la napa de esquisto al pozo, aumentando la producción de gas. Hasta la fecha, la mayoría de la producción de esquisto ha sido en los Estados Unidos. El gas de esquisto representa el 14 por ciento de la producción de gas natural de los Estados Unidos en el 2009, y la Administracion de Informacion de Energia o EIA (Energy Information Administration) en ingles, pronostica que representará el 46 por ciento del total de la oferta de gas natural para el año 2035.[22]

En el 2011 la CNH (Comisión Nacional de Hidrocarburos) anunció pronósticos de gas de esquisto recuperable en México que van desde un minimo de 150 TcF (PEMEX) hasta un máximo de 681 TcF (EIA – Estados Unidos), principalmente en Burgos, Sabinas, Tampico, Veracruz y Tuxpan.[24] PEMEX ha perforado un pozo de gas esquisto en Coahuila y, de acuerdo con la CNH, proyecta invertir 200 millones de pesos (cerca de $17 millones de dólares USD) en estudios y tres pozos adicionales antes del 2013.[24] La CNH propone el desarrollo de estos recursos de gas esquisto junto con recursos de gas convencional y carbono de metano.[24]

El verdadero potencial de la extracción de gas de esquisto es incierto debido a la calidad y variabilidad entre las cuencas de esquistos y la continua evolución de las tasas de declinación de la producción. El desarrollo de las cuencas de gas de esquisto todavía se encuentran en sus etapas iniciales y su conocimiento continúa a evolucionar. En una cuenca de gas esquisto, algunos pozos tienen altas tasas de producción de gas y recuperaciones (“puntos óptimos”) debido a factores geológicos mientras otros pueden resultar sin valor comercial. Dependiendo del lugar donde se localiza el pozo y el tipo de roca de esquisto, las tasas de disminuicion de producción pueden ser muy altas, requiriendo un proceso de fractura adicional, aumentando los costos de producción.

Existen también consideraciones del medio ambiente relacionadas con la producción de gas de esquisto. El fracturamiento hidráulico requiere de grandes cantidades de agua lo cual puede ser problemático en áreas con poca agua disponible. Los fluidos de fracturamiento contienen productos químicos que pudieran contaminar las áreas circundantes si los procesos de

fracturamiento no son administrados apropiadamente. El fracturamiento también produce grandes cantidades de aguas negras que pudieran contener productos químicos disueltos que requieren un tratamiento antes de ser re-utilizados ó desechados.

Por último, México puede, y hace, importaciones de suministros de gas natural de los Estados Unidos. En el 2010, las ventas de gas natural de los Estados Unidos constituyen aproximadamente el 13 por ciento del consumo total de gas natural mexicano. Ya se está trabajando para añadir y ampliar la capacidad del gasoducto frontera desde el sur de Texas a noreste de México y Arizona a Sonora. Estos y otros proyectos podrían proporcionar un adicional de 2 a 3 Mpc/día para ayudar a equilibrar mercado de México.

Combustibles Renovables/alternativosComo se describió anteriormente, las alternativas para la generación eléctrica incluyen la energía hidroeléctrica, la electricidad solar, la energía eólica (de viento), la energía de biomasa y la energía geotérmica. Los combustibles para cada uno de este tipo de generación eléctrica están disponibles a poco o casi ningún costo; con frecuencia son combustibles renovables; y pueden producir pocas o casi ninguna emisión directa. Hay poco o casi ninguna volatilidad de precios asociados con combustibles renovables mientras que los combustibles fósiles, particularmente petróleo y gas natural tienen una alta volatilidad de precio.

Sin embargo, en muchos casos la generación eléctrica por combustibles renovables no es competitiva con la electricidad generada por hidrocarburos en términos de costos totales, particularmente con respecto al gas natural, como puede verse en la Tabla 24 (página contigua). En vista de que gran cantidad de la generación eléctrica renovable no es financieramente competitiva, muchos países proveen subsidios a la generación eléctrica con combustibles renovables pagados por los contribuyentes para incentivar la inversión en estas tecnologías. En los Estados Unidos, por ejemplo, los subsidios gubernamentales para la utilización de combustibles renovables, principalmente energía eólica y solar, en el 2010 excedíeron $7 billones de dólares en comparación con alrededor de $2.5 billones en incentivos federales para hidrocarburos.[68] Estos montos no incluyeron subsidios estatales para combustibles renovables, los cuales pueden llegar a ser considerables.


Tabla 24. Pronóstico de la EIA del capital y gastos operacionales requeridos por las plantas eléctricas noviembre 2010 (USD $)[21]

Características de las plantas

Costos Operacionales

Capacidad Nominal

(kilovatios)

Calor Específico (Btu/kWh)

Costo de Capitalde fondeo bancario

(2010 $/kW)

Costo fijo de Operación y

Mantenimiento (2010$/kW)

Costo variable de Operación y Mantenimiento (2010 $/MWh)

Carbón

Una Unidad: Carbón pulverizado avanzado 650,000 8,800 $3,167 $35.97 $4.25

Una Unidad: Carbón pulverizado avanzado 1,300,000 8,800 $2,844 $29.67 $4.25

Unidad Doble: Carbón pulverizado avanzado 650,000 12,000 $5,099 $76.62 $9.05

Una unidad: Carbón pulverizado avanzado con Captura y almacenamiento de dióxido de carbono (CCS)

1,300,000 12,000 $4,579 $63.21 $9.05

Una Unidad: Gasificación Integrada en ciclo combinado (IGCC) 600,000 8,700 $3,565 $59.23 $6.87

Unidad doble: IGCC 1,200,000 8,700 $3,221 $48.90 $6.87

Una Unidad: IGCC con CCS 520,000 10,700 $5,348 $69.30 $8.04

Gas Natural

CCGN Convencional 540,000 7,050 $978 $14.39 $3.43

CCGN Avanzado 400,000 6,430 $1,003 $14.62 $3.11

CCGN Avanzado con CCS 340,000 7,525 $2,060 $30.25 $6.45

Turbina de vapor sub-crítico 85,000 10,850 $974 $6.98 $14.70

Turbina de vapor super-crítico 210,000 9,750 $665 $6.70 $9.87

Pilas de Combustible 10,000 9,500 $6,835 $350 $0.00

Uranio

Unidad doble nuclear 2,236,000 N/A $5,335 $88.75 $2.04

Biomass

Biomasa: Ciclo Combinado 20,000 12,350 $7,894 $338.79 $16.64

Biomasa con gasificador de biomasa de lecho fluido (BFB) 50,000 13,500 $3,860 $100.50 $5.00

Eólica

Viento terrestre 100,000 N/A $2,438 $28.07 $0.00

Viento costa afuera 400,000 N/A $5,975 $53.33 $0.00

Solar

Solar Termal 100,000 N/A $4,692 $64.00 $0.00

Fotovoltaica - pequeña 7,000 N/A $6,050 $26.04 $0.00

Fotovoltaica - grande 150,000 N/A $4,755 $16.70 $0.00

Geotérmica

Geotérmica – doble flash 50,000 N/A $5,578 $84.27 $9.64

Geotérmica - binaria 50,000 NA $4,141 $84.27 $9.64

Residuos solidos urbanos

Residuos solidos municipales 50,000 18,000 $8,232 $373.76 $8.33

Hidráulica

Hidroeléctrica 500,000 N/A $3,076 $13.44 $0.00

Almacenamiento bombeado 250,000 N/A $5,595 $13.03 $0.00


Existen costos y beneficios asociados con la integración de tecnologías renovables a las ya utilizadas en la generación de electricidad. A pesar de que los costos aumentan a medida que el uso de tecnologías renovables se incrementa en el portafolio de generación de electricidad, el riesgo, representado por la volatilidad del precio del combustible, disminuye. La aplicación de instrumentos financieros tales como la teoría moderna de la selección de portafolio puede ayudar a los planeadores de la generación de electricidad determinar la asignación aceptable de tecnologías a la generación de electricidad, con un conjunto de objetivos de la política.

Aun cuando los beneficios de fuentes de energía alternativa más limpia para la electricidad son atractivos, éstas requieren consideraciones operacionales para los administradores de servicios eléctricos. En primer lugar, estas son fuentes de energía “intermitente” (el sol no brilla de noche, el viento es variable) y la disponibilidad de fuentes de energía durante la hora pico no siempre coinciden con la demanda máxima. Las opciones como la energía solar y eólica no pueden proporcionar la producción de energía necesaria, en contraste, la energía a base de carbón e instalaciones nucleares son por lo general usadas para la “carga base” (las unidades funcionan continuamente proporcionando una base consistente de poder). Muchas tecnologías solares tienden ser implementadas en conjunto con turbinas de gas natural. Asimismo, tanto la energía solar como la eólica requieren vastas superficies, cuando se trata de generación a gran escala, y extenso uso de otros materiales (acero y otros productos) que requieren cantidades considerables de electricidad para su producción.

Los avances tecnológicos son tales que se ha podido integrar electricidad eólica con cierto éxito. Asimismo, las instalaciones hidráulicas proporcionan reservas de electricidad fácilmente disponibles (interrumpidas sólo por períodos de sequía extrema). La energía solar presenta un problema mayor ya que requiere alguna forma de almacenamiento. Los científicos están experimentando con una variedad de soluciones al problema de almacenamiento como dejar acumular el calor del día en líquidos tales como sal fundida permitiendo a las turbinas seguir operando después de la puesta del sol. Sin embargo, pasará algún tiempo antes de que las tecnologías renovables a escala comercial sean económicamente favorables.

Lo que muchas tecnologías renovables ofrecen (y algunas tecnologías de pequeña escala como gas natural, micro turbinas y células de combustible) es la opción para consumidores en lugares remotos o soluciones locales para satisfacer la demanda de energía. Por ejemplo, una comunidad aislada puede distribuir electricidad a sus residentes “fuera de la red” (o sea que no es necesario una conexión al sistema de transmisión). O exceso de electricidad de generación localizada, incluyendo la cogeneración, puede ser distribuida por la “red”. Electricidad distribuida y generada fuera de la red tiene implicaciones importantes para el futuro, particularmente para las poblaciones rurales mexicanas sin servicio de electricidad confiable.

Intercambio de electricidad en la fronteraEl intercambio de electricidad en la frontera puede ofrecer un número de opciones para satisfacer la demanda de electricidad en Norte América y un manejo flexible y confiable de las redes de energía eléctrica norteamericana. La red de electricidad de México se conecta a la de los Estados Unidos en varios lugares en la frontera norte. Hay dos conexiones entre Baja California y California las cuales fueron usadas para exportaciones de la CFE a las compañías de San Diego Gas and Electric y la Southern California Edison durante los años ochenta. Hay siete conexiones entre México y Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) las cuales son usadas exclusivamente para propósitos de emergencia.

Actualmente, la ERCOT está trabajando en asociación con la CFE en un intento de aumentar la conectividad de estas redes, tanto por razones económicas como de confiabilidad. Con la tecnología actualmente disponible, las interconexiones entre las regiones cercanas geográficamente pero con sistemas de transmisión aisladas de la CFE y la ERCOT pueden, de una manera singular y rentable, reemplazar a unidades ineficientes y proporcionar mejoras en la estabilidad económica al sistema de suministro eléctrico para satisfacer el aumento de demanda de las cargas locales. Interconexiones asíncronas entre la CFE y ERCOT podrían reducir los costos de generación, proporcionar apoyo mutuo en casos de emergencia y facilitar transacciones económicas. Para fines del 2005, nuevas interconexiones asíncronas

con acesso abierto con una capacidad de 250MW entre ERCOT y la CFE estaban en vías de construcción. Asimismo, la CFE y ERCOT están estudiando los refuerzos de transmisión necesarios para facilitar un intercambio de electricidad a gran escala en el futuro.

El Tratado de Libre Comercio de América del Norte -(NAFTA en Inglés) instituyó concesiones específicas para los servicios de electricidad al igual que para otros servicios de energía. Sin embargo, no proporcionó ninguna solución sobre los monopolios gubernamentales, no formalizó arreglos para la armonización de la regulación sobre energía y no incluyó las provisiones para las crisis de energía del tratado de Libre Comercio entre los Estados Unidos y Canada para Mexico. Como resultado, el TLCAN proporciona sólo un esquema débil para la integración de la electricidad en Norte América.[29]

Para que se establezca y pueda florecer un intercambio de electricidad robusto a lo largo de la frontera, es necesaria una armonización de las políticas energéticas y de los esquemas de regulación entre los Estados Unidos y México. Esto es difícil de lograr porque requiere la solución de diferencias fundamentales de opinión entre los dos países y sus sub-juridicciones, en cuanto a la confianza en el mercado y el papel del gobierno. En cualquier momento, el seguir cualquiera de las dos filosofías pueden ser influenciados por las condiciones económicas, políticas y sociales fuera del control de los tomadores de decisiones, reguladores, empresas o consumidores y los patrones de producción y consumo a largo plazo pueden revertirse o volverse cíclicos.[9]

En reconocimiento a la necesidad de armonizar las políticas del sector electrico y los marcos regulatorios, el Grupo de Trabajo en Energía de América del Norte (GTEAN) fue establecido en la primavera del 2001 por el Ministro de Recursos Naturales Canadiense, el Secretario de Energía de México y el Secretario de Energía de los Estados Unidos, para mejorar la cooperación energética de Norte América.

Los objetivos de la GTEAN son promover la comunicación y cooperación entre los gobiernos y los sectores electricos de los tres países en asuntos de interés común relacionados con energía y mejorar el intercambio comercial en Norte América y las interconexiones consistentes con el fin de obtener un desarrollo sostenible

http://es.wikipedia.org/wiki/Cartera_de_inversiones


para el beneficio de todos. Este proceso cooperativo respeta en su totalidad las políticas domésticas, las divisiones de la autoridad jurídica y las obligaciones comerciales existentes de cada país.

En Junio del 2002, la GTEAN publicó el Perfil Energético de América del Norte34. Este reporte presenta una variedad de información sobre energía de los tres países, incluyendo un resumen económico, datos de energía, tendencias de oferta y demanda, proyecciones de energía y descripciones de la infraestructura, leyes y reglamentos.La GTEAN también publicó dos documentos de trabajo:”Regulación del Comercio Internacional de Electricidad” (Regulation of International Electricity Trade) (que trata con las exportaciones e importaciones así como la interconexión de las líneas de transmisión) y la “Eficiencia Energética.”

Además del GTEAN las Comisiones Reguladoras de los Estados Unidos, Canadá y México se reúnen al menos tres veces al año para revisar sus programas regulatorios, fortalecer sus relaciones e intercambiar información. Algunos de los temas tratados incluyen: los proyectos de interconexión de electricidad, proyectos GNL (gas natural licuado), posibles interconexiones de gas natural, temas de suministro/demanda regionales y coordinación regulatoria.[53]

En Mayo 2010, el Presidente Calderón de México, y el Presidente Obama de los Estados Unidos, crearon el Grupo de Trabajo para la Electricidad Transfronteriza entre los Estados Unidos y México para fomentar el crecimiento de mercados regionales de energía renovable entre los dos países así como mejorar la confiabilidad y flexibilidad de la red eléctrica.[35]

Desde 1994, la “Texas General Land Office” (la Oficina de Catastro) ha colaborado con una variedad de agencias en los Estados Unidos y en México, incluyendo a representantes de los gobiernos locales, estatales y federales, del sector privado, universidades y organizaciones no-gubernamentales, para organizar el Foro Anual Sobre Energía Fronteriza. Con cerca de 200 participantes anualmente, el Foro es una conferencia diseñada para mejorar el intercambio de información relacionada a la energía, incluyendo la electricidad y su relación con el medio ambiente a lo largo de la región fronteriza.

34 El reporte de la GTEAN está disponible en http://www.eia.doe.gov/emeu/northamerica/index.htm.


TENDENCIAS FUTURAS

Fuente: Rosenberg, et.al., 2005.

Ilustracion 16. Planta de generación típica con tecnología IGCC.

Quemadorde gas

Constituyentesdel gas

Carbón,petróleo, biomasa,

desperdicios, etc.

Sólidos

Productos secundariosde la escoria

Particulados

Cenizas(producto secundario)

Separador deaire

Oxígeno

Aire

AireAire

comprimido

Remoción de partículados

Limpieza generaldel gas

Azúfre(producto secundario)

Reactorde cambio

Conversión de gas Combustibles y

productosquímicos

Secuestraciónde dióxido de

carbono

Quemador

Turbinas degas

Celdasde

combustible

Aire

Recobro de calorgenerador de vapor

Hidrógeno

Electricidad

Electricidad

Chimenea

Generador

Generador

Vapor

Turbinade vapor

Separaciónde hidrógeno

Vapor

Electricidad

QAe1574(a)

Nuevas tecnologías de Generación Technologies Además de los avances en el diseño de las turbinas que usan gas natural, hay nuevas formas de conseguir una combustión limpia usando carbón y combustóleo y mejoras en la tecnología de energía alternativa. En México, el Centro de Investigación de Energía (CIE) en la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) participa activamente en la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías de generación.

La tecnología de gasificación integrada de ciclo combinado, (IGCC) por sus siglas en inglés, es un proceso de generación de energía que integra un sistema de gasificación con una turbina convencional de ciclo combinado. El sistema de gasificación convierte el carbón (u otro combustible líquido o sólido tal como el coque de petróleo, biomasa o petróleo crudo pesado) en gas sintético “syngas” el cual está compuesto primordialmente de hidrógeno y de monóxido de carbono.

El gas sintético (syngas) se usa como combustible en una turbina para generar electricidad. La IGCC es una tecnología avanzada que puede reducir considerablemente las emisiones a la atmósfera, el uso de agua y el desperdicio sólido producido por las plantas que utilizan carbón y combustóleo. Además, la tecnología IGCC ofrece una posibilidad para separar y capturar las emisiones de dióxido de carbono (y producir hidrógeno puro) al agregar reactores de gas y agua al sistema de tratamiento del gas sintético (syngas) y proporcionar un proceso de absorción física para remover el dióxido de carbono.[57] El dióxido de carbono capturado puede ser almacenado o “secuestrado” (dependiendo de la tecnología para “secuestrar” el dióxido de carbono como se describe mas adelante).

Sin embargo, varios expertos piensan que las plantas de generación eléctrica con tecnología IGCC tienen características de costo y desempeño inciertas. En el 2010 la Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía de los Estados Unidos canceló su proyecto de prueba sobre la IGCC (FutureGen) por razones económicas. Se anunció un nuevo proyecto, FutureGen 2.0 que propone adaptar una planta cerrada de generación eléctrica a base de carbon en el estado de Illinois para demonstrar la tecnología de oxicombustión así como captura y secuestración de dióxido de carbono. Actualmente, FutureGen 2.0 está bajo consideración por el Departamento de Energía de los Estados Unidos.

Existen otras tecnologías en el horizonte que pueden transformar completamente la industria. Con frecuencia se mencionan las células de combustible, que usan reacciones electroquímicas parecidas a las reacciones de las baterías de un automóvil para generar electricidad. Otro tipo de células de combustible más prometedoras son aquellas que utilizan gas natural como materia prima para producir hidrógeno. Este tipo de células son más pequeñas y modulares y pueden utilizarse para proporcionar energía a edificios o vecindarios evitando el ruido y la contaminación visual de las plantas de energía tradicionales.

Las células de combustible, la tecnología solar moderna y otros avances pueden conducir a una “descentralización” de los sistemas de energía eléctrica y permitir el desarrollo de sistemas a pequeña escala que resuelvan el problema de baja confiabilidad a la que tanto temen los consumidores. Este tipo de sistemas de energía descentralizados pueden hacer una contribución importante a la disponibilidad de energía limpia y eficiente para el sector rural de México en donde gran parte de la población vive sin servicio de electricidad confiable.

Mas adelante en el futuro, las tecnologías de fusión nuclear podrán ser finalmente viables. A diferencia de la fisión nuclear, la fusión es la combinación de átomos que producen calor. La fusión nuclear es una tecnología buscada con un futuro prometedor para la energía limpia y renovable, siempre y cuando sea posible obtenerla. La tecnología denominada reactor modular de lecho de

bolas (PBMR) la cual también está basada en la fisión nuclear podrá producir su primer reactor comercial para el 2007. Este tipo de reactores modulares de lecho de bolas (PBMR) son alimentados por cientos de miles de esferas del tamaño de una pelota de tenis y cada uno de ellos contiene miles de núcleos del tamaño de la semilla de amapola. Comparados con los reactores de agua a presión (PWR), la tecnología utilizada en más de la mitad de los reactores existentes, los reactores con tecnología PMBR son más pequeños y se pueden construir más rápidamente. Los que proponen este tipo de reactores afirman que éstos son más seguros y menos costosos. Estas dos características son puestas en duda por sus críticos.

Otras tecnologías que están siendo evaluadas por los grupos de inversionistas son las micro-turbinas, la energía solar (ya sea como grandes granjas colectoras o como células fotovoltaicas en los edificios), y la energía del océano (ya sea utilizando la fuerza de la corriente o las olas).

Varias de las tecnologías mencionadas aquí no son nuevas. Todas están siendo estudiadas y evaluadas en las universidades e institutos de investigación en México entre ellos el CIE de la UNAM, el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), el Instituto Politécnico Nacional y el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología. La aplicación comercial y más generalizada de estas tecnologías dependerá de condiciones favorables del mercado. Uno de los beneficios de un mercado competitivo es que acelerará la adopción de nuevas tecnologías.


TENDENCIAS FUTURAS

Tecnologías de captura y secuestro del dióxido de carbono (CO2)La captura y secuestro del gas dióxido de carbono (en inglés CCS) se refiere a tecnologías desarrolladas para capturar el dióxido de carbono proveniente de fuentes de emisiones. Ejemplos de esto son las plantas de generación de electricidad, antes de que éste sea dispersado en el medio ambiente, y utilizando tecnologías para secuestrarlo o almacenarlo en lugares como: formaciones geológicas, tales como el petróleo y, vetas de carbón difíciles de explotar, depósitos salinos en la profundidad del océano y en ecosistemas terrestres mediante el mantenimiento y protección de estos ecosistemas que almacenan este gas de tal forma que este almacenamiento pueda mantenerse o incrementarse a largo plazo mediante el manejo del ecosistema.

El desarrollo y comercialización exitosos de estas tecnologías pueden reducir significativamente la emisión de gases de invernadero que se producen al utilizar combustibles fósiles en las plantas de generación de energía eléctrica, especialmente aquellos que utilizan carbón y combustóleo pesado.

El propósito de la investigación actual consiste en efectuar una evaluación científica de las posibilidades y los costos de secuestrar el CO2.

Para tener éxito, las técnicas y prácticas para secuestrar el dióxido de carbono deben cumplir con los siguientes requisitos:

• Ser efectivas y competitivas en cuanto a su costo

• Proveer almacenamiento estable y a largo plazo, y

• Ser benignas con el medio ambiente

Si las tecnologías de captura y secuestro actualmente conocidas fueran aplicadas a las plantas generadoras de electricidad, esto aumentaría el costo de electricidad considerablemente. Por ejemplo, la aplicación de tecnologías CCS a una planta que utiliza carbón pulverizado y a una planta de gas natural de ciclo combinado (IGCC) aumentaría sus costos de producción de electricidad entre un 43–91 por ciento, y entre 37–85 por ciento respectivamente.[37] Si el dióxido de carbono pudiera ser vendido para proyectos de recuperación secundaria

del petróleo, el aumento en los costos de producción de electricidad se verían reducidos a un rango del 12–57 por ciento para las plantas con carbón pulverizado y a un 19–63 por ciento en las plantas de ciclo combinado de gas natural.[37] Como se observa en los datos anteriores, la menor alza de costos se obtiene aplicando la tecnología CCS a las plantas de gas natural de ciclo combinado. A medida que hay avances en la tecnología CCS y ésta se aplique a gran escala, los gastos podrían potencialmente disminuir del 20 al 30 por ciento.[37]

A plazo medio, los ensayos experimentales de secuestro del CO2 desarrollarán opciones de secuestro directo o indirecto. Las opciones directas se refieren a la captura del CO2 en la misma planta generadora antes de que se disipe en la atmósfera combinado con secuestro de gas con “valor añadido” al utilizarse en operaciones de recuperación secundaria del petróleo (EOR) y en producción de metano en vetas de carbón de explotación difícil. El secuestro indirecto se refiere a investigaciones para integrar la producción de combustibles fósiles y uso con secuestro terrestre y almacenamiento de carbón en el océano.

A largo plazo los productos tecnológicos

serán más revolucionarios y su aplicación dependerá menos en condiciones geográficas o en una aplicación específica, lo cual asegurará su viabilidad económica35.

Adicionalmente al desarrollo tecnológico, se debe crear una cadena de valor comercial que capture carbóno para su uso final que haga posible el secuestro a gran escala del dióxido de carbono. La cadena de valor económica que incorpora la recuperación de petróleo (EOR) son sensibles a los precios del petróleo y los precios pagados por el CO2. El análisis inicial indica que los precios pagados por operadores del EOR por el dióxido de carbono deberan exceder los precios pagados históricamente o subsidios pueden ser requeridos. El desarrollo y expansión de la cadena de valor para el CO2 requerirá de nuevas políticas, regulaciones y diseño del mercado. Se está trabajando en esta dirección en el Bureau of Economic Geology de la Universidad de Texas, el Gulf Coast Carbon Center y el Center for Energy Economics.[41] Los lazos de investigación entre México, los Estados Unidos y Canadá en el área de captura y secuestro son creados principalmente a través de sus respectivos ministerios de energía y recursos naturales

y fundaciones científicas (la Conacyt en México, la National Science Foundation en los Estados Unidos, y las diversas organizaciones agrupadas bajo Science.gc.ca en Canadá.)

Tecnologías de transmisión, distribución y almacenamiento.Avances en la eficiencia de los sistemas de capacidad de transmisión actuales y los sistemas de red de distribución de electricidad son mejoras esenciales para facilitar la transición a fuentes alternativas de energía y sistemas de distribución de energía a pequeña escala. Una red más eficiente podría revolucionar la forma en la que suministramos y consumimos electricidad. En México las organizaciones mencionadas en la sección de Nuevas Tecnologías para la Generación, así como el Comité de Desarrollo y Tecnología en colaboración con la UNAM están investigando nuevas tecnologías de transmisión, distribución y almacenaje de energía.

A medida que la electricidad viaja a través de la red de transmisión, hay pérdidas de electricidad (a veces mayores del 10 por ciento). Esto se debe a que los materiales típicamente utilizados en los cables de transmisión pueden tolerar solo una cierta cantidad de calor. El uso de nuevos materiales de superconductividad pueden superar estas limitaciones. En centros de investigación alrededor del mundo, incluyendo el Centro de Superconductividad de Texas en la Universidad de Houston, científicos están desarrollando nuevos materiales que puedan soportar niveles de calor y tensión mucho mayores que aquellos alcanzados con los metales tradicionales. Si se pudieran desarrollar estos materiales de una manera económica y ser utilizados para la transmisión de electricidad, esto reduciría de manera importante la cantidad de electricidad que debe ser generada y permitiría que la electricidad fuera transportada eficientemente sobre largas distancias. Se han obtenido resultados muy prometedores de experimentos sobre líneas cortas con líneas de alto voltaje que utilizan materiales de superconductividad.

Para poder mejorar el manejo de la electricidad, se necesitan nuevas formas de administrarla que aprovechen las propiedades de los materiales y aparatos de superconductividad. Una de estas tecnologías se refiere al uso de aparatos

35 Para más información por favor visite: http://fossil.energy.gov/programs/sequestration/ y www.greenfacts.org/en/co2-capture-storage/figtableboxes/10.htm.


de superconductividad para la gestión en tiempo real del flujo de electricidad. Los investigadores del Centro de Investigación Avanzada en Houston (HARC en inglés) han estudiado el uso de pequeños interruptores de superconductividad y aparatos de almacenamiento de energía de mayor superconductividad para el mejoramiento de las aplicaciones en transmisión. HARC (con un consorcio del sector público y privado y el estado de Texas) ha examinado la factibilidad técnica y económica de aplicar estas tecnologías a las limitaciones del sistema de transmisión de Texas. Estos aparatos permitirían la administración de varios servicios de energía eléctrica tales como el mejoramiento en la estabilidad de transmisión, aumentos

en la capacidad de transmisión, control de la frecuencia y voltaje y otras mejoras en la calidad de la transmisión.

También se están realizando programas para estudiar las implicaciones de la nanotecnología para la energía. Se están desarrollando nuevos métodos en la Universidad de Rice en Houston, Texas, que permitirían el transporte de la electricidad a largas distancias de una manera económica a travez de cables de nanotubos de carbono de alto voltaje sin pérdidas o con pérdidas muy pequeñas, y de esta forma, facilitar el acceso a fuentes de energía remota, tales como granjas de energía solar. Aunado con el desarrollo de mejoras al almacenamiento en baterías, esta tecnología podría promover la energía distribuida.

Las tecnologías para almacenar la electricidad se ven como las del “Santo Grial” con respecto a todas las tecnologías relacionadas con energía. En particular, la tecnología volante parece ser la más avanzada. Una compañía de Texas, el Active Power, desarrolló su primer sistema de almacenamiento volante comercialmente viable y tiene acuerdos de distribución con compañías tales como Caterpillar, GE e Invensys. Otras tecnologías para almacenamiento incluyen la hidroelectricidad bombeada, el almacenamiento de energía de aire comprimido, el almacenamiento de energía magnética superconductora, y los supercondensadores, supercapacitores, pseudocapacitores, ultracondensadores, ultracapacitores o simplemente EDLC por sus siglas en inglés.


GLOSARIOBtu (British Thermal Unit- Unidades Térmicas Británicas): Una unidad estándar para medir la cantidad de energía calórifica equivalente a la cantidad de calor requerida para aumentar la temperatura de una libra de agua por un grado Fahrenheit.

Capacidad: La cantidad de energía eléctrica entregada ó requerida para que un generador, turbina, transformador, circuito de transmisión, estación o el sistema en conjunto sea evaluado por el fabricante.

Cogenerador: Una planta generadora que produce electricidad y otra forma de energía térmica útil (como calor o vapor) utilizada en aplicaciones industriales, comerciales, de calefacción o de refrigeración.

Ciclo Combinado: Una tecnología de generación eléctrica en la cual la electricidad es producida de calor de desecho que se escapa de una o varias turbinas de combustión de gas. El calor existente se canaliza a una caldera convencional ó a un sistema de recuperación de vapor generador para ser utilizado en una turbina de vapor en la producción de electricidad. Este proceso aumenta la eficiencia de la unidad de generación eléctrica.

Cf: Pie cúbico de gas natural. Utilizamos MMcf que significa millones de pies cúbicos; Bcf significa un billon de pies cúbicos; y Tcf significa trillones de pies cúbicos. Utilizamos MMcf y BcF/día en el sentido de las tasas de flujo sobre una base diaria.

Sistema de Distribución: Aquella porción del sistema de distribución operando a menos de 60 kilovoltios (kV) que proporciona el servicio eléctrico a los clientes.

Mercado de Futuros: Acuerdo contractual para la entrega de un producto básico en una

fecha futura y a un precio especificado en el momento de la compra. El precio está basado en una subasta ó mercado. En los Estados Unidos, este es un mecanismo estandarizado, negociado en la bolsa y regulado por el gobierno como mecanismo de cobertura.

Generación Bruta: La electricidad producida por los generadores y medida en la planta generadora.

Productores Independientes de Energía: Entidades productoras de energía que no pertenecen a la CFE ni la LFC. Productores independientes de electricidad que no cuentan con redes de transmisión ó sistemas de distribución y que venden su electricidad exclusivamente a la CFE.

Carga: La cantidad de energía eléctrica entregada en cualquier punto ó puntos específicos de un sistema.

Perfil de Carga: Una representación del uso de energía por un grupo de consumidores, que muestra las variaciones en la demanda en un período de una hora o porción de hora.

Precios Basados en el Mercado: Los precios de servicio eléctrico que son fijados en un sistema de mercado abierto de oferta y demanda bajo la cual el precio es determinado solo por un acuerdo libre de cuanto el comprador está dispuesto a pagar y el vendedor está dispuesto a aceptar. Estos precios podrían cubrir todos los gastos o menos que el total de los gastos, dependiendo de lo que el comprador y el vendedor ven como sus propias oportunidades y riesgos.

Generación Neta: La electricidad entregada a la red de transmisión del SEN. La generación neta es generalmente igual a la generación de electricidad

menos la electricidad utilizada en las operaciones de generación.

Acceso Abierto: Un mandato regulatorio que permite a otros el uso de instalaciones de transmisión y distribución para mover gas de un punto a otro utilizando el sistema de manera no-discriminatoria y a cuotas basadas en costos.

Interrupción de Servicio: Planta fuera de servicio para realizar mantenimiento, construcción o reparación por un período determinado.

Rutas de Flujo Paralelo: La electricidad fluye sobre las líneas de transmisión de acuerdo a las leyes de física. De tal manera que la electricidad generada en una región puede ser transmitida por líneas de transmisión de otra región, afectando involuntariamente la habilidad de la región afectada para distribuir electricidad.

Energía Reactiva: Producto del voltaje y el componente fuera de fase de la corriente alterna. La energía reactiva, generalmente medida en megavoltios-amperes reactivos, es producida por capacitores, generadores sobreacelerados y otros dispositivos capacitivos y es absorbida por los reactores, los generadores subutilizados y otros dispositivos inductivos.

Reserva Rodante: Aquella reserva de capacidad generadora funcionando a una carga cero y sincronizada con el sistema eléctrico.

Pérdidas de Transmisión: Diferencia entre la electricidad que entra y la electricidad que sale de la red de transmisión del SEN.


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