Por: Pedro Luna
Director de Desarrollo de Negocios de GME
Para satisfacer la demanda por electricidad en todo momento se requiere de una capacidad instalada de generación. Si esa capacidad de generación no es óptima se necesitará mayor capacidad instalada para cubrir cualquier aumento no previsto en la demanda o la salida de operación de alguna central. Esto generara costos mayores para el sistema. Este artículo explica esta relación.
La energía eléctrica es un insumo necesario para el crecimiento y el desarrollo económico y social de un país. En México, de acuerdo con el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2039 (PLADESE) publicado por la Secretaría de Energía (SENER), el consumo bruto de electricidad creció 42% entre 2010 y 2024, al aumentar de 253,460 GWh en 2010 a 359,807 GWh en 2024. Esto significa un crecimiento promedio anual de 2.53%, mayor a la tasa de crecimiento promedio anual del Producto Interno Bruto (PIB) del mismo periodo (1.70%).
Otra forma de ver el crecimiento de la demanda por electricidad es a través de la demanda máxima integrada del sistema. En el mismo periodo creció 47%, de 37,665 MWh/h en 2010 a 55,528 MWh/h en 2024. Es decir, un crecimiento promedio anual de 2.81%.
Para satisfacer la demanda por electricidad, la capacidad instalada de generación ha aumentado y se ha modificado su composición. Durante el periodo 2010-2024 la capacidad instalada de generación aumentó 64% o 3.6% anual. En 2010 se contó con 55,090 MW de capacidad y creció hasta 90,543 MW en 2024.
Los mayores cambios se dieron en la adopción de energías renovables: eólica, solar fotovoltaica y bioenergía. Sin embargo, la tecnología predominante en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) continúa siendo el ciclo combinado a base de gas natural (39% del total de la capacidad instalada en 2024).
Capacidad instalada de generación por tecnología, SEN, 2010 y 2024
Fuente: elaborado con datos de SENER. PLADESE 2025-2039.
Ahora bien, se observa una diferencia entre el tamaño de la capacidad instalada en el SEN y la demanda máxima integrada del sistema. En los últimos 15 años, la demanda máxima integrada del sistema ha sido menor a la capacidad instalada. En 2024, el sistema presentó una demanda máxima integrada de 55,528 MWh/h, mientras que la capacidad instalada total alcanzó 90,543 MW. Es decir, la capacidad instalada fue mayor en 63% a la demanda máxima.
Fuente: elaborado con datos de SENER. PLADESE 2025-2039.
El exceso de capacidad instalada sobre la demanda máxima integrada del sistema ha variado entre 39% durante 2011-2012 y 77.9% en 2020. Entre 2010 y 2024 esta diferencia ha aumentado 16.8 puntos porcentuales, de 43.6% en 2010 a 63.1% en 2024.
Esta diferencia se explica por diversos factores. En todo sistema eléctrico siempre habrá capacidad instalada ociosa. Cuando existe congestión en las líneas de transmisión, o las plantas de generación salen de operación por mantenimiento programado o por falla, otras plantas con mayores costos de generación deben funcionar para cubrir la demanda. Dada una demanda por electricidad, una planta de generación puede tener un mayor costo variable al del precio marginal local (PML) del nodo donde inyecta su energía, por lo que para un generador la decisión financiera es no generar y comprar electricidad en el mercado para cumplir sus contratos con sus clientes. Además, las fuentes renovables no convencionales, como solar y eólica, tienen periodos de inactividad dependiendo de la disponibilidad del recurso natural (intermitencia).
Otro ejemplo, es un momento en el que la demanda por electricidad es muy baja y hay abundancia de recursos naturales (sol y viento). Para evitar un exceso de oferta de electricidad, el operador del mercado puede ordenar a las centrales de generación renovable que reduzcan o paren su operación.
Así, la capacidad instalada de generación puede ser mayor a la requerida para satisfacer la demanda máxima integrada por efectos como la congestión, mantenimientos, fallas, altos costos variables (vs. el PML), y disponibilidad de recursos naturales.
El porcentaje del tiempo que una planta de generación eléctrica está generando electricidad se mide a través de su factor de planta. Si el factor de planta es 100% indica que la planta de generación generó durante las 8,760 h de un año. El hecho que la demanda máxima sea inferior a la capacidad instalada total indica que el factor de planta promedio del sistema es menor a 100%. La siguiente gráfica muestra el factor de planta para las diferentes tecnologías del SEN, durante 2010 y 2024.
Fuente: elaborado con datos de SENER. PLADESE 2025-2039.
Durante 2010 las centrales carboeléctricas, de ciclo combinado y geotermia tuvieron factores de planta superiores a 70%. Es decir, proporcionaban energía firme al sistema. Por el contrario, las centrales turbogas presentaron un factor de planta inferior a 10%, pues se utilizaron para cubrir la demanda únicamente en periodos pico.
En 2024 la forma de generar electricidad cambió. Las centrales con mayores factores de planta fueron la nucleoeléctrica, los ciclos combinados y la combustión interna con factores de planta superiores a 60%. En contraste, las centrales con factores de planta menores a 30% fueron las carboeléctricas, térmica convencional, cogeneración eficiente, hidroeléctrica, solar fotovoltaica y bioenergía.
El factor de planta está afectado por las tasas de salida por fallas y mantenimiento. Una central eléctrica no genera electricidad cuando está sin operar por una falla o por mantenimiento. Por tanto, a mayor tasa de salidas, menor factor de planta. En 2024 las centrales que presentaron las mayores tasas de salida por falla y mantenimiento fueron las térmicas convencionales (49.7%) y las carboeléctricas (41.8%); en tanto que las que tuvieron las menores tasas de salida fueron las centrales eólicas y solares FV.
La obsolescencia de las centrales y la falta de mantenimiento correctivo pueden ser las causas de estas altas tasas de salida sobre todo en centrales carboeléctricas y térmicas convencionales.
Así, el sistema eléctrico mexicano requiere tener una gran capacidad instalada de generación para enfrentar una alta demanda con plantas con un alto grado de obsolescencia y falta de mantenimiento. Es decir, para enfrentar un aumento en la demanda se echa mano de una central que puede llegar a fallar o está en mantenimiento y, por tanto, se necesita otra que cubra o respalde esa. La intuición es sencilla: si una persona requiere transportarse y cuenta con cinco autos viejos y que fallan constantemente, los necesitará todo el tiempo por si uno falla conducirá otro. Si tuviera un auto eficiente y con una probabilidad de falla muy baja solo necesitaría uno. En este último caso, sus costos de transporte serán menores.
Fuente: elaborado con datos de CENACE.
Una posible solución sería el retiro de esas centrales o su sustitución por otras que utilicen otra tecnología o combustible. El PLADESE publicado por la SENER prevé que para el periodo 2025-2039 retirará 86 unidades de diferentes centrales eléctricas, por un total de 9.9 GW de capacidad. El 73% de esa capacidad corresponde a centrales térmicas convencionales (7.3 GW), seguida de centrales de ciclo combinado (12%, 1.2 GW). y la región Noreste concentra el 22% (2.2 GW) de los retiros.
Sin embargo, al utilizar el promedio de las tasas de salida por tipo de central, del periodo 2018 a 2024, y aplicarlos a la capacidad instalada de l sistema eléctrico nacional, se obtienen los retiros necesarios: 14 GW, de los cuales la mitad corresponden a centrales de ciclo combinado (7 GW), seguidas de centrales térmicas convencionales (3.2 GW, 23%).
Parte de la diferencia puede deberse a las inversiones que CFE ha realizado para construir centrales eléctricas de ciclo combinado en el país: Mérida 4, Tuxpan fase 1, Lerdo (Norte IV), González Ortega, San Luis Río Colorado y Valladolid por un total de 4.2 GW, y las que ya están en operación Salamanca, Villa de Reyes y el Sauz 2, por 1.6 GW. El siguiente paso es la sustitución o retiro de centrales térmicas convencionales.
Como conclusión podemos resaltar que el parque de generación del SEN, sobre todo el de tecnologías convencionales, presenta altas tasas de salida por falla y mantenimiento. Esto genera costos al sistema que podrían ser evitados con inversión en centrales más eficientes que entren en operación lo antes posible.
