El organismo federal expuso a ZETA que en BC “está importando 25 MW asociados al Protocolo Correctivo” y que puede incrementar la importación de electricidad, contradiciendo así la versión del gobernador que sostiene el racionamiento del líquido vital porque no hay suficiente energía para bombearlo desde el acueducto, tratando así de imponer su proyecto de una planta fotovoltaica
Hace un mes la administración de Jaime Bonilla Valdez inició el tandeo de agua en Tijuana y en Playas de Rosarito, bajo el argumento de que no había energía eléctrica para que el Acueducto Río Colorado-Tijuana abasteciera la demanda de la Zona Costa ante las pasadas ondas cálidas.
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“Cenace nos pide que regulemos el bombeo porque no tiene energía para darnos” señaló en su momento el secretario del Agua, Salomón Faz Apodaca. Sin embargo, “únicamente” el 19 de agosto -cuando se registró la demanda máxima de electricidad en Baja California- el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) pidió al acueducto reducir su consumo por ocho horas (20 MW durante cuatro horas y 40 MW por otras cuatro horas).
Según el organismo federal, tampoco ha habido problemas en la implementación del Protocolo Correctivo en el que participan cuatro empresas, con una potencia acumulada de 323.5 MW, para subsanar del déficit de energía que tiene BC en verano.
El Cenace está importando 25 MW asociados al Protocolo Correctivo en Baja California “y puede incrementar la importación por confiabilidad y emergencia en cualquier momento del año”, expuso a ZETA el organismo que, hasta el miércoles 23 de septiembre, era dirigido por Alfonso Morcos.
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La discrepancia entre la información estatal y federal plantea una interrogante: Si no fue por falta de energía, ¿por qué continúo el tandeo de agua?
Al parecer la respuesta se encuentra en la carta que Bonilla Valdez envió a la secretaria de Energía, Rocío Nahle, en la que el mandatario afirmó que “durante el verano el Acueducto Río Colorado-Tijuana se ve obligado a disminuir o suspender operaciones en horario punta (de mayor calor) para ahorrar en el consumo de energía eléctrica”.
No obstante que el presupuesto del acueducto para su consumo eléctrico es de mil millones de pesos para 2020, el cambio de proveedor (de Sumex a Orca) logró una tarifa más barata en meses sin el Protocolo Correctivo y los más de mil millones de pesos recaudados por Fisamex, de los cuales faltan por ejercer 60%.
Ing. Mario Morales Vielmas, director General de Intermediación de Contratos Legados de la CFE.
SIMULAN TRANSPARENCIA
Desde el 20 de agosto a la fecha, el proceso de licitación de la planta solar ha seguido su curso. Pese al compromiso de Bonilla Valdez para que sea transparente, sigue siendo opaco para la población que no conoce a detalle qué requerimientos está solicitando la autoridad, pues las bases de la licitación no están publicadas en el portal Compras BC.
Las actas de las Juntas de Aclaraciones tampoco muestran las casi 60 preguntas que formularon los participantes, así como las respuestas que dio el Comité Interinstitucional de Energía a cada una de ellas. Esto incluso contrasta negativamente con otras licitaciones importantes de esta administración, como la del refinanciamiento de la deuda de febrero pasado.
En los videos publicados sobre la licitación de la planta solar, de alrededor de 30 minutos cada uno, funcionarios refieren que las preguntas serán contestadas vía correo electrónico.
Como ejemplo de lo anterior, en la Junta de Aclaraciones del 17 de septiembre, Gustavo Garcín, representante de Industrias GFE, SAPI de CV preguntó “si el techo presupuestal mencionado en las bases es por el total del volumen de energía o solamente por las cargas del acueducto, porque eso no quedó muy claro en las respuestas”.
Ante ello, el secretario de Hacienda, Rodolfo Castro, reiteró que se contestaría la pregunta vía correo electrónico.
En julio de 2020, el Congreso local aprobó, en fast track, que el gobierno estableciera un contrato por 30 años con la empresa que resulte ganadora de la licitación, cuyo resultado se dará a conocer el 8 de octubre. Según las autoridades, 16 empresas compraron las bases de licitación y podrían entregar una propuesta para desarrollar la planta solar, que requiere una inversión de 270 millones de dólares.
CFE FORTALECERÁ SISTEMA ELÉCTRICO DE BC
Mario Morales Vielmas, director general de la filial de Intermediación de Contratos Legados de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), dijo que la paraestatal ya autorizó el proyecto denominado Baja California IV, que contará con una capacidad de 527 MW, requerirá una inversión de 365 millones de dólares y se ubicará en la geotermia de Cerro Prieto.
Dicha central será de ciclo combinado y puede construirse en dos etapas. En la primera produciría 325 MW con la instalación de dos turbogeneradores, para empezar a operar a partir de 2022. Mientras que en la segunda etapa, “el ciclo cerrado” operaría para abril de 2024.
Morales Vielmas anunció que en octubre la CFE definirá si desarrolla dos centrales más en el Estado. Un proyecto de turbogas en la central Presidente Juárez en Rosarito, donde se producirían 377 MW, con 150 millones de dólares de inversión. Y el proyecto de una planta de ciclo combinado en San Luis Río Colorado, de 470 MW, con una inversión de 340 millones de dólares.
“Con estas centrales quedaría fortalecido totalmente el sistema eléctrico de Baja California”, afirmó el funcionario, ya que la interconexión de Baja California con el Sistema Nacional Eléctrico (de 700 kilómetros de línea en dos circuitos) requiere una inversión aproximada de 15 mil millones de pesos. Aunque este proyecto aún está en consideración, “creemos que hoy es importante fortalecer la capacidad de generación de la propia Península”.
En cuanto a la planta solar que impulsa el gobierno estatal, Morales Vielmas estimó que es probable que el Cenace considere que el proyecto requiera baterías (lo que podría duplicar su inversión), dado que la energía solar (como la eólica) son intermitentes. Es decir, cuando deja de haber sol o viento, la producción de energía eléctrica se detiene, y eso causa fluctuaciones en el sistema eléctrico.
Por esta característica de ciertas energías renovables, es necesario tener generación flexible o sistemas de almacenamiento, para cuando sube la curva del sol o están los aerogeneradores teniendo diferentes comportamientos por la velocidad de viento, haya otro que automáticamente cubran esas fluctuaciones y el usuario no resienta el comportamiento atípico en la generación de energía renovable.
Actualmente, México tiene 10% de penetración de todos los generadores intermitentes del país, y la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Cenace ya tienen autorizado otro 10%, por lo que para 2024 se tendría alrededor de 20% de penetración de energías renovables intermitentes. Eso implica que debe haber sistemas de generación flexible para atender el comportamiento de las energías renovables intermitentes.
En entrevista con ZETA, el directivo de Intermediación de Contratos Legados de la CFE comentó que para 2024 habría 101 mil MW y “llegaríamos a alrededor de 70 mil MW de demanda máxima, entonces eso haría que hubiera una sobre oferta”, lo cual no es idóneo, porque las centrales tendrían que parar e incluso cerrar.
Al destacar el sentido social de la CFE desde su surgimiento en 1937, el funcionario señaló que “hoy por hoy la industria privada viene a hacer negocio, y si no es negocio, no invierte ni un peso, entonces CFE tiene que atender esas necesidades como ocurrió en 1937, en 1960” agregó Mario Morales Vielmas.
TEMPERATURA PROVOCA APAGÓN EN MEXICALI
El 5 de septiembre, una falla en la Unidad Central Número 4 -cuyo proveedor de energía eléctrica es la empresa SAAVI– provocó un apagón en Mexicali, suspendiendo el suministro a casi 140 mil usuarios.
Esta falla fue provocada por las altas temperaturas que se presentaron en agosto y parte de septiembre. Según el Cenace, en dicha eventualidad se interrumpió el suministro de 80 MW al acueducto durante una hora y 36 minutos.
