Baja California enfrentará el verano próximo con el déficit de energía más alto en los últimos cinco años (914 Megawatts MW). Aunque el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) aplicará de nueva cuenta el protocolo correctivo -que consiste en generar la energía faltante con combustibles fósiles-, podrían registrarse apagones en el estado.
Como en años anteriores, el sistema eléctrico del estado enfrentará una mayor demanda de electricidad con una limitada oferta de energía y sin estar conectados entre ellos ni a la red eléctrica nacional.
Bertram Peterson, integrante de la Comisión de Energía de Index Zona Costa de BC, señaló que no hay garantía de que se evitarán los cortes eléctricos, puesto que la red es “frágil”, con diversos puntos de falla y las interrupciones en el suministro pueden darse por el desperfecto de alguna termoeléctrica o la caída de un poste en el contexto de una mayor demanda en verano, derivado de las altas temperaturas.
Diariamente se importa y exporta electricidad a California, a través de dos puntos de conexión (Tijuana-San Diego/Mexicali-Calexico), sin embargo, esas líneas “ya están saturadas” por falta de inversión, y no podrían transmitir más energía de la que ya está contemplada.
Es posible que, al registrarse una mayor demanda de electricidad de Mexicali sean afectadas otras zonas del estado con “apagones rodantes”, que son aquellos que instruye el Cenace se hagan de colonia en colonia o de ciudad en ciudad, para evitar que colapse todo el sistema, pero que pueden provocar averías a los aparatos eléctricos de los consumidores, indicó Peterson.
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Este escenario ya se vivió en el estado en septiembre de 2019, cuando la falla en la central de ciclo combinado de Mexicali -perteneciente a InterGen– provocó un desbalance de energía por el que interrumpió el suministro en colonias de Tijuana, Ensenada, Rosarito y Tecate, afectando a 22 por ciento del total de usuarios en la entidad.
Según el Cenace, el déficit de energía previsto para el verano de 2024 es de 914 MW con todo y reserva. En tanto, la demanda máxima de electricidad en junio será de 3,156 MW; 3,502 MW en julio; agosto 3,529 MW y septiembre 3,412 MW.
Bertram Peterson apuntó que, dicha demanda representa un incremento de alrededor del 20 por ciento respecto a la registrada en 2019, a razón de un aumento del 4 por ciento anual. Del total de energía eléctrica consumida en el estado, alrededor de 60 por ciento es utilizada por la industria, 30 por ciento por consumidores domésticos y 10 por ciento por comercio, agricultura y servicios públicos.
En materia energética ha faltado continuidad en las diferentes administraciones federales para concretar proyectos en generación y transmisión de electricidad; no se han instalado nuevas plantas generadoras ni redes al ritmo que crece la demanda en el estado y a nivel nacional. Además de que no se ha aprovechado el potencial de Baja California para generar electricidad con energías limpias, como la fotovoltaica y la eólica, consideró.
SIN CONCLUIR PROYECTOS DE LA CFE
Para enfrentar el déficit en generación de electricidad por el crecimiento de la demanda, de 2021 a 2023 la Comisión Federal de Electricidad (CFE) concluyó las centrales de turbogás González Ortega (seis unidades) y González Ortega II (dos unidades), que generan conjuntamente 184 MW. Así como las centrales de combustión interna Mexicali Oriente y Altar (647 MW).
Sin embargo, la paraestatal aún no concluye los proyectos de generación y transmisión considerados como prioritarios, como las centrales de ciclo combinado González Ortega (Mexicali-Baja California) y San Luis Río Colorado (Sonora), con un avance físico real de alrededor del 70 por ciento.
Las líneas de transmisión de estas dos centrales estaban en proceso de contratación pese a que al inicio de su operación está proyectado para el primer trimestre del próximo año, según el Informe Anual 2023 enviado por la CFE a la Cámara de Diputados el 25 de abril de 2024.
En ese documento se refiere que la construcción de la secuencia II de la central fotovoltaica Rafael Galván, en Puerto Peñasco, Sonora (la más grande de América Latina), que adicionará una capacidad de 300MW y 60MW a través de baterías de respaldo al sistema eléctrico de Baja California, presentaba un avance de 68.35 por ciento al cierre de 2023.
A principios de 2024, en una conferencia mañanera, el director de la CFE Manuel Bartlett Díaz resaltó el proyecto de la fotovoltaica de Puerto Peñasco, el cual permitirá una línea de conexión de 290 kilómetros para enlazar la red nacional con el sistema aislado de Baja California.
Aunque el funcionario anunció también una alianza con CARSO para construir un gasoducto de Rosarito y Caborca a San Luis Río Colorado, con una longitud de 416 kilómetros, “permitiendo satisfacer la alta demanda de combustible en la península de Baja California”, en el Informe Anual no hay referencia sobre su avance.
Óscar Ocampo, coordinador de energía y medio ambiente en el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), señaló que el proyecto de Puerto Peñasco “no está bien interconectado ni con el sistema eléctrico nacional, ni con el de Baja California; están en frecuencias distintas, así es que no se puede considerar que Puerto Peñasco sea propiamente una interconexión que conecte Baja California con el sistema interconectado nacional”.
La actual administración federal canceló la licitación para conectar ambos sistemas bajo el argumento de que era costoso, y a la fecha “no se ha retomado realmente un proyecto serio de interconexión”, aseveró.
En febrero de 2019, fue cancelación la licitación LT/SENER-01-2018 con la que se pretendía construir y operar un sistema de transmisión de energía de mil 400 kilómetros que conectaría los sistemas de Baja California con el Sistema Nacional Eléctrico, con una inversión de 22 mil millones de pesos.
Por otro lado, el especialista del IMCO mencionó que las centrales generadoras de Baja California y Baja California Sur que está haciendo la CFE son centrales relativamente pequeñas (de menos de mil MW), que en su mayor parte no resuelven el problema de generación en el largo plazo.
“La respuesta sería primero diversificar las posibilidades de inversión en la península, diversificarla más allá de la CFE. Un sólo actor no te puede absorber toda la demanda y aprovechar toda la vocación geográfica de la región, pensando en el potencial de irradiación solar que tiene Baja California, el potencial eólico, para diversificar la matriz energética y no depender únicamente de uno o dos combustibles”.
Bertram Peterson coincidió en el potencial del estado para generar electricidad con energías limpias. Dijo que actualmente el porcentaje de electricidad que se genera con energías renovables ronda el 25 por ciento, casi toda por la planta geotérmica de Cerro Prieto.
“No ha habido inversión en generación renovable en el estado. Ha sido prácticamente nula, comparado con lo que podríamos tener”, afirmó el especialista de Index, quien señaló que el pronóstico “conservador” es que la interconexión entre el sistema de Baja California y la red nacional realmente ocurra en 2027 o 2028.
CRECE DEMANDA DE DOS DIGITOS EN BCS
Jaqueline Valenzuela, directora del Centro de Energía Renovables y Calidad Ambiental (CERCA), señaló que en este periodo se espera un incremento del 12 por ciento en la demanda de electricidad en los sistemas aislados de Baja California Sur (Mulegé y BCS), como consecuencia de la dinámica económica de la entidad.
Consideró que el problema de generación “no se ha resuelto”, por lo que es factible que el verano próximo también haya interrupción en el suministro eléctrico, tal como ha ocurrido desde 2018.
La CFE generó “el presupuesto más grande que se haya destinado” a la entidad, de alrededor de seis mil millones de pesos, lo que ha permitido tener nuevas centrales de generación de electricidad.
Una de ellas es la central de ciclo combinado construida por la empresa New Fortress Energy en La Paz, y que operará este verano, luego de que el gobierno mexicano la adquiriera por 180 millones de dólares, en aras de satisfacer la demanda de la capital sudcaliforniana y Los Cabos.
Empero, la CFE aún no comienza la construcción de la central de ciclo combinado Baja California Sur; que tendrá una capacidad instalada de 250 MW y “se convertirá en la central más grande” del estado. “Creo que con esta nueva central sí habría mucha más certeza de que no va a haber apagones, a pesar del crecimiento de dos dígitos, pero todavía no contamos con esa nueva central”, añadió Valenzuela.
Explicó que aun cuando el estado tiene una capacidad instalada de mil MW, no es necesariamente la que da la operación real, ya que en 2023 se tuvo una demanda máxima de 630 MW. “Viendo los números del año pasado y los problemas que tuvo el sistema eléctrico rebasando los 600 MW, me atrevería a decir que la capacidad real que tiene el sistema eléctrico está alrededor de los 600/700 MW, no de los mil que aparecen en su capacidad instalada en papel”.
“Sabemos que hasta que llegan los momentos en que realmente se tiene que operar es cuando conocemos los números reales; creo que ni siquiera la misma CFE o los mismos generadores tienen las predicciones adecuadas, porque la demanda eléctrica tiene que ver completamente con el comportamiento de nosotros como usuarios, y por supuesto, va ligado al crecimiento económico y poblacional”.
En cuanto al proyecto de la CFE para conectar el sistema eléctrico de Baja California Sur a la red nacional, a través de un cable submarino, Valenzuela dijo: “No prosperó; se dejó de lado y se abandonó”.
VEN APERTURA DEL SECTOR EN EL FUTURO
Óscar Ocampo, coordinador de Energía y Medio Ambiente en IMCO, previó que el próximo sexenio el sector eléctrico tendrá una reapertura en el otorgamiento de permisos a los privados, llegue quien llegue a la presidencia. “Sólo así vamos a prevenir que en cinco o seis años estemos viviendo apagones más frecuentes de los que estamos viviendo hoy”.
El actual Gobierno Federal cometió el desacierto de obstaculizar y bloquear nuevas inversiones en generación privada. “Al mismo tiempo el operador del sistema, el Cenace, se ha negado a interconectar nuevas privadas a la red; esto ha generado que la oferta prácticamente no crezca, puesto que aun cuando la CFE actualmente está construyendo centrales, éstas van a entrar en operación en dos o tres años, si bien nos va”.
En su opinión, el segundo desacierto es la subinversión “sistémica” en la transmisión de la electricidad a lo largo de distintas administraciones. “Esta no ha sido la excepción, probablemente en ésta se ha invertido todavía menos”, lo que ha generado “cuellos de botella muy importantes” en la Península de Yucatán, en la zona de Reynosa en el noreste del país, entre otros.
“La combinación de estos dos factores hace que, en un contexto de calores históricos, el sistema eléctrico en este país está muy presionado”. En otras palabras, el problema fundamental del Cenace, la CRE y el sistema eléctrico es consecuencia de haber cerrado las posibilidades de la inversión en el sector eléctrico los últimos cinco años, aseveró Ocampo.
A principios de esta semana, el Cenace emitió dos nuevas alertas para el Sistema Interconectado Nacional (que abastece a 30 entidades) que se sumaron a las cinco consecutivas de la semana pasada, cuando varios apagones afectaron hasta 20 estados del país, luego de reportarse fallas en termoeléctricas que redujeron la generación de electricidad mientras aumentó la demanda por la segunda ola de calor.
La industria manufacturera de exportación tiene pérdidas por 200 millones de dólares por cada hora sin electricidad, según datos de Index nacional.
