La inversión insuficiente en generación, transmisión y distribución de electricidad durante los últimos cinco años mantiene vulnerable los sistemas eléctricos de México. La semana pasada se reportaron apagones en Tabasco, Chiapas, Yucatán, Veracruz y Querétaro.
Para la temporada de mayor calor en el país, también conocida como canícula, que comenzará a principios de julio y durará 40 días según los pronósticos de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) podrían ocurrir apagones con mayor frecuencia y durabilidad en estados donde sea más intenso el calor, ya que cada vez es más justa la reserva eléctrica en el país, previeron especialistas consultados por ZETA.
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Pese a ello, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) dejó de informar a la ciudadanía en general sobre las alertas operativas y de emergencia bajo el argumento de “seguridad nacional”, y ya solamente las manda a algunos participantes del mercado: a las plantas de generación y a los grandes consumidores de energía.
“En ese sentido, tenemos un régimen que ya no es para nada transparente, que está tratando de disimular para protegerse por la falta de inversión que no se había hecho en muchos años”, indicó Gonzalo Monroy, director de la consultoría GMEC.
Explicó que el margen de reserva se refiere a cuánta oferta de energía hay más que la demanda, ya que en ningún momento la demanda puede ser mayor a la electricidad que estamos generando.
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Cuando el margen es apretado y la reserva se ubica en 6 por ciento, el CENACE emite una alerta operativa, y cuando esa reserva llega al 3 por ciento se emite una alerta crítica que “típicamente es antes de que empiecen a haber apagones”.
Cada día el margen es más apretado entre la demanda y la oferta. “No tenemos suficiente generación, sólo tenemos la planta de Salamanca y la del Sauz que son adiciones nuevas, pero estamos hablando de las mismas plantas eléctricas que teníamos en 2018”, en el Sistema Nacional Eléctrico, aunque la demanda ha crecido en estos últimos siete años.
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Por otro lado, la transmisión también sigue en niveles similares a los de 2017. “Estos cuellos de botella hacen que algunas regiones queden más expuestas ante una ola de calor, que prácticamente genera un aumento de demanda”.
Estamos hablando que la demanda de electricidad ha crecido en 2.1 por ciento. La generación va al 1 por ciento y la transmisión al 0.5 por ciento. “Claramente es muy insuficiente”, señaló Gonzalo Monroy en entrevista con ZETA.
Bertram Peterson, especialista en energía y socio de Libra Energía, puntualizó que a lo largo de un año son 100 horas “críticas” en las que es muy reducida la diferencia entre generación y demanda; es decir, donde se tiene una mínima reserva eléctrica.
En los últimos cinco años la demanda ha sido superior a la instalación de capacidad de generación nueva y lo que ocurra este verano será el resultado de decisiones acumuladas en el lustro.
Bajo esa premisa se esperaría que haya apagones, debido a la falta de inversión en líneas de distribución y en líneas de transmisión, así como inversión en capacidad de generación.
No se ha visto de manera notoria que se le haya dado prioridad a la inversión en líneas de transmisión y distribución, donde históricamente en México y en muchos países, en más del 90 por ciento ocurren fallas que propician apagones, porque la red es “frágil”.
BC, SIN PROTOCOLO CORRECTIVO, DICE CENER; CFE CONCURSA ENERGÍA
Por primera vez en seis años, Baja California no tendrá protocolo correctivo en verano, confirmó el CENACE a ZETA, sin detallar la proyección de la demanda, generación eléctrica ni la reserva operativa para julio–septiembre.
El protocolo correctivo fue establecido en 2016 para garantizar la confiabilidad, calidad y continuidad del sistema eléctrico del estado, mediante la contratación de potencia por parte del CENACE.
En 2025, será la Comisión Federal de Electricidad (CFE) quien “atenderá directamente”, mediante concurso, las necesidades de energía en el estado que se requieran para el verano.
La necesidad proyectada es de al menos 220 megawatts (MW) de capacidad neta garantizada. Adicionalmente se importarán 408 MW de energía desde California, Estados Unidos, según información obtenida por este Semanario.
CFE Energía concursará la generación de una capacidad neta garantizada de al menos 120 MW para la subestación eléctrica La Herradura. Además de 100 MW para Cerro Prieto y las cercanías de la subestación eléctrica Presidente Juárez en Rosarito.
En un documento del CENACE se detalla que las “100 horas críticas” en el sistema eléctrico de Baja California (aislado de los sistemas eléctricos sudcalifornianos y del nacional) serían en ciertos horarios vespertinos los días 19, 20, 21, 22, 23, 26, 27, 28, 29, 30 y 31 de julio.
El 1, 2, 3, 9, 16, 17, 20, 25, 26, 27 y 28 de agosto. Además del 10 y 11 de septiembre; y el 7 de octubre, cuando la capacidad disponible de MW alcance hasta los 4 mil 766 MW y la demanda llegue a un máximo de 3 mil 637 MW.
La cantidad de días en que se darán las “100 horas críticas” proyectadas para 2025 es menor a la estimación de 2024; y el margen de reserva de la política de confiabilidad mínimo es de 31.05 por ciento para 2025, cifra superior a la proyectada en 2024, cuando fue de 4.06 por ciento.
El 12 de mayo pasado, inició operación comercial en el mercado eléctrico mayorista la Central de Combustión Interna (CCI) Mexicali Oriente de la CFE. Aunque la paraestatal aseguró en un comunicado que la central se trata de nueva infraestructura; la planta -con capacidad de generación de 429 MW- inició operaciones desde el 1 de junio de 2023, como parte de los protocolos correctivos de 2023 y 2024.
“Su puesta en operación evitará la emisión de aproximadamente 3.23 millones de toneladas de CO₂ al año”, pues la central opera con gas natural, combustóleo y diésel como respaldo en caso de emergencias, lo que la convierte en una instalación “flexible y amigable con el medio ambiente”, afirmó.
Sobre este punto, Bertram Peterson consideró que la central fue “una oportunidad desaprovechada” para invertir de nuevo en generación limpia. Fue una inversión “gigantesca” producto de decisiones cortoplacistas y es “falso” lo que menciona CFE de que se va a evitar la emisión de 3 toneladas de CO2 al año.
“De entrada, 3 toneladas es lo que queman como dos o tres carros al año, entonces prácticamente ni siquiera pintan esas emisiones que prometen que se va a disminuir”. Afirmar que una central de combustión interna evita emisiones “es análogo a que te vendan un cigarro que te dice que te va a quitar el cáncer. No hay una planta de combustión interna que disminuya emisiones”.
Solamente utilizando “tecnologías de este siglo vamos a disminuir las probabilidades de que tengamos apagones de nuevo este verano”, añadió el especialista.
Algo similar ocurre con la entrada en operaciones en el mercado eléctrico mayorista de la Central de Combustión Interna Altar, en Sonora, que participó en los protocolos correctivos en los veranos 2023 y 2024.
La energía generada por esta central (200 MW) se transmite a la red de Baja California, y según la CFE “su puesta en operación evitará la emisión de aproximadamente 1.5 millones de toneladas de CO2 al año”.
Para julio próximo, la planta de ciclo combinado en González Ortega, que generará más de 700 MW, con gas natural podría iniciar operaciones, tras tres años de construcción.
Ambos especialistas observaron que continúa pendiente la interconexión del sistema eléctrico de Baja California con el sistema nacional eléctrico.
INSUFICIENTE PROGRAMA DE PANELES SOLARES
El 29 de marzo pasado, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo y la secretaria de Energía federal, Luz Elena González, visitaron Mexicali para poner en marcha el programa Sol del norte, con el que dotará de paneles solares a 5 mil 500 hogares en la capital bajacaliforniana, con una inversión de 200 millones de pesos. Para luego, replicarse a nivel nacional en 150 mil hogares.
Las familias beneficiarias podrán ahorrar en promedio 67 por ciento del costo de su recibo de luz al año, con reducciones de hasta 89 por ciento en verano y 49 por ciento en invierno, según la SENER. Para ser beneficiario, se requiere tener un consumo mensual de energía de 400 a 750 KWh durante julio y agosto, ser una persona adulta mayor de 65 años, jefa de familia o que en la vivienda habiten personas con discapacidad.
Además de comprobar la propiedad de la vivienda, contar con un techo disponible de entre 6 y 8 metros cuadrados y con capacidad para soportar un peso de entre 18 y 33 kilogramos.
Hasta el cierre de edición, se habían instalado paneles solares e igual número de medidores bidireccionales en mil hogares aproximadamente. El proveedor sería la empresa Newen, según información obtenida por ZETA.
“El programa es bien intencionado, pero me parece demasiado poco”, dijo Bertram Peterson, quien explicó que los 5 mil 500 paneles generarían alrededor de 3 MW cuando el promedio de la demanda de la red en el estado son mil 800 MW; es decir, los paneles solares generarían menos del 0.5 por ciento de la demanda eléctrica del estado, “entonces no le hace ni cosquillas al problema”, aunque sí habrá un ahorro “significativo” en el recibo de luz para los beneficiarios del programa.
Perspectiva que coincide con la de Gonzalo Monroy, quien consideró que para que haya un impacto real el programa tendría que multiplicarse por cinco.
“Ese programa de paneles solares arrancó precisamente con Felipe Calderón hace ya casi 20 años”. El programa ha sido continuo, a veces lo maneja la CFE otras el FIDE (Fideicomiso de Energía Eléctrica) y se está relanzando en esta administración.
AUMENTA DEUDA DE CFE CON PROVEEDORES
La CFE adeudó 67.7 mil millones de pesos a sus proveedores durante el primer trimestre de 2025; cifra mayor en 3.3 por ciento a la reportada un año antes. El adeudo también es el mayor registrado desde 2018.
Un análisis sobre el estado de la paraestatal del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) destaca que el saldo de la deuda de CFE creció 23.6 por ciento, al pasar de 426.1 a 526.6 mil millones de pesos, del primer trimestre de 2024 a igual periodo en 2025.
Por su deuda, la CFE pagó 13.9 mil millones de intereses, lo que representó 4.6 mil millones en promedio al mes o 154.1 millones diarios.
A diferencia de los tres años anteriores, la paraestatal tuvo una pérdida neta de 16 mil 92 millones de pesos en el primer trimestre de 2025, pese a que sus ingresos aumentaron 11.7 por ciento principalmente gracias cifras positivas de venta de energía.
La pérdida neta en parte se debió a que aumentaron 40.8 por ciento los gastos generales y financieros de la CFE, en parte por una depreciación del peso frente al dólar.
De enero a marzo, el gobierno federal transfirió 25.4 mil millones de pesos para las tarifas en hogares subsidiados; el nivel más alto en ocho años. En el acumulado, de enero 2018 a marzo 2025, las transferencias suman 562.7 mil millones.
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