Baja California Sur, la isla energética que le apuesta al gas

En pleno verano abrasador de hasta 45 grados y en temporada de huracanes, Baja California Sur, al noroeste de México, enfrenta una administración de energía eléctrica intermitente que ha dejado a miles de personas y negocios sin abanicos ni aires acondicionados e incomunicados.

Los apagones encendieron los clamores de la población de la isla energética, como se le conoce a Baja California Sur, por ser, junto a Baja California, uno de los dos estados de México que no se encuentra conectado al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y que depende únicamente de la energía que se produce localmente, considerada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como una red de alta vulnerabilidad.

Desde 2019 a la fecha, la CFE emprendió un plan para aumentar la capacidad instalada en Baja California Sur que aumentó de 600 megavatios (MW) a 900MW a través de sus dos sistemas aislados (Baja California Sur y Mulegé). 

Actualmente, el sistema de Baja California Sur tiene una capacidad de generación disponible de 697 MW, con los que la CFE aseguró poder garantizar el suministro ante una demanda máxima pronosticada de 635 MW, lo cual fue ratificado por Andrés Manuel López Obrador, presidente de México, quien aseguró en su conferencia matutina que no habría más apagones eléctricos en la entidad.

Sin embargo este verano el calor hizo encender todos los aires acondicionados y abanicos de los hogares sudcalifornianos provocando un pico en la demanda que no fue soportado por la isla energética. 

Los apagones continuaron e inclusive se intensificaron durante la temporada de huracanes cuando por ejemplo, el Huracán Hilary afectó a 89 mil 918 usuarios en Baja California Sur dejándolos sin suministro eléctrico, según un comunicado de prensa de la propia CFE.

De acuerdo con Manuel Alejandro Aguilar, gerente regional de la CFE en sesión del Consejo Estatal de Protección Civil de BCS, la causa de esta intermitencia fue por la presencia de nubosidad que afectó la producción de energía solar y eólica.

“En la parte solar y eólica cuando se nos presenta alguna nubosidad que provoca que la generación intermitente solar no pueda aportar esa energía, entran nuestras plantas de generación pero, por el incremento en la demanda, en algunos casos es insuficiente y eso nos ha provocado tener que realizar esa rotación de interrupciones”, explicó.

Por este tipo de circunstancias, la prioridad de las administraciones federales y estatales ha sido evitar a toda costa que los apagones continúen, sin importar que esto implique que la energía eléctrica provenga de combustibles fósiles (hidrocarburos y gas) y contravenir el plan de retiro de centrales en la entidad, generadoras que por su obsolescencia contaminan el medio ambiente.

“Ahorita ya estamos alrededor de los 900 MW de energía convencional que funciona con combustibles fósiles y alrededor de 80 megawatts de capacidad instalada de tecnologías renovables. Digamos que hay una predominancia que se mantiene de la parte de energía convencional y poca penetración de energía renovable”, señaló Jacqueline Valenzuela, directora del Centro de Energía Renovable y Calidad Ambiental (Cerca), una organización que aspira a una energía y movilidad más limpia en Baja California Sur.

Capacidad instalada vs capacidad real

Así como ha aumentado la capacidad instalada, también lo ha hecho el consumo doméstico e industrial. Valenzuela señala que la capacidad instalada debería ser suficiente para atender la demanda de energía eléctrica que está pronosticada a ser de aproximadamente 700 MW este 2023, a diferencia de los casi mil MW de capacidad instalada. 

Sin embargo, critica que pese a que hay una gran capacidad instalada, con los apagones se demuestra que no está lista ante los picos estacionales, debido a que existen centrales que no se encuentran aptas para operar.

Este verano Baja California Sur ha estado presentando una demanda actual neta de 626 MW de energía eléctrica y aunque es una cifra muy por debajo del total de la capacidad instalada, pareciera que estos mil MW no pueden ser suministrados de forma simultánea, debido a los apagones prolongados que se han presentado.

Víctor Castro Cosío, gobernador de Baja California Sur, informó a través de un comunicado oficial que para solucionar los problemas de abasto de energía eléctrica, la CFE pondría en funcionamiento tres plantas generadoras, una en Los Cabos y dos en La Paz que estarán funcionando a partir de agosto, sin detallar cuántos MW generarán y qué tipo de tecnología usarán.

Por su parte, Aguilar informó el 17 de agosto que ya se instalaron dos de estas plantas y la tercera estará lista antes de que termine el mes y que con esto esperan corregir este déficit y cubrir la demanda total de energía.

Causa Natura Media contactó al área de comunicación social de la CFE para solicitar una entrevista y obtener más información sobre la capacidad instalada y sobre estos nuevos proyectos, pero hasta la publicación de este artículo no se concertó por parte de la institución.

Plantas programadas para retiro continúan operando

En el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico 2018-2032, emitido por la Secretaría de Energía (Sener), donde se planea el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), se había considerado el cierre de 115 centrales en todo México, de las cuales siete estaban programadas para dejar de operar hasta 2023 en Baja California Sur, que corresponden a una capacidad de 221 MW.

Para esta investigación se hizo la solicitud de información ante el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) del listado de centrales interconectadas al SEN que notificaron su retiro programado, pero respondió que era información clasificada por considerarse “secreto comercial e industrial que se vincula a la estrategia económica, financiera y comercial”.

Sin embargo, en el caso de las centrales programadas para retiro de Baja California Sur, Valenzuela señaló que le consta que siguen operando “porque vemos toda la contaminación que se emana principalmente de ellas”.

En el mismo documento señalan que el cierre de estas termoeléctricas, que son en su mayoría convencionales, corresponde a los compromisos que tiene México ante las Naciones Unidas para hacerle frente al cambio climático y reducir sus emisiones en la generación de energía eléctrica, que es la segunda actividad con la mayor aportación en la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en México.

El Prodesen no es un documento vinculante ni obligatorio, señala Valenzuela, por lo que, pese a que las centrales programadas para retiro ya cumplieron su vida útil, siguen en funcionamiento, como es el caso de las centrales de Baja California Sur cuyo retiro estaba programado para 2022 y 2023.

“En el caso del retiro de centrales, ahí lo que se hace es enunciarse a las centrales que ya cumplieron su ciclo de vida. Tanto la central de Punta Prieta como la central Agustin Olachea ya lo cumplieron. Entonces ya no se puede seguir prolongando este uso porque deriva en alta contaminación, en incidentes en las mismas centrales, en derrames, en externalidades negativas porque no están en condiciones ya para operar estas unidades, aunque se forza a que sigan operando.  Realmente ¿cuánta de esta capacidad está en condiciones de operar de manera eficiente?”, señaló Valenzuela.

Si se cerraran estas centrales que según Valenzuela ya no están en condiciones de operar, se retirarían 187 MW de la capacidad instalada, según los datos del Prodesen, pero que por no contar con un plan de sustitución no se han retirado.

Retraso en los planes de transición: Caso Punta Prieta y New Fortress

La apuesta de la administración federal y estatal ha sido impulsar proyectos de energía, según Valenzuela, enfocados en continuar el suministro con combustibles fósiles y crecer la capacidad instalada con gas natural para transicionar a energías “menos contaminantes”.

En Baja California Sur, de acuerdo con el informe anual de CFE, los principales proyectos del 2022 fueron la alianza con New Fortres Energy para suministrar las centrales de La Paz con gas natural y la creación de una central de ciclo combinado que funcione con gas.

Sin embargo, Valenzuela señala que la reconversión de la central de Punta Prieta a ciclo combinado va retrasada ya que en 2023 debería de estar funcionando una parte y estar lista la sustitución para 2025. Pero recién en 2023 están iniciando la obra civil.

Mientras que todas estas apuestas hacen a BCS dependiente del gas que eleva su precio debido a la pandemia y a los conflictos internacionales. Esto ha encarecido los costos de la producción de energía.

Desde 2020, el gobierno Federal ha insistido en que el gas natural eliminará los apagones y reducirá la contaminación,pero ambas continúan y se hacen evidentes a través de la intermitencia en el suministro, en las fumarolas que emanan de las plantas y en los monitoreos de calidad ambiental de CERCA. 

Mientras que las promesas del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, han generado que el movimiento social contra las centrales eléctricas convencionales y que ahora funcionan con gas se haya debilitado.

“Esta administración, de manera muy hábil, en las visitas del presidente han garantizado que estas unidades se van a retirar y que se va a acabar con la contaminación. Eso ha calmado esta resistencia. Porque ya hay una declaración presidencial en donde se refuerza esta parte que esas unidades ya no van a funcionar con combustóleo y que al sustituir la tecnología se sustituye el combustible y no va a haber más contaminación”, señaló Valenzuela.

Este 2023 proyectos privados como el Parque Eólico Coromuel y el Parque Solar Fotovoltaico “S y S Energy Center”, que en conjunto tienen una generación estimada de 264 GWh al año, recibieron sus permisos para iniciar operaciones. 

Valenzuela señala que espera que pueda haber más apertura a que este tipo de proyectos renovables y que puedan operar en BCS, donde ya no se busque sólo la suficiencia en el suministro, sino también la reducción de la contaminación por generación de energía eléctrica.

*Este artículo corresponde a la serie Desafíos de la Energía publicada por Causa Natura Media.