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Una mirada al futuro del SEN desde la perspectiva de Baja California Sur

2021-01-06 Eleazar Castro, Director, Centro Interdisciplinario en Ciencias Aplicadas de Baja California Sur
mirar al SEN desde BCS

Imagen de StockSnap en Pixabay e imágenes del autor

Limitar las energías renovables por confiabilidad es un error que ya cometimos y estamos repitiendo. El sistema eléctrico de Baja California Sur tiene restricciones desde 2016 para la integración de renovables, disminuyendo la entrada de generación que, sumado a otros factores, derivó en más de 100 horas de apagones en 2019.

Primero, hay que recordar que Baja California Sur es un sistema aislado con una demanda muy pequeña, de entre 350 y 550 MW, haciendo que sea un sistema mucho más sensible a los cambios en la generación o el consumo, más si consideramos que cuenta con centrales de generación que tienen 30 o más años operando. (Ver Figura 1).

Con la entrada de la que en su momento fue una de las centrales solares más grandes de América Latina, CENACE comenzó a conocer los retos que implica la operación del sistema al integrar renovables, y levantó precauciones sobre el ritmo a la que se integraban si no vienen acompañadas de regulación y control de rampas.

En 2016 hubo dos limitantes: la primera fue que a las centrales mayores a 500 kW se les pidió control de frecuencia y voltaje y atenuación de rampas por si se caía la producción.

Esto encareció las centrales de generación renovable interesadas en la región, al tener que invertir en sistemas de control o almacenamiento. Y si a eso sumamos que no hay un suministrador al que se le pueda vender la energía en un mediano o largo plazos, es preferible ir al Sistema Interconectado Nacional, donde se tienen menos restricciones y menos riesgo.

En segunda instancia, la generación distribuida tuvo un límite de cuánto podría integrar a la red. En 2017 el límite eran 10 MW, el cual  entre 2018 y 2019 aumentó a 28 MW divididos en las tres zonas de carga, dos de las cuales ya están actualmente saturadas, lo que impide a muchos acceder a estos mecanismos de ahorro.

El poco crecimiento en la generación frente el alto ritmo de crecimiento de la demanda en el estado, provocó que se presentaran apagones durante el verano, resultado de generadoras termoléctricas fuera de línea por mantenimiento o indisponibilidad y una mala planeación: en 2015 se proyectó un gasoducto, en 2016 se canceló el almacenamiento para renovables por el plan de un cable submarino, el cual a su vez fue cancelado en 2019 para hacer una central de ciclo combinado.

Si observamos el mercado de balance de potencia en 2019 veremos que, de las 100 horas de mínima reserva, las 100 horas tuvieron una reserva negativa, por lo que no era posible cumplir con la demanda (Figura 2).

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Los precios marginales locales en esas fechas se dispararon hasta los 15 pesos por kWh (Figura 3).

Y no sólo eso, los costos en el mercado de balance de potencia en el Sistema Eléctrico de Baja California Sur se dispararon a $1,238 millones de pesos, en comparación con los $1,438 millones de pesos en el SIN, siendo que uno es 100 veces más grande que el otro.

Justo la preocupación que tenía el CENACE de no poder mantener el sistema operando ocurrió, pero por una razón distinta: por impedir el crecimiento de la generación, lo cual sumado a una mala planeación, nos dieron un año con una operación mucho más cara, a base de combustóleo y con interrupciones.

La preocupación actual no es injustificada. Sí hay una necesidad de tener regulación y servicios conexos como en todo sistema eléctrico, pero la solución no es limitar a las energías renovables. Necesitamos usar los mecanismos que tiene el mercado eléctrico para incentivar la entrada de estas soluciones al sistema que permitan tener capacidad de respuesta ante todo tipo de eventos.

Para quienes quieren invertir en estas tecnologías, pueden tener la certeza de que tenemos el mercado de balance de potencia y el mercado de servicios conexos, así como contratos de cobertura eléctrica que se pueden realizar entre particulares. A ello podemos sumar los contratos de Potencia de las subastas de mediano y largo plazo una vez que se reactiven.

El CENACE debería asignar áreas o zonas de potencia o reserva que reflejen las necesidades de regulación conforme a las necesidades de la región. Esto puede estar ligado no sólo a integración de renovables, sino también a las importaciones o exportaciones de energía eléctrica, como en el apagón de la semana pasada entre esas dos regiones.

Lo anterior permitiría que la regulación ya no dependiera únicamente de las energías renovables, y que esto por sí mismo pudiera ser sostenible financieramente y que permitiera un crecimiento continuo de ambas soluciones sin poner en riesgo la operación del sistema.

El reto que implica operar un sistema eléctrico con una alta penetración de renovables requiere inversiones complementarias que nos ayuden a mantener el constante suministro del sistema. Detener todo es un error que ya cometimos pero que pasó desapercibido al presentarse en un sistema tan pequeño. Sin embargo, de seguir por este camino, comenzaremos a ver estos problemas comenzaremos en el interior del país.

No podemos esperar a que llegue ese momento para comenzar a invertir en estos sistemas, primero para corregir cualquier carencia actual que tenga el sistema para posteriormente tener una mayor integración de generación renovable, y no podemos esperar a que sea CFE quien las lleve a cabo.

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