Una ventana al futuro del SEN: Caso Baja California Sur

Eleazar Castro | Consultor independiente
Rocío Saldaña Amparan | Directora General de Baja Lead Project
Ciudad de México (Especialistas / Energía Hoy).-El pasado 15 de mayo el sector energético fue sacudido con la divulgación del Acuerdo de Confiabilidad publicado en el Diario Oficial de la Federación. Las opiniones y aprobación de dicho acuerdo se dividieron dependiendo de la arista de su análisis: política, legal, financiera o técnica.
La exposición de limitar la entrada de plantas de generación renovable fue la característica más controversial, por lo que vale la pena repasar la experiencia de un sistema ya limitado en la integración de energías renovables: Baja California Sur (B.C.S.).
A finales de 2016 se publicó el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW, en el que se limita la entrada de renovables “hasta 10 MW totales de capacidad instalada de Generación con capacidad menor a 0.5 MW, cuando esto se cumpla, un crecimiento de hasta 1 MW de capacidad instalada por año hasta la entrada en operación del encale BCS-SIN”. La justificación de la restricción impuesta fue el asegurar la calidad y confiabilidad del servicio, pero, ¿Cuáles han sido los resultados?
Los Programas de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) han presentado cambios drásticos año tras año para B.C.S.. En 2016 se proyectó la integración de un gasoducto para el sistema con el fin de tener un suministro para reducir emisiones al reconvertir las centrales de combustóleo a gas y poder integrar ciclos combinados en un mediano plazo; en 2017 este gaseoducto ya no aparece y podemos ver una comparativa de beneficios de dos nuevos proyectos de almacenamiento de energía de 20 MW a 4 y 8 horas, considerando la entrada de 50 MW nuevos de energía renovable en el sistema, estableciéndose el objetivo de interconectar el sistema con el Sistema Interconectado Nacional con un párrafo de detalle. 
Con la llegada del PRODESEN 2018 y sumado a la presión de la ciudadanía por la imposibilidad de integrar energía renovable en sus techos, se anuncia la integración del Sistema Eléctrico de Baja California Sur a través de un cable submarino de corriente directa, como parte de esta decisión de inversión de 1,000 millones de dólares, se descartó cualquier sistema de almacenamiento al considerarse que no tendría viabilidad económica para cuando el cable submarino entrara en 2021. Mientras tanto, Baja California Sur ya cumple su segundo año de restricción para el crecimiento en generación distribuida, se permite un incremento de 18 MW adicionales, pero con una restricción de que en la capital sólo se integrarán 3 MW nuevos de generación distribuida
Dentro del año 2019, en B.C.S. si bien entra una nueva planta de generación solar, con 25 MW de capacidad, integrando almacenamiento bajo un contrato Legado, uno de los primeros cambios de la nueva administración federal fue cancelar las licitaciones para las líneas de corriente directa del ITSMO de Tehuantepec y la interconexión entre el sistema de Baja California y el Sistema Interconectado Nacional, y con ello todos los proyectos de la misma tecnología en planeación, incluyendo el cable submarino que interconectaría a B.C.S., con lo cual podría comenzar a tener una mayor penetración de renovables. Sumado a esta situación la necesidad de mantenimiento de las centrales, a excepción de la CCI, puesto que todas tienen ya varias décadas de operación, se tradujeron en un año desastroso de servicio eléctrico para el estado. 
Si analizamos el mercado de Balance de Potencia de 2019 para B.C.S., se puede observar que las 100 horas críticas del sistema tuvieron un margen de reserva negativo que se tradujeron en el registro de al menos 31 apagones en un periodo de 40 días, por la falta de capacidad disponible para generación. 
Esto también tuvo un impacto en los precios de la energía, registrándose un promedio de $9,498.41 pesos por MWh producido durante las 100 horas críticas y un costo en el mercado de Balance de Potencia de $7.8 Millones de pesos por MW-año, en comparación a los $1,983.68 pesos por MWh en las 100 horas críticas del SIN y $216,525.77 pesos por MW-año. El costo de Balance de Potencia fue de $1,438 millones de pesos en el SIN y de $1,238 millones de pesos en B.C.S., siendo que uno es 100 veces más grande que el otro.
Hoy en 2020, se ha anunciado por la presidencia de la Republica el plan de traer gas licuado a través de una terminal submarina para integrar ciclos combinados. No obstante, es inevitable el cuestionarse la seguridad de la ejecución del proyecto basándonos en los cambios que se han presentado en años recientes, aunado a la preocupación que no se tenga una ruta clara que permita la integración de energías renovables en el estado.
El aprendizaje de Baja California Sur no puede ser ignorado, es necesario integrar una planeación acorde a las nuevas tecnologías que permitan mantener la confiabilidad en el sistema en un corto y mediano plazo desde estos nuevos paradigmas de generación y consumo, distintos a los sistemas eléctricos de potencia convencionales.
Eleazar Castro. – Matemático aplicado por la Universidad Autónoma de México, enfocado al sector energético desde 2013. Participó como supervisor operativo en la 1ra y 2da subasta de largo plazo en el Centro Nacional de Control de Energía. Hoy en día trabaja como consultor independiente en energía y data science con especial atención en la región de Baja California Sur.
Contacto: ele.castro1@gmail.com
Rocío Saldaña Amparan. – Directora General de Baja Lead Project, empresa enfocada a desarrollar proyectos empresariales que integren tecnologías de energía renovable en el estado de Baja California Sur. Project manager certificada por el Banco Interamericano de Desarrollo y la Universidad de Maryland. 
Contacto: info@bajaleadproject.com