A partir de ahora, todo proyecto renovable deberá tener como fundamento principal la selección adecuada del terreno, ello en función de poder anticipar cualquier incremento en la inversión si el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) llega a solicitar los estudios respectivos para la interconexión.
Es decir, hay que evaluar cuántas centrales están interconectadas en el nodo, cuáles entrarán y el plan que se tiene para la transmisión o distribución de energía esperada con base en el balance a mediano y largo plazo.
De no hacer esto ante el volumen de capacidad ya apartada por parte de todas las centrales eléctricas que cuentan con el contrato renovable, cada proyecto en el futuro estará destinado a realizar un reforzamiento al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), lo que daría pie que el proyecto no sea financieramente viable.
ENERGÍA RENOVABLE LIMITADA ANTE LA CAPACIDAD DE INFRAESTRUCTURA EN MÉXICO
El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) 2019-2033, en las páginas 556 a 568, en el programa de modernización de la red de transmisión, muestra una tabla que indica que existen requerimientos que debieron haberse terminado en 2019 y algunos de ellos no han concluido, lo que limita la integración de los diagramas unifilares de la red de nacional.
Es decir, la nación invertirá en líneas de transmisión que den continuidad al sistema actual y lo adicional, en renovable, tendrá que tener una red independiente y su interconexión dependerá del estudio al impacto del sistema que el Cenace determine. Pero si eres un generador que produce en forma continua durante las 24 horas podrás tener el permiso de acuerdo con lo que el Cenace determine.
En marzo de 2020, del total de energía generada por día, en promedio correspondió un 7 por ciento a eólico; 4, solar; 7, hidroeléctricas; 1, combustión interna, y 8 por ciento, termoeléctrica convencional, contra un 58 por ciento de ciclo combinado.
ACUERDO DEL CENACE
En las partes de acciones, en el párrafo cuarto se indica que, para mantener la continuidad de la electricidad, se darán de alta unidades de la central eléctrica “Must-Run”, las cuales entran a operar cuando hay un sistema de transmisión que no puede ser atendido de manera confiable a menos de que ciertos generadores de alto costo permanezcan en la línea.
Uno de ellos pueden ser las plantas con combustóleo que existen actualmente. Esto ligado a que en mayo las refinerías aumentarán el volumen de entrada a un millón de barriles, ligado a un incremento de cantidad de combustibles como el combustóleo, lo que dará pie a que de nuevo pueda utilizarse este tipo de planta. Con el acuerdo de proyección de abril a mayo pueda haber un incremento del consumo por una generación con combustóleo.
Actualmente, de acuerdo con datos de la Secretaría de Energía (Sener), existen alrededor de 45 plantas de combustóleo (11, Baja California Sur; 7, Zona Peninsular; 6, Noroeste; 6, Oriental; 5, Central; 5 Mulegé; 4, Norte; y 1, Occidente). El Prodesen 2019-2033, en el capítulo cinco indica, sobre la capacidad efectiva y características de las principales centrales de CFE y Productores Independientes de Energía (PIE), que a diciembre de 2018 habían operando 19. De estas, diez utilizaban combustóleo/gas natural; dos, combustóleo/diésel, y siete, combustóleo.
El sustento del acuerdo se basa en que, si las energías renovables como la eólica, solar y hidroeléctrica no pueden cubrir dicha demanda, se generará el faltante en forma rápida como lo requiera el sistema, y al estar conectadas como las de “Must-Run” se mantenga en forma continua la electricidad en el sistema. La única forma de poder hacer que las energías renovables puedan ser parte integral de forma continua de generación para la parte eólica y solar es que puedan tener bancos de almacenamiento que puedan suministrar picos de demanda en intervalos de tiempo.
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Ramses Pech es analista y asesor de la industria energética y en economía.
