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Riesgo de más apagones

El aumento de la demanda eléctrica sería su detonante

El suministro de energía eléctrica en la Península de Yucatán podría enfrentar serias dificultades en los próximos meses debido a las fallas en su sistema de interconexión con el resto del país, de donde viene gran parte de la luz que se consume en la zona, y al creciente desabasto de gas natural que dificulta la generación de energía local, dicen analistas consultados.

La mayoría de las plantas en la Península, que suman una capacidad total de generación del 90% de la energía consumida en el área, puede operar con gas natural, aunque ante la escasez de este combustible, las plantas han empezado a usar combustóleo o diésel.

Éstos no solo son combustibles muy contaminantes, sino mucho más caros, por lo que su uso impactaría a las tarifas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en la Península, que ya son las segundas más altas del país, señala Santiago Casillas Arzac, socio de KPA Energy Solutions, de Ciudad de México, y especialista en el tema.

La demanda promedio de energía en la región es de 1,700 megawatts (MW) y la capacidad instalada de generación asciende a 1,545.5 MW.

En los hechos, explica el entrevistado, “la falta de gas natural y la obsolescencia de algunas plantas de la CFE, que solo operan con combustóleo, hacen que la capacidad de generación real sea de cuando mucho 986 MW, por eso es necesario traer el resto de otras partes del país”.

Esto se hace mediante una línea de transmisión de alta tensión, conectada al Sistema Eléctrico Nacional, que ya está saturada y tiene más de 20 años de antigüedad.

Eso “provoca que se ‘bote’ cuando crece la demanda de energía y ocasione apagones masivos, como los ocurridos recientemente en la Península”, añade Casillas Arzac.

Lejos de acabarse

Hace unos días el director de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, anunció un plan para modernizar esta línea de transmisión que sale de la planta hidroeléctrica de Malpaso, Chiapas, y llega a Ticul, mediante una inversión de dos mil millones de pesos.

El problema, dice el consultor, es que la planta de Malpaso tiene un nivel de almacenamiento de 52.7%, la mitad de su capacidad, de modo que, por ese lado, no se garantiza el suministro oportuno de energía a la Península.

Pero hay otro aspecto, agrega: la modernización de la línea de transmisión tardará por lo menos dos años, de modo que tampoco hay posibilidades de desaparecer el riesgo de los apagones al corto plazo.

Éstos no desaparecerán, por el contrario, se incrementarán, afirma Casillas Arzac, mientras no aumente la capacidad de generación de energía en la Península, “cosa que por ahora se ve difícil”.

Actualmente la CFE tiene en la zona dos plantas termoeléctricas convencionales que usan combustóleo: la Mérida II, con capacidad de generación de 168 MW, y la de Lerma, en Campeche, con capacidad de 112.50 MW.

En 2016, la Mérida II cumplió un proceso de reconversión industrial que le permite ahora alternar el uso de combustóleo con gas natural.

Además, la CFE tiene la planta “Felipe Carrillo Puerto”, en Valladolid, que es termoeléctrica de ciclo combinado y con capacidad de 75 MW, que también puede usar gas.

Hasta el sexenio pasado, estas tres plantas figuraban en el Programa de Retiro de Centrales Eléctricas, por caras e ineficientes.

Como consecuencia de ese plan, la planta “Nachi Cocom” en Mérida, de turbogas, con capacidad de 30 MW, cerró sus puertas en 2018.

Junto a estas plantas generadoras de la CFE, en la Península existen otras tres de ciclo combinado, que usan gas natural o diésel, construidas y operadas por la iniciativa privada, que le venden a la paraestatal toda la energía que producen, por medio de la figura de Productor Independiente de Energía.

Generadoras privadas

Estas plantas son: la Mérida III, con capacidad de 440 MW y propiedad de AES Corporation, de Estados Unidos. La Valladolid III, con capacidad de 525 MW, del consorcio Mitsui/Chubu Electric, y la planta Campeche de 225 MW, de la canadiense TransAlta.

Según Casillas Arzac, en total la capacidad de generación asciende a 1,545.5 MW, cuando la demanda es de 1,700 a 2,000 MW.

El principal problema para asegurar la demanda, es la falta de suficiente gas natural para alimentar a las plantas generadoras.

Hoy solo llega a la Península la tercera parte de lo que se necesita, dice el entrevistado.

Según la Secretaría de Energía, la oferta de gas natural en el país decreció 36%, en el último año, una caída de poco más de mil millones de pies cúbicos diarios.

Entre otras causas, esto es consecuencia de la paralización de las obras del ducto submarino Sur de Texas-Tuxpan, que prevé traer gas de Estados Unidos y por medio de una estación compresora en Cempoala, conectar ese ducto con el gasoducto de Tabasco a Yucatán, que administra Energía Mayakán, y que podría traer más de 850 mil millones de pies cúbicos diarios de gas al estado, para surtir a las plantas de la CFE y a la industria local.

Estas obras las aprobaron en el gobierno de Enrique Peña Nieto, pero las nuevas autoridades decidieron revisar los contratos de ése y otros gasoductos.

“Lo último que oí en fuentes oficiales es que los trabajos podrían reanudarse a fines de este año”, comenta Casillas Arzac.

Contaminantes

Ante la falta suficiente de gas natural y la poca capacidad de las plantas hidroeléctricas, la CFE ha decidido, para evitar más apagones, reactivar las viejas termoeléctricas, suprimiendo o posponiendo el plan de retiro de centrales eléctricas.

Esto implica el uso de más combustóleo y diésel, a pesar del daño que ocasionan al medio ambiente por sus emisiones con alto contenido de azufre.

Una termoeléctrica convencional es 73% menos eficiente que una de ciclo combinado y emite en promedio 680 kilogramos de CO2 por megawatt-hora de energía eléctrica producido, indica Claudia Fowler Alonso, subdirectora de la consultora Energía DC.

La decisión de la CFE implica también el uso de esos combustibles en las plantas de ciclo combinado, que contaminan menos, aunque el costo sigue siendo más alto respecto al del gas natural.

El combustóleo es dos y tres veces más caro que el gas y el del diésel, hasta cinco veces.

Fowler Alonso, consultada en Ciudad de México, explica que si bien es bueno que la CFE mantenga algunas de sus plantas termoeléctricas para actuar como refuerzo de las hidroeléctricas, ante el crecimiento de la demanda, seguir usando combustóleo “será más caro e impactará en los precios finales de la electricidad”. (Continuará).— HERNÁN CASARES CÁMARA

 

CFE Energéticos

“Pienso que el horizonte energético es bastante difícil para la zona”, dice Claudia Fowler Alonso, consultora.

Agravamiento

De acuerdo con la experta, por los altos precios del combustóleo y del mantenimiento de las plantas, las finanzas de la paraestatal se verían afectadas y se agravaría su crisis económica.

Tarifas altas

Las consecuencias para la Península de Yucatán podrían ser igual de malas, debido a que el consumo de combustóleo y diésel aumentaría el nivel de las tarifas, que el año pasado llegaron a 2.4220 pesos por kWh para la tarifa industrial GDMTH, contra una media nacional de 2.2167 pesos.

Segundo puesto

Esto ubica a Yucatán en el segundo lugar en el país con las tarifas más caras, solo abajo de Baja California Sur, donde ascienden a 2.8587 pesos por kWh.

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