Estado Operativo de Emergencia: ¿Y si instalamos 6% de la demanda máxima con baterías?

Durante el mes de mayo, los mexicanos nos hemos encontrado recurrentemente en las noticias con los términos “Estado Operativo de Alerta” y “Estado Operativo de Emergencia.” Tanto así que durante una de las conferencias de prensa diarias del Presidente Andrés Manuel López Obrador, funcionarios del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) acudieron para hacer un recuento pormenorizado de los eventos del 7 al 10 de mayo. En conversaciones casuales con personas ajenas al sector energético, he escuchado mencionar que el Margen de Reserva Operativo estuvo por debajo del 6% (alerta) o del 3% (emergencia) y que eso ha ocasionado “apagones.” La realidad es más compleja, pero para simplificar, cuando la reserva operativa (centrales eléctricas que podrían generar más energía o prenderse en 10 o 30 minutos) se encuentra por debajo del 3% de la demanda en un momento dado, el Cenace debe tomar una serie de acciones para evitar inestabilidad del Sistema Eléctrico Nacional y afectaciones mayores. Una de estas acciones es el “tiro de carga manual” que significa desconectar carga. No es la única acción, pero es una herramienta necesaria.

También le corresponde al Cenace considerar la Reserva de Planeación, que a diferencia de la operativa se prevé en sus ejercicios anuales de planeación. En la Reserva de Planeación un Estado de Emergencia es cuando se prevé sea menor al 6% en el Sistema Interconectado Nacional o de 15% en los sistemas Baja California y Baja California Sur. Así, en el estado de Baja California, que no se encuentra interconectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN), desde hace varios años el Cenace ha convocado a la adquisición de energía de emergencia seis meses antes de los meses de verano, en lo que se denomina el “Protocolo Correctivo”. Otra alternativa, que hasta ahora no ha implementado el Cenace, es la adquisición de potencia mediante Subastas por Confiabilidad.

Lo que se volvió evidente es que hoy, en México, tenemos un déficit de reserva operativa para atender el pico de la demanda que ocurre después del ocaso. Usualmente, el Estado Operativo de Emergencia ha ocurrido durante el mes de mayo, entre las 19:00 y 23:00 horas. Probablemente también en sus escenarios de planeación el Cenace prevé una condición en que la reserva de planeación para los próximos años sea menor al 6 por ciento.

En 2023 la demanda máxima fue de más de 52,000 MW. Es altamente probable que este año se ubique entre los 54,000 y los 56,000 MW hacia mediados o finales de junio (el mes en el que históricamente se presenta la mayor demanda del SIN), y que la demanda en el verano de 2025 sea entre 55,000 y 60,000 MW. Hay en construcción algunas plantas de la Comisión Federal de Electricidad que agregarán capacidad adicional al sistema entre ahora y 2028. Estas centrales, en su mayoría a gas natural, toman aproximadamente cuatro años para su construcción y puesta en operación.

Pero el reto que tenemos como país no solo es atender la demanda, sino continuar con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para mitigar el cambio climático. Y para eso necesitamos incorporar más generación libre de emisiones e integrar tecnologías que permitan atender la demanda pico.

En un escenario de demanda para 2025 como el arriba descrito, deberíamos como país apostarle a instalar 3,600 MW de capacidad de baterías, con una duración de entre 3 y 6 horas (10,800 a 21,600 MWh). Dicha capacidad es menos de la mitad de lo que solo en 2023 se puso en operación en Estados Unidos (7,881 MW con 20,609 MWh), como anunció American Clean Power Association en su reporte anual del mercado. Viéndolo así, esta meta debería resultar viable en México. ¿Por qué baterías? Porque es la única tecnología que podemos instalar y poner en operación en 12 meses, que no requiere combustible para su operación y que puede ser instalada en cualquier punto del sistema eléctrico: ya sea como parte de una central eléctrica, en un nodo con mucha capacidad renovable instalada, como parte de la Red Nacional de Transmisión, en las redes de distribución, o incluso en los puntos de consumo de los usuarios finales. Las baterías se pueden instalar en puntos estratégicos para que, además de suministrar la demanda, no se ponga en riesgo la confiabilidad del sistema.

Y en México no somos ajenos a esta tecnología. En Baja California Sur ya existe la primera batería de cuatro horas de duración (20 MW con 80 MWh). Dicho sistema hoy es capaz de cubrir el 3% de la demanda pico del Sistema Interconectado Baja California Sur y durante el verano de 2023 contribuyó a reducir las afectaciones al suministro eléctrico derivado de estados operativos de alerta y emergencia. Esta experiencia puede ser replicada en el Sistema Interconectado Nacional, para lo cual es necesario avanzar con la regulación para el almacenamiento eléctrico. Es posible detonar las inversiones necesarias trabajando de la mano los sectores público y privado.

*Jonathan Pinzón es vicepresidente Senior de Asuntos Regulatorios y Gubernamentales Internacionales en Invenergy.