Por Javier de la Cruz Soto *
El sistema eléctrico de Baja California Sur (BCS) es considerado una isla eléctrica, ya que se encuentra aislado del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esto da como resultado altos costos de la electricidad, cortes de carga y elevados niveles de emisiones en dicha región. En 2023, BCS contó con una demanda pico de 660 MW [1], lo que representó el 1.2% de la demanda pico nacional del mismo año. Desde 2016 [2], y probablemente antes, se ha planteado interconectar BCS con el SIN. Sin embargo, la ruta marítima del Golfo de California dificulta esta interconexión en términos económicos e incluso ambientales. Si bien la distancia para interconectar un nodo del sistema de BCS con otro del SIN podría oscilar entre 200 y 300 [2] kilómetros (ver Figura 1), los costos de una línea de trasmisión en corriente alterna submarina podrían ser considerablemente altos para el nivel de demanda de la región. También existe la alternativa de una línea de trasmisión en corriente directa, aunque no necesariamente resolvería el problema de la falta de inercia que se tiene en el sistema eléctrico de BCS.
Figura 1. Mapa del noroeste de México, incluyendo infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional [3]
La misma dificultad que se tiene para transmitir energía hacia esta isla eléctrica (alta inversión, baja demanda) se presenta para enviar el gas natural. Si se busca aprovechar los precios competitivos del gas natural texano, sería necesario contar con un gaseoducto submarino. Cabe destacar que la Falla de San Andrés se encuentra justo a la mitad y a lo largo del Golfo de California. Si bien se tiene acceso a gas natural licuado en BCS, esta alternativa ha contado con un precio 3 veces mayor [4] en relación con la opción del gas natural.
“Los precios promedio de la energía en BCS son casi 5 veces superiores a los presentados en la región noroeste del SIN”.
Por otra parte, los precios promedio de la energía en BCS son casi 5 veces superiores a los presentados en la región noroeste del SIN. Si se compara el promedio de los Precios Marginales Locales (PML) reportados por el CENACE en 2024, se tiene que en La Paz se alcanzó un PML de $2,836/MWh y en Topolobampo fue de $532/MWh [5]. En Topolobampo incluso se llegaron a presentar precios negativos como se muestra en la Figura 2.
Figura 2. Precio Marginal Local horario en 2024: La Paz vs Topolobampo
Por estos motivos, en combinación con el excelente recurso renovable (solar y eólico) en BCS, la producción y uso de H2 verde (que en otras regiones podría verse como una alternativa impensable) se muestra como una opción a considerar con suficiente seriedad, bajo un estricto análisis técnico-económico.
Estudios preliminares de optimización y despacho económico [6] han demostrado que si hoy se tuviera implementado el 5 y 10 % de H2 verde en mezcla para las centrales de gas natural existentes en BCS, se obtendrían beneficios como reducción en 3.5 y 4 % del precio promedio de la energía, así como reducciones de la energía no suministrada y emisiones de CO2, entre 1 y 2 %. Cabe destacar que las centrales de gas natural representan alrededor del 13 % de la matriz energética y cerca del 75 % de dicha matriz está basada en combustóleo y diésel en BCS.
Es decir, si se evaluara la reconversión o reemplazo de algunas unidades a combustóleo y sobre todo diésel, para ser utilizadas en mezcla con H2 verde y gas natural, los beneficios antes descritos podrían modificarse drásticamente de manera positiva en términos de reducción de costos de energía, emisión de CO2 y energía no suministrada en BCS. Incluso para esta región se han planteado propuestas de sistemas híbridos con generación renovable y almacenamiento de corto plazo, como baterías de litio, y de largo plazo con H2 verde para su posterior uso en la producción de energía mediante celdas de combustible. En el contexto y condiciones que se tienen en BCS, la producción y uso del H2 verde suena como una alternativa a considerar.
Referencias:
[1] “prodesen24-38cap3.PDF.” Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https://base.energia.gob.mx/PRODESEN2024/prodesen24-38cap3.PDF
[2] “Prospectiva_del_Sector_El_ctrico_2017.pdf.” Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/284345/Prospectiva_del_Sector_El_ctrico_2017.pdf
[3] “Plataforma Nacional de Energía, Ambiente y Sociedad,” Plataforma Nacional de Energía, Ambiente y Sociedad. Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: http://energia.conahcyt.mx/planeas
[4] “Reporte_Diario_P_blico_27032018.pdf.” Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/311860/Reporte_Diario_P_blico_27032018.pdf
[5] “Precios de Energía y Servicios Conexos MTR.” Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/Reportes/PreEnerServConMTR.aspx
[6] R. A. Cano Flores, “Análisis de la producción y uso de H2 verde para optimizar la operación del sistema eléctrico de Baja California Sur,” ITSON, Cd. Obregón, 2024.
*/ Javier de la Cruz Soto es doctor en Ingeniería Eléctrica por el CINVESTAV y especialista en energía eólica y almacenamiento energético. Ha liderado proyectos nacionales e internacionales centrados en aerogeneradores, redes inteligentes y regulación del sector energético. Fue Investigador visitante en la Universidad de Texas en Austin, donde recibió la beca Fulbright. Es autor de múltiples publicaciones científicas, miembro del SNI y cuenta con una patente. Actualmente es investigador SECIHTI comisionado al ITSON, donde impulsa tecnologías sostenibles para la transición energética. Su experiencia combina investigación aplicada, colaboración internacional y formación de talento humano en energías limpias.
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