{"id":766,"date":"2025-07-22T04:20:12","date_gmt":"2025-07-22T04:20:12","guid":{"rendered":"https:\/\/energiaadebate.com\/diario\/?p=766"},"modified":"2025-07-22T04:52:42","modified_gmt":"2025-07-22T04:52:42","slug":"h2-verde-una-alternativa-para-el-sistema-de-bcs","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energiaadebate.com\/diario\/h2-verde-una-alternativa-para-el-sistema-de-bcs\/","title":{"rendered":"H2 verde: Una alternativa para el sistema de BCS"},"content":{"rendered":"\n

Por Javier de la Cruz Soto *<\/p>\n\n\n\n

El sistema el\u00e9ctrico de Baja California Sur (BCS) es considerado una isla el\u00e9ctrica, 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 regi\u00f3n. En 2023, BCS cont\u00f3 con una demanda pico de 660 MW [1], lo que represent\u00f3 el 1.2% de la demanda pico nacional del mismo a\u00f1o. Desde 2016 [2], y probablemente antes, se ha planteado interconectar BCS con el SIN. Sin embargo, la ruta mar\u00edtima del Golfo de California dificulta esta interconexi\u00f3n en t\u00e9rminos econ\u00f3micos e incluso ambientales. Si bien la distancia para interconectar un nodo del sistema de BCS con otro del SIN podr\u00eda oscilar entre 200 y 300 [2] kil\u00f3metros (ver Figura 1), los costos de una l\u00ednea de trasmisi\u00f3n en corriente alterna submarina podr\u00edan ser considerablemente altos para el nivel de demanda de la regi\u00f3n. Tambi\u00e9n existe la alternativa de una l\u00ednea de trasmisi\u00f3n en corriente directa, aunque no necesariamente resolver\u00eda el problema de la falta de inercia que se tiene en el sistema el\u00e9ctrico de BCS.<\/p>\n\n\n

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Figura 1. Mapa del noroeste de M\u00e9xico, incluyendo infraestructura del Sistema El\u00e9ctrico Nacional [3]<\/em><\/p>\n\n\n\n

La misma dificultad que se tiene para transmitir energ\u00eda hacia esta isla el\u00e9ctrica (alta inversi\u00f3n, baja demanda) se presenta para enviar el gas natural. Si se busca aprovechar los precios competitivos del gas natural texano, ser\u00eda necesario contar con un gaseoducto submarino. Cabe destacar que la Falla de San Andr\u00e9s 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 relaci\u00f3n con la opci\u00f3n del gas natural.<\/p>\n\n\n\n

\u201cLos precios promedio de la energ\u00eda en BCS son casi 5 veces superiores a los presentados en la regi\u00f3n noroeste del SIN\u201d.<\/em><\/p>\n\n\n\n

Por otra parte, los precios promedio de la energ\u00eda en BCS son casi 5 veces superiores a los presentados en la regi\u00f3n 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 alcanz\u00f3 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.<\/p>\n\n\n

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Figura 2. Precio Marginal Local horario en 2024: La Paz vs Topolobampo<\/em><\/p>\n\n\n\n

Por estos motivos, en combinaci\u00f3n con el excelente recurso renovable (solar y e\u00f3lico) en BCS, la producci\u00f3n y uso de H2 verde (que en otras regiones podr\u00eda verse como una alternativa impensable) se muestra como una opci\u00f3n a considerar con suficiente seriedad, bajo un estricto an\u00e1lisis t\u00e9cnico-econ\u00f3mico.<\/p>\n\n\n\n

Estudios preliminares de optimizaci\u00f3n y despacho econ\u00f3mico [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 obtendr\u00edan beneficios como reducci\u00f3n en 3.5 y 4 % del precio promedio de la energ\u00eda, as\u00ed como reducciones de la energ\u00eda no suministrada y emisiones de CO2<\/sub>, entre 1 y 2 %. Cabe destacar que las centrales de gas natural representan alrededor del 13 % de la matriz energ\u00e9tica y cerca del 75 % de dicha matriz est\u00e1 basada en combust\u00f3leo y di\u00e9sel en BCS.<\/p>\n\n\n\n

Es decir, si se evaluara la reconversi\u00f3n o reemplazo de algunas unidades a combust\u00f3leo y sobre todo di\u00e9sel, para ser utilizadas en mezcla con H2 verde y gas natural, los beneficios antes descritos podr\u00edan modificarse dr\u00e1sticamente de manera positiva en t\u00e9rminos de reducci\u00f3n de costos de energ\u00eda, emisi\u00f3n de CO2<\/sub> y energ\u00eda no suministrada en BCS. Incluso para esta regi\u00f3n se han planteado propuestas de sistemas h\u00edbridos con generaci\u00f3n renovable y almacenamiento de corto plazo, como bater\u00edas de litio, y de largo plazo con H2 verde para su posterior uso en la producci\u00f3n de energ\u00eda mediante celdas de combustible. En el contexto y condiciones que se tienen en BCS, la producci\u00f3n y uso del H2 verde suena como una alternativa a considerar.<\/p>\n\n\n\n

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Referencias:<\/strong><\/p>\n\n\n\n

[1]       \u201cprodesen24-38cap3.PDF.\u201d Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https:\/\/base.energia.gob.mx\/PRODESEN2024\/prodesen24-38cap3.PDF<\/a><\/p>\n\n\n\n

[2]       \u201cProspectiva_del_Sector_El_ctrico_2017.pdf.\u201d Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https:\/\/www.gob.mx\/cms\/uploads\/attachment\/file\/284345\/Prospectiva_del_Sector_El_ctrico_2017.pdf<\/a><\/p>\n\n\n\n

[3]       \u201cPlataforma Nacional de Energ\u00eda, Ambiente y Sociedad,\u201d Plataforma Nacional de Energ\u00eda, Ambiente y Sociedad. Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: http:\/\/energia.conahcyt.mx\/planeas<\/a><\/p>\n\n\n\n

[4]       \u201cReporte_Diario_P_blico_27032018.pdf.\u201d Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https:\/\/www.gob.mx\/cms\/uploads\/attachment\/file\/311860\/Reporte_Diario_P_blico_27032018.pdf<\/a><\/p>\n\n\n\n

[5]       \u201cPrecios de Energ\u00eda y Servicios Conexos MTR.\u201d Accessed: Jul. 19, 2025. [Online]. Available: https:\/\/www.cenace.gob.mx\/Paginas\/SIM\/Reportes\/PreEnerServConMTR.aspx<\/a> <\/p>\n\n\n\n

[6]       R. A. Cano Flores, \u201cAn\u00e1lisis de la producci\u00f3n y uso de H2 verde para optimizar la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico de Baja California Sur,\u201d ITSON, Cd. Obreg\u00f3n, 2024.<\/p>\n\n\n\n

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*\/ Javier de la Cruz Soto es doctor en Ingenier\u00eda El\u00e9ctrica por el CINVESTAV y especialista en energ\u00eda e\u00f3lica y almacenamiento energ\u00e9tico. Ha liderado proyectos nacionales e internacionales centrados en aerogeneradores, redes inteligentes y regulaci\u00f3n del sector energ\u00e9tico. Fue Investigador visitante en la Universidad de Texas en Austin, donde recibi\u00f3 la beca Fulbright. Es autor de m\u00faltiples publicaciones cient\u00edficas, miembro del SNI y cuenta con una patente. Actualmente es investigador SECIHTI comisionado al ITSON, donde impulsa tecnolog\u00edas sostenibles para la transici\u00f3n energ\u00e9tica. Su experiencia combina investigaci\u00f3n aplicada, colaboraci\u00f3n internacional y formaci\u00f3n de talento humano en energ\u00edas limpias.<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n\n

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Las opiniones vertidas en \u00abEl Diario de la Transici\u00f3n Energ\u00e9tica\u00bb son responsabilidad exclusiva de quienes las emiten y no representan necesariamente la posici\u00f3n de Energ\u00eda a Debate, su l\u00ednea editorial ni la del Consejo Editorial, as\u00ed como tampoco de Perceptia21 Energ\u00eda. Energ\u00eda a Debate es un espacio informativo y de opini\u00f3n plural sobre los temas relativos al sector energ\u00e9tico, abarcando sus distintos subsectores, pol\u00edticas p\u00fablicas, regulaci\u00f3n, transparencia y rendici\u00f3n de cuentas.<\/p>\n\n\n\n

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