A revisión las renovables por apagón: CFE

Ulises Juárez / Energía a Debate

Derivado del evento que dejó sin energía eléctrica a varias zonas del país el lunes de esta semana, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) pondrá “en la ruta de estudio” a las energías renovables con la finalidad de fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional.

“Nos obliga a ponernos a estudiar dos fallas simultáneas en los sistemas eléctricos de potencia y obviamente a poner en la ruta del estudio la generación intermitente que, ante una demanda mínima en este evento y en esta ocasión, nos obliga a que tomemos acciones para hacer un planteamiento fortaleciendo al Sistema Eléctrico Nacional”, dijo Guillermo Arizmendi Gamboa, director corporativo de Planeación de la CFE.

En conferencia de prensa virtual ofrecida esta tarde para proveer de mayores detalles con respecto al corte en el suministro eléctrico que se presentó el día de ayer, Arizmendi subrayó que las energías renovables obligan a la CFE a dar respaldo al sistema con costo para la empresa estatal.

“Esto lo vamos a tener que replantear y tomar las acciones para fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional”, afirmó, y adelantó que el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) ya está terminado y se encuentra en manos de la Secretaría de Energía para su revisión, por lo que –consideró–, se publicará entrando el 2021.

Justificó que no salió en este año, como lo marca la Ley, debido a que la pandemia causada por el coronavirus obligó a replantear los estudios de demanda de energía no solo en México, sino en el mundo.

Previamente, Carlos Meléndez Román, director general del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), explicó que en el momento de la falla, el sistema eléctrico del país se encontraba en condiciones de demanda media de invierno y una “integración histórica de generación renovable variable de 28.13%”.

“El sistema era débil en ese momento por la alta interacción de renovables y líneas de transmisión fuera de servicio”, destacó Meléndez.

Al respecto, Guillermo Nevárez Elizondo, director general de CFE Distribución, agregó que ante esa capacidad histórica de renovables en el sistema, la CFE tenía que mantener 32% de reserva rodante.

Noé Peña Silva, director general de CFE Transmisión, anotó por su parte que el problema se originó porque el frente frío número 23 llevó fuertes vientos secos de entre 60 y 70 kilómetros por hora a la zona, ya de por sí seca, lo que provocó la ionización del aire.

Lo anterior hizo que se prendieran los pastizales que se encuentran en los terrenos del derecho de vía por donde pasan las dos líneas de transmisión que van de Ciudad Victoria, Tamaulipas, a Laja, en Nuevo León, saliendo de operación alrededor de 9,000 megawatts (MW). (Esta versión luego fue puesta en duda por autoridades de Protección Civil de Tamaulipas).

En su oportunidad, Carlos Morales Mar, director corporativo de Operaciones de la CFE, subrayó que el sistema se pudo restablecer rápido gracias a la entrada en operación de las centrales hidroeléctricas propiedad de la CFE, que tienen una capacidad de respuesta rápida ante la caída de generación.

“Las centrales hidroeléctricas entraron al relevo, entraron en tiempo, pudieron generar energía rápida, eficiente y limpia, y con ello pudimos hacer el restablecimiento de la red”, asentó.

Refirió que las unidades que salieron de servicio, fueron 11 de ciclo combinado, las geotermoeléctricas de Los Humeros y Los Azufres y 4 pequeñas hidroeléctricas en distintos puntos del país. Solamente una central termoeléctrica se afectó, la de Mazatlán, Sinaloa, porque se desconectó el Sistema Noroeste con la parte occidental, añadió.

Detalló que de la CFE, la afectación fue por 1,218 MW, de los cuales 1,084 MW corresponden a las centrales que se aislaron del interconectado nacional del noroeste.

Así, salieron Los Empalmes, y los ciclos combinados de Agua Prieta y Hermosillo.

Pero resaltó que la mayor energía que salió del sistema fue la producida por los productores externos que venden toda su producción a la CFE.

“Estos productores externos tuvieron una afectación por 4,084 MW, la mayor del parque de generación de operación, y 1,714 MW de generación fotovoltaica y 877 MW de centrales eólicas”, apuntó Morales Mar.

En porcentajes, enlistó que la afectación por tecnología fue de 67.5% en el caso de los ciclos combinados, 4.5% de energía convencional, 18.5% fotovoltaica y 9.5% de eólica.

“Con esto vemos que, por sistema de confiabilidad, debemos de hacer una revisión de los generadores externos”, concluyó.