Sin gas

Hace algunos años conversaba con un trader de gas en Texas. Hablábamos de las licitaciones de centrales de ciclo combinado en Yucatán y, sobre todo, del tiempo —siempre incierto— para que la península contara con gas natural suficiente. Antes de despedirse soltó una frase demoledora: “La península no necesita gas.”

En ese momento la afirmación sonaba provocadora. Estaban en marcha los proyectos de ampliación e interconexión de ductos hacia esa región del país y la construcción de dos nuevas centrales de ciclo combinado. Hoy, esas centrales siguen sin operar plenamente, atrapadas entre retrasos, mala ejecución y una pésima planeación heredada de la era Bartlett.

Con los resultados de las convocatorias de proyectos de atención prioritaria de la CNE y los retrasos persistentes de las centrales de la CFE, aquella frase empieza a cobrar sentido. Incluso es posible que varias centrales renovables que obtuvieron permiso recientemente entren en operación antes que los ciclos combinados… y lo hagan a menor costo.

Veamos los números…

La demanda primero

Entre 2018 y 2024, el pico de demanda eléctrica en la región peninsular creció cerca de 50 %, al pasar de 2,100 a 2,900 MW. La tendencia sigue al alza, con crecimientos superiores al 5 % anual. De ser de 5 %, el crecimiento de la demanda podría llegar a máximos de 3,500 MW en verano y 2,248 en invierno.

Ahora la oferta

Hoy ya operan en la península 351 MW solares a gran escala, 179 en Generación Distribuida y 246 MW eólicos. A esto se sumarán los proyectos seleccionados en la Convocatoria de Atención a Proyectos Prioritarios, que agregarán 1,419 MW adicionales: 580 MW eólicos y 839 MW solares. Cuando todos entren en operación, la península contará con 2,266 MW de capacidad renovable. Para 2029, el balance será de aproximadamente 820 MW eólicos y 1,190 MW solares, más otros 250 MW en generación distribuida,

El punto clave no es la capacidad instalada, sino el horario de generación y la estacionalidad

En la península, los aerogeneradores suelen producir entre el mediodía y la medianoche. Eso significa que entre las 12:00 y las 17:00 horas coinciden de forma relevante la generación eólica y solar. En ese tramo, las renovables podrían aportar hasta 2,266 MW, una cifra superior a la demanda invernal actual, que ronda entre 1,650 y 1,850 MW, y a la demanda invernal de 2029-2030, que podría llegar a 2,248 MW.

Además, la red de transmisión hoy permite importar alrededor de 900 MW desde la cuenca del Grijalva, a través de la subestación de la presa Malpaso y las líneas que van de ahí a la península. Durante las horas de mayor generación renovable, la diferencia entre oferta y demanda rara vez supera los 800 MW. Dicho de otro modo, de las 9 de la mañana a la medianoche, fuera del verano, la península puede abastecerse con renovables y energía proveniente de la región oriental del país, sin necesitar 1 MW generado por gas. Fuera de esas horas, tal vez se necesitarían unos 700 MW de gas (al no haber renovable).

El verdadero problema aparece en verano

Ahí, incluso con toda la capacidad renovable prevista para 2029, el sistema no alcanza a cubrir la demanda total. Sumando renovables y transmisión, el sistema podría entregar hasta 2,929 MW, apoyándose en baterías para desplazar energía del mediodía hacia el pico nocturno, entre las 6 y las 9 de la noche, cuando el consumo se dispara.

Pero operar permanentemente al límite no es una solución. Es, de hecho, la situación actual del sistema: un equilibrio frágil producto de años de mala planeación y peor ejecución.

La buena noticia es que recurso hay. Las ofertas presentadas en la convocatoria revelan la existencia de cientos de MW en proyectos adicionales en la península que podrían aportar más energía. Si este desarrollo se acompañara de nuevas líneas de transmisión que aporten redundancia y seguridad a la red, no sería descabellado pensar que las centrales de ciclo combinado resulten, simplemente, innecesarias.

Y aquí entra el gas

Se vendió la idea de que el gas natural estabilizaría el sistema eléctrico peninsular y reduciría los precios. La estabilidad es posible —las centrales en sitio pueden ayudar—, pero la promesa de precios más bajos no es tan clara.

El gas que llegue desde Texas deberá pagar todo su transporte hasta la península: cuatro ductos, con trayectos que superan los 2,200 kilómetros. En la práctica, ese gas se comprará a precio Henry Hub, más entre 8 y 10 dólares por millón de BTU solo por transporte. El resultado es que el precio del combustible pueda ser superior al triple del de referencia original. Si bien es posible que estos costos se trasladen como costos fijos al generador y no se vean en tarifas ni en PML, la realidad es que al sistema y al consumidor les costarán eso, aunque lo paguen por otro lado.

Es cierto, con gas y ciclos combinados se pueden evitar picos extremos de precios, esos que superan los 10,000 pesos por megawatt-hora. Pero en promedio, los costos difícilmente bajarán. Lo que sí puede reducirlos de forma sostenida es una combinación de solar, eólica, transmisión y almacenamiento.

“Con gas y ciclos combinados se pueden evitar picos extremos de precios, esos que superan los 10,000 pesos por megawatt-hora. Pero en promedio, los costos difícilmente bajarán”.

Recurso hay. Interés también

El problema es que la CFE hereda centrales con sobrecostos y compromisos contractuales que, aun sin operar a plena capacidad, ya estamos pagando los usuarios.

El costo de transporte ya lo paga hoy CFE por $50 mmusd al mes y no lo usará sino hasta fines del 2027 o 2028 cuando sea finalizado el ducto Cuxtal II.

Y quizá por eso aquella frase, lanzada casi al pasar hace años, suena hoy menos provocadora y más incómodamente cierta:

La península, tal vez, nunca necesitó gas.

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