El Tren Maya y complejos turísticos y residenciales de las zonas de Cancún y Riviera Maya corren el riesgo de no tener la energía eléctrica necesaria a partir de 2023, así como de sufrir apagones, en caso de no disponer de nuevas líneas de transmisión.
La Secretaría de Energía (Sener) y Comisión Federal de Electricidad (CFE) estimaron desde 2019, en el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transformación y de la Red General de Distribución 2019-2033, “que la energía no suministrada ascendería a 7 mil 400 megawatts (MW)”, sobre todo en verano.
Esa cantidad equivale al apagón nacional del pasado 28 de diciembre, cuando se calculó que la desconexión causó la pérdida de generación de 7 mil 500 MW.
Las previsiones oficiales hasta el año pasado hacen referencia a que en zonas de Cancún y Riviera Maya se presenta una alta incidencia de solicitudes de conexión de centros de carga —en el periodo 2019-2022 se tienen peticiones por 173.6 MW—, así como demandas adicionales, ya que la Semarnat expidió una Manifestación de Impacto Ambiental que permite el desarrollo de nuevos complejos turístico-residenciales al norte de Cancún.
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Se prevé que en los próximos 15 años se detone el crecimiento económico de la zona, llegando a 27 mil habitantes que demandarán energía eléctrica.
Sin embargo, las autoridades del sector eléctrico reconocen que “ya no será posible aceptar la conexión de nuevos centros de carga (…) porque difícilmente se podrá suministrar la demanda de verano de la zona”.
Subrayan que con el Tren Maya se espera una mayor afluencia turística en la Península de Yucatán, “lo cual puede producir incrementos en la demanda mayores a los pronosticados, que no podrían ser atendidos con la infraestructura actual de transmisión durante el verano”.
Para resolver parte de la problemática operativa de CFE en esas regiones en 2023, se prevé, entre otras obras, aumentar la capacidad de transmisión de Valladolid hacia Cancún mediante siete proyectos de líneas de transmisión, reemplazos y alimentadores, así como una nueva subestación eléctrica.
Esto, según documentos oficiales disponibles —dado que la Sener no ha actualizado el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) —, es un ejemplo de lo que pasa en materia de saturación de líneas de transmisión en muchas partes del país, que también corren el riesgo de sufrir apagones.
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En su Informe Anual 2019, la comisión federal dijo que por un aumento de 30% en costos de energéticos y otros combustibles para la generación de energía eléctrica, fue necesario recortar presupuesto a mantenimiento de centrales, materiales y servicios generales en 18 mil 73 millones de pesos, 56% menos de lo proyectado en su plan de negocios.
Problemas de suministro
Así como en esas regiones, las autoridades del sector eléctrico han detectado 14 corredores saturados que pueden representar problemas de suministro de electricidad, considerando que la red de transmisión es un sistema integrado por el conjunto de redes eléctricas que se utilizan para transportar energía a las redes generales de distribución y al público en general.
Otro ejemplo es la capacidad de transmisión que va de la región noreste al centro del país y que comprende Estado de México, Ciudad de México, Hidalgo y parte de Guerrero y Morelos, que se considera un gran centro de consumo de energía eléctrica y que a su vez se divide en tres áreas: Valle de México Norte, Centro y Sur.
En esta zona, tentativamente, habrían entrado en operación en la red de 115 KV los centros de carga denominados Ciudad Bicentenario y San Francisco Soyaniquilpan, lo cual agravó la situación y el requerimiento de nueva infraestructura.
En este caso, el gobierno federal anticipa que para 2025 puede presentarse una saturación en la red de transmisión de 115 kilovatios del corredor Nochistongo-Jilotepec-Atlacomulco, de donde se alimentan la mayoría de las cargas industriales, comerciales y residenciales.
Por ello, se requiere de un proyecto de transmisión que permita incrementar la capacidad de transporte de energía desde la región Tamazunchale hacia el centro del país.
Uno de los nuevos proyectos que la CFE licitó en 2019 es el relacionado con el Sistema de Línea de Transmisión 1720 Distribución Valle de México segunda fase, que consiste en el otorgamiento de un contrato bajo el esquema de Obra Pública Financiada (Pidiregas) para el diseño, construcción, equipamiento e instalación de una subestación eléctrica con una capacidad total de 120 MVA y 17.2 km-c (kilómetros circuito) de línea de 230 KV.
La compañía eléctrica también prepara un paquete de 38 contratos con un valor superior a 5 mil millones de pesos para ampliar la red de líneas de transmisión que incluye subestaciones, sistemas de compensación, bancos de transformación y reactores trifásicos, además de los que ya están en marcha.
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Los nuevos planes se encuentran en fase de preinversión y serán otorgados a privados a través del esquema financiero Pidiregas, en donde el inversionista aporta el capital y los trabajos, y en el momento en que entrega la obra en funcionamiento, la CFE empieza a pagar con los recursos generados por los proyectos.
Entre esos planes destaca, por su monto de inversión, el denominado Incremento de Capacidad de Transmisión entre las Regiones Puebla–Temascal, Temascal–Coatzacoalcos, Temascal–Grijalva y Grijalva-Tabasco, que tendrá un costo de mil 350.1 millones de pesos.
Otro de los proyectos que llama la atención es el Sistema de Líneas de Transmisión 2120 Subestaciones y Líneas de Distribución segunda fase, que consiste en un contrato para el diseño, construcción, equipamiento e instalación de una subestación eléctrica con una capacidad total de 60 MVA, relación de tensión de 230/23 KV; la instalación de 6.2 km-c (kilómetros circuito) de línea de alta tensión en 230 KV para su interconexión y un capacitor de 3.6 MVAr en el nivel de tensión de 23 KV que serán desarrollados en el Estado de México, cuyo costo está por evaluarse. Esta obra ayudaría a desahogar los problemas de saturación de líneas de transmisión en el Valle de México.
Inconsistencias
Hasta ahora, de acuerdo con los datos de CFE, los recursos canalizados al área de transmisión de energía eléctrica muestran inconsistencias, pues en 2019 los kilómetros de circuito instalados de líneas de transmisión reportaron una caída de 7.4%, expone en su informe anual.
En ese año la empresa reportó un incumplimiento porque “las gerencias regionales de transmisión Oriente, Central, Sureste, Occidente y Noroeste obtuvieron valores significativamente más desfavorables a las metas propuestas, impactando el resultado de la RNT [Red Nacional de Transmisión]”.
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Y le fueron autorizados a CFE para transmisión de energía 15 mil 848.6 millones de pesos, de los cuales 8 mil 626 millones se utilizaron para la operación y mantenimiento de la red.
De acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación, para 2020 le aprobaron a la compañía eléctrica 21 mil 434 millones de pesos, de los cuales 17 mil 607 millones fueron para la operación y mantenimiento de la red, lo que significó en el papel un aumento de 35.4%.
El problema es que para este 2021 se presupuestaron 20 mil 359 millones de pesos, es decir, mil 75 millones menos, además de que se registró una reducción importante en la partida para operación y mantenimiento de la red, que quedó en 9 mil 709 millones de pesos, equivalente a 7 mil 898 millones de pesos menos que el año previo.