Dr. Gerardo Hiriart Le Bert
Coordinador adjunto del Comité de Energía
Colegio de Ingenieros Civiles de México, A. C.
Se tiende a pensar que porque México tiene mucha potencia eléctrica instalada (alrededor de 90 mil MW) está asegurada la satisfacción de la máxima demanda que se presenta en el verano de cada año (unos 55 mil MW).
La realidad es que CFE tiene dificultades para satisfacer esa máxima demanda, en primer lugar, porque hay unos 15 mil MW que no están disponibles porque son centrales de generación viejas que no dan su potencia original o porque no les llega el combustible adecuado o simplemente por fallas y necesidades de mantenimiento.
Otros 20 mil MW faltantes son porque a la hora de máxima demanda (entre 5 de la tarde y 11 de la noche) algunas fuentes de energía (intermitentes todas) dependen de fuentes limpias en materia de emisiones a la atmósfera, pero no constantes, que tienen restricciones naturales insalvables. La solar no genera después de las 6 de la tarde ya que no hay sol (salen del sistema eléctrico 8 mil MW); la eólica opera para generar al 100% sólo cuando el viento sopla a la velocidad de diseño, pero en promedio en verano a esas horas de la tarde solo generan unos 3 mil MW, de los 8 mil instalados; y la hidroeléctrica que está diseñada para generar sólo unas 6 horas pico del día, además depende de la disponibilidad de agua en las presas de almacenamiento durante esos días o meses, por lo que solo genera (durante esas horas en verano) unos 5 mil MW de los 12 mil instalados. La ventaja de la hidroelectricidad es que se puede elegir a qué hora usar esa agua almacenada, pero nunca se puede generar con más agua de la almacenada. En resumen, a las horas de máxima demanda nuestro sistema eléctrico no cuenta, por asuntos de la naturaleza, con 20 mil MW de capacidad instalada (8 mil de solar, 7 mil de hidro y 5 mil de eólica).
Antes de continuar, conviene resaltar que en el país hay actualmente instalados unos 5 mil MW de energía solar distribuida, o sea paneles en los techos de las casas, estacionamientos, fábricas o negocios, etc. que pueden por permitirlo la ley vender al sistema eléctrico nacional (en modo bidireccional) hasta 0.5 MW. Tomando en cuenta el cambio reciente en la Ley, este límite subió a 0.7 MW por lo que, según prevé la Secretaría de Energía, la potencia distribuida llegará en el año 2035 a 12 mil MW. Esto es un buen logro porque ese dinero lo invirtieron los usuarios (pequeños) y alivian bastante a la CFE en la energía que debe subsidiar. Sin embargo, aparece otro problema: cuando se ponga el sol, se dejarán de inyectar a la red, bruscamente y justo a la hora de la máxima demanda, unos 12 mil MW.
Por lo anterior, será necesario estudiar alternativas para satisfacer la interrupción de la generación distribuida más el incremento anual de la demanda.
Por un lado es indispensable el aumento de la generación con energías limpias, por ejemplo la nuclear (habrá que irla considerando cada vez con más posibilidades de incorporar nuevas centrales); la geotermia, la cual abunda en el país, para la cual se tiene tecnología y expertos para desarrollarla pero hasta hace un año se había detenido completamente y sólo recientemente se reavivó con la nueva Ley de Geotermia (se habla de unos 10 mil MW adicionales incorporando nuevas tecnologías); y la hidroeléctrica donde las posibilidades de ampliación estarán sujetas por una parte a la atención del impacto socioambiental que implican y por otra que no es tan abundante el agua en algunas regiones del país (unos 5 mil MW, con factor de planta de 30%, o sea unos 1500 MW efectivos adicionales).
Entre las soluciones para suministrar energía limpia en verano, después de las 6 de la tarde, la que está cobrando más fuerza en el mundo es generar con energía solar durante el día, almacenarla en baterías y entregarla a la red según la demanda durante el resto del día y de la noche. Boletines europeos indican que el costo del MWh entregado a la red de esta forma, resulta ser el costo de generarlo durante el día, más unos 60 euros por MWh por almacenarlo y entregarlo en las horas de la demanda nocturna.
En el caso mexicano, resulta de mucho interés prepararnos para esta situación pero incorporando centrales hidráulicas de rebombeo donde se vislumbran tres posibilidades: 1) Usar en las grandes presas hidroeléctricas del país la energía “barata” del medio día (solar) para bombear agua del pie de las presas (donde se pueda disponer de un vaso de almacenamiento inferior cercano a la cortina de la presa) y subirla nuevamente al vaso alto para turbinarla en horas de máxima demanda; 2) Otra es instalar plantas solares en las presas que lo permitan para que durante las horas de sol se bombee agua a un vaso superior o bien a un vaso adicional, más alto, para generar en las horas de máxima demanda; y 3) Circuitos cerrados en zonas aisladas en donde no haya presas, es decir, en algún sitio donde exista una meseta adecuada que permita construir un estanque artificial impermeabilizado arriba de la meseta y otro al pie, mediante energía solar bombear agua hacia el estanque superior a las horas de sol (y viento y geotermia hibridadas en su caso) y con algunas turbinas generar en las horas de máxima demanda (esta opción se está estudiando para casos mexicanos y promete ser una importante solución para parques industriales que usen menos de 10 MW). La Comisión Federal de Electricidad tiene identificado un número muy importante de centrales de rebombeo en la mayor parte del país, que pueden desarrollarse en el corto plazo incluyendo sus líneas de transmisión como parte de cada proyecto.
Estamos seguros de que tarde o temprano, los ingenieros civiles, junto con los demás colegas ingenieros o economistas o planificadores (apoyados por la nueva herramienta que es la inteligencia artificial) podremos dar soluciones a estos problemas.