Análisis de las causas del apagón nacional.

21/01/2021

Boletín Ammper Enero 2021

El pasado lunes 28 de diciembre, un presunto incendio ocurrido en el estado de Tamaulipas generó un “desbalance” en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). De acuerdo con un par de conferencias en las que comparecieron tanto CFE como el Cenace, se informó que el incendio causó alteraciones de frecuencia en las líneas de transmisión que conectan a Tamaulipas con Nuevo León, lo que provocó que varias centrales eléctricas se “desconectaran”. La desconexión de las centrales fue la causa directa del “desbalance”, ya que para compensar la falta de energía que estaba siendo inyectada a la red, Cenace tuvo que implementar procedimientos de emergencia que consistieron en “desconectar” a miles de usuarios. Es decir, se dejó sin energía eléctrica a usuarios residenciales e industriales en todo el país, pero principalmente en las grandes ciudades.

Dado que el evento no tiene precedentes, CFE y Cenace explicaron a detalle qué fue lo que ocurrió y por qué se afectó a tantos usuarios. Mencionaron que el sistema se encontraba “debilitado” por la elevada proporción de energía renovable variable con respecto a la demanda del sistema. Es decir, la generación variable fue alta, mientras que la demanda del SIN fue inusualmente baja. En las siguientes dos secciones, se analiza si ambas aseveraciones son correctas. Por último, se menciona las implicaciones que existen al tener una gran proporción de energía solar y eólica en una red eléctrica.

Análisis de la generación renovable variable y la demanda

Durante los meses de diciembre, la demanda eléctrica suele disminuir por la estacionalidad. Sin embargo, la generación renovable no suele estar condicionada por la cantidad demandada de energía, sino por las condiciones climáticas. En particular, la generación solar disminuye en invierno porque la inclinación del eje terrestre causa una menor irradiación en estos meses. Esto no sucede para la generación eólica, que es bastante estable en el periodo de un año, pero tiene una mayor volatilidad en el corto plazo como se menciona más adelante.

De acuerdo con la información publicada por Cenace, el día del “apagón”, la generación renovable variable fue la segunda más elevada del mes (véase Gráfica 1). Ese día ese tipo de generación ascendió a 135 mil GWh, de los cuales 98 mil corresponden a la generación eólica y 38 mil a la solar.

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Durante la última semana del año pasado, la generación solar fue estable, pero no la eólica. De hecho, esta generación presentó notables diferencias entre el domingo 27 y el jueves 31 (véase Gráfica 2). Particularmente, en el momento del apagón (a las 2:00 PM) la generación eólica fue más elevada durante los días 28 y 29 en comparación con los días 30 y 31 de diciembre. También es importante subrayar que la generación del día del apagón fue muy similar a la pronosticada por Cenace.

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Como ya se mencionó, la demanda eléctrica no suele ser muy elevada en diciembre, por lo que de antemano las autoridades tenían conocimiento de ello. Además, al igual que en el caso de la generación intermitente, Cenace publica proyecciones de la demanda con una semana de antelación. El día del “apagón”, la demanda real observada estaba teniendo un comportamiento muy similar al proyectado (véase Gráfica 3). Si bien en cada hora la demanda observada fue menor a la proyectada, es importante subrayar que este hecho suele ocurrir. 

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En la Gráfica 3, se observa que la proporción de energía renovable con respecto a la demanda es mayor durante la hora del apagón que el resto del día. El periodo de proporción elevada coincide el perfil de generación de energía solar. Complementando esta idea, en la tabla a continuación se compara esta proporción del 25 al 31 de diciembre del 2020 con el 2019. En el 28 de diciembre fue 9 puntos-% mayor en 2020 y 2019, sin embargo, esta diferencia es mayor el 29 de diciembre (11 puntos-%).

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Sobre este punto, es importante destacar que el día del apagón se presentó la mayor indisponibilidad de ofertas térmicas en la última semana del año pasado, es decir, el mayor despacho de energías renovables en parte obedeció a que otro tipo de plantas no estaban disponibles en ese momento.

Participación renovable en redes eléctricas

La capacidad instalada de generación eólica y solar ha crecido significativamente en la última década y la generación de energía renovable es clave para reducir las emisiones de CO2. El costo de estas tecnologías ha disminuido por lo que cada vez resultan más atractivas pues no requieren de combustibles fósiles (que es el principal costo operativo de una central térmica). Sin embargo, incorporar un gran porcentaje de energía renovable a la red presenta un desafío económico e ingenieril por la naturaleza variable del recurso solar y eólico. No obstante, países como Alemania y Costa Rica han cubierto el 100% y 98.99% de su demanda con energía renovable por unas horas (incluyendo fuentes no variables como geotérmica, biomasa e hidroeléctrica).

Para economías en vías de desarrollo, como México, es inviable tener tan alta participación de renovables variables, por el momento, debido a la deficiente infraestructura de la red. Esto es consistente con las metas de participación renovable establecidas en la administración anterior (30% para 2021, 35% para 2024 y 50% para 2050). Para cumplir estas metas se debe modernizar la Red Nacional de Transmisión. Es importante mencionar que la red eléctrica de ser redundante (i.e. tener suficientes activos que reemplacen a otros en caso de contingencias), ya sea con líneas de transmisión, batería u otras alternativas, para evitar sucesos como el del 28 de diciembre.

CFE no ha hecho un gran esfuerzo para modernizar y ampliar las líneas de transmisión en el país, pues se requiere una gran inversión que actualmente se destina a otros proyectos. La prioridad se centra en las penínsulas de Baja California y Yucatán, pero también deben atenderse otras zonas, como el istmo de Tehuantepec y el noreste de México, pues son las zonas con mayor potencial de generación eólica. Sin embargo, esta participación puede seguir incrementando, implementando, adicionalmente, alternativas menos costosas que infraestructura de transmisión como baterías, electrónica de potencia o gestión de la demanda.

Conclusiones

Los argumentos que esgrimieron tanto Cenace como CFE son parcialmente correctos. Si bien es cierto que la generación eólica fue elevada, se tenía previsto ese comportamiento. También se tenía previsto que la demanda resultaría ser menor, pues la demanda real observada mostró la misma dinámica anticipada por Cenace.

Por otro lado, la proporción de la energía renovable (eólica y solar) que cubrió la demanda observada, fue mayor el día del apagón en comparación con el mismo día del año pasado. Sin embargo, esa misma situación se observó entre el 26 y 31 de diciembre. La evidencia sobre la indisponibilidad de ofertas térmicas puede explicar el incremento de la participación renovables.

Finalmente, hay que destacar que es posible incorporar una gran proporción de energía renovable en la red con la infraestructura y tecnología adecuada. Esto no significa que dejaremos de depender de combustibles fósiles para la generación de electricidad, aunque las renovables están en camino para reemplazar al carbón como las principales fuentes de generación eléctrica. Sin embargo, también existen alternativas para hacer vectores energéticos limpios a partir de los combustibles fósiles como la captura de carbono (ver más). Si se modernizara la red y fuera redundante, no ocurriría un “apagón” independientemente del presunto incendio o la relativamente alta participación de energía renovable variable.

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Referencias:

NOTICIAS DEL MES

– Acuerdo por el que se establece la suspensión de plazos y términos legales en la Comisión Reguladora de Energía, como medida de prevención y combate de la propagación del coronavirus COVID-19.

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