La empresa estatal planea dos centrales termosolares para abastecer a 100,000 hogares, pero especialistas advierten sobre riesgos técnicos, altos costos y limitaciones territoriales.
El calor del desierto de Baja California Sur pronto podría tener un nuevo rostro, el de cientos de espejos alineados hacia una torre metálica que promete transformar radiación solar en electricidad. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) presentó su plan para levantar dos plantas termosolares en la península, con las que busca resolver un problema histórico de suministro.
El anuncio llega en un territorio que depende de sí mismo para generar energía, pues está desconectado del sistema eléctrico nacional. Esa condición ha convertido a Baja California Sur en un territorio donde la demanda crece al ritmo del turismo y de las ciudades que no dejan de expandirse.
Las plantas previstas tendrán una capacidad conjunta de entre 50 y 100 megawatts, lo suficiente para abastecer a más de 100,000 hogares. Según los tiempos oficiales, su construcción tomaría 48 meses y deberían estar listas antes de que concluya el sexenio.
La CFE dice que se trata de energía renovable, firme y sin intermitencia, con posibilidad de generar hasta 11 horas continuas y complementar la operación con baterías. La apuesta se presenta como innovación, pero también como respuesta a la urgencia de evitar apagones en el estado.
Ventajas y desventajas
Detrás de la promesa, la ingeniería de estas centrales descansa en un principio complejo: espejos móviles, llamados heliostatos, concentran la radiación en lo alto de una torre donde se calientan sales fundidas. Ese calor se convierte en vapor, que mueve turbinas para producir electricidad. Una coreografía técnica que ha dividido opiniones en la comunidad energética.
Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Transición Energética, recuerda que no existe un solo desenlace posible. “En algunas partes del mundo los proyectos termosolares han fracasado, pero en China han tenido éxito. Y muy probablemente tiene que ver con en dónde produces o dónde fabricas los equipos”, explicó.
El costo es una de las variables críticas. En México, la infraestructura termosolar tendría que importarse casi por completo, salvo que exista una intención de desarrollar componentes locales, algo que, hasta ahora, no se ha detallado. “Es posible que para las plantas termosolares se tenga la intención de desarrollar la tecnología de manera local, aunque eso todavía no nos lo comentan”, añadió Hurtado.
Más allá de lo técnico, esta tecnología impone restricciones territoriales. “En fotovoltaica ya hay proyectos para sembrar abajo o alrededor de los paneles solares o hacer pastoreo, y en eólica también hay opciones de convivir con otras actividades, incluso con centrales solares; pero en termosolares no puede haber prácticamente nada más”, advirtió el especialista.
Víctor Ramírez, analista independiente del sector, considera positivo que CFE busque alternativas distintas a las centrales convencionales, pero alerta sobre los riesgos de la modalidad elegida. “En esa torre puedes llegar a generar calor a más de 3,500 grados, y eso es una temperatura que se vuelve muy difícil de manejar; es por eso que muchos proyectos han fallado en el mundo”, comentó.
Las sales fundidas, indispensables para almacenar calor y mantener el suministro nocturno, son también su talón de Aquiles. A esas temperaturas, los tanques se degradan con rapidez, elevando costos y provocando fallas inesperadas.
Ramírez sostiene que, si el objetivo es garantizar seguridad energética en la península, la alternativa horizontal sería más conveniente. “Es el doble de eficiente que la vertical”, aseguró, al recordar que varios proyectos internacionales ya han mostrado las limitaciones de la torre central.
Baja California Sur y sus altos costos de energía
La decisión de apostar por esta tecnología en Baja California Sur responde, en parte, a una realidad económica distinta a la del resto del país. Mientras en el sistema interconectado nacional los costos marginales se mueven en rangos más bajos, en la península producir electricidad puede costar entre 2,500 y 3,000 pesos por megawatt-hora (150 a 170 dólares).
Ese diferencial convierte a la región en una excepción. “En casi cualquier parte del país esa tecnología sería inviable económicamente”, reconoció Ramírez Cabrera, al comparar con los 74 dólares por megawatt-hora que se han reportado en proyectos similares en Dubái.
La experiencia internacional, sin embargo, envía señales de alerta. En Chile, el proyecto Cerro Dominador, inaugurado en 2021 como la primera planta termosolar de Latinoamérica, detuvo operaciones después de fallar en la entrega de energía continua por problemas en sus tanques de sales.
En Dubái, Noor Energy 1 intentó combinar lo mejor de ambos mundos: torre vertical y sistemas horizontales. La realidad fue menos entusiasta. Los registros muestran que la operación constante depende de la modalidad horizontal, mientras la torre ha requerido más de 150 rediseños para mantener su integridad.
El margen es estrecho. El fracaso replicaría los casos de Chile o Dubái y confirmaría la fragilidad de esta tecnología en climas extremos. El éxito, abriría la puerta a un mercado de innovación donde México aún no tiene presencia.
Si el proyecto mexicano logra superar esos obstáculos, abriría espacio para un nuevo mercado energético en el país. La posibilidad de fabricar componentes localmente y de replicar el modelo en regiones con alta irradiación solar pondría a México en un segmento donde hasta ahora no ha participado.
El riesgo, sin embargo, es que las torres se conviertan en otro símbolo de promesa incumplida. La incompatibilidad de estas centrales con otras actividades productivas y la alta complejidad técnica podrían reforzar la percepción de que CFE apostó por una alternativa cara y frágil.
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