Un corte masivo en Belice reabrió el debate: por qué el enlace con México es tema de seguridad energética regional, qué equipos y estándares se necesitan, y cómo se financiaría con reglas claras de confiabilidad.
La madrugada del 1 de octubre, Belice enfrentó un apagón nacional que evidenció de nuevo la vulnerabilidad de un sistema pequeño ante fallas de generación/ transmisión en cascada. Eventos así no solo son un problema local: la franja sur de México comparte clima extremo, infraestructura turística y cadenas de suministro con Belice. La interconexión transfronteriza no es un lujo técnico: es gestión de riesgo regional.
Para Belice, un intercambio firme con México permitiría arrancar y estabilizar su sistema más rápido tras contingencias, además de optimizar mantenimiento y reservas. Para México, el enlace sumaría flexibilidad operativa en el anillo sureste y mejoraría la resiliencia de la Península ante tormentas, al disponer de una válvula de alivio adicional. La integración también abarata el costo marginal promedio si se despacha la energía más eficiente disponible de uno u otro lado.
La ruta de menor fricción técnica parte de una interconexión en 230 kV desde el sur de Quintana Roo hacia un escalón 115 kV en Belice, con protecciones direccionales coordinadas y controles de potencia que eviten oscilaciones. Los convertidores AC-AC sincronizados son opción si se busca simplicidad; un back-to-back HVDC queda como plan B para una segunda fase si el estudio de estabilidad arroja riesgos de inter-área. En ambos casos, el código de red debe armonizar: curvas de under/over-frequency, ride-through y criterios N-1/N-1-1.
La operación práctica se sustenta en contratos de capacidad y energía: una reserva rodante pre-contratada con CFE (o generadores privados despachados en México) y energía interrumpible como colchón. El despacho requerirá un protocolo CENACE–BEL para congestión, cortes de emergencia y precios de desequilibrio. La medición en frontera exige custody transfer bidireccional y liquidación horaria.
El CAPEX del primer tramo puede dividirse en infraestructura en México (refuerzo de subestaciones y bahías 230 kV) y obra en Belice (transformación 230/115, patios y protecciones). Vías probables: bonos etiquetados por resiliencia, fondos multilaterales climáticos y cuentas de transmisión con cargo regulado a ambos lados. La gracia del diseño modular es que permite crecer a 400 kV si la Península acelera su plan de integración con proyectos eólicos-fotovoltaicos del sureste.
Cuando un sistema insular cae, lo que separa un restablecimiento en horas de uno en días es tener con quién sincronizarse de forma segura y contractual. La interconexión México–Belice es eso: un punto de anclaje que reduce la probabilidad de apagones prolongados en temporada de huracanes y habilita inversiones turísticas e industriales con certidumbre eléctrica.
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