La red centroamericana requiere 200 millones de dólares para evitar apagones

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El director ejecutivo del Ente Operador Regional del Mercado Eléctrico de América Central (EOR), René González, explica en un mapa digital los flujos de potencia de energía eléctrica en la región centroamericana el 18 de septiembre de 2019 en San Salvador (El Salvador). EFE/Rodrigo Sura

Panamá – Un fallo en la red eléctrica hondureña dejó a oscuras a Honduras y «apagó» cerca del 40 % del área que integran seis países centroamericanos interconectados. La causa: la falta de robustez de los sistemas nacionales y también del regional, que requiere una inversión de 200 millones de dólares.

Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá firmaron en 1996 el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, tras un proceso que comenzó en 1976 y que en el 2014 puso en pleno funcionamiento la línea SIEPAC, un proyecto de 500 millones de dólares y 1.800 kilómetros que va desde Guatemala hasta Panamá.

«El sistema de transmisión no está suficientemente robusto para poder manejar una falla en un trayecto» que causa sobrecargas en otros, de manera automática, y colapsa las líneas de transmisión, explicó a Efe el director ejecutivo del Ente Operador Regional (EOR), el ingeniero nicaragüense René González Castellón.

El EOR, un organismo adscrito al Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), se encarga de planificar la Red de Transmisión Regional, de dirigir y coordinar la operación técnica del Sistema Eléctrico Regional (SER), y de la gestión comercial del Mercado Eléctrico Regional.

¿QUÉ ES Y CÓMO FUNCIONA EL SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL?

El ingeniero González explicó que el SER está interconectado desde Panamá hasta México. Así, cuando ocurre una falla en un país se pueden dar situaciones anormales de operación en los otros.

Ese fue el caso el lunes pasado del evento que se originó en Honduras, derivado de causas atmosféricas y que dejó a oscuras a esa nación y a Nicaragua, y afectó el servicio en El Salvador y Guatemala.

Estos son casos aislados, pues un apagón regional si acaso se da una o quizá dos veces en un año. Hay años en que simplemente no ocurren. El más grave de estos eventos se registró en julio de 2017 a causa de un fallo en la red de Panamá que apagó prácticamente a toda la región durante varias horas.

«Los sistemas eléctricos en general están expuestos a ‘rayerías’ en esta época de lluvias, muchas veces se dañan los aisladores, se producen los cortocircuitos y las fallas», indicó González.

El director ejecutivo del ente operador sostuvo que «normalmente las fallas son originadas en la transmisión», por lo que «la región está invirtiendo» para dar una «mayor capacidad» a estos sistemas.

NECESIDADES DE INVERSIÓN EN LA RED REGIONAL

Un estudio reciente del EOR detectó que la red de transmisión regional requiere inversiones por el orden de los 208 millones de dólares. De esa cifra, 72 millones corresponden a proyectos vinculados al sistema hondureño, donde se registró la falla del lunes pasado.

Los 208 millones de dólares «es lo que hemos identificado que se necesita a nivel regional. Pero cada país, además de eso, tiene obras de transmisión que construir para su crecimiento local. Las cantidades (de inversión) a nivel local son mayores», aclaró el experto.

«Desde el punto de vista técnico, obviamente si no existiera esta línea SIEPAC y no se reforzaran los sistemas de transmisión nacionales los estragos (apagones) fueran mayores, y si no hubiera coordinación regional serían peores», aseveró González.

LA CAPACIDAD INSTALADA Y MATRIZ ENERGÉTICA DEL SER

La capacidad instalada regional se ubicó al cierre de agosto pasado en 16.798 megavatios, con una matriz energética dominada por la generación hidroeléctrica (41 %) y petróleo (27 %), y compuesta además por carbón (7 %), biomasa (7 %), eólica (7 %), fotovoltaica (5 %), geotérmica (4 %) y gas natural (2 %).

Al momento del apagón del lunes pasado, que se prolongó alrededor de dos horas, la demanda regional era de 7.482 megavatios y salieron de línea 2.880 megavatios o más del 38 %.

En lo que va de año, la demanda pico se registró el pasado 6 mayo (8.318 megavatios), lo que puede hacer suponer que hay una «capacidad de generación sobredimensionada» en la región, cuando la realidad es que se trata de una matriz energética «fluctuante» cuya «disponibilidad no es permanente», dijo González.

Los cerca de 7.000 megavatios procedentes de hidroeléctricas «no está siempre disponibles» por problemas en los embalses; «hay países que se han dotado de mucha energía eólica, como Honduras, pero está disponible únicamente durante el día y generalmente estos picos (de demanda) se registran a las 19 horas en la mayoría de los países», explicó.

MERCADO REGIONAL DE ENERGÍA

En el marco del acuerdo regional los seis países miembros compran y venden volúmenes de energía. «En los últimos cuatros años de la operación del mercado eléctrico regional (SIAPEC) hay beneficios aproximados para la región de 500 millones de dólares», dijo González a Efe.

«Esos son resultado principalmente de las transacciones económicas, y cada país hace con su beneficio lo que sus autoridades nacionales deciden», recalcó.

Puso como ejemplo los casos de El Salvador, que «es uno de los países que más compra energía en la región, a Guatemala, y su beneficio lo utiliza para tarifa. Hay países que le dan más uso comercialmente, otros deciden proteger los reservorios de agua como el caso de Costa Rica».

«Hay que seguir reforzando los sistemas de transmisión, mejorando los sistemas de protección, seguir abriendo la oportunidad al comercio internacional, y que las leyes nacionales promuevan que los beneficios del SIAPEC lleguen a las personas», añadió González.

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