Por Elizabeth Machuca 

Mientras el presidente de Costa Rica, Luis Guillermo Solís, daba un discurso frente a la Asamblea Nacional, las luces y las cámaras se apagaron repentinamente. Minutos antes, varias personas habían subido a una montaña rusa del Parque Diversiones, de San José, sin saber que bajarían con la ayuda de rescatistas después de estar suspendidas en el punto más alto debido a la falta de electricidad.

Hacía 10 años que el país no tenía un apagón de tal magnitud, pero no fue el único: Nicaragua, Panamá y El Salvador también reportaron fallas en sus respectivos sistemas ese 1 de julio de 2017. El problema que produjo el apagón en Costa Rica se originó en Panamá y viajó por la red eléctrica regional.

Hubo quienes aseguraron que este problema no hubiera sucedido si Panamá, Costa Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador y Guatemala no estuvieran interconectados en una red que les permite comprar y vender electricidad. Pero, en el análisis de diferentes expertos, esto no ocurrirá cuando la segunda fase de este proyecto esté concluida, hecho que resulta difícil, pues no todos los países tienen los mismos recursos económicos, ni la voluntad política necesaria para llevar el plan a su terminación.

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De hecho, el curso ya ha sido trazado. La región incluso aprobó y puso e marcha tres proyectos que aumentarán la disponibilidad de electricidad y evitarán desastres, como el apagón nacional ocurrido hace unos meses en Costa Rica. Los dos primeros son una interconexión con México y otra con Colombia.

Y el tercero es el tendido de un circuito (cableado) de 1,820 km de longitud y 131 millones de dólares (mdd) sobre la infraestructura del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), que ya cuenta con una primera línea.

Está previsto que esta nueva infraestructura, cuya fecha de inicio de operación es 2020, garantizará el suministro, al fortalecer el mercado, reducir incidencias, como apagones y sobrecargas, y permitir el mantenimiento de las líneas de transmisión cuando sea necesario.

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“El porcentaje de demanda de energía en Centroamérica satisfecha por el SIEPAC podría incrementarse hasta un 20 o 25% con el segundo tendido”, estima Hugo Ventura, jefe de la Unidad de Energía y Recursos Naturales de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal).

Actualmente, sólo “de 5 a 8% de la demanda de Centroamérica es cubierta por las transacciones regionales”, calcula Ventura. Como consecuencia de ello, cada nación tendrá que continuar con sus respectivas inversiones.

La primera línea del SIEPAC comenzó a operar, en su totalidad, en 2014, y cuenta con 1,820 km de longitud, la misma extensión que tendrá la segunda. Esta megaobra fue concebida desde 1985, con el fin de constituir el Mercado Eléctrico Regional (MER).

Este mercado mayorista permite “intercambios de corto plazo, derivados de un despacho económico regional de energía, así como contratos de mediano y largo plazo”, según lo describen documentos del SIEPAC.

Incluso, el MER tiene agentes externos que colaboran para hacer posible el intercambio de energía, como las principales compañías nacionales de electricidad de México, Guatemala y España.

Mediante esta estrategia, durante cualquier situación crítica o emergencia, Panamá (que cuenta con 150 km de la línea), Costa Rica (490 km), Honduras (270 km), Nicaragua (321 km), El Salvador (285 km) y Guatemala (281 km) pueden realizar transacciones para exportar electricidad, en caso de contar con un sobrante, o para importarla, si tienen déficits.

La primera línea del SIEPAC requirió una inversión de 517 mdd, de los cuales el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aportó un financiamiento de 250 mdd. De acuerdo con el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2016–2035, elaborado por el Instituto Costarricense de Electricidad, se incluyó la construcción de 28 bahías en 15 subestaciones y la utilización de cable OPGW de 36 fibras, con lo que se logró una línea con una capacidad de 300 MW.

Todo lo anterior, a excepción del cableado, será utilizado por el segundo circuito, motivo por el cual requerirá una inversión menor.

“La infraestructura ya está construida; únicamente se hará un segundo tendido de cables sobre las torres ya existentes y se harán ampliaciones o reparaciones de las subestaciones que lo requieran,” describe Carlos Echevarría, especialista regional senior de Energía en el BID.

 

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