¿LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA REGIONAL DE LOS PAÍSES DE LA GRAN COLOMBIA ES POSIBLE?

Además de los caminos y vías para facilitar el intercambio comercial, agrícola e industrial de los países vecinos por medio del transporte terrestre y ferroviario, es el transporte de la energía por medio de oleoductos, gasoductos y líneas eléctricas aéreas y submarinas para satisfacer la demanda  de la población en las grandes ciudades y extensas zonas industriales, otra de las formas de lograr la integración regional.

Desde los tiempos de la revolución industrial en la Gran Bretaña del siglo XVIII, cuando se creó y aprovechó la máquina de vapor, siendo la energía prevaleciente en esa época la leña y luego el carbón mineral, la disponibilidad del combustible o la fuente primaria de energía marcaba la diferencia del avance y riqueza de las naciones, ayudado por la naciente tecnología para la concepción de los inventos que a lo largo del siglo XIX se generaron, como los primeros aparatos y máquinas para producir electricidad e impulsar mecanismos para la industria, el transporte y la comodidad de los ciudadanos atónitos ante las nuevas aplicaciones. Las energías disponibles para la cocción de alimentos, la calefacción, el alumbrado de calles y viviendas eran la térmica a través de la leña y el carbón (Hulla), la eólica a través de un molino de viento acoplado a un generador eléctrico e hidráulica a través de las caídas de agua o el caudal de un río dirigido a una turbina acoplada a un generador en regiones de montaña o planas. Con el desarrollo de las centrales de generación térmica a carbón y de generación hidroeléctrica de principios del siglo XX el uso de la electricidad se generalizó y las redes de distribución pasaron, con el invento del transformador o máquina eléctrica estática,  a ser redes de transmisión o transporte para manejar grandes cantidades de potencia con mayores tensiones a gran distancia. 

La búsqueda de combustibles más flexibles y sencillos como los hidrocarburos, para convertir la energía mecánica en eléctrica hizo desarrollar en un lapso breve de tiempo el petróleo y el gas natural, extendiendo tuberías superficiales y subterráneas / submarinas para el transporte de líquidos (oleoductos) y de gases (gasoductos) en grandes distancias, desde las zonas de producción petrolera hasta los centros de generación eléctrica cerca de los centros poblados y áreas industriales. En esa primera fase entre 1920 y 1940 las redes de transporte de alta tensión de los países europeos se interconectaron dentro de sus fronteras y no fue sino en los años 1950 que se interconectaron las grandes redes eléctricas de alta tensión a tensiones más elevadas (EAT), llegando a interconectar todo el continente europeo y los Estados Unidos y Canadá así mismo.     

La América Latina ha seguido el paso de las naciones de Europa y Norteamérica, en el desarrollo de las redes eléctricas de distribución urbana a fines del siglo XIX (Buenos Aires, Maracaibo, Bogotá, Caracas, São Paulo, Medellín, entre otras), luego, en los años 1930, ya existían redes de transporte en alta tensión en las grandes y medianas ciudades, en sistemas de potencia aislados, los cuales se fueron interconectando internamente a partir de los años 1940-1950, por exigencia del crecimiento industrial y urbano de los países. La interconexión eléctrica de las redes de transmisión nacionales se efectuó entre 1950-1970 en la mayoría de los países, a la par del  desarrollo del sub-sistema de generación termoeléctrica e hidroeléctrica, en sitios alejados de los grandes centros de demanda energética. La interconexión eléctrica latinoamericana se ha efectuado entre países o grupos de países de las regiones andina, austral, amazónica, caribe, mesoamericana, desde los años 1960, según acuerdos bilaterales y bajo la coordinación  de la CIER y de la CEPAL [1] [2] [3] [4].  

Qué es y para qué sirve un sistema eléctrico interconectado?

Un sistema eléctrico interconectado es un sistema de transmisión en Alta Tensión (AT, 110 kV<V≤ 230 kV) o en Extra Alta Tensión (EAT, 345 kV ≤V< 765 kV) en líneas aéreas sobre torres metálicas en una franja de servidumbre normalizada o sobre cables de potencia tendidos en lecho fluvial, lacustre o marino, protegidos adecuadamente, que vincula subestaciones dentro de centros de generación eléctrica y subestaciones en centros de gran demanda eléctrica y sirve para transportar de una manera segura grandes bloques de potencia bajo todas las condiciones atmosféricas y de operación, con parámetros eléctricos dentro de los límites establecidos por las normas técnicas incluyendo los parámetros de estabilidad en condiciones normales y de contingencia, controlado por su sistema de Control, Protección y Medición. 

Qué importancia tiene hoy día la seguridad del suministro eléctrico?

La seguridad de suministro eléctrico está asociada con la confiabilidad y continuidad del servicio, con mínima cantidad de interrupciones forzadas, parámetros de operación eléctrica dentro de los límites establecidos por normas nacionales e internacionales, esquemas de conexión que minimicen la sección interrumpida al haber maniobras manuales o automáticas por fallas externas de las redes, inmunidad a los fenómenos atmosféricos de sobretensión, y doble alimentación de las cargas según la criticidad de los procesos de negocio o la seguridad nacional.

La industria de manufactura y la de procesos petroquímicos son un sector que requiere esquemas de suministro eléctrico seguros ante cualquier condición de operación y situación climática. Los otros sectores críticos son los de Salud, Defensa Nacional, Acueductos, Telecomunicaciones y Transporte Masivo.

Cómo se ha iniciado el mercado eléctrico latinoamericano?

El Mercado Mayorista Eléctrico es un término que se ha venido utilizando desde la década de los años noventa del siglo XX, cuando por razones de los cambios tecnológicos y la desregulación en países de economía de mercado en los Estados Unidos, Canadá, Reino Unido  y en Europa, ha sido una solución a los “cuellos de botella” del servicio eléctrico al nivel de distribución. Los países que han tomado la delantera en la región latinoamericana han sido Chile (1982), Perú (1990), Argentina (1991), México (1992), Colombia (1994), Ecuador (1996), Brasil (1996/ 2004), y Venezuela (2001), con diversos modelos de mercado, de propiedad (capital privado, mixto, del Estado), de comprador único, o de integración regulada, como se verá más adelante [3] [5].  

Es de destacar que han sido los recursos de Electricidad y Gas Natural los que han conformado el Sector Energético de Latinoamérica y el Caribe (LAC) o sub-sector de Electricidad y Gas desde el punto de vista de los Gobiernos ricos en energías. Estos se han organizado por grupos de países y de Mercados Mayoristas de Energía, de la forma siguiente:

·        México y América Central (GUA-SAL-HON-NIC-CR-PAN), con México como país proveedor a través de la empresa CFE y la Ley de Servicio Público de EE de 1992, bajo el SIEPAC.

·         Brasil y Cono Sur (ARG-CHI-URU-PAR), con Brasil con redes eléctricas a frecuencia de 60 Hz y los demás países australes con redes a 50 Hz, con un modelo de libre mercado desde 1996 en Brasil.

·         Área Andina (BOL-ECU-PER-COL-VEN), región con fortalezas en Petróleo & Gas y con  abundantes recursos renovables hidroeléctricos. La Decisión 536 del 2002 es el marco general para la Interconexión Eléctrica.

·      Caribe (BAR-CUB-GRE-GUY-HAI-JAM-RD-SUR-T&T), región diversa incluyendo el nordeste de la América del Sur, con limitados recursos energéticos, excepto Trinidad & Tobago.

  

Las etapas para llegar al estado actual de Integración Eléctrica Regional han sido las siguientes:

1.    Integración de Sistemas desde los años 1950 en la América Latina, como servicio estratégico y un concepto de soberanía para usar los recursos energéticos nacionales en Electricidad y a bajo costo. Interconexiones puntuales entre países en el resto del siglo XX. Creación del Comité de Integración Eléctrica Regional (CIER) en 1964 y de la Organización Latinoamericana de Energía en 1973.

2.    Integración de Mercados desde los años 1990, siguiendo el modelo neoliberal en la región, en respuesta al creciente deterioro de los sectores eléctricos de los países de la región: Privatización, Apertura al Sector Privado, Separación de las actividades de la cadena eléctrica y su regulación independiente, en Argentina, Chile, Perú, Colombia y Brasil. Planteada la integración energética. Sin embargo, las asimetrías y barreras regulatorias fueron los principales obstáculos a detectar y remover. De ahí la exigencia de que los sectores eléctricos de los países convergieron en un mismo modelo.    

3.    Seguridad de Abastecimiento y reducción de la dependencia. En los últimos años, con el advenimiento de nuevos paradigmas, muchos países de la región han avanzado  en la búsqueda de soluciones, con énfasis en la seguridad de abastecimiento, la reducción de la dependencia y aspectos sociales. El MERCOSUR y la CAN en la América del Sur y el MER en la América Central [3]. 

Aunque hay un nuevo modelo del Sector Eléctrico a seguir, con libre negociación entre Generadores y Comercializadores y negociación en grupo de Distribuidoras y Generadoras para contratar el 100 % de la demanda, se identificaron las distintas modalidades de mercado, propiedad y regulación.

•          Países con Mercado abierto y propiedad privada: Argentina, Bolivia, Guatemala y  Panamá.
•          Países con Mercado abierto y propiedad mixta: Brasil, Colombia y Nicaragua.
•      Países con estructura de comprador único: Cuba, Ecuador, Honduras, Jamaica, México, Surinam y Trinidad & Tobago.
•      Países con modelo integrado regulado: Barbados, Costa Rica, Grenada, Guyana, Haití, Paraguay, Uruguay y Venezuela.

Los intercambios de Energía Eléctrica en la América del Sur dieron en 2009 los resultados siguientes:

Países Exportadores de EE	Energía Suministrada (GWh)	% de la Producción
PARAGUAY	45.309	82,6
ARGENTINA	2.311	1,89
BRASIL	1.498	0,32
COLOMBIA	1.359	2,36
VENEZUELA	300	0,24
URUGUAY	265	3,30
PERÚ	63	0,19

Los países suramericanos importadores son, por orden de importancia: Brasil (38.792 GWh), Argentina (8.075 GWh), Uruguay (1.468 GWh), Chile (1.348 GWh), Ecuador (1.140 GWh), Venezuela (282 GWh). El único país que no intercambia energía eléctrica es Bolivia.  

En el caso de los países de la América Central, los cuales comparten una línea de transmisión en 230 kV de 1.800 km de longitud, entre México y Panamá, se han interconectado con los países vecinos desde 1976 (Honduras-Nicaragua) y hasta 2004 con Costa Rica y hay un proyecto de interconexión de Panamá con el Sistema Eléctrico colombiano el cual está en estudio desde 2010. Los retos de esa integración eléctrica, además de ambientales, son el de la autonomía energética, la inestabilidad regulatoria desde 1998, con el aumento de los precios petroleros y la debilidad institucional del Consejo Regional de Integración Eléctrica (CRIE).    

           

Las acciones a tomar por los países para viabilizar los contratos firmes de largo plazo son:

•     Coordinación de las Políticas Energéticas
•     Diversificación de la matriz de Generación de Electricidad

Factibilidad del Sistema de Transmisión Nacional interconectado en la Región Norte de la América del Sur

El norte de Suramérica antiguamente (siglo XIX, entre 1819 y 1830) estaba integrado por La Gran Colombia, por lo que hoy día conforman Ecuador, Colombia, Venezuela y Panamá, parte del área Andina y de América Central, conforme muestra el siguiente mapa regional con sus provincias y departamentos. 

 

En la actualidad los países citados están electrificados en un alto porcentaje y sus redes eléctricas de transmisión interconectadas nacionalmente en Alta Tensión (AT) y Extra Alta Tensión (EAT) la mayoría, con enlaces en Alta Tensión para intercambios radiales (puntuales) con países vecinos, todos de frecuencia igual de 60 Hz, incluyendo Brasil y Costa Rica, con excepción de Perú. Desde el punto de vista técnico son factibles las interconexiones que han venido operando desde los años 1990.

En cuadro siguiente se muestran las características y situación operacional al 2012 de los sistemas eléctricos de generación y transmisión de los países de la CAN y Panamá.

TABLA 1: Resumen Características Técnicas y Operacionales Sistemas Eléctricos de los países bolivarianos del Norte de América del Sur 2012

Característica/ Situación Actual	Unidad	Colombia	Ecuador	Panamá	Venezuela
Población	MMhab	47,03	14,31     #	3,72	29,72    #
PIB/ Habitante	US$/hab	5.463	4.013	9.130	12.700
Producción  de Energía Eléctrica	GWh	59.989	22.846	6.879	127.854
Capacidad Instalada Generación (Dispon)	MW	14.478	5.454	2.410	27.523 (18.544) @
Importación de Energía Eléctrica	GWh	7	238	17	478
Exportación de Energía Eléctrica	GWh	714	12	58	705
Consumo de Energía  Eléctrica	GWh	59.509	18.469	6.787	112.400  @
Consumo de Energía Eléctrica / Habitante	kWh/hab	1.130	1.487	1.823	4.262
Demanda Máxima de Potencia	MW	9,504	3.207	1.386	18.357
Consumo de Energía Eléctrica/PIB	kWh/US$	0,23	0,74	0,20	0,33
Distribución de la Producción de Energía Eléctrica	Hidro Térmica ENR	66,5 % 32,9 %  0,6 %	53,6 % 45,1 %  1,3 %	57 % 43 %	73,4 % 26,6 %
Pérdidas de la Energía Eléctrica SIN	%	13	13,7	11,2	33,2      @
Niveles de Tensión Red de Transmisión	kV	115/138/ 230/500	115/138 230/500	115/ 230	115/138 230/400/765
Longitudes Redes Transmisión	115-138 230 EAT   *	10.040 km 11.647 km 2.399   km	1.940 km 2.010 km 300 km	2.390 km 2.086 km	10.400 km 5.794 km 5.689 km
Cantidad Subestaciones SIN	230 kV ≥ 400 kV	76 10	23 6	ND	64 26
Participación  Sector Privado en el SEN	SI/NO	SI	SI	SI	NO
Modelo del Sector Eléctrico (Mercado Mayorista Energía)		Mercado Abierto-Propiedad Mixta	Comprador Unico	Mercado Abierto Propiedad Privada	Integrado Regulado
Precios de la energía nivel residencial	cUS$/kwh	22	8,7	6	2,1      @
Indisponibilidad de las Redes SIN	Interr/año >100 MW	186	ND	ND	337

Fuentes: Reportes Anuales 2010, 2012 Ministerios de Energía países, Información propia.

Leyenda: * EAT: Incluye 500 kV para Colombia y Ecuador y 400/ 765 kV para Venezuela.

              # Información de 2010

              @ Cifras extraoficiales

Ventajas e Inconvenientes de la Interconexión Eléctrica permanente Bolivariana

Los enlaces actuales de las redes en 230 kV entre Colombia y Venezuela y Ecuador son temporales, en caso de escasez de energía renovable en un lado y en contingencia, como ha ocurrido desde 1992. Como el efecto de El Niño es cada vez más frecuente en el occidente del sub-continente sudamericano, la dependencia externa es aún mayor. La falta de planificación de los servicios de mantenimiento del parque termoeléctrico en Venezuela ha hecho recargar más del 60 % el parque hidroeléctrico y en febrero de 2010 se llegó a plantear la compra de 150 MW de excedentes del Sistema Eléctrico Ecuatoriano [6][7], a cambio de suministro de petróleo para generación térmica, a través del territorio e infraestructura del Sistema Eléctrico Colombiano⁽³⁾ lo cual no se llegó a efectuar.  

Un enlace eléctrico entre países vecinos de forma permanente  implicaría un intercambio de petróleo y gas natural, como es el caso del sistema eléctrico occidental venezolano, que usa gas de la Guajira colombiana y el del sistema eléctrico oriental venezolano con el nordeste brasileño, que tiene poco respaldo del sistema eléctrico de Brasil.

El otro caso es el proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá, desde la subestación Cerromatoso 500/230 kV y la subestación Panamá II, atravesando el territorio de Chocó en Colombia y el de Darién en Panamá y bordeando el Océano Pacífico a lo largo de sus 590 km de longitud, para una carga de 400 MW, el cual se encuentra en fase preliminar de estudios de impacto ambiental. 

Conclusiones

1.    Los sistemas eléctricos nacionales de los países del norte de Suramérica son diversos, con amplia capacidad de reserva en el caso colombiano y un déficit de generación por indisponibilidad en Venezuela. 

2.    Ecuador y Panamá poseen un mayor equilibrio entre fuentes no renovables y energías renovables en sus sistemas eléctricos.

3.    Colombia y Panamá presentan la mayor eficiencia económica de sus sistemas eléctricos al requerir menor consumo energético por unidad monetaria invertida (PIB).

 4.    Todos los países presentan unas pérdidas de EE mayores que las aceptadas por los organismos de energía internacionales, donde Venezuela se escapa del manejo eficiente de redes eléctricas.

5.    El sector privado de la economía nacional está presente en el Sector Eléctrico de la mayoría de países, excepto en Venezuela desde 2008. 

6.    Los precios de la energía eléctrica de Colombia son los más altos, pero los de Venezuela no aseguran una viabilidad a mediano plazo. 

7.    La actual indisponibilidad y baja confiabilidad de la red eléctrica de Transmisión 230/400/765 kV de Venezuela debe ser resuelta con acciones correctivas y actualización tecnológica.

8.    Se debe acordar un modelo de Sector Eléctrico de Propiedad Mixta, para mejorar el servicio al Cliente y mayor cantidad de enlaces en Transmisión. 

9.   El Sistema Interconectado Internacional de los Países Bolivarianos (ex Gran Colombia) es factible si se corrigen las asimetrías actuales, se coordinan las políticas energéticas y se homologan los factores de calidad, confiabilidad y precios del servicio eléctrico.

Referencias:

1.    Síntesis Informativa Energética de los Países de la CIER Año 2012. Secretaría Ejecutiva de la CIER. Montevideo, Uruguay, 2013.

2.    Historia del Desarrollo del Servicio Eléctrico en Venezuela 1880- 1998. Rodolfo Tellería V., Caracas, Venezuela, 2014.

3.    Integración Eléctrica en América Latina: Antecedentes, Realidades, y Caminos por recorrer. Beno Ruchansky (Coordinador). CEPAL – Ministerio Federal de Cooperación Económica y Desarrollo de Alemania (GIZ), Santiago, Chile, 2013.

4.      La energía que trabaja en silencio (Capítulos III al VII), César Quintini, Heberto Paz, C.A. Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), Maracaibo, 2004.

5.      Competencia en Mercados Energéticos: Una evaluación de la reestructuración de los mercados energéticos en América Latina y el Caribe. OLADE, ACDI (Agencia Canadiense para el Desarrollo Internacional), University of Calgary, Canadá, 2004.

6.      Diario EL UNIVERSAL, Ecuador se une a Colombia en oferta eléctrica a Venezuela, 19-02-2010, pág. 1-8, Caracas, Venezuela.

7.      Diario EL NACIONAL, Venezuela aceptará muy pronto la propuesta por ser una necesidad, 21-02-2010, pág. 12, Caracas, Venezuela.