Al momento del “apagón”, el país consumía energía de casi todas las fuentes de generación
La debilidad del sistema de interconexión regional de energía sería la principal causa del apagón de casi dos registrado ayer en Honduras y Nicaragua, además de parte de El Salvador y Guatemala. A nivel regional, Guatemala cuenta con la mejor infraestructura de transmisión de energía, algo que afecta al resto de la región.
Según Leonardo Deras, comisionado del ente regulador, CREE, no hay indicios de una falla física pero igual afectó el sistema de interconexión con pérdidas para los distribuidores.
En el caso de Honduras estimó un impacto “preliminar de 15 a 20 millones de lempiras por energía no suministrada y dejada de vender”, teniendo en cuenta que fueron casi dos horas sin energía a nivel nacional y un proceso gradual de reactivación de la represa El Cajón (Francisco Morazán) y las plantas privadas .
“El operador (ODS) dice que no hubo causa física y se hace una revisión de todos los equipos. Cuando se presenta una falla el sistema se desconecta por seguridad y después se reactiva gradualmente”, explicó.
En el momento de la falla, el ODS reportaba el uso de casi todas las energías que produce el país, en especial solar, búnker e hidroeléctrica. También se cubría la demanda con energía geotérmica, biomasa, carbón y la interconectada con Centroamérica (Siepac).
Deras sostiene que aún así, la demanda no estaba en el nivel máximo ya que la misma tiende a bajar en esta temporada del año por las lluvias. “Hace tres meses, por la alta demanda, se tuvo que importar unos 100 megavatios de energía para cubrir el 5% del total, pero no hubo problemas”, explicó.
La compra de energía, en especial a Guatemala, tiene un precio de 9 a 10 centavos de dólar por kilovatio hora, menor al promedio nacional de 12.5 centavos de dólar el kwh.
Causa se desconoce
“Las causas y el origen de la falla eléctrica que ha puesto al SER (Sistema Eléctrico Regional) en estado de emergencia, aún son desconocidas”, dijo la EOR en un comunicado. La entidad dijo que se realizan maniobras operativas para la sincronización y normalización del Sistema Eléctrico Regional.
El director ejecutivo del EOR, René González Castellón explicó que se desconoce específicamente la causa origen y el punto del fallo que hizo que la región perdiera aproximadamente el 30% de la energía (unos 2,400 mw) que hizo que el sistema se desconectara automáticamente.
“Es algo importante en la región, prácticamente quedaron sin energía Honduras y Nicaragua”, dijo y explicó que normalmente estos hechos suceden cuando se dan en fallas del elemento de transmisión en algún punto del sistema eléctrico y se propagan… y se pierde el balance de energía producida y energía consumida.
“Normalmente en el sistema de transmisión se propaga la falla al sistema de producción de energía y al tener esta interrupción hay que desconectar carga y eso se hace de manera automática y se realiza en segundos en el sistema eléctrico regional’, detalló el directivo.
González aclaró que esto no implica en ningún momento déficit de producción, ni tampoco un alto pico de demanda. Asimismo aclaró que volver a la “normalidad” cuando hay una desconexión nacional puede tardarse entre dos a tres horas.
Etapas de la integración eléctrica
El Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su primer protocolo, fueron ratificados por los Congresos de cada país entre los años 1997 y 1998 según datos de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) del Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (Siepac).
Se necesitaron 18 años para que la red operara en su totalidad, ya que fue entrando paulatinamente en operación y el último tramo fue en el 2014 (en Panamá).
Para su operación se crearon los organismos regionales de operación y regulación del Mercado Eléctrico Regional (MER) como: el Ente Operador Regional (EOR) y Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), y se definió la figura del EPR para el desarrollo del primer sistema de interconexión regional que es conocido como el Siepac.
La Línea del Siepac es el primer sistema de transmisión regional y está constituido por las instalaciones siguientes, según la Empresa Propietaria de la Red: Consta de 1 mil 789.23 kilómetros de líneas de transmisión de 230 kilovoltios, además posee una infraestructura de previsión en las torres para un segundo circuito futuro y 15 subestaciones de los países de la región.
Por país:Guatemala, 282.86 kilómetros (kms.) y 3 subestaciones; El Salvador, 287.65 kms. y 3 subestaciones; Honduras, 270.07 kms. y 2 subestaciones; Nicaragua 305.64 kms. y 2 subestaciones; Costa Rica, 492.81 kms. y 4 subestaciones y Panamá, 150.2 kms. y 2 subestación
