Se requieren inversiones en transmisión por US$ 1,570 millones para evitar apagones

Sin embargo, la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) advirtió que el costo de inversión total estimado para las obras del Plan de Transmisión 2023-2032, asciende en realidad a US$ 1,570 millones, de acuerdo con un informe del COES.

Cabe señalar que el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) es el que elabora los planes de transmisión que requiere el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), que luego revisa el Osinergmin y aprueba el Minem.

Según este plan, del monto de inversión previsto, se destinarán US$ 905 millones a 20 proyectos de transmisión que debieran licitarse en los próximos dos años, y concluirse para el 2028.

Además, los US$ 667 millones restantes corresponden a la inversión que requieren otros 30 proyectos que se deberían ejecutar a largo plazo.

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¿Cuál es la necesidad de los planes de transmisión?

El presidente del COES, César Butrón, explicó que, cada dos años, el Plan de Trasmisión identifica las zonas en las que la demanda de energía es más urgente, para lo cual, primero observan dónde se van a presentar sobrecargas en las diferentes instalaciones de transmisión, líneas y subestaciones elécricas.

Luego -anota- se propone un conjunto de obras que puedan atender de forma satisfactoria la oferta y la demanda de energía en una zona determinada, por ejemplo, con centrales eólicas en el norte, o plantas solares en el sur, con miras a los próximos diez años.

Desde el 2006, el Minem ha aprobado siete planes de transmisión que han permitido desarrollar un sistema de transmisión troncal de electricidad para mejorar la fiabilidad y la seguridad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Previsión ante apagones

Por eso, ahora, indica Butrón, la gran mayoría de obras son para incrementar la confiabilidad. “Es decir, ya se está alimentando una zona con capacidad suficiente, pero, si falla una línea, se produce un apagón”, anotó.

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Entonces, si la zona del país tiene cierta importancia, se propone una segunda línea paralela con otra ruta. Así, en caso de que falle la primera, la segunda atiende la demanda para que el sistema tenga la capacidad de resistir cualquier incidencia, según el presidente del COES.

Entre las obras de corto plazo más destacadas del Plan de Transmisión 2023-2032, se encuentra el enlace de 500 kV Chilca CTM (al sur de Lima) y Carabayllo (al norte de la capital), con una inversión estimada en US$ 72 millones.

Anillos de transmisión

Butrón observó que Lima es un gran centro de consumo y va a seguir creciendo, recordando que existe ya un anillo (de transmisión) que rodea la ciudad, pero, dentro de diez años no va a ser suficiente. Por eso, puntualizó, se plantea un tercer anillo que refuerce todo el suministro confiable de energía a Lima.

“Para permitir que estos proyectos puedan inyectar energía al sistema hay que construir nuevas líneas más grandes que puedan recibir esa energía y transportarla al resto del país”, aseveró.

Pero advirtió que si no se refuerzan las líneas, y hay mucha inyección (eléctrica) en un punto y no hay inyección en el otro punto se producen problemas de voltaje, de tensión, y hay que construir líneas nuevas para compensar eso, “para que se reparta mejor la gran cantidad de energía que va a ser inyectada en el futuro”.

Demoras y postergaciones en aplicar los planes

No obstante, afirmó que si bien este sistema operó sin contratiempos ni retrasos mayores desde el 2006, las modificaciones normativas respecto al esquema de aprobación de los Planes de Transmisión, a partir del 2017, han generado demoras y postergaciones.

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Ya Carlos Mario Caro, gerente general de REP, Consorcio Transmantaro e ISA Perú, había indicado en enero que las entidades competentes que participan en la elaboración del Plan de Transmisión deben garantizar su ejecución de manera eficiente y eficaz, pero no se vislumbra un rumbo claro para lograr dicho objetivo.

El plan, indicó en ese momento, presentaba demoras significativas en su ejecución y ello se debe, en gran parte, a las modificaciones normativas impuestas y a su rigidez burocrática.

Ello, según Caro, origina potenciales riesgos en el desarrollo del sistema y, por consiguiente, un posible impacto en la prestación adecuada del servicio eléctrico.

Impacto en las tarifas

Por su parte, Rafael Laca, especialista en electricidad de Enerkory S.A.C., coincidió en que, en efecto, hay retrasos en la ejecución de los proyectos de transmisión eléctrica, y esa situación puede obligar al uso de sistemas de generación de respaldo antes emergencias, pero de alto costo.

Explicó que hay sistemas de generación conocidos como reserva fría, que se emplean para reforzar el suministro de electricidad (en zonas con insuficientes redes de alta tensión) para evitar cortes del suministro en horas de mayor consumo, pero que operan con diésel.

Cabe señalar que en el sur del país por ejemplo, las mayores instalaciones consideradas como reserva fría corresponden al denominado Nodo Energético del sur, que comprende dos plantas duales a gas natural y diésel, que ante la falta del primer combustible (por falta de ductos), están usando el segundo, que tiene mayor costo.

En tal sentido, si bien las inversiones de transmisión eléctrica también la deben pagar los usuarios (libres y regulados), a través de la tarifa eléctrica, Laca indicó que es preferible un ligero aumento tarifario para sustentar esas inversiones, que mayores incrementos que se podrían dar si se emplea plantas a diésel en forma continua.