Dos años de operación. SIEPAC, promesa por cumplir. Inversión que trasciende las fronteras de los países.
La integración de seis sistemas eléctricos para crear un mercado energético regional. Una meta que ni los países más avanzados de Latinoamérica tienen en sus agendas de desarrollo y que la región tiene operando.
Así fue pensado el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central -SIEPAC- que entró en operación comercial oficial en junio de 2013, bajo el auspicio del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y cuya construcción fue terminada en su totalidad, confirma Natalia Muñoz, coordinadora regional de subestaciones de la EPR-SIEPAC. “Todos los tramos están operando desde hace un par de años”.
El sistema incluye una línea de transmisión a lo largo de 1.800 kilómetros con un voltaje de 230 kV y una capacidad instalada para transportar 300 MW entre Guatemala y Panamá. Posee 15 subestaciones de transmisión distribuidas en los países de la red, con la capacidad de duplicar sus circuitos si se requiere. La inversión en este proyecto de infraestructura eléctrica regional fue de casi US$500 millones. De ese monto, US$253,5 millones fueron aportados por el BID, organismo que también concedió una asistencia técnica valorada en más de US$25 millones para establecer la institucionalidad y el mercado regional.
El resto de los fondos provienen de créditos del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), de Bancomext, y de Banco Davivienda.
La idea principal que motivó la ejecución del sistema de interconexión se fundamenta en la oportunidad de abaratar los costos de energía, además de manejar mejor los excedentes y dé cits de electricidad.
“Adicional a estos 300 megas que la línea ya puede trasegar, hay esfuerzos nacionales de cada país que tienen que hacer para llegar a ese monto; pero si, por ejemplo, Nicaragua no hizo esfuer zos para poder trasegar los 300 megas, entonces ahí no recae la responsabilidad en el SIEPAC. Nicaragua y Honduras son los que quizás estén con problemas en sus transacciones”, expone Muñoz. Sin embargo, la experta re ere que se han visto transacciones fuertes. Para el caso, la de Guatemala y los demás países que trasiegan por la línea. “Estamos ha- blando de unos 200 megas”.
Representantes del BID señalaron en su momento que el SIEPAC es “muy bueno” porque a la larga se puede conectar con México o Colombia. Adicionalmente, trajeron a la mesa de discusión el eventual aprovechamiento de la red para distribuir energía producida a base de gas natural en Estados Unidos o Sudamérica para reducir los costos de la electricidad, especialmente en los países donde predomina la generación térmica.
Desde el mismo año en que comenzó a operar el SIEPAC, también rige el reglamento del Mercado Eléctrico Regional de Centroamérica (MER), componente indispensable para llevar a cabo las transacciones de electricidad y dinamizar la inversión privada en el sector. La incorporación más costosa al MER fue la de Costa Rica al haber requerido US$145 millones. Su entrada en vigor y el estatus avanzado de la red le permitió a Panamá enfrentar una crisis energética mediante la importación de electricidad desde Honduras, Nicaragua y El Salvador, convirtiéndose en la primera venta de energía en la red SIEPAC.
“NO HAY GRAN IMPACTO”
Para algunos especialistas, el anhelado mercado eléctrico regional para compartir 300 MW ha quedado rezagado y esperan que hasta en el año 2019 que puede ser realidad. “El MER ya está en operación aún cuando no ha alcanzado las expectativas que inicialmente lo motivaron”, dice Salomón Ordoñez, gerente general de Elcosa.
En este momento se dan transacciones regionales; pero las cantidades de energía intercambiadas siguen siendo relativamente medianas y no causan gran impacto para la región. “El mayor cambio, a beneficio de los más de 40 millones de consumidores que tenemos, se dará cuan- do los países entiendan la necesidad de la construcción de proyectos de generación de energía eléctrica de tamaño regional y de inversión conjunta de dos o más países de la región”, expone el experto.
Al respecto, Natalia Muñoz dice que la línea está capacitada para trasegar los 300 MW e incluso un poco más, bajo condiciones normales.
“El tema ahora es que necesitamos a alguien que trasiegue los 300 megas y por eso le toca a cada país meter generación e impulsar ese desarrollo para poder hacer esas transacciones. La línea sí tiene capacidad de transportar”, expresa.
Por otro lado, la ejecutiva menciona que los costos de transporte han disminuido y que “lo más importante” es que se han estabilizado. “Si los comparamos
con marzo de 2014, el monto de las transacciones estaba en 260 dólares y bajo esa óptica, en ese mismo mes, estamos hablando de que anda por los 76 dólares. Ha habido una reducción bastante grande y se ha mantenido muy estable. Los montos varían dependiendo de los países que estén involucrados; pero en promedio por ahí anda”.
Para Jorge Ramírez, jefe de producto de la unidad de negocio de Soluciones de Energía de 
Schneider Electric Centroamérica, hay que aprovechar los incentivos que dan los gobiernos de Centroamérica para aumentar la inversión privada de generación renovable.
Las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Señaló que “Costa Rica espera alcanzar 100% de cobertura de demanda con energías renovables al 2020”.
