El Rol de la Transmision en el Sistema Interconectado Venezolano Gustavo Gonzalez Urdaneta

El Rol de la Transmision en el Sistema Interconectado Venezolano

Gustavo Gonzalez Urdaneta

Miami, 8 marzo 2019

En los últimos años el sector de la electricidad mundial ha experimentado cambios significativos para superar dificultades de suministro de energía eléctrica. Esto generó importantes ajustes en las orientaciones, políticas y enfoques para desarrollar la inversión, lo que se tradujo en modelos de planificación y regulación ajustados a las características de los sistemas de cada país. En este sentido, en general, los sistemas eléctricos de la región suramericana, los diez países de la CIER se caracterizan por la elevada participación de la generación hidráulica, incipiente inserción de renovables no convencionales en la matriz energética, altas tasas de crecimiento de la demanda y riesgos de falta de abastecimiento durante las sequías. A lo anterior se suma la volatilidad, con tendencia al alza, de los precios de los hidrocarburos y su impacto en los costos de últimos años introduciendo mecanismos de planificación de la inversión en generación.

No ha sido el caso venezolano donde la demanda de electricidad actual (@13.000MW) es equivalente a la del 2003 después de haber alcanzado 18.696 MW en el 2013, es decir, ha disminuido unos 5.000 MW y, sin embargo, continúa el racionamiento diario en casi todo el país. Lo anterior es insólito cuando se tienen 36.732 MW de capacidad instalada, pero con un 66% de indisponibilidad global, 41.4 % la hidroelectricidad y 87% la térmica. Lo anterior derivo en que a partir de 2007 el Sistema Eléctrico Venezolano (SEV) se quedó sin reserva operativa, iniciándose desde entonces un período de escasez de generación que se agudizó con el tiempo, a pesar de un incremento superior a los 10.000 MW desde el 2009 y con una demanda que ha disminuido unos 5000 MW desde el 2013

Tanto la demanda máxima (MW) como el consumo anual (GWh/año) de electricidad en el país, desde que se conformó el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en 1968, registraron un crecimiento promedio interanual superior al 8% hasta 1998. A partir de 1999 y hasta el 2018, ese crecimiento promedio interanual es del 1%, debido a la disminución de 5.000 MW desde el 2013 y el consumo anual de energía ha disminuido más de 30.000 GWh/año, Estas caídas son equivalentes a más de 2,5 veces la demanda y el consumo anual de la región capital.

Desde el 2000 el sector de la electricidad en Venezuela ha experimentado cambios significativos, pero sin lograr superar las dificultades de suministro de energía eléctrica, sino todo lo contrario. El régimen actual ha llevado uno de los sistemas eléctricos nacionales, modelo en Suramérica, a un grado de tal deterioro en que una falla a principios de marzo en una línea de transmision alta tensión ocasiona un apagón que supera las cien horas de colapso nacional del servicio.

Para finales de 1998 Venezuela contaba con una infraestructura eléctrica de avanzada, con una calidad de servicio del mayor nivel de satisfacción, Sin embargo, un conjunto de acciones políticas e inconvenientes, impuestas al sector desde inicios del 2000, ya citados en anteriores articulos, han conducido a que la seguridad energética del país se encuentre fracturada y en una situación de creciente precariedad.

Esto generó importantes desviaciones en las orientaciones, políticas y enfoques para desarrollar la inversión, lo que se tradujo en modelos de planificación y regulación ajustados a los objetivos propios del modelo de negocio del régimen. De un modelo inicial de “Ilusión” en su planificación en que el Sr. Chávez decidía lo que se hacía y no se debía hacer, pasaron a la “Lista de Compras” de equipamientos con los cuales despilfarraron los ingentes recursos monetarios dedicados al sector y que se convirtió en lo que algunos han llamado “los dineros eléctricos” que han sido sustraídos por el régimen en beneficio de unos cuantos.  

Conceptualmente es posible definir dos funciones principales para los componentes de un sistema de transmision: La función de transporte y la función de interconexión. En general, no es posible producir electricidad cerca de las áreas de consumo, por lo tanto, es necesario construir un sistema para transportar esta energía. Ahora bien, el sistema no solo conecta las fuentes de generación con las de consumo, también conecta los centros de generación unos con otros y las grandes áreas de consumo entre sí. Hace posible movilizar, en cualquier momento, la generación más económica para satisfacer la demanda y a través de la compensación de factores aleatorios, reduce los riesgos de falla por medio de la ayuda entre áreas.

El proceso de planificación de la transmision debe realizarse paralelamente con el de la generación ya que en muchos casos la solución óptima dependerá de las consideraciones que se hagan sobre la transmision. Los sistemas de transmision se han utilizado en el pasado para el suministro tanto de potencia como de energía.

Bajo la primera asunción, el vendedor provee al comprador, una cantidad fija de capacidad y la energía asociada por un tiempo especificado. Dado que la provisión está garantizada, la empresa que compra puede incluirla en su margen de reserva como sustituto de capacidad de generación adicional. Por el contrario, cuando solo se vende energía no es segura la disponibilidad de energía en cualquier momento. Este arreglo permite que el comprador reduzca sus costos sustituyendo su energía más cara por la comprada a menor precio, pero no reduce la capacidad requerida para cumplir con los criterios de reserva.

Por ejemplo, en la década del ’80 en el SIN, debido a los altos márgenes de reserva en generación, los sistemas de transmision se usaron más para proveer energía reduciendo costos de combustibles, que, para aportar capacidad, evitando asi nuevos equipamientos de generación.

En el caso venezolano, los sistemas regionales están en su mayoría limitados por las capacidades térmicas y su planificación puede resolverse con estudios del flujo de la carga por las líneas y conociendo los niveles de cortocircuitos. En el caso de las interconexiones las limitaciones principales, por sus grandes distancias, son la estabilidad y los niveles de tensión del sistema.

Lo que no queda duda es que la importancia estratégica de la transmision es mucho mayor de lo que corresponde por su participación en el costo global de la electricidad. Una capacidad adecuada de transmision, cuando sea económicamente justificable, constituye la clave para la utilización más eficiente de la capacidad de generación al permitir mayores tamaños, mayor diversificación y compartir la reserva existente. Es el medio de coordinación más eficiente de las instalaciones de cualquier area, región o país.

La localización de los corredores de transmision, la evaluación de corredores y rutas alternas y la selección de una ruta, es un proceso cada vez más complejo como respuesta a los patrones modernos de uso de la tierra y de la participación cada vez mayor de los organismos de regulación y de la ciudadanía en particular.

La creciente preocupación sobre el ruido y los posibles efectos sobre la salud y el ambiente está conduciendo a una mayor participación y cautela de los propietarios de las tierras en la aprobación de los permisos de paso. No hay duda de que dichas restricciones ambientales constituyen, hoy en dia, una las mayores preocupaciones en la planificación de la transmision a corto y largo plazo. Lo anterior es particularmente cierto cuando se trata de alimentar áreas densamente pobladas.

Normalmente, en un sistema eléctrico, los problemas de transmision se presentan inicialmente en una forma simple, radial, para unir centros de generación con centros de carga. A medida que los sistemas evolucionan, con unidades de generación de mayor tamaño y la necesidad de una red más mallada se construyen las grandes interconexiones. El desarrollo de las centrales de generación hidroeléctrica, tanto en el Bajo Caroní como en la Región Andina, sumado al de grandes centrales de generación termoeléctrica en el centro y occidente del país, exigió la construcción articulada de una Red Troncal de Transmisión (RTT), conformada por líneas de 765 kV, 400 kV y 230 kV.

Lamentablemente, con las grandes interconexiones, los problemas de análisis se vuelven más complejos con modelos y criterios de diseño más sofisticados basados en múltiples contingencias en cascada (apagón de marzo 2019) con análisis probabilísticos de tipo beneficio/costo y tendencia a la evaluación combinada de generación y transmision.

El problema con la RTT venezolana es que su nivel de 765 kV, que da salida a toda la generación instalada en Guri en el rio Caroní, no ha crecido desde 1999, el gobierno actual no ha construido ni un kilómetro en 765 kV, lo cual, sumado a la falta de inspección y mantenimiento ha originado que la RTT este invadida por maleza lo cual aumenta la frecuencia de falla de esta.

Para ejemplo de la importancia de la transmision y las consecuencias de la falta de planificación y mantenimiento de la misma  (RTT), basta con el “apagón” que aun sufre todo el país y que, de acuerdo a los reportes recibidos se inicia “debido a un fuerte incendio en el corredor de servicio de la RTT, que ha podido ocasionar incluso la rotura de conductores y otros daños desconocidos, lo cual ocasionó un importante rechazo de carga que se traduce en un significativo ascenso de la frecuencia que activa las protecciones contra sobre-frecuencia de la casa de máquinas II de Guri. Esto ocasiona que se disparen varias unidades de Guri que arrastran otras en la central Caruachi y en Planta Macagua II, lo que finalmente ocasiona el colapso total del sistema”. El resto del SIN colapsa inevitablemente por la salida de dos líneas a 765 k, lo cual afecto al resto del país (apagón por contingencias en cascada).

A lo anterior, súmese la alta indisponibilidad del parque térmico que pudiera agravarse por falta de combustible a las pocas plantas que están operativas en el país. Esto es la crónica de una muerte anunciada desde el 2013 por los especialistas del sector.

El servicio eléctrico de transmisión ¿centralizado o liberalizado?

En Transmisión, por el contrario, a la generación, los aspectos más relevantes de los modelos regulatorios han permanecido estables en el tiempo. Tal vez lo más importante del contexto ha sido el desarrollo de emprendimientos de energías renovables no convencionales con altas exigencias de coordinación y asignación de costos de obras de transmisión para atender la oferta nueva de generación.

La regulación de las redes se reduce a tres aspectos principales: inversión, acceso y precios. La red de transporte es el punto de encuentro entre la producción y el consumo, entre la oferta y la demanda, por lo que la garantía de un acceso no discriminatorio a la misma, el desarrollo de las adecuadas inversiones de red y el correcto y equitativo reparto de los costos de este servicio son elementos esenciales para garantizar la viabilidad de un mercado competitivo de energía eléctrica.

En cuanto a su marco normativo para la expansión del sistema, desde hace mucho tiempo la casi totalidad de los países de la región suramericana se caracterizan por la existencia de procedimientos de planificación centralizada. En algunos países la expansión tiene lugar mediante procedimientos competitivos que adjudican su construcción, propiedad y mantenimiento a quien requiera la menor remuneración anual, En cualquier caso, la remuneración debe asegurar cubrir los costos de inversión, operación, mantenimiento y administración.

El ingreso tarifario se obtiene a partir de una combinación, según el país, de precios nodales, peajes y/o cargos de conexión. Para el cálculo de la remuneración de la transmisión de las inversiones existentes, en algunos países se toma como base el sistema económicamente adaptado para determinar la remuneración de la inversión y costos de operación, administración y mantenimiento, con criterios de eficiencia definidos. En otros casos se paga por el activo invertido en forma de anualidad o activos netos amortizados más una tasa de remuneración del capital definidas por el Regulador, sumados los costos de administración, operación y mantenimiento. Para el caso de las nuevas obras, en algunos países la remuneración de la inversión, incluida su tasa de rentabilidad, son parte del ingreso que oferta y recibe el adjudicatario. En otros, las obras son realizadas por las empresas estatales y se cobra a través del ingreso tarifario determinado, o el Estado se hace cargo, o se recupera en la tarifa integral que cobra la empresa única.

En el nuevo paradigma de los mercados eléctricos competitivos, se agrega otro rol fundamental a la actividad de transmisión, cual es constituirse en el eje básico que posibilita el desarrollo de dichos mercados. A través de las redes de transmisión se produce efectivamente la competencia entre los generadores, por lo que en todas las regulaciones eléctricas del mundo se busca crear los incentivos para que esa actividad de transmisión se desarrolle adecuadamente. Frecuentemente, se busca crear incentivos de eficiencia económica y técnica, de modo que el sistema de transmisión se desarrolle a mínimo costo, con niveles adecuados de calidad de servicio y confiabilidad, y adaptado a los requerimientos de generadores y consumidores, remunerando a sus propietarios de modo que esos objetivos se cumplan. Este tipo de incentivos a la actividad de la transmisión es un elemento central de los mercados competitivos.

Es cierto que los apagones son tan difíciles de prevenir como los tsunamis, pero en un sistema bien planificado y con mantenimiento rutinario, como fue el SIN hasta 1999, se tienen previstos “planes defensa” para poder sobrevivirlos. Para muestra, recuerdo algunos casos anteriores a la llegada del régimen actual de desgobierno.

En 1978 la salida de la línea Gurí-El Tigre 400 kV ocasionó un apagón el 28 de marzo por falla en la seguridad del sistema al operar con muy poco margen a segundas contingencias. En el verano de 1980 hubo que racionar carga en el occidente debido a una severa deficiencia de generación disponible para satisfacer la demanda. El 29 de octubre de 1993 explota un interruptor en el patio de Gurí y sale toda la casa de máquinas II de Guri y se separa Caracas, lo cual no ocurrió ahora en marzo 2019 pues Corpoelec no tiene generación suficiente para mantener a Caracas separada del sistema interconectado.

Ya los apagones de abril y agosto de 2008 fueron por fallas en la seguridad del sistema al operarlo en condiciones muy por encima de los límites de transmisión, lo que de ahí en adelante se convirtió en rutina del régimen actual. Desde el 2007 el SIN no tiene reserva operativa, con una gran indisponibilidad de generación térmica y una RTT insuficiente. Ya ven las consecuencias, más de 100 horas sin luz a nivel nacional.

Hay dos conceptos básicos de la confiabilidad de un sistema eléctrico: La disponibilidad (D) y la seguridad (S) de este. La disponibilidad es la probabilidad de que el sistema podrá suministrar servicio continuo y aceptable manteniéndose dentro de las capacidades normales de sus componentes durante contingencias forzadas y/o programadas, es decir, lo apropiado que esta el sistema para cumplir con sus criterios de diseño. Y, el segundo, la seguridad, es la capacidad del sistema de soportar impactos de forma que la ocurrencia de una contingencia no conduzca a otra, que fue lo que ocurrió el pasado 7 de marzo, y minimizar la perdida de carga y el daño a las instalaciones. Es un índice de la vulnerabilidad del sistema a contingencias en cascada. D y S son atributos independientes, el valor de uno no puede inferirse del otro. Un sistema es confiable cuando ambas, D y S, son grandes.     

El desafío prioritario, para el nuevo gobierno de Venezuela, es recuperar la confiabilidad del SIN, tanto su  disponibilidad como su seguridad, tal y como fue concebido hasta 1999.

Bibliografía

1.      Gustavo Gonzalez, Gestión de Planificación y Responsabilidad Social, Planificación de la Transmision, Curso Funindes USB-EdeC, febrero 2009.

2.      Informe CIER Grupo de Trabajo 08- Señales Regulatorias para la Rentabilidad e Inversión-Transmision, marzo 2015

3.      Miguel Lara-GRZ, “Situación actual y futura de la electricidad en Venezuela-Acciones para la recuperación y modernización del sector, marzo 2018

4.      M. Lara y J. Aguilar, GRZ-Grupo Ricardo Zuloaga, “Acciones para la recuperación y modernización del servicio eléctrico en Venezuela’, Resumen Ejecutivo, noviembre 2018