“A la empresa transmisora le tocaría desarrollar más infraestructura de transmisión eléctrica entre el Occidente, con gran potencial para energías renovables, y el centro de la capital que es el centro de carga ahora mismo”, advirtió Rafael Antonio Rios Sanchez, gerente general de Power and Energy Constructors, Suppliers and Consultants (PECS & C S.A.)
En conversación con Energía Estratégica, Rafael Rios explicó que, si bien la distribuidora del lado occidental tiene líneas en media tensión que permiten conectar proyectos solares, el sistema principal de transmisión -el corredor principal Occidente/Oriente- “se ha quedado corto”.
Existe en carpeta una cuarta línea desde Bocas del Toro o Chiriquí, por el área atlántica; sin embargo, Ríos se percató de que en los planes de expansión no se dice de qué forma eso va a beneficiar a los posibles proyectos renovables.
Actualmente, el propósito de esa línea sería darle confiabilidad al sistema y a futuro transportar la electricidad de un megaproyecto hidroeléctrico que aún sigue en tramitaciones de impacto ambiental.
Aquello hace que ya exista una capacidad comprometida en esa línea de transmisión, si el megaproyecto hidroeléctrico se construyese; pero, de realizarse una planificación alineada a objetivos de diversificación de la matriz eléctrica y transición energética, también debería haber capacidad remanente para proyectos no convencionales.
“Yo esperaría que mínimamente tuviese una capacidad para transportar entre 1200 y 1500 MW”, consideró el gerente general de Power and Energy Constructors, Suppliers and Consultants (PECS & C S.A.).
Sin embargo, si esa línea pasara de un voltaje de 230 kV a 500 kV, se tornaría “inaccesible para un proyecto renovable eólico y solar de pequeña o mediana escala”.
Y argumentó: “cuando un generador va a poner un proyecto, el generador corre con el costo de construir la línea de conexión al sistema de transmisión y eso inmediatamente para un proyecto que no tiene un factor de planta alto, no puede competir porque el costo es muy alto para ir a 230.000 voltios o inclusive a 115.000 voltios, que son los dos voltajes que manejamos”.
¿Qué obras urgen y qué características tendrían que tener? Desde la expertise de este referente del mercado energético panameño que previamente desarrolló su carrera profesional en la Empresa de Transmision Electrica S. A (ETESA) y ENSA – Elektra Noreste S.A., la clave sería que inicialmente a lo largo de la línea existan subestaciones ubicadas estratégicamente para facilitar la interconexión de nuevos proyectos renovables no convencionales y que esta luego se mantengan en 230 kV:
“Las subestaciones que se construyan deberían estar pensadas para ubicarse en sitios donde haya potencial renovable y no sólo sean necesarios por confiabilidad. Los planes indicativos de expansión deberían enfocarse en darle oportunidad a las renovables medianas y pequeñas principalmente a través de circuitos y subestaciones que puedan estar donde esté el mejor recurso eólico o solar y que los proveedores puedan entrar a un menor costo del que actualmente afrontan”.