Empoderamiento de Comunidades en Zonas no Interconectadas: Clave para la Sostenibilidad Energética
Por: Luis Miguel León Gil – Francisco Javier Amortegui Gil
La población colombiana se concentra en la zona andina y en la zona costera, la concentración de la población en estas zonas ha permitido conectarlas al sistema interconectado nacional -SIN- de generación, transporte y distribución de energía eléctrica. Los llanos orientales se han venido interconectando a medida que avanzan los proyectos tanto agroindustriales como de extracción de petróleo. Sin embargo en las Zonas No Interconectadas (ZNI) de Colombia, especialmente en la Amazonía colombiana y las zonas insulares se hace difícil y costoso el suministro confiable de energía eléctrica tanto por la dificultad y costo de llevar la red eléctrica del SIN, como por el transporte de combustible o la confiabilidad y costo de los sistemas fotovoltaicos y eólicos, entre otros. El Instituto de Planeación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE), Organizaciones No Gubernamentales que buscan el bienestar de las comunidades que habitan en las ZNI, Instituciones de índole académico y las mismas comunidades promueven la instalación de sistemas de suministro de energía eléctrica a la población.
El desarrollo tecnológico de los últimos años, las bajas del precio de los paneles solares, las nuevas tecnologías de generación renovable como la solar fotovoltaica y de almacenamiento de energía, como las baterías de tecnología plomo-ácido, se han convertido en una potencial solución a la problemática de acceso a la energía en zonas remotas donde existe un alto potencial de irradiancia solar. Sin embargo, la implementación y puesta en servicio de proyectos de este tipo no da garantías completas de solución al problema de acceso a la energía, por el contrario, aparecen nuevos desafíos de diferente complejidad relacionados con la gestión de los activos que hacen parte de los nuevos sistemas de generación con energías renovables. Un ejemplo de este tipo de sistemas es el caso de Isla Múcura, ubicada en el archipiélago de San Bernardo en el departamento de Bolívar (65 kilómetros al sur occidente de Cartagena).
Desde finales del año 2019 un grupo de trabajo de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá, ha venido trabajando con la comunidad que habita en la Isla Múcura, a través de un proyecto de extensión financiado por el Fondo Nacional de Extensión Solidaria y tiene como principal objetivo establecer una estrategia de consumo y gestión eficiente de la energía en la isla. En el marco del proyecto se evidenciaron diferentes problemáticas que surgen alrededor de la instalación de este tipo de soluciones energéticas y que a continuación se busca dar a conocer al lector interesado, con el objetivo de analizar las ventajas y problemáticas de este tipo de proyectos en otros sitios.
Caso de Puerto caracol (Isla Múcura)
Dentro de la Isla Múcura se encuentra situada la población de Puerto Caracol, un caserío conformado por cerca de 250 habitantes. Por razones evidentes, la isla no es parte del SIN del país, por lo cual, las necesidades energéticas del sitio son abastecidas por diferentes fuentes de generación distribuidas por toda la isla. Pequeños grupos electrógenos, que funcionan con combustibles fósiles (Diesel y gasolina), son empleados por los habitantes de mayor poder adquisitivo para suplir sus cargas de tipo residencial o incluso comercial. A final del año 2015, el ministerio de minas y energía, junto con el IPSE pusieron en marcha dos proyectos de generación híbrida Diésel–solar para abastecer de energía a la comunidad que habita dos islas del archipiélago de San Bernardo: Puerto Caracol en Isla Múcura y la isla “Santa Cruz del Islote”. El sistema instalado para abastecer de energía a la comunidad de Puerto Caracol está compuesto por un arreglo de paneles fotovoltaicos de 30 kWp, un banco de baterías de 96 celdas, cada una de 2500 Ah, 2 V tipo plomo-ácido ventiladas, una unidad de generación Diésel de 116 kW, un transformador de distribución de 150 kVA a 440 V/208 V y un sistema de rectificación e inversores DC/AC, tal como se resume en la siguiente figura.
Figura 1 Diagrama unifilar del sistema de generación híbrido en la Isla Múcura. Tomado de los informes de telemetría publicados por el IPSE
De acuerdo con los informes de telemetría publicados en la página web del Centro Nacional de Monitoreo del IPSE, en el mes de diciembre de 2015, año de puesta en marcha del sistema, se observó un suministro de energía promedio de 135 kWh por 16 horas y 51 minutos cada día del mes. Al mes de septiembre de 2020, el suministro de energía promedio fue de 210 kWh por 12 horas y 29 minutos cada día del mes. La medición más reciente evidencia que ha ocurrido un incremento de un poco más de la mitad de la energía suministrada por el sistema con respecto al momento de su puesta en servicio, pero a su vez, una reducción de cerca de 4 horas y 30 minutos con respecto al promedio original. Con el fin de analizar a profundidad cómo ocurrió la transición desde la puesta en servicio del sistema hasta la última medición registrada por el sistema de telemetría, se presenta la dinámica de potencia máxima y tiempo promedio de suministro de energía mensual en la Figura 2, mientras que en la Figura 3 se observa el cambio en el promedio de la energía diaria suministrada y el consumo energético mensual.
Figura 2 Dinámica de potencia máxima y horas de servicio en la Isla Múcura desde la entrada en servicio del sistema de generación.
Ambas Figuras amplían el marco conceptual para el análisis de uso del sistema de generación por parte de la comunidad. Las mediciones dan cuenta de que la carga conectada a la isla fue incrementándose con el tiempo, con lo que se podría inferir que los usuarios en la isla adquirieron nuevos tipos de cargas o que incluso el número de habitantes en la isla se incrementó gracias a la disponibilidad energética en el caserío, exigiendo cada vez más combustible o menor tiempo de disponibilidad. La debilidad del mantenimiento o fallas en la operación del sistema pudieron ser causa de que los equipos, especialmente las baterías, pudieran deteriorarse más pronto que los 4 años esperados por el número de ciclos de carga y descarga, siendo necesario cambiarlas para seguir utilizando el sistema fotovoltaico sin exceso en el consumo de combustible.
Figura 3 Dinámica de la energía diaria promedio y energía total mensual entregada por el sistema de generación de la Isla Múcura.
Sin embargo, los datos presentados en los informes de telemetría no dan cuenta de las dificultades por parte de la comunidad en el uso apropiado del sistema de generación, teniendo en cuenta que son miembros de la misma comunidad los que hacen el rol de operador de red. Por ejemplo, dentro del marco del proyecto de extensión solidaria de la universidad se observó que los miembros de la comunidad de Puerto Caracol que operan el sistema de generación se mostraron preocupados por el funcionamiento correcto de algunos elementos del sistema, entre ellos un inversor del arreglo de paneles fotovoltaicos, el cual ya no presenta ningún funcionamiento en su pantalla digital. Luego de que el equipo de la Universidad Nacional de Colombia -Sede Bogotá- se dispusiera a hacer un diagnóstico del sistema utilizando instrumentos de medición eléctrica adecuados, pues la comunidad no contaba con estas herramientas a pesar de tener el rol de operadores de red, se aclaró que pese a que la pantalla principal del sistema no presente ningún mensaje, el inversor continúa operando de la forma esperada.
Figura 4 Conjunto de tres inversores fotovoltaicos para el sistema de la Isla Múcura, uno de los cuales tiene la pantalla fuera de servicio.
Otro caso distinto es el de los medidores de energía instalados en las acometidas de la red de distribución en la isla. Ya que la pantalla de estos medidores no funciona, es imposible tener control del consumo energético de cada usuario en la isla. Adicionalmente, las nuevas acometidas de la comunidad vuelven imposible el realizar un cobro económico justo para el pago del combustible de la planta, agua destilada para el mantenimiento del sistema de baterías y los honorarios de los miembros operadores de la red. Como consecuencia, se hacen acuerdos entre los miembros de la comunidad para pagar una tarifa variable de acuerdo con el número y tipo de electrodomésticos que cada habitante tenga a disposición, incluso cuando su consumo es completamente diferente entre sí. También se evidenció que no había una noción clara de mantenimiento de las celdas del banco de baterías, principalmente porque el recaudo económico se utilizaba para la adquisición de combustible y no de agua destilada, generando que varias de las celdas se encontraran completamente secas, esto se observó cuando se realizó el diagnóstico del sistema.
Figura 5 Banco de baterías del sistema: varias celdas con placas de electrodos en mal estado y niveles de agua por debajo de recomendación.
Uno de los más importantes problemas en la operación del sistema por parte de la comunidad es la visualización y uso de la pantalla digital del controlador principal del sistema híbrido, la cual se encuentra fuera de servicio desde antes del año 2019. Dentro de la memoria de registro de este controlador se encuentra información hasta el mes de marzo de 2016, donde se asume que el sistema se encontraba funcionando correctamente y poseía una configuración de transferencia automática apropiada del sistema fotovoltaico al generador diésel. No se sabe en qué momento esta pantalla dejó de funcionar correctamente, pero, cuando el equipo de la Universidad Nacional de Colombia hizo el diagnóstico del sistema con ayuda de la comunidad, se observó que no se tenía transferencia de las fuentes en el sistema; sin embargo, se evidenció que la comunidad desconectaba de manera manual la caja de fusibles que conecta la isla con el sistema de generación. Esta operación se realiza entre las 6 am y la 1 pm, con el fin de que la generación fotovoltaica cargue las baterías, de 1 pm a 3 pm se vuelve a conectar la isla y de 3 pm a 6 pm se vuelve a desconectar para seguir cargando las baterías. En las horas de 6 pm a 6 am se mantiene conectado el banco de baterías hasta que se descarga completamente, luego el operario acciona el generador diésel, el cual suministra de energía a la isla y carga las baterías, cuando estas vuelven a estar cargadas se apaga el generador y se deja en descarga el banco de baterías, este procedimiento se repite varias veces de acuerdo con la necesidad de los mismos habitantes.
Figura 6 Pantalla del controlador del sistema híbrido, ahora ilegible, haciendo imposible la administración del sistema.
Esta nueva dimensión de problemáticas es invisible para las gráficas de medición técnica que llegan mes a mes y sólo se encontró luego del trabajo conjunto con la comunidad a partir de jornadas formativas lideradas por profesionales de las ciencias políticas y de capacitación técnica a manos de expertos. En el marco del proyecto se ha venido construyendo una serie de acuerdos en conjunto con los habitantes de la comunidad con los que se busca regular y administrar de mejor manera los cobros por el consumo energético.
Para ello se ha incentivado y propuesto el uso de herramientas de medición inteligentes, lastimosamente, ya que en esta zona no había presencia de una red de internet estable al momento de realizar las visitas técnicas del proyecto, no fue posible utilizar estas nuevas herramientas para transmitir su información en tiempo real por internet y así monitorear el consumo de cada habitante desde otro lugar diferente a la isla, en este momento la medición sólo puede ser realizada de forma local. Aún así, el potencial de estas nuevas herramientas inteligentes podría utilizarse para construir nuevas políticas de regulación del uso de sistemas de generación en ZNIs, sin olvidar la importancia de la capacitación y aprovisionamiento apropiado a los habitantes de la isla que al final serán quienes se conviertan en los mismos operadores del sistema.
Figura 7 Jornada de capacitación en seguridad eléctrica dictada por miembros de la Universidad Nacional a la comunidad de Puerto Caracol.
La solución a la problemática del suministro confiable de energía en ZNIs no sólo se trata de poner en servicio diferentes soluciones energéticas sino también de tener un plan de capacitación, sostenibilidad y seguimiento de la vida del proyecto que sea fácilmente trazable usando canales de comunicación apropiados entre quien aporta la solución y la comunidad beneficiada. A partir del trabajo realizado en el proyecto de extensión solidaria de la Universidad Nacional de Colombia, se encontró que estrategias de empoderamiento y de consenso comunitario son una opción para incentivar las buenas prácticas de uso racional y eficiente de la energía, las cuales pueden potenciarse utilizando nuevas tecnologías con las que se pueda estar al tanto de las situaciones que ocurren en la comunidad con analistas o expertos.
Conclusión
El caso de estudio de la Isla Múcura puso en evidencia problemáticas que parece no haberse estudiado suficientemente para luego de haber dejado instalada la solución energética en esta ZNI, por ello resulta muy provechoso que estas experiencias se tomen como un punto de partida para futuros proyectos de inversión que busquen fortalecer la red eléctrica de las comunidades que habitan las ZNI de Colombia. Dentro de las problemáticas principales encontradas se presentaron la importancia de capacitar de manera adecuada al personal que actuará como operador de la red cuando en la comunidad no haya presencia de una empresa electrificadora. Los conceptos e indicaciones de funcionamiento de los equipos que hacen parte del sistema y más importante aún, de la seguridad eléctrica a tener en cuenta al manipular estos mismos es crucial para que las operaciones ejecutadas por los miembros de la comunidad sean seguras y no comprometan la vida de las personas. Dado que la tensión máxima del sistema es de 440 V, estas magnitudes pueden ser altamente peligrosas para las personas sin que ellas mismas sean conscientes de esto al no tener un adecuado conocimiento de los peligros eléctricos a los que pueden estar expuestos.
Ahora bien, si la misma comunidad es asignada como operadora del sistema, pues la solución energética que se instale en una ZNI puede presentar fallas que deben ser solventadas en corto tiempo por la misma comunidad, entonces se hace imprescindible también, además de entregar los equipos activos, elementos pasivos de protección personal para garantizar que la manipulación de los equipos activos sea también segura. En el caso de Isla Múcura, se evidenciaron prácticas de maniobra del sistema inseguras, sin usar equipamiento de seguridad adecuado.
El sistema de cobro por el servicio de energía es otro aspecto relevante que debe considerarse en los proyectos de electrificación de las ZNI. En Isla Múcura, los contadores de energía que originalmente fueron instalados en la red dejaron de funcionar y por tanto el cobro que se realiza a la comunidad no involucra el consumo energético sino la capacidad de carga instalada en cada hogar. Por ejemplo, el cobro realizado a un habitante por bombillo y abanico instalados en su hogar es de $COP 3700, mientras que el cobro por tener una nevera es de $COP 1000 adicionales. Este sistema de cobro es injusto e ineficiente pues quien posea muchos electrodomésticos estará pagando más por el servicio incluso si no los usa. Adicionalmente, este cobro no incluye los presupuestos relacionados con el mantenimiento de los activos del sistema, como por ejemplo el agua destilada de las baterías, ni tampoco un sueldo fijo para el operador de red encargado de manipular el sistema.
Una estructura de cobro más justo debería ser implementada y apropiada por la comunidad desde la puesta en marcha del sistema energético, el organismo director de este tipo de proyectos debe considerar que una buena estrategia de cobro debe incluir el presupuesto necesario para mantener los activos del sistema en condiciones óptimas y dar así una mayor sostenibilidad al proyecto. Algunas de las alternativas de cobro desarrolladas en el proyecto de extensión solidaria Contemplan los siguientes aspectos:
1. Sistema de cobro por consumo energético basado en lecturas de medidores inteligentes que puedan transmitir su información a un punto central o permitan la consulta del consumo a los habitantes operadores de la red.
2. Existencia de un umbral de consumo para el cobro de cada habitante establecido por la generación de energía fotovoltaica en el día, esta energía es distribuida de forma equitativa a cada habitante de la isla, garantizando un subsidio de energía con el que puede cubrir un consumo básico.
3. El cobro por consumo superior al umbral de subsidio empieza a recaudarse para la adquisición de combustible de la planta, este cobro es altamente costoso, pues la adquisición de combustible y su transporte a la isla hacen que el precio por kWh sea cercano a $COP 1500.
4. Cuota fija mensual por habitante para cubrir el salario del operador de la red, agua destilada para las baterías y mantenimiento de los activos, incluyendo la adquisición de los elementos de protección adecuados que se lleguen a necesitar o elementos de repuesto que puedan deteriorarse como fusibles, terminales, o cables.
5. Cuota fija mensual para adquisición de nuevos activos a través de un fondo de ahorro con el que se le pueda dar reemplazo a los activos que cumplan su vida útil. Esto, por supuesto, asumiendo que la comunidad autogestiona completamente su sistema eléctrico.
6. Buscar la aplicación de subsidios que apoyen a la población, como hay en otras comunidades como San Andrés y Providencia y que asimismo sean una señal para el uso racional de la energía.
Las experiencias encontradas y compartidas por la comunidad de la Isla Múcura ponen en evidencia que el empoderamiento de la comunidad es crucial para hacer una gestión eficiente de los sistemas eléctricos con los que cuentan, además, la creación de planes y estrategias de apropiación de conocimientos, uso racional de la energía y cobro justo y equitativo por su consumo, aportan a la sostenibilidad de los proyectos en las ZNI y deben ser incluidos en el diseño de este tipo de proyectos con el fin de garantizar la seguridad de los habitantes de la comunidad y una vida útil prolongada de los elementos que conforman los proyectos de electrificación en estas zonas especiales.