(Pulso) Una propuesta concreta entregaron las empresas de energía renovable al Ministerio de Energía, cartera comandada por Andrés Rebolledo, para sortear los riesgos financieros que ocurrirían con los proyectos ubicados en zonas de atochamiento de transmisión eléctrica, en el caso de la que línea de 1.000 kilómetros que desarrolla la colombiana ISA retrasara su fecha de puesta en marcha, fijada para enero del próximo año.

El pasado 20 de diciembre, varias empresas renovables se reunieron con el ministro para abordar justamente el estado actual del proyecto Cardones-Polpaico 2×500 KV, que desarrolla ISA a través de InterChile– y el impacto que un posible atraso tendría en el desarrollo del sector de energías renovables, así como de la región de Atacama, riesgos que incluso podrían llegar a perjuicios por US$10 millones al año.

Según se lee en la plataforma del Lobby, las generadoras -entre ellas Acciona, LAP y First Solar- se mostraron preocupadas por el estado actual de proyecto de interconexión y el impacto que podría causar en las centrales de energía renovable no convencional (ERNC) que actualmente están sometidas a restricciones de generación diarias.

Esto, considerando “que la fecha de puesta en servicio del último tramo, según decreto, es el 16 de enero de 2018 y que el último reporte de auditoría muestra una velocidad de construcción que impedirá alcanzar el tercer hito relevante del decreto en la fecha pactada”.

Dado ello, las empresas propusieron que la línea sea habilitada por tramos, lo que permitiría una puesta en marcha más expedita; situación que, según entendidos en el tema, sería técnicamente posible.

A la fecha, el gobierno no han indicado si esa es una opción que podrían tomar.

En la cita, las generadoras explicaron, con ejemplos concretos, el efecto financiero que tendrá un eventual retraso de la línea que busca unir el Sistema Interconectado Central (SIC) con el del Norte Grande (SING). “Sólo para el caso de Luz del Norte 141 MW la entrada en servicio del proyecto de transmisión representa la posibilidad de acceder a un costo marginal de 30 USD/MWh y no cero durante el horario solar, y dado que la central produce en promedio un GWh/día, las pérdidas estimadas serían de alrededor de 30 mil USD/día o de aproximadamente 10 millones USD/año. Esta cifra es determinante para poder iniciar el pago de los compromisos financieros adquiridos con OPIC (US Government) e IFC (Banco Mundial)”, declararon.

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