El plan de obras de transmisión más grande de la historia del país registrará este segmento de la industria eléctrica durante los próximos años, donde se espera materializar más de 120 obras por un total cercano a US$1.900 millones, de acuerdo a las estimaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, lo que se enmarca en la planificación de la expansión de la transmisión incluida en la Ley 20.936, vigente desde el año pasado.

Los actores y especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD coinciden en destacar la importancia que tendrán estas inversiones para fortalecer el sistema de transmisión nacional, zonal y dedicado, entregando mayores holguras para la conexión de futuros proyectos de generación, especialmente de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a partir de la puesta en marcha de la interconexión SIC-SING, que comenzará a operar a fines de este año, y la entrada en operaciones por tramos de la línea Cardones-Polpaico que desarrolla Interchile.

El positivo panorama para la transmisión en el norte es explicado por Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, con la primera etapa en marcha de la interconexión nacional: “Vemos que desde Nueva Cardones hacia el norte puedan fluir 200 MW de potencia y desde la zona centro hacia el sur, otros 200 MW más. Pocas semanas después debiese entrar en operación el resto de la conexión hasta Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar. Con esto, desde Nueva Cardones hacia el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) vamos a poder transmitir 900 MW y desde Los Vilos hacia la zona central 400 MW, lo que significará una disminución del orden del 50% del vertimiento ERNC actual”.

“Con la tercera etapa, que es desde Nueva Pan de Azúcar hasta Polpaico −cuyo tiempo de realización está dependiendo de derechos de servidumbre que está tramitando ISA Interchile−, más una cuarta etapa que consiste en la conexión desde Los Changos a Kimal, el sistema va a quedar con una capacidad de transferencia, entre un sentido y otro de unos 1.500 MW. Todo esto le dará una gran flexibilidad al sistema de transmisión nacional (ex sistema troncal)”, agrega el ejecutivo.

Sur del SIC
La materialización de estos dos proyectos descongestionará a la transmisión que se localiza en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), por lo que la atención se desplazará al sur del SIC, donde se prevén eventuales restricciones en la transmisión a futuro, debido a la entrada de proyectos eólicos en la zona, de acuerdo a la estimaciones entregadas por Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica.

“La gran generación eólica que se genere en la zona sur del SIC podría saturar las líneas de transmisión como la que se dio en el norte del SIC con el ingreso de las ERNC, congestión que en la práctica significaría verter energía en el sur, produciendo costos marginales cero enfrentados por los generadores que estén inyectando en esa zona”, afirma el especialista.

A su juicio esta situación se produciría específicamente en línea Cautín-Ciruelos con la entrada, entre 2020-2021, de los proyectos eólicos San Pedro, Caman, La Esperanza y Puelche Sur, que totalizarán 628 MW, al sur de la subestación Ciruelos.

Por tal motivo Rudnick destaca la importancia que tendrán los planes de expansión con las siguientes obras: la ampliación de la subestación Mulchén; la nueva subestación en Río Toltén que se seccionará a la línea Cautín-Ciruelos; la ampliación de la subestación Ciruelos, y la nueva línea Ciruelos-Cautín 2×500 kV, las cuales fueron aprobadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE). A esto se suma la nueva línea Pichirropulli-Puerto Montt de 500 kV, obra que ya fue adjudicada a Abengoa.

Según Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) “desde hace ya varios años, en el sur del SIC se han visto problemas de congestión que impiden un intercambio fluido de energía entre los nodos de Charrúa y Melipulli. Si bien se han realizado importantes obras a nivel de transmisión que refuerzan el SIC-Sur, aún existen desacoples de precios entre la zona sur y la zona central”.

“La congestión de la transmisión impide que los bajos costos marginales de la zona sur, consecuencia de la presencia de ENRC −principalmente eólica y mini hidráulica−, se transfieran hacia la zona central, impidiendo que dicha zona participe en plenitud de los beneficios de tener una matriz con alta presencia de ERNC distribuida a lo largo del territorio”, agrega el ejecutivo.

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec, destaca la relevancia de estas obras para fortalecer el sistema en la zona: “la subestación Entre Ríos o Nueva Charrúa, que hoy se está ejecutando, es un proyecto importante pues le va a dar un pulmón nuevo a la expansión de generación en la zona al ser un punto de conexión alternativo a la actual S/E Charrúa, cuyos accesos están saturados. Y la línea Pichirropulli-Puerto Montt le dará una mayor expansión al sur”.

“Actualmente hay muchos proyectos, ya sea en ejecución o a punto de ser decretados, que abarcan desde el SING hasta Chiloé, es decir, a lo largo de todo el Sistema Eléctrico Nacional. En ese contexto, en el ámbito de la expansión de la transmisión que realiza la autoridad se está en buen camino para lograr lo que establece la nueva ley de transmisión en el sentido de que a futuro esta sea más segura y más robusta”, agrega el ejecutivo.

Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, actualmente el sistema de transmisión en la zona “tiene una serie de puntos con mayor debilidad respecto a otros. Este es un tema que va a ir cambiando a medida que vayan entrando los nuevos proyectos, es algo dinámico en el tiempo, por lo que hay que revisarlo permanentemente para ver qué es lo que se está proyectando y cuáles son las necesidades de la expansión que deberían estar consideradas”.

Las zonas con potenciales restricciones en transmisión son monitoreadas con atención por parte de las autoridades del sector. Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE sostiene que en el caso del sur del SIC se tomó la decisión de postergar algunas obras en la región de La Araucanía para aplicar “el procedimiento de determinación de franja que establece la nueva ley, al considerar que son líneas que pasan por territorios muy complejos, así que nos parecía que atrasarse un año en la expansión iba a ser una ganancia respecto a lo que por ejemplo un privado se demoraría en el futuro en hacer una línea en esa zona”.

Romero explicó que la CNE no solo prevé necesidades de holguras en el sur de SIC, sino que también hacia el norte hay escenarios de incertidumbre, “pues efectivamente el desarrollo solar tiene un nivel tan alto que la línea Cardones-Polpaico quedaría estrecha en el mediano plazo, por lo que ya estamos viendo también otra expansión, junto a otras alternativas distintas a la transmisión adicional, de líneas y de subestaciones, además de analizar opciones como sistemas de almacenamiento que nos permitan capturar energía barata en ciertas horas para que puedan inyectarse en las horas en que no se está generando”.

De acuerdo a Romero, el organismo regulador trabaja para que en diciembre de este año “tengamos nuestro plan de expansión, donde a fines de agosto tendríamos nuestro informe preliminar y estamos trabajando con el Coordinador Eléctrico Nacional de manera permanente, aplicando todos los criterios de la Ley en términos de plantear las holguras correspondientes”.

Plan de Expansión
Ramón Galaz señala que las obras para expandir la transmisión fueron propuestas por el Coordinador Eléctrico Nacional a inicios de año, las que deben ser aprobadas por la CNE “y así dar el puntapié inicial para que este organismo comience la licitación de las obras, a partir del segundo semestre de este año aproximadamente”.

Según Germán Henríquez, las nuevas obras que deben desarrollarse forman parte de varios planes, algunos de los cuales fueron definidos con la antigua normativa de Transmisión.

“Con la Ley anterior tenemos el plan de expansión 2015-2016, en que ya fueron adjudicadas las obras y probablemente deberían iniciar su ejecución en agosto. Después tenemos el otro proceso de expansión con la Ley antigua 2016-2017 que acaba de pasar por el Panel de Expertos, que ya emitió su dictamen, por lo que estamos a la espera del informe técnico definitivo y del posterior decreto de expansión en julio y es probable que la licitación sea en septiembre”, afirma.

Con la actual Ley existen dos procesos en marcha, explica Henríquez. “Uno es el de obras zonales obligatorias del artículo 13 transitorio y que designó 98 obras. Este proceso está a la espera de la resolución definitiva de la CNE y, posteriormente, hay que esperar si se presentarán discrepancias. Si no las hay, el proceso se acortará alrededor de dos meses para licitar”.

Y finalmente está el proceso de expansión 2017-2018, que fue presentado a la CNE en enero, donde el Coordinador Eléctrico Nacional propondrá agregar algunas obras que en el proceso del artículo 13 transitorio no quedaron incorporadas, “pero que hemos considerado conveniente sumar, además de un análisis de largo plazo del sistema”, dice Henríquez.

“Si uno mira todas estas obras tenemos inversiones por US$1.887 millones, con 121 obras, y un año para licitarlas, por lo que estamos armando una estructura interna y externa muy potente, con varios consultores, para poder cerrar esto bien”, puntualiza la autoridad.

Conclusiones
• La interconexión SIC-SING y la línea Cardones-Polpaico ayudarán a descongestionar la estrechez de transmisión en el norte del SIC, a las que se agregarán nuevas obras en líneas.
• Uno de los focos de atención está en fortalecer la transmisión en la zona sur del SIC, donde se recibirán nuevos proyectos.
• El plan de expansión de la transmisión supone 121 obras, por un total de casi US$2.000 millones.

Recuadro 1
Los criterios de la expansión
Ramón Galaz señala que los criterios de la expansión de la transmisión contemplados en la nueva Ley deben considerar los principios de “eficiencia económica, competencia, diversificación y seguridad del sistema, por lo que se deben hacer todos los análisis necesarios para definir posibles expansiones de la transmisión, más aun considerando una visión de largo plazo”.

“Como consecuencia de ello las líneas debieran tener una mayor capacidad, entendidas como las holguras del sistema, y eso significa que habrá que revisar distintos escenarios para definir las mejores expansiones a proponer”, indica el especialista.

Por su lado, Enrique Farías, jefe de la Unidad de Planificación Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía sostiene que en materia de planificación están trabajando junto a la Universidad de Colorado de Denver, de EE.UU., para seguir desarrollando los criterios, a partir de la recopilación de experiencias internacionales y la entrega de una propuesta metodológica de esa casa de estudios al organismo regulador.

Recuadro 2
Situación actual de los reglamentos
Iván Saavedra, jefe del Área Eléctrica de la CNE, señala que actualmente hay cuatro reglamentos de la Ley de Transmisión en etapa de elaboración: coordinación y operación del sistema eléctrico nacional; sistemas de transmisión y de planificación de la transmisión; servicios complementarios, y valorización de la transmisión.

Los reglamentos que han sido publicados son los de planificación energética de largo plazo; procedimiento para la determinación de franja, y el intercambio internacional de energía, mientras que se encuentran en la Contraloría General de la Repúblicas los reglamentos del Coordinador Eléctrico Nacional y sobre procedimiento para la dictación de normas técnicas.

[Energía ha despachado menos de la mitad de los reglamentos de la Ley de Transmisión]

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