PAÍS CIRCULAR – Hoy se están discutiendo en el Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos una serie de discrepancias presentadas por empresas generadoras respecto del Plan Anual de la Expansión de la Transmisión propuesto por la CNE.
Por estos días, en el denominado Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos, se están tramitando una serie de discrepancias de las empresas del sector respecto del Plan Anual de Expansión de la Transmisión 2020 propuesto en abril por la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde se está discutiendo una materia de fondo para la industria: la necesidad urgente de acelerar la construcción de infraestructura troncal de transmisión eléctrica para evitar que la energía limpia generada en el norte se pierda por la incapacidad de llevarla hasta la zonas de mayor consumo en el centro del país.
En lo central, la principal discrepancia apunta a la decisión de la CNE de no incluir en el plan de expansión el proyecto “Ampliación de capacidad de la línea Nueva Maitencillo-Polpaico” propuesto por Enel Green Power, y al que se suma un proyecto de similar configuración presentado por ISA Interchile. En esencia, ambos permitirían aumentar en un 85% la capacidad de transmisión de la actual línea Cardones-Polpaico en un plazo máximo de cinco años, a través de la implementación de la electrónica de potencia. Esto mediante la ampliación e instalación de tecnología de punta en subestaciones, re-tensado de conductores y la conversión de un circuito de corriente alterna en corriente continua (HVDC).
La idea es aprovechar la infraestructura ya instalada en la línea de 753 kilómetros y 1.728 torres de alta tensión, realizando los trabajos manteniendo la línea en operación y evitando nuevos impactos en los territorios, ya que no se requiere de nuevos terrenos para las obras.
Pero los argumentos esgrimidos por las empresas ante esta discrepancia apuntan finalmente al mayor proyecto de transmisión hoy en carpeta en Chile: la construcción de la línea Kimal-Lo Aguirre, de 1.500 km de extensión entre Antofagasta y la Región Metropolitana y la primera en su tipo en operar con corriente continua. El proyecto considera una inversión de US$1.480 millones, y fue llamado a licitación pública internacional el pasado 1 de febrero por parte del Coordinador Eléctrico Nacional. ¿El principal cuestionamiento? Las empresas afirman que los plazos entregados por la autoridad para su puesta en marcha simplemente no dan.
Así lo asegura en su presentación ante el Panel de Expertos la empresa Enel Green Power, donde señala que la fecha señalada para su entrada en operación, diciembre de 2028, “es imposible dadas las fechas del proceso de licitación”. Entre sus argumentos, plantean que se consideró “un plazo excesivamente optimista para la publicación del decreto adjudicatorio” de la línea, y que tampoco consideró la posibilidad de que existan retrasos en su entrada en operación.
Que ocurra esto último, plantean en la industria, es casi un hecho, principalmente por la decisión del Ministerio de Energía de no someter el proyecto Kimal-Lo Aguirre a un Estudio de Franja, lo que originalmente sí había sido considerado en un “informe de complejidad” elaborado por dicha cartera en 2019, donde indicaba que el proyecto presentaba una “alto grado de complejidad socioambiental”, así como una “alta complejidad técnica en función de su longitud, nivel de tensión y sistema de transmisión al que pertenece”.
Empresas: no hay “plan b”, mientras se incrementa el vertimiento
A la discrepancia presentada por Enel Green Power pronto se sumaron otras empresas, solicitando que en el Plan de Expansión se incluya la ampliación de capacidad solicitada por dicha compañía, profundizando además en la crítica. Pacific Hydro Chile afirmó en un escrito ante el Panel de Expertos que la empresa “ve con preocupación el rechazo de la CNE al proyecto de ampliación 500kv propuesto tanto por ISA Interchile como por Enel Green Power”, ya que este permitirá aumentar la capacidad de transmisión entre los polos de consumo centro-sur del país con los polos de generación eólica y solar fotovoltaico en la zona de Coquimbo y Atacama. “Es de especial preocupación -agregan- que proyectos de menor plazo de ejecución, y menor riesgo social y medioambiental de implementación (y su consecuente impacto en plazos y costos), no estén siendo considerados”.
Y respecto de Kimal-Lo Aguirre, indican que “el proceso de planificación hace uso de supuestos optimistas en una obra de transmisión que estaría operativa a finales de la presente década en desmedro de la ejecución de obras de bajo riesgo de ejecución y rentabilidad ejecutables en el corto plazo. Todo esto considerando una visión desactualizada de la expansión del parque generador en la zona en cuestión”.
Una línea similar siguió Acciona Energía, quienes afirman que hoy es urgente buscar e implementar soluciones de transmisión que en el corto plazo permitan incrementar las capacidades de transmisión disponibles, más aún cuando el plan anual de expansión de la CNE sólo contempla Kimal-Lo Aguirre como la obra señalada para ello.
“Lo anterior es sumamente preocupante -agregan-, dado que la fecha más optimista para la puesta en servicio de dicha obra corresponde al año 2028”, sin que en el informe final del plan de expansión se haya analizado ningún escenario en la que esta se retrase. Entre los argumentos entregados por Acciona Energía, está el hecho de que es relevante tener en consideración que la línea troncal ya existente -proyecto de complejidad equivalente a Kimal-Lo Aguirre en cuanto a su magnitud- presentó un retraso de 18 meses respecto de la fecha de puesta en servicio decretada.
“Esto da una señal muy potente respecto de que es necesario contar con alternativas para mitigar un potencial retraso en la puesta en servicio del enlace Kimal-Lo Aguirre, sobre todo si consideramos que Cardones-Polpaico presentó el mencionado retraso con una legislación medioambiental y territorial que era menos exigente que la actual”, plantea la empresa.
El principal problema que existe hoy es que, ante el fuerte incremento de la generación limpia en el norte, la actual capacidad de transmisión ya está copada, por lo que urgen nuevas redes que trasladen los grandes bloques de energía verde desde el norte al resto del país. La incapacidad de hacerlo se traduce en lo que se conoce como “vertimiento de energía”, que ocurre cuando la producción de las energías solares y eólicas supera tanto el consumo de la zona norte como la capacidad de transportarla hacia el resto del país. Y simplemente se pierde.
Según los distintos cálculos realizados por las propias empresas en sus presentaciones ante el panel de expertos, dicho vertimiento alcanzará un rango de entre 7.219 GWh y 10.765 GWh entre 2021 y 2025. Y en ese escenario, plantea Acciona, si no se adicionan nuevas obras de ampliación de capacidades de transmisión para la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), “la floreciente industria de energías renovables no convencionales se verá fuertemente impactada por las importantes cantidades de energía que no se podrían inyectar a la red hasta la llegada del enlace Kimal-Lo Aguirre, lo que sin duda también afectará al costo global de operación del SEN y provocará una desaceleración en las inversiones en nuevas plantas de generación eólica y fotovoltaica en el norte, entorpeciendo de esta forma el avance en la transformación de la matriz energética nacional”.
Y el problema también alcanza a la conexión de nuevos proyectos, como plantea Pacific Hydro en otro documento presentado ante el panel de expertos -como desarrollador de un proyecto solar de 150 MW en Tiltil, Región Metropolitana-, esta vez por una discrepancia de Transelec y Reliable Nueva Energía por la no inclusión en el plan de un proyecto de ampliación de subestación en Polpaico. Según señalan, “los proyectos en operación encontraron en su momento soluciones de conexión en los sistemas dedicados de la zona; sin embargo, como ya se ha indicado, ya no existen alternativas de capacidad disponible y factibles en este segmento de transmisión para la evacuación de los proyectos de envergadura relevante que hoy están en pleno desarrollo”.
Descarbonización no es solo sumar generación
La transmisión de electricidad juega un rol clave en la descarbonización, así como en la transición hacia una matriz de generación más limpia. Y por ello se plantea como una necesidad urgente incrementar esta infraestructura, más aún ante los vertimientos de energía que solo se proyectan al alza. Por ello la inquietud en la industria ante el proceso de licitación de Kimal-Lo Aguirre y la inexistencia de alternativas, y principalmente por la compleja experiencia que significó concretar previamente la actual línea de transmisión troncal.
Entre las lecciones que dejó este último proceso, señalan en la industria, es que lo normal es que un proyecto de esta envergadura tenga retrasos. En primer lugar, porque se trata de proyectos que pasan por entre 20 y hasta 40 comunas, donde hay afectación del medio ambiente, de recursos hídricos, arqueológicos, y especialmente de comunidades, lo que implica varios procesos de obtención de permisos (ambientales y sectoriales), estudios, campañas de levantamiento de información y participación ciudadana que tardan cerca de 36 meses, a lo que se suman otros 48 meses al menos para la construcción.
Además, agregan, este plazo -ya ajustado- se topa con otro inconveniente: solicitudes de suspensión presentadas por grandes propietarios de terrenos que entran en litigio con el proyecto, y que terminan por obstaculizarlo o dilatarlo. Y esto se puede volver crítico en algunas comunas, donde juzgados pequeños reciben de pronto 100 o 200 procesos para resolver aspectos prediales, ambientales o regulatorios, por ejemplo. El margen de maniobra en los tiempos, entonces, es cero, porque el proyecto no funciona hasta que esté la última torre y todos los cables conectados.
En ese escenario, si bien el argumento del gobierno para no realizar el estudio de franja en el proyecto Kimal-Lo Aguirre es que con eso se acelerará la concreción del proyecto, entre la industria y los expertos prima la visión contraria. Esto porque el objetivo de este instrumento era, precisamente, que el Estado se hiciera cargo en forma previa de los aspectos más crícticos del proyecto, principalmente de su socialización y aceptación en los territorios.
“Precisamente, el estudio de franjas surge como una respuesta a la experiencia de la construcción de Cardones-Polpaico, a propósito también del diagnóstico claro de la falta de instancias previas para acordar la idoneidad del trazado de una obra de esta naturaleza”, plantea Ana Lía Rojas, economista experta en energía y fundadora de EnerConnex, en un seminario sobre descarbonización realizado hace unas días. Su importancia, plantea, es que ese estudio va a hacer el acuerdo de la ocupación territorial del trazado de una línea de transmisión, con un marco de organización donde el Estado actúa como un coordinador de ese diálogo para poder hacer propuestas, del punto de vista del encuentro de las comunidades con los titulares que vayan a concurrir a la presentación de sus ofertas al momento de hacer una licitación de esta naturaleza.
Y por ello, agrega “a mi me parece que fue un despropósito eliminar el estudio de franjas, porque evidentemente hay un traslado de los riesgos del territorio desde el Estado hacia el privado, sobre todo considerando que esto no es solamente en base a una experiencia particular previa, sino que se está replicando a lo largo de todo el territorio por la visión de que uno no quiere un activo, una infraestructura que tiene impacto visual sobre el medio ambiente, y sobre todo desde el punto de vista de la ocupación territorial”.
Al respecto, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), plantea que aún es díficil evaluar si la decisión de eliminar el estudio de franjas resultará acertada o no.
“Lo que sí podemos señalar es que -creemos que- en función del aprendizaje en otro proyecto de transmisión de gran magnitud, es necesario contar una instancia público-privada que supervigile el avance de las obras, y que detecte y pueda resolver adecuada y oportunamente cualquier situación que pudiera significar un retraso en relación al programa de trabajo previsto; sobre todo pensando en la relación con las comunidades, que es vital para el buen funcionamiento de cualquier proyecto”, afirma.
En los gremios de la industria de generación la discusión que se está desarrollando en el Panel de Expertos es vista con cautela, y apuntan más bien a remarcar la urgencia de avanzar en la transmisión. Desde Generadoras de Chile, plantean que contar con suficiente infraestructura de transmisión es una condición habilitante para transportar la creciente energía renovable que se desarrolla a lo largo y ancho del país, y una condición clave y necesaria para el retiro de las centrales a carbón que está impulsando la industria. Esto, agregan, porque el interés por el desarrollo de un adecuado sistema de transmisión, al igual que una adecuada coordinación y operación, siempre ha sido un eje central en el análisis de un correcto funcionamiento del sistema eléctrico nacional.
“De esta forma, no es concebible un crecimiento en la capacidad de generación renovable si no se cuenta con la infraestructura que permita transportar la energía de manera óptima, considerando las variables sociales, ambientales y técnico-económicas que permitan viabilizar su desarrollo y que puedan generar un impacto social y ambiental positivo a su paso. Es importante enfatizar la importancia de avanzar alineadamente en la generación y la transmisión para desarrollar con éxito la transición energética en nuestro país, lo que requiere de una estrecha colaboración público-privada y con las comunidades que permita impulsar su desarrollo de manera adecuada y oportuna”, afirman.
Desde ACERA, en tanto, coinciden en que el cumplimiento de los plazos de Kimal-Lo Aguirre es un gran desafío. Y para ello, plantea su director ejecutivo, hay tres aspectos a considerar, y el primero de ellos es no tener más retrasos en el proceso de licitación.
“Entendemos que es una licitación técnicamente compleja y de gran tamaño, pero ha tenido el tiempo necesario para su preparación, por lo que no deberían haber postergaciones adicionales en el calendario de licitación, adjudicación e inicio de los trabajos. En segundo lugar, y considerando la ausencia del estudio de franja, pensamos que la empresa adjudicada, la autoridad sectorial y el CEN deberán realizar un trabajo muy coordinado para mitigar los riesgos existentes en la definición del trazado y la obtención de los accesos y permisos necesarios para asegurar una construcción sin retrasos. Finalmente, es necesario mencionar la necesidad de un rol altamente proactivo del CEN en cuanto a su responsabilidad de seguimiento al avance del proyecto durante su construcción y puesta en servicio”, señala Finat.
Ana Lía Rojas apunta al tema más de fondo: la descarbonziación no es solamente sacar carbón de la matriz eléctrica, sino una transformación total de los consumos y de las producciones del paradigma energético, afirma. La ambición de la descarbonización -agrega- y su ligazón con el desarrollo de la transmisión es prácticamente 1 a 1, por lo que no es posible pensar en un sistema eléctrico descarbonizado que sin embargo tenga cuellos de botella y atrasos en la transmisión.
“Hoy desde el mundo renovable, de la industria de las tecnologías limpias, estamos viendo con preocupación como hay un desfase entre la entrada de renovables producto de señales regulatorias de los últimos cinco o seis años, y las señales regulatorias y de incentivos que también tiene la transmisión”, afirma Rojas.
“A mi me preocupan varias cosas de los mensajes -agrega la experta-, creo que de un tiempo a esta parte vemos cifras muy alegres, cifras muy exitosas a propósito de la aprobación de proyectos, pero eso es agregar capacidad instalada, y hay una gran diferencia entre agregar capacidad instalada y aumentar la generación. A pesar de que hoy tenemos buenas cifras, siempre hago el símil: hoy tenemos alrededor de un 20% a 25% de generación con renovables en el sistema eléctrico nacional, seguimos teniendo un 30% o 35% de carbón. Y eso hay que ponerlo en perspectiva. Entonces, necesitamos más renovables, pero que no sea solamente agregar cantidad instalada porque si les agregas esos cuellos de botella estás agregando vertimiento”.
Y en ese escenario, proyectos como el de Kimal-Lo Aguirre y el repotenciamiento de la línea troncal existente “efectivamente son compatibles”, dice Finat. “La ampliación de Cardones-Polpaico aportará a reducir parte de las congestiones que se observan actualmente en el Sistema Interconectado Nacional. Al respecto, esperamos que se busquen proactivamente mecanismos que permitan utilizar al máximo las capacidades de las instalaciones disponibles, incluyendo mecanismos avanzados de control, tal como ya se han aplicado con anterioridad en otros tramos del sistema de transmisión (sistemas EDAG, por ejemplo)”, afirma.
El impacto de las condiciones esperadas para el sistema de transmisión para los próximos años, agrega el director ejecutivo de ACERA, es una señal opuesta a los planes de retiro de centrales a carbón y, en general, a las posibilidades que el sector ERNC continúe desarrollando centrales con la intensidad que lo ha hecho hasta ahora.
“Estamos a tiempo para reducir los impactos de esa señal, pero para ello es necesario, por ejemplo, diseñar un plan para la maximización del uso del sistema de transmisión mediante sistemas de control avanzado o, también, mediante la incorporación de almacenamiento en puntos específicos del sistema. Pensamos que una acción positiva sería establecer una mesa público-privada, donde autoridades, empresas, el CEN y expertos identifiquen acciones específicas de corto y mediano plazo para enfrentar las congestiones de los próximos años”, plantea el ejecutivo gremial.
Fuente: País Circular, Miércoles 16 de Junio de 2021
