Diagnóstico del Coordinador Eléctrico Nacional deja en evidencia que el rezago en inversiones para este sector sigue presente.
Los cuellos de botella en la capacidad de transporte de electricidad, que en este momento están concentrados en la parte norte del desaparecido Sistema Interconectado Central (SIC), y derivaron en la construcción de la polémica línea Cardones-Polpaico, no son el único déficit que presenta el sistema eléctrico, que hace algunos meses opera en forma interconectada.
La capacidad de respuesta ante contingencias derivadas de fenómenos naturales o fallas en la operación está en niveles críticos en varios puntos de la red que abastece a casi el 100% de la población del país.
La subinversión que durante años ha arrastrado la transmisión eléctrica sigue evidenciando sus efectos, amenazando el funcionamiento normal y correcto de la principal carretera eléctrica nacional.
Según el diagnóstico del Coordinador Eléctrico, contenido en el estudio de Integridad del Sistema 2018-2021, al menos ocho subestaciones (que permiten inyectar y retirar energía) están en condición crítica para responder ante contingencias a raíz de episodios que no son poco frecuentes, como lluvias, vientos o terremotos, así como fallas humanas por mantenimientos deficientes, vida útil sobrepasada o intervenciones erróneas.
Esta situación se concentra al sur de la red, entre las regiones del Maule y Los Lagos, teniendo como punto más sensible la subestación Charrúa, ubicada en el Biobío, que juega un papel clave, pues en ella se conecta un número importante de centrales para inyectar energía.
“El estudio diagnostica a partir de la situación actual de instalaciones existentes, la que es producto de la evolución del sistema eléctrico durante los últimos 15 años aproximadamente. Se analiza el período 2018-2021 para abarcar las obras finales de interconexión SIC-SING, para advertir tempranamente potenciales restricciones o situaciones de riesgo para instalaciones existentes, como futuros proyectos, y que se adopten acciones al respecto”, explicaron en el Coordinador.
La situación es tal que incluso se adelanta que esta zona podría presentar restricciones a la incorporación de nuevos proyectos de generación.
Los problemas que advirtió la entidad deben ser resueltos por los propietarios de las instalaciones o vía el plan de expansión que la Comisión Nacional de Energía (CNE), con el apoyo del Coordinador, propone cada año y que en su versión más reciente considera inversiones por US$ 2.684 millones, costos que serán traspasados en forma íntegra a la demanda, donde figuran tanto clientes libres como los regulados.
El director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre, recuerda que estos cargos aparecieron en las cuentas transversalmente a partir de enero o aparecerán con efecto retroactivo y se incrementarán gradualmente en la medida en que estas inversiones vayan ejecutándose.
Previo a 2013 el promedio de inversiones para transmisión no superaba los US$ 100 millones por cada proceso de expansión, un nivel que además de ser insuficiente, se concretaba en forma tardía de acuerdo a los requerimientos de oferta y demanda, asegura Aguirre.
“Esta situación no está relacionada con déficit de transporte de energía en condiciones de operación normal, sino que a la integridad de las instalaciones de transmisión para poder soportar y aislar de forma segura, un evento de falla de aislación del sistema de alta tensión, desencadenando un cortocircuito”, aseguran en el Coordinador, dejando de manifiesto el escenario de sensibilidad para el abastecimiento que podría presentarse.
Pedro Miquel, director de la consultora Systep, agrega que el problema en las subestaciones identificadas como críticas se da tanto en los años 2018 como 2021, porque algunas ya estarán en esta condición este año y otras están a punto de serlo, lo que hace evidente la situación.
