Durante el último período, el sector eléctrico ha empezado a mostrar una fuerte preocupación por una serie de factores que están afectando a la industria. La última, el estado de estrechez crítica en la operación del sistema producto de la extensa sequía que afecta al país desde hace décadas -y que según señaló el último informe del IPCC no hará más que agudizarse-, que se suma a una serie de nudos que se vienen alertando desde hace varios meses.

El último boletín de la consultora Valgesta, uno de los principales reportes mensuales del sector, pone el foco en un punto relevante: durante los últimos años, y frente al nuevo escenaro climático, el sector ha puesto atención preferente a los desafíos de mitigación, esto es, la reducción de gases de efecto invernadero, principalmente a través de la estrategia de descarbonización de la matriz, la eficiencia energética y el impulso a la generación con renovables.

“Sin embargo -agrega el reporte-, en materia de adaptación, esto es las acciones, medidas o actividades que buscan reducir la vulnerabilidad de sistemas naturales y humanos, moderando los impactos negativos y/o aprovechando los efectos beneficiosos del cambio climático, estamos en deuda o, en el mejor de los casos, recién comenzando a comprender los significativos impactos que esta nueva realidad tendrá sobre la operación y desarrollo del sector energético”.

Para ello se requiere un fortalecimiento de la institucionalidad, y hoy las críticas apuntan a una deficiente planificación del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), “el que en sus previsiones de generación diarias, semanales, mensuales y anuales no parece atender completamente la realidad”, apunta el informe de Valgesta. En este contexto, hoy se requiere de una mirada estratégica y global, para que en un escenario de menos agua, menos carbón y más energías variables, se asegure la provisión constante de energía. Y en ello la transmisión, que traslada la energía limpia y de menor costo desde las plantas solares y eólicas del norte a los centros de consumo de la zona central del país, aparece como clave.

Sin embargo, en esta materia la situación  tampoco es clara. Con la principal línea de transmisión del sistema, Cardones-Polpaico, operando en el máximo de su capacidad, la conexión del norte con el centro del país es fuente de preocupación de la industria frente a nuevos proyectos que, ante el escenario de congestión actual, no podrán aportar al sistema. Y el riesgo del desarrollo futuro de los proyectos de transmisión, dicen en la industria, quedó reflejado en la alta dispersión de precios de las ofertas económicas presentadas en la última licitación de suministro eléctrico.

Hoy la principal duda está puesta en los plazos de entrada en operación de la futura línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre, que ha elevado la tensión entre las empresas y el CEN ante plazos de entrada en operación de este proyecto, los que “no dan” -afirman- frente a un proyecto cuya aprobación ambiental y territorial se augura compleja, así como en la decisión de la autoridad de no aprobar los proyectos para repotenciar la principal línea de transmisión existente, que permitiría incrementar con fuerza la capacidad de transporte de energía en el breve plazo.

En ese escenario, ¿cuáles son hoy los principales desafíos de la transmisión en el país? “El principal desafío asociado a los proyectos de transmisión consiste en romper las barreras que extienden los plazos de construcción de nuevos proyectos. La evidencia muestra claramente que el rechazo por parte de la ciudadanía a que los trazados nuevos crucen por sectores habitados o zonas protegidas, retrasa la construcción y puesta en servicio de nuevas líneas. El ejemplo emblemático de lo anterior es la experiencia de Cardones-Polpaico”, dice Humberto Verdejo, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.

Para Andrés Romero, director de Valgesta Energía, la dificultad para desarrollar proyectos de transmisión es un fenómeno mundial, porque ninguna comunidad quiere líneas de alta tensión cerca de su casa. Y por lo mismo, dice, se han planteado diversas alternativas de soluciones, y en el caso de Chile se optó por incluir en la ley un estudio de franjas donde -con un proceso de Evaluación Ambiental Estratégica- el Estado hiciera este balance de los aspectos sociales, ambientales y económicos en el territorio.

“En el fondo, que fuera una decisión más pública que privada el trazado de líneas especialmente complejas, como por ejemplo va a ser Kimal-Lo Aguirre. Ahora, lamentablemente el gobierno excluyó esta línea de ese sistema, y lo que se está ganando de tiempo al no hacer este procedimiento se va a perder después con el nivel de conflictividad que se va a desarrollar con el proyecto de parte de un privado. Entonces, nuevamente vamos a estar en una situación donde es el privado el que decide por donde pasa la línea, cuando en realidad el bien común lo debería buscar el Estado, representado por el gobierno”, plantea Romero.

Y frente a las críticas que se han levantado sobre el rol del regulador, Verdejo señala que este “desafortunadamente no ha actuado de la forma que se esperaría. No solo en materia de nuevos proyectos, sino que también en la falta de argumentos técnicos y robustos para un adecuado desarrollo del sector, que debe considerar por sobretodo una transición energética responsable y con cautela”. Hoy, agrega, “resulta necesario poner el pie en el acelerador para robustecer la columna vertebral del sistema eléctrico nacional”.

La directora de EnerConnex, Ana Lía Rojas, señala que el sector transmisión ha ido aumentando sus riesgos de desarrollo, construcción y operación en el tiempo. Por ello, apunta, a pesar de ser un negocio de renta fija los inversionistas miran con lupa lo que sucede en Chile por riesgos crecientes y relevantes.

Respecto de Kimal- Lo Aguirre, agrega, “ya existen ruidos en la licitación, tiempos de presentación de las ofertas, eliminación de estudios de franjas, dificultades que se prevén en su desarrollo y obtención de permisos, riesgos en la construcción y atrasados ligados a multas y dificultad técnica de conexión entre una línea en CC que se conecte a uno en CA.  En sistemas zonales, existen también muchas extensiones con atrasos y requisitos de mayores exigencias de calidad de suministro. Las interconexiones internacionales también serán tema en los próximos años dado el interés técnico y político de conectarse con Perú y Argentina. Los riesgos entonces se concentran en las etapas previas al inicio de la construcción de un proyecto, por permisos, servidumbre, temas medioambientales y sociales que parecen tener criterios de evaluación dispar a lo largo del territorio”.

¿Cómo hacer frente a estos problemas? Para Romero, en términos de avances regulatorios podrían revisarse los procesos de estudios de franjas, ante las críticas de algunos actores que indican que podría ser tiempo perdido que no aseguraría nada, para que entregue mayores certezas. En cuanto al CEN agrega, hoy se hace urgente que tenga un mandato y un sistema de rendición de cuentas mucho más claro y específico, ambos aspectos hoy inexistentes. Y en lo que respecta al desarrollo de proyectos, plantea que aún falta incorporar de manera más clara en las metodologías de planificación de la Comisión el cómo aprovechar la infraestructura existente, e incorporar sistemas de almacenamiento.

“Es decir, frente a tanta conflictividad, a lo mejor el repotenciamiento de ciertas líneas debería ser una estrategia más profunda, y a lo mejor no lo estamos viendo. El desarrollar sistemas de almacenamiento que puedan darle una mirada distinta a la aplicación de las normas técnicas de seguridad y calidad del servicio, o bien sistemas de almacenamiento grandes que permitan acumular energía para que se traslade en la noche, son cosas que debiéramos incorporar en los planes”, afirma.

Hoy la crítica más recurrente, plantea Ana Lía Rojas, es que exigencias para la construcción, y medidas de compensación o de mitigación que ya han sido aprobadas por un servicio y solicitadas al titular de un proyecto, entran luego en conflicto con los criterios de otros servicios, y esto detiene, retrasa y encarece las obras de transmisión. A esto se le suma -dice- la presión de las comunidades y ciudadanía que ve la extensión de las líneas de transmisión como una afectación grave a sus territorios, y esto hace que los organismos sean reacios a una aprobación expedita, so riesgo de que estas aprobaciones sean luego rechazadas o recusadas.

“Entonces, si el panorama presenta estos atrasos la pregunta que debemos hacer es qué alternativas y soluciones se plantean hoy – a septiembre de 2021– para que el aumento de capacidad instalada y generación renovable hacia el 2025 en adelante no se traduzca en más vertimiento. La segunda pregunta que debemos hacernos es quien debe liderar este proceso”, señala.

Complejidades en el territorio: SEIA y norma de ruido

A este escenario, se suman otros nudos más ligados directamente con el territorio. Y entre ellos, uno de los más complejos que aparecen hoy es la pugna entre la institucionalidad del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) que aprueba o rechaza los proyectos, y los gobernadores regionales electos, que quedaron fuera de esta instancia de decisión.

“Sin estudio de franjas será difícil que no se repita la experiencia de Cardones – Polpaico”, dice Humberto Verdejo. Esto, agrega, porque es dicho estudio contemplado en la ley el que debiese abordar todos los aspectos asociados a la interacción con las comunidades que viven en los territorios por donde atravesarán los tendidos de nuevos proyectos de transmisión.

Este estudio se ideó precisamente, dice Ana Lía Rojas, para aminorar el riesgo de territorio y diseño del trazado, ya que el Estado entregaría una ruta geográfica donde se respetasen las demandas territoriales de las comunidades, se aminorasen los riesgos de oposición territorial y ambiental y se respetara la factibilidad técnica de una obra de transmisión.

“Sin embargo, e inexplicablemente para el segmento de la transmisión, el Estado de Chile decidió eliminar el Estudio de Franjas para la línea HVDC, para adelantar, en teoría, la entrada de la línea. En la industria, el efecto de esta medida ha sido precisamente el contrario, dejando a las empresas con la lectura de que esta omisión demorará precisamente el acuerdo territorial del trazado más idóneo, con un abandono del Estado en esta obligación que no les favorece en absoluto, sino que todo lo contrario, los perjudicará en tiempos y costos de desarrollo y construcción”, afirma.

Para Romero, en tanto, el problema de fondo es la existencia de una desligitimidad de las instituciones y los procesos, que en este caso se agudiza por la no realización del estudio de franjas. Y en ese escenario, plantea, “creo que uno debiera reformular completamente la institucionalidad el SEIA porque no tiene credibilidad. Al haber siempre incentivos políticos de corto plazo que pueden hundir proyectos, o afirmarlos, creo que en la medida que no tengamos un SEIA que le de confianza a la ciudadanía, a los inversores, vamos a estar siempre con problemas. Entonces, más bien me jugaría por una reforma al SEIA que de confianza, creo que ese es el único aspecto que debiéramos pedir”.

Otro problema que se ha detectado por parte de la industria son las exigencias de la norma de ruido. Según señalan, se trata de un problema complejo vinculado en parte al fraccionamiento en parcelaciones de grandes terrenos cercanos a las líneas de transmisión que terminan con viviendas cerca de las franjas de torres. Modificar dichas estructuras para el cumplimiento de la norma, dicen, implicaría costos altísimos no considerados en las licitaciones de proyectos.

Para Romero, si garantizar un determinado nivel de contaminación acústica tiene un costo, lo importante es que se transparente y forme parte de los procesos de análisis de los sistemas de transmisión nuevos. “Todos los clientes pagamos un cargo de transmisión, y probablemente va a ser un poco más caro en la medida que apliquemos esta norma. No se cuánto es el impacto, pero lo importante es transparentarlo. A mi no me preocuparía si es que en el fondo esto ya está evaluado, son las condiciones para todos los actores, y está determinado el efecto. Pero creo que todavía no tenemos claridad de eso”, afirma.

“Cualquier oferta de licitación -agrega- tiene que considerar el cumplimiento de las normativas, no solo eléctricas sino que ambientales. Distinto es que una vez adjudicado me cambien la norma, porque eso hace más costosa la obra. Ahí efectivamente debiese existir alguna normativa que permita al desarrollador incorporar por ejemplo esas inversiones dentro del costo de la obra y que se las paguen, porque si no le estoy trasladando un riesgo a la obra que me lo van a cobrar en precio. Si no tengo un sistema donde después puedo actualizar este riesgo, el desarrollador va a poner ese riesgo en la oferta y por lo tanto vamos a tener un sistema que va a ser más caro desde el día uno”.

Urge acelerar proyectos para avanzar en la descarbonización

Superar estas complejidades será clave para la instalación de infraestructura clave para la descarbonización de la matriz energética del país. “Es urgente acelerar la construcción de nuevos proyectos, puesto que el sistema de transmisión se encuentra saturado y genera los famosos desacoples de precios en algunas zonas del país. En forma paralela, sería recomendable avanzar en introducir sistemas de almacenamiento para aprovechar las ERNC en las horas de mayor demanda y lograr avanzar de manera responsable y sostenible en la anhelada transición energética”, plantea Verdejo.

“El no contar con un sistema de transmisión robusto y confiable -agrega-, tendrá como consecuencia la posibilidad de retrasar el proceso de descarbonización puesto que la escasez hídrica, y la depencia del gas natural, provocará seguir dependiendo de centrales carboneras que se encuentran en proceso de retiro de la operación”.

Acelerar la construcción de Kimal-Lo Aguirre resultará clave en este proceso, pero el principal problema es que los tiempos no dan, y eso termina transformándose en un riesgo porque además, dice Ana Lía Rojas, “se trata de un solo activo en el cual el Estado está apostando a descansar toda su confiabilidad sistémica en relación al futuro aprovechamiento de las energías renovables que entraran en operación hacia el 2030. Lo que entienden los agentes de la transmisión es que hoy existe una sola gran solución, que se demorará 10 años en ponerse en servicio. Esto ya genera un riesgo, porque no se ven dentro del plan de expansión de la transmisión obras complementarias de refuerzo en el sistema. Entonces, el primer punto es la concentración de una solución en un solo activo, que tiene riesgos específicos a su naturaleza y planificación. Estos son riesgos que afectan las etapas previas a la construcción, durante ella, y luego, en la operación”.

Para Romero, se ve complejo llegar con dicha línea a 2028, como está planificado, y lo más probable es que entre en el sistema hacia 2030. Y si en paralelo no se avanza en reforzamiento, en almacenamiento, habrá problemas graves de congestión y por lo tanto desacople de costos marginales entre el norte y la zona centro sur.

“En ese sentido -plantea-, no tiene mucho sentido seguir desarrollando nuestra capacidad de renovables en el norte porque lo único que se va a empezar a producir es aumentar los vertimientos en el sistema, y ese finalmente es un problema importante para todos los desarrolladores, que puede generar desbalances financieros importantes en los proyectos. Entonces, en la medida en que no tengamos solución a eso, debería ponerse en cuestión hasta donde se puede avanzar. Por eso digo, el repotenciamiento de las líneas hoy existentes es una estrategia que a lo mejor puede ser mucho más rápida y que va a aliviar la situación. El tema del análisis del almacenamiento con la incorporación de ingreso en los otros mercados puede a lo mejor generar un análisis financiero distinto. Son elementos que tenemos que empezar a incorporar”.