Los desafíos actuales de la trasmisión en Chile - Electricidad

El análisis de Transelec a la coyuntura energética
30/09/2011

La aceleración en las aprobaciones ambientales y en el acceso a predios para la construcción de líneas son fundamentales para la principal empresa de transmisión del país.

La creciente demanda energética del SIC y el SING está planteando numerosos desafíos para el sector industrial de la transmisión eléctrica en Chile. Puntos de generación cada vez más lejos de los centros de consumo, mayores exigencias ambientales y la extensión en los plazos de obtención de los derechos de paso para levantar líneas se plantean como exigencias múltiples para empresas como Transelec, compañía que representa uno de los eslabones fundamentales en la producción energética, como es la transmisión. “Hoy estamos en un escenario donde hay que diseñar las soluciones de ampliación que necesita el troncal sin tener totalmente definida la matriz energética ni los proyectos de generación”, señala el gerente general de Transelec, Andrés Kuhlmann.

Ante este escenario, Transelec ha definido cuatro pilares fundamentales como desafíos del sector eléctrico, que involucran no sólo a los actores de la transmisión, sino también a los de la generación y distribución eléctrica, como así también a las autoridades del sector energético y ambiental. El primer pilar es que estos actores deben planificar el sistema con una visión de largo plazo; el segundo, es que se debe viabilizar las realización de los proyectos de transmisión, para que éstos sean factibles de construir; tercero, diseñar el sistema de transmisión con los criterios de seguridad apropiados y acordes a un país desarrollado y cuarto, el operar los sistemas de transmisión con seguridad de servicio.

¿Qué quiere decir para Transelec planificar el sistema con visión de largo plazo? Como explica Kuhlmann, “si nosotros hoy día tenemos un entorno complicado para diseñar y construir proyectos, en primer lugar tenemos que sincerar los plazos de construcción de la líneas. Es decir, esto ya no toma tres o cuatro años; toma cinco, seis o siete años dependiendo del proyecto”. Para Kuhlmann, el problema en este punto es que cuando se diseñan las ampliaciones del sistema de transmisión a través del plan referencial y con los planes anuales de ampliación, se considera como única variable el mínimo costo de inversión. “Eso no se condice con lo que hoy conceptualmente le queremos exigir al sistema: queremos calidad de servicio, queremos que el sistema de transmisión sea accesible por Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y que pase por lugares donde intervenga menos. Todas estas cosas que estoy mencionando y que la sociedad quiere son obvias, pero el sistema, como está hoy diseñado, no las toma en cuenta”, explica.

El segundo punto, que se refiere a viabilizar la realización de proyectos de transmisión tiene a juicio del gerente general de Transelec, dos desafíos principales a resolver.

Éstos son los dos permisos “madres” necesarios para la construcción de líneas: la resolución de calificación ambiental y los derechos de paso a los predios que deben ser intervenidos para el levantamiento de la infraestructura. En ese sentido el ejecutivo señala que la autoridad “debe tomar ciertos riesgos para que las soluciones de transmisión, especialmente los corredores se acerquen más al óptimo social. Esto es una discusión pendiente, pero si toda la responsabilidad, todo el riesgo lo lleva el particular que va a construir la línea, no necesariamente la solución que plantee va a ser el óptimo social, sino que lo mejor posible dados los plazos y presupuestos comprometidos para cada proyecto”.

Respecto al tercer y cuarto punto, que tienen relación con la seguridad del servicio, para Transelec Chile hoy no cuenta con estándares de país desarrollado o de un miembro de la OCDE, ya que la misma ley eléctrica que rige en el país contempla la falla como aceptable. Como grafica Kuhlmann, cuando este cuerpo legal “habla de costos de falla y cuando se aplica el criterio económico al estándar de seguridad a los criterios de transmisión, éstos son solo aceptados dentro del plan de ampliación si son más baratos que el costo equivalente de falla. O sea, intrínsecamente se acepta fallar, no existe como en los países desarrollados el criterio N-1 determinístico como se le llama, en el que el criterio N-1 es un must en todo el sistema de transmisión”. Sin embargo, el mismo ejecutivo celebra que con las ampliaciones del sistema que están en marcha están avanzando en elevar la seguridad del sistema de transmisión.

Mirando en detalle la ampliación del sistema de transmisión

El último Estudio de Transmisión Troncal, dado a conocer este año por la Comisión Nacional de la Energía, contempla nuevas obras por US$802 millones, las que comprenden: un doble circuito de 500 kV entre Polpaico y Pan de Azúcar; un doble circuito de 500 kV en el tramo Pan de Azúcar-Maitencillo y otro doble circuito en el tramo Maintencillo-Cardones; un doble circuito de 220 kV entre Cardones y Diego de Almagro y el tercer circuito entre Charrúa y Ancoa de 500 kV, para que entren en servicio en julio de 2016; más un doble circuito de 220 kV en el tramo Ciruelos-Pichirropulli, para enero de 2017. Además se plantea la necesidad de levantar una subestación 500/220 kV en Lo Aguirre para apoyar el consumo eléctrico de la Región Metropolitana y agregar un compensador estático de reactivos (CER) en la subestación Cardones, en la Región de Atacama. A juicio de Transelec, este proceso de licitación es una buena noticia, haciéndose cargo de gran parte de la coyuntura del sector de la transmisión una vez que se materialicen las obras. Para Kuhlmann queda pendiente ampliar el criterio de seguridad N-1, en la expansión de los sistemas de transformación en 500 kV e inversiones en algunas subestaciones, pero espera que se incluyan estas necesidades en la revisión del plan de ampliación que se hace para el próximo año.

Especialmente crítico es que el criterio N-1 en la subtransmisión no se ha tomado en cuenta. “Nos hemos preocupado del troncal, pero el diseño de las redes de subtransmisión es francamente una tarea pendiente. Puedo dar ejemplos que Transelec tiene en su portfolio proyectos en subtransmisión que están muy cerca de nuestras redes, en 220 kV. Son tres proyectos que están parados y son absolutamente necesarios para el sistema. La valorización de la solución técnica de Transelec no coincide con la que la autoridad tomaría en cuenta para pagar, y eso tiene que ver con el criterio N-1”, explica el gerente general de la compañía.

Pero, si bien Transelec destaca el plan de ampliación del sistema de transmisión para los próximos años como algo positivo, se presenta en la actualidad un problema fundamental que tiene que ver con las bases de licitación de varios de los proyectos contemplados. A su juicio, muchos de los proyectos propuestos para licitación tienen dificultades en sus bases que se traducirá en que varios de los actores, incluido Transelec, no se podrán presentar para obtenerlos. Como apunta el gerente general de la compañía, “los riesgos involucrados en las bases de licitación no permiten hacerse cargo. Es verdad que la autoridad amplió los plazos para la construcción, pero la obtención de los permisos ambientales y de los derechos de paso son tan complejos que no puedes garantizar plazos. Es más, el mismo Estado no los puede garantizar.

¿Quién da los permisos ambientales? ¿Quién da la concesión eléctrica? El Estado, pero el mismo Estado no logra cumplir con los requisitos que están en la ley. En ningún país del mundo se puede garantizar la construcción de líneas en esas condiciones, mucho menos si las condiciones de diseño de ciertos proyectos no están lo suficientemente maduras”.

Para el ejecutivo de Transelec, las institucionalidades ambiental y energética deben considerar las particularidades de los proyectos de transmisión y alcanzar una mayor coordinación con los actores del mercado. Por otro lado, destaca que la carretera pública anunciada por el Presidente Sebastián Piñera este año podría ser una manera de agilizar la construcción de líneas despejando estas trabas, “interpretado por nosotros (la carretera eléctrica) como la franja donde queremos colocar las líneas que necesita este país en los próximos 50 años para desarrollarse. Si lo discutimos con tiempo y definimos esta carretera o franja en la cual van a ir estas líneas de transmisión, y hay un suficiente consenso, tomando en cuenta el óptimo social y no solamente el económico, entonces vamos a encontrar una mejor solución. Pero si el privado tiene que con sus propios medios lidiar con esta realidad es casi imposible”.

¿Qué se plantea como soluciones para agilizar las aprobaciones ambientales y el acceso a los predios? Hay opciones, como desarrollar el sistema de líneas de transmisión mayores de la misma manera que el sistema de carreteras en Chile, proporcionando a los privados una franja para su construcción. Kuhlmann destaca que Brasil tiene un sistema parecido, “en que el Estado gestiona la expropiación y la aprobación ambiental de los corredores y se hace responsable de conciliar un bajo costo económico con un trazado óptimo desde la perspectiva social y ambiental. Puede ser un poco más caro, pero eso no tiene nada que ver comparado con el problema que tenemos en el sector eléctrico respecto a los impactos en el retraso de una línea en dos o tres años, con los saltos de costo marginal que tenemos ahora por ejemplo”.

Fuente:
http://www.revistaei.cl/noticias/index_neo.php?id=27748

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