Por diversos motivos, el programa de ampliación de las líneas de alta tensión se fue demorando, situación que fue afectando la incorporación de nuevas centrales, principalmente de eólica y solar.

Solo por citar un ejemplo, la empresa InterChile oficializó la postergación del inicio de operaciones del tramo Cardones-Polpaico hasta el 11 de junio. Se trata de un proyecto de 753 kilómetros de extensión por US$ 1.000 millones de inversión que no ha podido llegar a tiempo debido a inconvenientes con la comunidad en La Dormida, en Olmué.

Similar es el caso de otras importantes líneas de alta tensión, por ejemplo: Rodeo-Chena (220 kV), Nogales-Polpaico (220 kV), Ancoa-Alto Jahuel (500 kV) y Charrúa-Cautín (220 kV).

Este problema, explica José Ignacio Escobar, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) “está generando un daño económico tanto a los generadores como a los consumidores finales, el cual ha sido estimado por ACERA en unos 70 millones de USD para el año 2018”.

Sostiene que “tiene un impacto millonario en las empresas que invirtieron en decenas de proyectos ERNC, considerando las fechas de entrada en operación informadas en su momento por la misma autoridad”.

Escobar señala tres graves efectos del retraso del cronograma: “el primero es la saturación de la capacidad de transporte de las líneas actuales, lo cual obliga al operador del sistema a restringir las inyecciones de energía, muchas de ellas provenientes de fuentes ERNC, lo cual es conocimiento como vertimiento”.

En segundo lugar, menciona que cuando se produce el vertimiento, el costo marginal en la zona saturada baja a cero, “lo cual significa que por la energía inyectada al sistema se recibe cero pesos”.

Y el tercer efecto es el desacople de precios que se genera entre las zonas saturadas y las zonas con mayor demanda de energía, como la Región Metropolitana- “Implica que la energía que las empresas retiran para abastecer dichos contratos es mucho más cara que la proyectada”, advirtió.

Reacción del Gobierno

Días atrás, por instrucción de la Ministra de Energía Susana Jiménez, el subsecretario de Energía, Ricardo Irarrázabal, dio inicio a la presentación de la propuesta inicial de perfeccionamiento de la ley de transmisión eléctrica, la cual se enmarca en las metas establecidas en la Ruta Energética 2018-2022.

“Creemos que es necesario flexibilizar la conexión de nuevos desarrollos de transmisión, en particular considerando que proyectos como los renovables toman mucho menos tiempo en llevarse a cabo que los planes de expansión de la transmisión”, reconoció el funcionario.

Y valoró el aporte de los privados: “esto a partir de haber escuchado en el sector muchas voces que nos han planteado que existe rigidez en el desarrollo de estos nuevos proyectos. Por otra parte, la planificación de la transmisión requiere grados de certeza que permitan que el costo para todo el sistema sea el adecuado”.

Datos duros

Según explican en ACERA las subastas públicas de energía eléctrica para clientes regulados han sido uno de los principales motores para el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

A la fecha, en Chile hay 5.300 MW de potencia instalada de fuentes limpias y 1.200 MW en construcción. Parte relevante de esa potencia ha sido financiada y construida justamente gracias a estas licitaciones.

“Esperamos terminar el 2019 con 6.000 MW de potencia ERNC operando en el país, aportando en promedio cerca del 20% del total de la energía, cumpliendo así nuestra aspiración de llegar al 20% de energía ERNC para el año 2020, ojalá -y siendo aún más ambiciosos- cumpliendo la ley este mismo año, seis años antes de lo estipulado”, valoró Escobar a Energía Estratégica CHILE.

Continuidad garantizada

El empresario referente de ACERA destacó que “ese ritmo de crecimiento será similar el 2020 y el 2021, puesto que hay muchos contratos de las subastas que tiene fecha de suministro para 2021 y 2022, por lo cual dichos proyectos estarán iniciando operaciones en esos años”.