De la mano de la salida de las centrales a carbón que aún quedan en el sistema eléctrico, se espera que en las próximas décadas siga creciendo la participación de las centrales de energía renovable.

No obstante, una de las tareas pendientes para que aquello ocurra es que existan las líneas de transmisión suficientes para transportar esa producción a los grandes centros de consumo.

El Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) y SPEC, realizaron un estudio encargado por la Asociación de Transmisoras de Chile, en la que se aborda la planificación de la expansión de la transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile, con miras a 2040.

Uno de los aspectos pesquisados fue que actualmente existe un déficit de unos 3 mil MW en líneas de transmisión, distribuidas a lo largo del país, lo que equivale a unos US$ 900 millones. Asimismo, se plantea que tras la entrada del megaproyecto Kimal – Lo Aguirre, planificado para finales de esta década, se necesitará otra infraestructura con tecnología similar al 2036 y desembolsos al 2040 del orden de US$ 2.000 millones, sobre lo que actualmente está en construcción.

“Es mucho más seguro sobreinvertir en transmisión que asumir el riesgo de atrasarnos, que es lo que está pasando”, advierte el director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras, Javier Tapia.

El líder gremial asegura que los beneficios de contar con más infraestructura de transmisión, son mayores a los costos que esto tendría en los clientes, quienes son los que deben costear estas expansiones.

“Si tuviéramos la metodología correcta para la planificación de la transmisión, tendríamos un óptimo de inversiones. No tenemos base para decir que esto no se cambia, porque haya una restricción que diga que las tarifas no deben subir, pero uno podría suponer que como la Comisión Nacional de Energía es también la encargada de tarificar, no quieren que esta suba mucho”, añade Tapia.

En el estudio, se alerta de las limitaciones que se han visto en el Sistema Eléctrico Nacional, por ejemplo, tras la guerra entre Ucrania y Rusia, que hizo elevar el precio de los combustibles, impactando fuertemente en los costos marginales del sistema. “Esto evidencia el valor que puede aportar una transmisión robusta, no solo aliviando los costos del sistema, sino también disminuyendo las pérdidas de los agentes derivadas de los cuellos de botella en la red”, se detalla.

Almacenamiento

En cuanto al rol del almacenamiento de energía, en el estudio se destaca que este tendrá un rol clave, y detalla que si bien puede reducir temporalmente la necesidad de transmisión, a largo plazo un aumento en el desarrollo de estos equipos fomenta nuevas inversiones en generación fotovoltaica, principalmente en el norte del país, lo que reequilibra la necesidad de nuevas obras de transmisión.

“El almacenamiento no es sustituto de la transmisión, porque se van a instalar más plantas, siguen existiendo los incentivos a instalarse y aunque se instalen con almacenamiento, van a seguir requiriendo transmisión nacional. Lo que sí hace, es que el mix sea distinto”, comenta Tapia.

En esa línea, la propuesta de ajustes a los mecanismos de expansión de la transmisión apunta a calibrar los modelos matemáticos con mayor precisión, capturando mejor los desafíos operacionales del sistema en la actualidad y ajustando de manera más precisa las proyecciones a largo plazo.

No obstante, Javier Tapia advierte que “estamos viendo señales un poco distorsionadas. Es la señal de inversión, lo que están alegando los generadores hoy, más allá del tema PMGD, es un tema de estabilidad, de riesgo, y es la misma señal que venimos diciendo hace muchos años en el sector de la transmisión”.

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