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Déficit en transmisión eléctrica frena más de 400 proyectos en Ñuble

La falta de infraestructura de transmisión eléctrica le sigue significando a la región de Ñuble perder oportunidades de inversión; y es que, debido a las debilidades de la red, que en numerosas zonas no tiene la capacidad suficiente para sumar nuevos clientes grandes, las empresas distribuidoras de electricidad no han podido dar factibilidad para la instalación de cientos de proyectos.

Firmas industriales como Virutex y Wenco; del rubro agroindustrial, como el grupo Sutil (controlador de Frutícola Olmué) y CarSol Fruit; y un largo listado de empresas agrícolas no han podido desarrollar sus inversiones por falta de energía.

Ya en agosto de 2020 el gerente de la cooperativa eléctrica Copelec, Patricio Lagos, alertaba que al menos, 120 proyectos no tenían factibilidad eléctrica para concretarse, por lo que dichas inversiones estaban paralizadas o bien habían sido descartadas o replanteadas en otras regiones.

Según reveló Patricio Lagos, el número de proyectos en esta situación hoy bordea los 300, “y eso solo con las solicitudes hechas a Copelec; creemos que también son números importantes para CGE”, otra de las distribuidoras con presencia en la región.

El profesional indicó que en estos casi dos años la empresa ha podido dar factibilidad de conexión a la red a aquellos proyectos de menor cuantía en cuanto a su demanda de kwh. “Todavía existe un pequeño stock de potencia, por así decirlo, potencia que hemos entregado a los clientes; aquí hay un crecimiento natural, año tras año, pero sí tenemos un techo, y afortunadamente no hemos llegado a ese techo como para decir que ya no hay más energía. Sin embargo, para aquellos proyectos grandes que superan los 500 kVA, que son muchos, esos proyectos no han tenido factibilidad positiva, y son cerca de 300 proyectos, y a eso hay que agregar unos 70 proyectos que han desistido de la solicitud”, reveló.

En términos simples, las líneas de transmisión que llevan la energía a las subestaciones eléctricas, desde las cuales se distribuye a los usuarios, no tienen la capacidad (potencia) para transportar la energía que se está demandando. El caso más emblemático, es el de la línea de 66 kV Charrúa-Chillán, propiedad de CGE, una de las más importantes de la región, que data de los años cincuenta y, sin embargo, recién ahora se está reforzando, con el objetivo de triplicar su potencia. Para Copelec esta línea es fundamental, pues de ahí se alimenta para abastecer al 40% de sus clientes.

Patricio Lagos planteó que “hoy estamos en la misma condición, pero en un escenario un poco distinto, porque en 2021 no estaban dadas las condiciones ni las aprobaciones de los proyectos generados para alimentar de energía eléctrica a la región, que corresponden al plan de expansión de la transmisión de Ñuble. En ese sentido, como Copelec participamos activamente para sentarnos a la mesa con las autoridades reguladoras, la CNE, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), con la SEC, con el Ministerio de Energía, con las empresas eléctricas, con la Universidad del Bío-Bío y con todas las autoridades políticas; creo que fuimos impulsores en poner sobre la mesa esta gran necesidad de potencia que hay en la región”.

El profesional hizo hincapié en que el 98% de la distribución de Copelec se concentra en zonas rurales, por lo que sostuvo que el crecimiento de la demanda del sector agrícola es clave para la cooperativa, razón por la que la Asociación de Agricultores de Ñuble viene solicitando que se aborde esta problemática para responder a las necesidades de energía, principalmente para el riego y para la agroindustria.

“Con esta mesa de trabajo se lograron resultados, pues hoy sí tenemos proyectos. Ambos gobiernos -de Piñera y Boric- entendieron el problema, dado que se trata del desarrollo de la región de Ñuble”, sentenció Lagos, quien recordó que luego de levantar esta preocupación, la CNE aprobó el plan de expansión de la región de Ñuble, donde se establecieron proyectos que suman alrededor de 61,9 millones de dólares, a partir de una propuesta del CEN.

Proyectos en marcha

Cuando el gerente de Copelec alzó la voz en agosto de 2020, la modernización de la línea Charrúa-Chillán era un proyecto pendiente, en proceso de licitación. Hoy, a casi dos años, esa obra está en ejecución y se prevé su término para el verano de 2024, según informó el seremi de Energía, Ricardo León.

La autoridad enumeró los principales proyectos que se están ejecutando actualmente en la región de Ñuble, que apuntan al objetivo de reforzar la capacidad de transmisión, los que previamente fueron instruidos por la autoridad, entre ellas, la ampliación de capacidad de la línea de 66 kV Charrúa-Chillán; el aumento de capacidad de la línea 66 kV Monterrico Cocharcas, también de CGE, con fecha de término para el verano de 2023; el cambio de circuitos de 154 kV Charrúa-TAP Chillán y Charrúa-Monterrico, de Transelec, que debió estar concluida en el verano de 2020; la ampliación de la subestación Monterrico, de CGE, que debió terminar en el verano de 2022; la ampliación de la S/E Santa Elvira, de CGE, para el verano de 2024; la ampliación de la S/E San Carlos, de CGE, que debió estar lista en el verano de 2021; y la ampliación de la S/E San Gregorio, de Luz Parral, con fecha de término para el verano de 2021.

El seremi de Energía expuso que el diagnóstico de la situación actual del sistema de transmisión de energía eléctrica en Ñuble permite identificar algunas debilidades de la región en esta materia. León apuntó que existe una baja capacidad de la línea Charrúa Tap Monterrico 1×154 kV a 30°C; y por otro lado, el sistema Charrúa-Chillán, de 66 kV está limitado a 27,8 MVA a 30°C.

“Estas obras vienen a resolver la emergencia que estamos viviendo hoy, en que durante el verano pasamos serios apuros, porque la capacidad de la línea, con el calor se reduce, y la demanda sube mucho, especialmente por el riego, entonces estas obras para 2020 y 2022, van a permitir que este verano no tengamos tantas complejidades, y empecemos a superar la emergencia”, valoró León.

Riesgo de racionamiento

Pero el gerente de Copelec no piensa lo mismo. Lagos cree que el problema es mucho más grave, ya que, además, existe un riesgo de que el sistema se caiga este verano, es decir, que no sea capaz de satisfacer el consumo que crece notablemente en el periodo estival, principalmente por la actividad agrícola y agroindustrial, intensiva en el consumo por el uso de riego tecnificado y por el funcionamiento de las cámaras de frío; así como también por el aumento de la demanda residencial, por ejemplo, en zonas turísticas. Lagos recordó que el decreto de racionamiento sigue vigente hasta septiembre, y precisó que, durante el verano, con las mayores temperaturas, se afecta la capacidad de transporte en el cableado.

Lagos aclaró que dado que las obras de aumento de capacidad no estarán concluidas el próximo verano. “Creemos que este verano podría ser un poco más complicado que los anteriores, porque cada vez nos acercamos más al techo, y nosotros, como Copelec, estamos en una mayor vulnerabilidad respecto a otras distribuidoras, porque la gran demanda de energía de Copelec es en verano, y es justamente para satisfacer las necesidades de los agricultores, por el tema del riego”, explicó. De hecho, recordó que el sistema se ha caído en algunas zonas puntuales en años anteriores.

En ese sentido, destacó las medidas preventivas implementadas por Copelec para evitar los cortes. “Están las inversiones que hemos hecho para mejoramiento de las redes; hemos construido tres plantas fotovoltaicas, que en el verano ayudan mucho; la construcción de dos subestaciones eléctricas y la adquisición de tres generadores de 500 KvA cada uno, que son móviles.

Centralismo

Uno de los factores que se mencionan para explicar el rezago de Ñuble en materia de inversiones en transmisión es el centralismo en la toma de decisiones, lo que se traduce en mayores tiempos para los proyectos y en este caso, la invisibilización de las demandas de los territorios, algo que se cruza con la política y el rol de las autoridades locales.

Lagos recordó que hasta 2017 las empresas eléctricas podían abordar los aumentos de la demanda a través de inversiones propias “sin tener que ir al nivel central a buscar la decisión; en esa época, nosotros, por ejemplo, determinamos cinco grandes obras por $10 mil millones, que pudimos construir sin problemas, solo tuvimos que pedir las autorizaciones respectivas a la CNE. Sin embargo, cuando cambió la ley en 2017, todas esas necesidades de energía tienen que informarse al nivel central en Santiago, y hoy toda la planificación de la inversión pasa por Santiago, por lo tanto, algo que antes estaba descentralizado, hoy está centralizado, creemos que se retrocedió, y eso nos deja a nosotros fuera de la toma de decisiones”.

Añadió que centralizar estas decisiones en el CEN y en la CNE “implica plazos que son demasiado largos, son obras que se tienen que licitar, y eso toma uno o dos años en ponerse de acuerdo qué es lo que hay que licitar y elaborar las bases, y luego cuatro años para la construcción de dichas obras. Eso empeora la condición de la región cuando estamos en una situación de estrechez en transmisión; las obras van a llegar, pero no con la prontitud que nosotros quisiéramos. Nosotros creemos que debería haber una salida alternativa a este proceso centralizado, que nos permita como distribuidora poder acordar con las empresas transmisoras obras que sean de suma urgencia, en que se informe al transmisor, éste la evalúa, la mete en su plan de inversiones, y podríamos tener resultados muchos más rápidos. En esa línea, nosotros estamos haciendo un llamado a los reguladores para que se considere esa opción en estas situaciones que son de urgencia”.

El gerente de Copelec reflexionó que “al haber salido del patio trasero de la región del Biobío, se vislumbraron todos estos problemas, y recién ahí se dieron cuenta que teníamos grandes necesidades de energía. Antes de eso, nosotros ya lo habíamos vislumbrado en 2015, y habíamos dicho que en los siguientes diez años íbamos a tener un crecimiento de la demanda importante, cosa que no escucharon las autoridades de Concepción ni de Santiago. Al ser región, pudimos tener un acercamiento con las autoridades locales y así se comenzó a abordar este problema”.

Coincidió con Lagos el seremi de Energía respecto al impacto que ha tenido el cambio de la ley hacia un modelo más centralista en la planificación de las inversiones en transmisión. “Y en ese proceso, yo creo que se perdió un poco de información desde el territorio; eso es lo que nosotros tenemos que tratar de volver a colocar sobre la mesa, para poder tener esta visión de largo plazo”, dijo.

Otro elemento que habría influido en este rezago fue el cambio de propiedad de CGE, un proceso complejo para la empresa, con cambios de ejecutivos y reducción de personal, que produjo un retraso importante en las inversiones de la empresa, acotó Lagos. “Pero creemos que hoy, con el cambio de propiedad, debiera ponerse al día”, expresó.

Largo plazo

Dentro de lo positivo que se ha logrado en este periodo, el gerente de Copelec destacó que, a diferencia de hace dos años, ahora existe un diálogo fluido entre las empresas eléctricas, “porque todas tenemos el mismo problema”; y por otra parte, destacó que la semana pasada se instaló la Mesa eléctrica regional de Ñuble, que tiene una amplia participación, convocada por el gobernador regional, que contribuirá a proyectar los desafíos de largo plazo, entre otras misiones.

En los últimos cinco años, el crecimiento del consumo eléctrico de los clientes de Copelec acumula un 32,3%, es decir, “estamos creciendo a tasas sobre el 6% anual. También tenemos un incremento de 35,9% de nuevos usuarios en los últimos cinco años”, enfatizó el gerente de la cooperativa.

De la misma opinión es el seremi de Energía, quien planteó que “lo que hay que pensar ahora es cómo salimos de esto más allá, porque por mucho tiempo ha habido una falta de inversión importante en transmisión en la región, entonces, lo que estamos haciendo ahora es un poco ponernos al día y salir de la emergencia de transmisión, y con emergencia me refiero a que hay una dificultad de crecer para la región si es que no tiene capacidad de potencia. Sólo para graficar lo anterior, nosotros consultamos con CGE y con Copelec, que son las principales distribuidoras de la región, y entre las dos tienen una cantidad importante de clientes que no se han podido conectar, proyectos de distinta naturaleza, y esas obras no se han podido ejecutar, es decir, es inversión que no puede llegar a la región, porque estas empresas no tienen más capacidad para entregarles más potencia”.

León detalló que la demanda de energía no cubierta, que representan los proyectos que no tienen factibilidad eléctrica, suma 75 MVA, “lo que equivale a toda la capacidad nueva que estamos instalando desde Charrúa a Chillán, es decir, si esos proyectos se conectaran mañana, toda esa línea nueva se va altiro”, graficó.

Por ello también se han definido proyectos de mayor plazo, como la línea Mataquito-Hualqui, que viene desde el Norte hacia Concepción. “Esta línea no tenía ninguna bajada en Ñuble. En el ejercicio anterior se propuso que hubiera una subestación en Quirihue, la que se conectará con la S/E Hualte, lo que permitirá mejorar el suministro en Quirihue y en la zona costera y por otro lado, le dará otra vía de alimentación a la conurbación Chillán-Chillán Viejo-San Carlos”, detalló la autoridad. “Pero esa es la única obra adicional importante que se está generando -continuó el seremi-, la que estaría recién en 2027, si es que se cumplen todos los plazos”.

En ese sentido, reflexionó que “hoy estamos ciegos, no hay una planificación estratégica de largo plazo con respecto a la transmisión en Ñuble”, y reconoció que ese rol de planificación, que le corresponde al Coordinador Eléctrico Nacional “ha estado un poco dejado de lado en los últimos años, y recién el año pasado logramos esta obra, cuando probablemente esto debió haber sido mucho tiempo atrás”.

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