A casi tres meses de asumir, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, explica los alcances de su primer Plan de Expansión de la Transmisión, que en su versión preliminar contempla 55 obras por US$ 1.418 millones.
Venegas explica que llegaron 206 propuestas de obras con inversiones por cerca de US$ 2.750 millones, las cuales analizaron bajo diversos ángulos y contrastándolas con cinco escenarios de desarrollo del sistema.
Ahí volvió a surgir la necesidad de construir una megalínea eléctrica entre Antofagasta y Santiago, de corriente continua. Esta misma idea fue cuestionada el año pasado por la industria minera y de clientes libres, los que tras una disputa en el Panel de Expertos, organismo que dirime disputas en el sector, lograron sacarla de los planes.
- El plan original del año pasado bordeaba cerca de los US$ 3.000 millones, ¿este es más modesto?
- No diría que es más modesto. En cantidad de obras, es relativamente similar al del año pasado. Lo que sucede es que la línea de corriente continua pesa mucho, con US$ 1.170 millones. Esta vez el proyecto es un poco más económico, por eso se redujo bastante el costo del plan total.
Las propuestas que hacen los privados se analizan bajo la óptica de ver su efecto en los costos de operación, inversión y falla del sistema. Muchas veces los promotores -no el Coordinador, porque este tiene una visión más global- apuntan a situaciones muy particulares.
Se van evaluando las obras y si cumplen las condiciones, la obra se incluye. Acá hay un criterio de optimización, porque no se trata de incluir todas las obras, recordemos que esto va a precio. El sistema infinito, lleno de obras, es muy caro.
- En el plan pasado hubo una discusión respecto a los escenarios que se utilizaban para elegir qué obras cabían dentro de esto, ¿cómo se resolvió ese tema en esta oportunidad?
- La Ley establece que se deben tomar los escenarios de planificación energética de largo plazo, los llamados PELP, que calcula y emiten el Ministerio de Energía. El año pasado, esos PELP no estaban completamente definidos, entonces se tomaron unos escenarios que además se simplificaron y de cinco, se simplificaron en tres.
Hubo algunas observaciones que encontraron que esa simplificación había sido sesgada, porque se habían dejado afuera escenarios donde la línea era menos necesaria.
Uno cuando mira estas obras, ve que sirvan para la mayoría de los escenarios. Es distinto decir dos de tres, que tres de cinco. Ahora, el Panel de Expertos no aceptó esa objeción, aunque sin perjuicio de eso, puesto que ahora sí tenemos los PELP y conociendo lo que había pasado, nos pareció que era más interesante hacer la evaluación en los cinco escenarios.
La línea, por ejemplo, cumplían en la mayoría de los cinco escenarios. En este caso, tres contra dos.
- ¿Cuál es la diferencia con esta línea, cómo se logró reducir su costo?
- Es más barata porque tiene un tercio menos de capacidad, con 2.000 MW. También se han revisado los costos y se han tratado de optimizar.
En este caso, hicimos dos sensibilidades adicionales. Primero, se tomó el concepto del mínimo de arrepentimiento, además de evaluarla en cinco escenarios de desarrollo del sistema, donde cumplió en la mayoría de ellos. Esa es la evaluación base, pero también vimos cuál es la solución que hace que me arrepienta menos.
También estudiamos el atraso de la línea, verificando qué pasaba si no entraba cuando correspondía (en 2030) y caía una sequía o pasaban otras cosas.
- ¿Han tenido feedback de las empresas ante este plan?
- Estamos en medio del proceso de observaciones, el que termina en los próximos días. Pero creemos que el proyecto tiene varias particularidades que lo hacen de mejor aceptación.
Primero, flota en tres de cinco escenarios. Además, hay un plan de descarbonización, que aún no está incluido en los escenarios, pero que provocará grados más altos de generación renovable en el norte, que son los casos donde la línea se hace más deseable y, por lo tanto, será más clara y nítida la necesidad de la línea.
En segundo lugar, le estamos dando un carácter de flexibilidad a la inversión, lo que está dado porque la condicionamos a la existencia de un potencial de generación en el norte.
- ¿En qué consiste eso?
- En el análisis, la línea funciona en tres escenarios, pero reconozco que como nos vamos a demorar en llegar a la licitación -tres o cuatro años-, antes que se haga el concurso voy revisar si las condiciones que hoy día me sugirieron poner la línea, se siguen manteniendo. Así, establecimos que tiene que darse al menos las condiciones del escenario donde era menos necesaria la línea.
- Eso se planteó verbalmente el año pasado, ¿el que esté esto escrito hace una diferencia?
- Sin duda. El plan viene con esto escrito. La otra vez no: era una obra que entraba directa como necesaria de construir y punto.
- ¿Cuáles son los beneficios de esta línea?
- De los cinco escenarios estudiados, hubo tres de ellos en que la línea, así evaluada, presentó beneficios económicos. En el caso más ajustado (con menos necesidad de transmitir desde la zona norte) presentó cerca de US$ 350 millones de beneficio, y en el caso de mayor generación en la zona norte fueron más de US$ 1.700 millones. En el promedio de estos tres casos favorables, el beneficio fue del orden de US$ 1.200 millones.
Es decir, si no se construyera la línea, los costos totales de inversión, más operación y más falla serían en promedio US$ 1.200 millones superiores al caso en que se invierte en la línea. O, dicho de otra manera, pese a que se invierten casi US$ 1.170 millones, esa inversión permite ahorros en operación y falla muy superiores, tal que el neto total da los beneficios mencionados.
- ¿Está calculado cuánto es el efecto en tarifas de todo este plan?
- No, pero no es significativamente distinto, porque las instalaciones de transmisión, para llegar al cargo fijo que va a tarifas, se distribuyen en la cantidad de energía. Entonces, para el momento que esta línea entre en servicio, en 12 años más, la cantidad de energía puede ser casi el doble de lo que es hoy.
El sistema está creciendo cerca de 3,5%, pero tenemos expectativas de que pueda haber mayor crecimiento de consumo, lo que producirá economías de escala.
Otros planes
- En el plan de contempla la ampliación de varios equipos de la línea de ISA, que prontamente será inaugurada, como la subestación Nueva Paz de Azúcar. ¿A qué responden?
- Responden justamente a la adaptación del sistema a toda la nueva situación, que incluye la línea de Interchile, y a las variaciones que se han producido en generación y consumo y que se prevén en el horizonte. Este es un sistema vivo. Se está siempre adaptando y se va adecuando a las generaciones, entonces ahí se detectan necesidades de ampliaciones que hay que hacer complementarias probablemente a la línea de Interchile.
- Además, para Santiago usted propone una estación móvil, ¿en qué consiste?
- Se han usado subestaciones móviles en otros casos y esta es específicamente en la Región Metropolitana, dado que es más complicado tener y disponer de espacios para subestaciones grandes. Sin embargo, hay necesidades de adecuaciones y por eso es que está considerada esa subestación móvil. El objetivo es mejorar la calidad de servicio en varios aspectos. No es para un corte específico, pero sí es para reforzar el sistema.
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