ELÉCTRICAS VEN CONFLICTO CON COMUNIDAD POR NUEVA LÍNEA DE TRANSMISIÓN CLAVE PARA SANTIAGO

La obra está incluida en el estudio de expansión del sistema troncal al 2018, en desarrollo, y ayudará a reforzar el sistema de distribución en la capital, cruzando comunas como La Reina, Lo Barnechea y Peñalolén.

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El nuevo estudio de Expansión de Transmisión Troncal (ETT), que definirá el crecimiento de las redes eléctricas entre 2015 y 2018 en los principales sistemas eléctricos del país, los interconectados Central (SIC) y del Norte Grande (Sing), trae una «bomba» que tiene en alerta a la industria por el difícil escenario que abriría con las comunidades.

El incremento del consumo de energía en la Región Metropolitana, que es abastecida por Chilectra y CGE Distribución, la expansión de la ciudad y el déficit en la capacidad de transporte que se prevé hacia fines de la década, llevaron a la consultora a cargo del ETT a recomendar la construcción de una nueva línea de la tensión más alta (500 kV) para conectar los principales puntos de alimentación de la capital: las subestaciones Polpaico, por el norte, y Alto Jahuel, por el sur.

Hoy, Santiago está alimentado mayormente por líneas de 220 kV y sólo una de 500 kV, redes que se estima tendrán su capacidad copada hacia 2020. Las opciones planteadas son dos: conectar los puntos mencionados por el poniente, a través de la futura subestación Lo Aguirre, actualmente en construcción en la comuna de Pudahuel, o hacerlo por el oriente de la capital, usando como nexo la subestación Los Almendros, ubicada en la precordillera de la comuna de Las Condes.

En el primer caso, el tendido cruzaría también comunas como Maipú o Lo Prado, mientras que en el segundo podría cruzar por Pirque, Peñalolén, La Reina y Lo Barnechea.

En ambos casos, dicen en el sector eléctrico, la oposición de los alcaldes y los vecinos se da por descontada.
El ente a cargo del estudio, el consorcio Mercados Interconectados (KAS Ingeniería, y las consultoras Sigla y Mercados), recomienda que el tendido vaya por la precordillera por los posibles conflictos por uso de suelo en el poniente (dado su potencial para desarrollo inmobiliario). Además, su recomendación sería la más económica, considerando el despliegue de subtransmisión en la zona.

En las eléctricas tienen claro el alto nivel de conflictividad de esta iniciativa, pero señalan que de posponerse o no realizarse, Santiago se transformaría a fines de la década en una «isla» dentro del sistema, con precios de energía más altos y mayor inestabilidad en la distribución.

En este sentido, la consultora, que esta semana debería entregar la versión definitiva del ETT, advierte en su cuarto informe de avance que a partir de 2024 se comenzarían a sentir los efectos de este aislamiento, elevando los costos del sistema en US$ 42 millones anuales.

Tras cambio en plazos, estudio de expansión del troncal estaría listo a fines enero

Múltiples dilaciones ha tenido el Estudio de Transmisión Troncal (ETT) para el periodo 2015-2018, debido a reparos técnicos realizados por la autoridad al trabajo del consorcio Mercados Interconectados, compuesto por la chilena KAS Ingeniería, su par trasandino Sigla y la española AF Mercados EMI.
Fuentes señalan que el ETT, que ya acumula cuatro informes de avance con sus respectivas observaciones, estará listo a fines de mes.

En el último proceso de observaciones, que data de fines de diciembre, Transelec, el mayor operador en el segmento de transmisión del país, fue especialmente crítica del trabajo realizado por el consorcio, indicando que el estudio presentado no tomaba en cuenta una serie de variables, entre ellas plazos de construcción estimados para la líneas de alta tensión menores a los reales (39 meses estimados frente a los 48 a 60 meses que han demorado las últimas obras); precios actualizados de los equipos necesarios; subvaloración de obras ya construidas; costos de inversión, personal y otros factores no considerados.

Lo más notorio es que el consultor no consideró en las estimaciones el escenario de la interconexión de los sistemas Central y del Norte Grande en corriente continua, tal como lo había planteado la autoridad en el informe de precio nudo y que es una opción que se está evaluando, por lo que solicitó que se considerara también en las modelaciones.

Agrega que en los escenarios analizados había energía no suministrada al sistema, lo que también debía ser resuelto, y que también debía justificar la conveniencia de una interconexión eléctrica con Perú.

Fuente:Diario Financiero