Por Miguel Bermeo T.
Cortes de energía durante la semana pasada y el gobierno analizando la posibilidad de emitir un decreto de racionamiento, son algunos de los coletazos que dejó la salida a mantención de la Central Tarapacá -propiedad de Endesa-. La situación podría repetirse al terminar el primer trimestre de 2012, cuando deba salir nuevamente, dice Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING.
-¿Podemos volver a tener episodios como el actual?
-Sí, estamos viendo que puede suceder entre marzo y abril, con el nuevo mantenimiento de la central. El desarrollo de la línea de Collahuasi traerá más capacidad de transmisión, por lo que no vamos a quedar tan vulnerables.
-Pero la línea de Collahuasi entra en funcionamiento a mediados de año…
-La situación de marzo o abril no es muy distinta a la de diciembre, no hay elementos que lo diferencien.
-¿Entonces se podría volver a repetir el episodio?
-Si hay fallas adicionales, podríamos estar en una situación muy al límite.
En todo caso, fuentes de la Central Tarapacá, indican que “estamos trabajando con el CDEC-SING para planificar de la mejor manera posible la futura mantención de la planta y así afectar lo menos posible el suministro de la zona”.
Problemas de fondo
Según cuenta Salazar, el gran problema que tiene la zona norte del SING es que “requiere inversiones, una infraestructura mayor, tanto a nivel de generación como de trasmisión. Es una zona deficitaria, intensa en consumo, donde, a diferencia del resto del sistema, tiene una participación importante de los clientes regulados. Lo que ha ocurrido en las últimas semanas es atender una situación que es estrecha, ajustada, por inversiones o decisiones de inversión que no se han tomado”.
-¿Por qué no se tomaron?
-Básicamente tiene que ver con los actores que participan en esa zona. La demanda fuerte está en tres clientes, y si me apuran está en uno, Collahuasi. Esta tiene casi la mitad de la demanda de la zona y las acciones que ha tomado no han llegado en la oportunidad o momento que se requerían. Esos desarrollos de líneas llegarán a mediados del próximo año y es una decisión que está estrictamente en el ámbito privado o propio de Collahuasi.
Lo otro, es el tema que venimos predicando o planteando, es que se requiere reforzar y desarrollar mayores capacidades en transmisión. Hay aspectos regulatorios que atender y los agentes aún no terminan de comprender la relevancia que tiene el aspecto de transmisión. Siempre se han entendido como un costo asociado a los proyectos.
-La situación que se vive en el norte se previó hace al menos seis meses, ¿por qué no se tomaron medidas?
-Nosotros emitimos un reporte hacia fines de 2009, un documento interno a nivel CDEC, diciendo cuáles eran las condiciones de esa zona. Ahora, ese reporte tuvo difusión interna entre las empresas que participan en el CDEC y de ahí durante 2010 llevamos este tema en algunos foros y seminarios y encendimos luces amarillas. El tema era la transmisión y nuestra principal preocupación era la zona norte.
-¿Quién debió haber tomado una decisión?
-Esto se resuelve con inversiones, y las inversiones en transmisión, toman varios años; en generación, incluso más, si se trata de un desarrollo termoeléctrico.
-Pero si se dieron cuenta en 2009 ¿por qué no se promovieron esas inversiones?
-Faltó sensibilidad. En el año 2009 este sistema estaba en la crisis del gas natural, lo que nubló o no permitió visualizar el largo plazo. Se estaba resolviendo el día a día.
-¿Quién debió promover esas inversiones?
-En el caso de transmisión, la autoridad participa y tiene competencia en el desarrollo del sistema de transmisión troncal. Ahí hay otro tema. En el año 2009 la trasmisión troncal llegaba a 800 mts, representaba una fracción totalmente minoritaria del sistema, un 1%. Por lo tanto, ni el CDEC ni la autoridad podían desarrollar el sistema de transmisión si tenían tuición sólo del 1%. Lo que existe es la transmisión adicional, que representa un 94%. Hoy cuando analizamos las líneas en la zona norte, hay un pecado regulatorio, de la definición de origen, de haber dejado un 1% en condición troncal y un 94% en condición adicional, que se decide netamente en el ámbito bilateral entre empresas.
Las recomendaciones del CADE
Una serie de recomendaciones hizo el Consejo Asesor para el Desarrollo Eléctrico (CADE) para los centros de despacho. Una de ellas es que se conviertan en organismos independientes, como corporaciones de derecho privado y sin fines de lucro. Al respecto, Salazar señala que los CDEC ganarán “más autonomía, independencia, con un gobierno corporativo distinto. Además, se les reconocerá la “función pública que cumplen, porque abastecen las ciudades, y las industria (...) Pero eso tiene que ser declarado en leyes que sean acordes con la importancia estratégica que no se le ha podido o querido dar”.
Respecto de la sugerencia de interconectar el SING y el SIC, Salazar dice que en un plazo de unos 6 años podría resultar, cuando “este sistema tendrá un tamaño suficiente y robusto(...). Hoy, por tamaño y escala, la interconexión podría ser menor, con 200 a 300 MW, lo que es bastante poco. Pero si se desarrollan los proyectos mineros, y el SIC crece lo que tiene que crecer hacia el Norte Chico, se vana acercar los sistemas, cada uno con tamaños fuertes que viabilizan la interconexión”.
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