Sistema eléctrico del norte requiere más de US$ 6.000 millones para superar problemas

Fuente: La Tercera

Un cable de alta tensión que se quiebra como un cristal. En simple, esa fue la razón tras el apagón del pasado 28 de abril que dejó a las ciudades de Arica e Iquique sin suministro eléctrico por 14 horas.

El fuerte crecimiento en la demanda en el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) junto a las restricciones en transmisión, pusieron en evidencia, tras el pagón, la urgencia de realizar nuevas inversiones en el sector, que permitan enfrentar un escenario que se ve complejo en los próximos años.

Según datos del Cdec-Sing, organismo que coordina la operación de las eléctricas, el sistema debe resolver este año inversiones de más de US$ 6.000 millones en generación para hacer frente a la demanda, la que se duplicaría hacia 2017. Actualmente, la capacidad instalada alcanza a 4.580 MW, casi en su totalidad térmica, con una demanda máxima de 2.000 MW al día.

Las necesidades energéticas de los principales proyectos mineros que se desarrollarán en la zona, obligaría a sumar hasta 2.500 MW adicionales de capacidad, para suplir una mayor demanda estimada en unos 2.200 MW. El 90% del consumo eléctrico del Sing se lo llevan los clientes libres -principalmente mineras- y solo el 10% es residencial, comercial o industrial de menor tamaño.

“De aquí al 2015 hay crecimientos, que son normales y abordables, pero la expansión fuerte se dará desde 2016 en adelante. Vamos a duplicar nuestra demanda antes de 2020, y el crecimiento lo va a dar la minería”, dice Daniel Salazar, director de operaciones y peajes del organismo.

Puntualiza que el principal problema que aqueja a la zona norte del Sing (desde Iquique hasta la frontera con Perú), es que no puede cubrir su demanda con generación propia. Esta alcanza unos 330 MW, mientras que la capacidad instalada es de 200 MW.

“La zona norte representa una de nuestras prioridades por los problemas que presentó en 2011. Es una zona que importa energía del sistema, tiene una demanda relevante y con recursos de generación que no permiten abastecerla de manera óptima”, dice.

En todo caso, la solución de corto plazo -aunque retrasada por las lluvias altiplánicas- está a tiro de piedra. En junio o julio debería entrar en operación la línea Collahuasi-Encuentro (200 kilómetros, 220 Kv), que dará más holgura al sistema, reduciendo la posibilidad de blackout en las ciudades. Asimismo, hace dos semanas se abrió la licitación para el tramo Crucero-Lagunas (174 km, 220 Kv), que reforzará la llegada de energía a las ciudades y debería estar en operación en 4 años.

Las restricciones de transmisión -que provocaron el último apagón- están en vías de ser solucionadas, y se espera que a 2017 el sistema cuente con una expansión importante y ayude a reemplazar las líneas que presentan problemas. En este sentido, se deberán realizar inversiones -algunas de ellas ya en proceso de licitación- por unos US$ 350 millones. Esto permitiría agregar unos 1.500 kilómetros de líneas al sistema.

“El sistema de transmisión nuevo convive con el antiguo, y este tiene efectivamente mucha menos capacidad y restricciones. Cuando falla el nuevo, opera el antiguo, y no da abasto. Ese podría ser calificado como un alambre de timbre, si vale esta denominación”, dijo Salazar.

Fuente: La Tercera