Alex Alegría M.

La interconexión eléctrica del SIC y el SING representa uno de los hitos más importantes de la historia del sistema eléctrico chileno. A partir de 2018, una línea de transmisión de 500 kV unirá lo que anteriormente constituían dos sistemas distintos en su génesis, operación y desarrollo, configurando un nuevo sistema de más de 3.000 km que se extenderá desde Arica hasta la isla de Chiloé. Este paso hacia un nuevo sistema interconectado nacional –cuyo nombre se está aún por definir- va mucho más allá de la ansiada continuidad eléctrica; representa un paso importante a la integración territorial de Chile, permitiendo los intercambios y el uso pleno de todos los recursos energéticos distribuidos a lo largo del país.

Las primeras iniciativas para una interconexión entre el SIC y el SING se remontan a décadas pasadas, con motivaciones que obedecían a la necesidad de los proyectos mineros por contar con energía más barata traída desde el sur o, posteriormente, a la posibilidad de compartir los excedentes de generación en base al gas proveniente de Argentina, las que resultaron coyunturales vistas desde la cómoda mirada del presente. Esta vez, la interconexión pronta a materializarse incorpora dentro de su leit motiv el aprovechamiento de los recursos de generación renovable del norte del país, conjuntamente con una serie de beneficios directos e indirectos en el largo plazo, tales como el aumento de la competencia en generación, la posibilidad de interconectarse con nuestros países vecinos y el respaldo energético ante catástrofes naturales.

Desde el punto de vista técnico, la interconexión SIC-SING plantea una serie de desafíos al diseño de las instalaciones, como son los niveles prohibitivos de Transient Recovery Voltage (TRV), y las limitaciones al crecimiento de las subestaciones de 220 kV, dadas por los altos niveles de cortocircuito y el impacto en una red preexistente que no fue dimensionada para soportar las exigencias que traen consigo las grandes transferencias de potencia y su variación intra-diaria.

La operación del nuevo sistema interconectado resultante, de más de 3.000 km de extensión y mayormente radial, representa igualmente un desafío de gran magnitud para el nuevo Coordinador, adquiriendo especial relevancia la mitigación de los fenómenos oscilatorios postcontingencia, el control de tensión a lo largo del sistema y la necesidad de contar con reservas para el control de frecuencia que resulten técnica y económicamente eficientes distribuidas a lo largo del territorio. En este escenario, el rol de las nuevas tecnologías de control, monitoreo y análisis de la red resultan clave como herramienta para permitir una operación confiable y segura.

Igualmente, el Coordinador debe entregar los incentivos adecuados a través de los Servicios Complementarios para resolver de la forma más económicamente eficiente, tanto las problemáticas descritas como la incorporación de la flexibilidad en el parque generador, permitiendo la integración plena de los recursos renovables variables dentro del despacho económico.